Prevision Mexico 2015

Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015

Secretaría de energía

Fernando CanaleS Clariond

Secretario de Energía

Alejandro Dieck ASSad

Subsecretario de Planeación Energéticay Desarrollo Tecnológico

Héctor Moreira Rodríguez

Subsecretario de Hidrocarburos

joSé alberto acevedo Monroy

Subsecretario de Electricidad

oScar javier torre góMez

Oficial Mayor

rafael obregón caStellanoS

Director General de Planeación Energética

Silvia Marroquín lara

Jefa de la Unidad de Comunicación Social

MÉXICO, 2006

dirección general de Planeación energética


Responsables:

rafael obregón caStellanoS

Director General de Planeación Energética

virginia doniz gonzález

Directora de Integración de Política Energética Nacional

guMerSindo cué aguilar

Subdirector de Integración de Política Energética

Edición:

joSé alberto díaz Montaño

Director de Difusión

nidia iSabel ceballoS Martiñón

Subdirectora de Comunicación Gráfica

roSa María noriega MoraleS

Jefa del Departamento de Diseño Gráfico

lucero gonzález Martínez

Diseñadora Gráfica

© Secretaría de Energía Primera edición, 2006

Derechos reservados. Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleC.P. 03100México, D.F.ISBN: 968-874-203-1 Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

Portada: Central Hidroeléctrica Aguamilpa, Estado de Nayarit.

Agradecemos la participación de las siguientes dependencias, entidades, organismos e instituciones para la integración de esta prospectiva:

Comisión Federal de Electricidad

Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Comisión Reguladora de Energía

Instituto de Investigaciones Eléctricas

Instituto Mexicano del Petróleo

Luz y Fuerza del Centro

Pemex Corporativo

Pemex Gas y Petroquímica Básica

Pemex Refinación

Presentación

Introducción

Resumen ejecutivo

Capí tu lo uno

Mercado internacional de energía eléctrica

1.1 Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica1.2 Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica1.3 Consumo de combustibles para la generación mundial de energía eléctrica1.4 Tendencia del consumo mundial de energía eléctrica

1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía eléctrica por habitante

1.5 Tendencia de la capacidad y generación mundial de energía eléctrica

1.5.1 Tendencia mundial del consumo de combustibles utilizados para generación de electricidad

Capí tu lo dosMarco regulatorio del sector eléctrico

2.1 Estructura del marco regulatorio de las actividades reguladas2.2 Órgano regulador2.3 Modalidades de generación de energía eléctrica del sector privado2.4 Instrumentos de regulación2.5 Permisos de generación eléctrica

2.5.1 Usos propios continuos2.5.2 Productor independiente de energía2.5.3 Autoabastecimiento2.5.4 Cogeneración2.5.5 Exportación2.5.6 Importación

2.6 Decreto de Ley sobre Cogeneración en Pemex2.7 Normas Oficiales Mexicanas del sector eléctrico

11

13

15

17

27

Índice

8

2.8 Normas Oficiales Mexicanas (NOM) en materia ecológica aplicables a la industria eléctrica

Capí tu lo t resMercado eléctrico nacional

3.1 Consumo nacional de energía eléctrica 3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad

3.1.2.1 Ventas internas por región 3.1.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda del Sistema Interconectado (SI)

3.1.3.1 Demanda máxima coincidente3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda

3.1.4 Estructura tarifaria3.1.5 Interconexiones y comercio exterior de energía eléctrica

3.2 Estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)3.2.1 Capacidad instalada en el SEN3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público

3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio público por región3.2.2.2 Capacidad instalada para generación de energía eléctrica de permisionarios

3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional3.2.3.1 Generación de energía eléctrica para el servicio público3.2.3.2 Generación de energía eléctrica de permisionarios

3.2.4 Balance de energía eléctrica3.3 Capacidad de transmisión y distribución del SEN

3.3.1 Estructura de la red de transmisión3.3.2 Evolución de la red de transmisión y distribución nacional

Capí tu lo cuatroProspectiva del sector eléctrico nacional

4.1 Escenarios macroeconómicos y supuestos básicos4.2 Pronóstico del consumo nacional de energía eléctrica 2006-2015

4.2.1 Análisis regional del mercado de energía eléctrica4.2.2 Demanda bruta por área operativa

4.3 Expansión del Sistema Eléctrico Nacional4.3.1 Capacidad de reserva4.3.2 Programa de expansión

4.3.2.1 Capacidad comprometida o en construcción4.3.2.2 Capacidad adicional no comprometida4.3.2.3 Programa de retiros de capacidad

43

69

9

4.3.2.4 Evolución de la capacidad instalada por región estadística4.3.2.5 Tecnologías para la expansión del sistema de generación

4.3.3 Generación bruta del servicio público, 2006-20154.3.4 Consumo de combustibles para generación de electricidad

4.4 Autoabastecimiento y cogeneración4.5 Evolución planeada de la red nacional de transmisión4.6 Requerimientos de inversión del sector eléctrico4.7 Opciones técnicas para la expansión del sistema de generación

Capí tu lo c incoAhorro de energía en la industria eléctrica

5.1 Programas de ahorro de energía5.1.1 Normalización5.1.2 Horario de verano5.1.3 Programas en instalaciones5.1.4 Sector agropecuario5.1.5 Programa de incentivos y desarrollo del mercado5.1.6 Sector doméstico5.1.7 Administración Pública Federal (APF)5.1.8 Programas internos de ahorro de energía en CFE

5.2 Estado actual y avances en investigación y desarrollo tecnológico en tecnologías de generación eléctrica

Anexos1) Resumen de las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética, 20062) Tablas regionales3) Glosario de términos4) Abreviaturas y siglas

Bibliografía

Referencias para la recepción de comentarios

107

119

143

141

Presentación

En nuestro país, el actual entorno energético se encuentra inmerso en una tendencia de necesidades de abasto

y seguridad crecientes, que plantea importantes retos para el corto, mediano y largo plazo. Las acciones con visión integral que se realicen para hacer frente a estos retos, son fundamentales para garantizar un equilibrio oferta-demanda conforme al desarrollo económico y sustentable que la población requiere.

El adecuado desarrollo de cualquier sector de la economía requiere de una planeación estratégica donde confluyan todos los agentes involucrados. En el caso del sistema eléctrico nacional, la planeación del mismo implica que bajo el marco regulatorio vigente y mediante una visión de política energética integral, las empresas suministradoras del servicio público, productores independientes de energía, permisionarios privados de energía eléctrica, así como los suministradores de combustibles, contratistas y fabricantes de equipos, interactúen dentro de un entorno que resulte favorable a la inversión y el desempeño competitivo del sector.

La estructura del orden jurídico ha mostrado avances importantes para brindar mayor certidumbre a la inversión privada en áreas que no están reservadas para el servicio público. Asimismo, se han flexibilizado algunos aspectos que podrían contribuir a un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos, tal es el caso de las modificaciones a la Ley Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios, mediante las cualesse ha hecho posible el intercambio de energía al interior de la paraestatal, mediante cogeneración, que permitirá la venta de excedentes al sistema eléctrico nacional.

No obstante, existen muchas áreas de oportunidad que deben seguir siendo prioridad para lograr un mejor desarrollo del sector eléctrico, como son, el diseño y aplicación de criterios de confiabilidad, sustentabilidad y eficiencia energética, y la implementación de políticas más intensivas de diversificación de fuentes de energía orientadas minimizar el impacto al medio ambiente y garantizar el abasto competitivo de energía eléctrica a largo plazo.

12

La importancia de estas acciones radica en las características propias del sector eléctrico, pues en éste confluyen todas las fuentes de energía primaria y gran parte de las fuentes secundarias, lo que brinda la posibilidad de lograr una diversificación orientada a aprovechar en forma racional la disponibilidad de cada fuente y a disminuir la vulnerabilidad por la alta dependencia de los hidrocarburos en un entorno de alta volatilidad de precios, mediante el uso de otras tecnologías.

Para ello, es necesario concretar un aprovechamiento óptimo de nuestros recursos naturales, para ir migrando hacia una generación eléctrica sustentable y limpia a lo largo de las próximas décadas.

El camino es a base de energías alternas, mediante un aprovechamiento integral del potencial hidroeléctrico y mini hidroeléctrico, geotérmico, eólico, solar y bioenergético, así como de otras fuentes de energía, en particular la nuclear moderna, hoy por hoy de las fuentes primarias más limpias para generación de carga base. La diversificación podría también utilizar como puente la generación de electricidad a partir de gasificación de carbón con ciclo combinado, biomasa y residuales de refinación.

Para llevar a buen término el desarrollo que en materia de energía eléctrica nuestro país requiere, es necesario continuar trabajando las iniciativas y reformas al marco jurídico que permitan por el lado de la oferta, fortalecer y hacer más eficiente la operación de las empresas suministradoras, así como brindar mayor certidumbre y seguridad a la inversión privada en el sector, de tal forma que ambos servicios interactúen en beneficio del desarrollo de nueva infraestructura, y por el lado de la demanda, es importante continuar con la promoción de la más eficiente utilización de la energía eléctrica en todos los sectores de nuestro país.

Fernando Canales ClariondSecretario de Energía

Introducción

En la planeación del sector eléctrico, la Secretaría de Energía coordina las labores del Grupo Interinstitucional

de Prospectivas en el que participan las entidades del sector. Las aportaciones de cada una, hacen posible realizar este documento y cumplir, conforme lo establece el Artículo 69 del Reglamento de la Ley del Servicios Público de Energía Eléctrica, con la publicación de la presente Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015.

Este documento presenta la visión de largo plazo del sector energético con la mejor información disponible al cierre de esta edición proporcionada por CFE, LyFC, Pemex, CRE, Conae y el IMP.

El objetivo primordial del documento es difundir la situación reciente del mercado de energía eléctrica en nuestro país así como los proyectos necesarios para alcanzar el abasto suficiente y oportuno que brinde cobertura al crecimiento de la demanda de energía eléctrica para los próximos 10 años.

En el primer capítulo se describe la evolución del consumo y capacidad instalada mundial de energía eléctrica, así como las fuentes de energía que están siendo utilizadas internacionalmente en la generación de electricidad.

El siguiente capítulo expone la estructura del marco regulatorio para la industria eléctrica, así como los instrumentos de regulación y el estado que guardan los permisos otorgados en las modalidades consideradas en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Asimismo, se presenta el desarrollo y el comportamiento de cada una de las modalidades, con la finalidad de brindar la información necesaria para el análisis de la situación de los permisionarios y la toma de decisiones en la planeación del sistema eléctrico.

En el tercer capítulo se analiza la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, considerando el comportamiento del consumo nacional de electricidad, las ventas internas en cada región y sector, el comportamiento estacional de la demanda y la estructura tarifaria. Asimismo, se describe la composición de la infraestructura para generación, transmisión y distribución

14

del servicio público, así como la generación de electricidad por parte de permisionarios en las modalidades vigentes.

El cuarto capítulo presenta las trayectorias futuras del consumo y la demanda de electricidad a nivel nacional, sectorial y regional con el propósito de identificar los requerimientos de capacidad y de energía necesaria para el periodo 2006-2015. En el programa de expansión que resulta del análisis de la demanda de electricidad, se consideran las fuentes de energía que bajo los lineamientos de política energética se planea utilizar durante los próximos años. Con la finalidad de contar con un marco completo, el enfoque del análisis de la expansión del sector eléctrico considera tanto el servicio público (CFE y LyFC) como el sector privado a través del autoabastecimiento.

El último capítulo detalla los logros en materia de ahorro de energía eléctrica a través de los diversos programas, entre ellos el horario de verano. Asimismo se describe el programa de incentivos que tiene como fin impulsar la utilización de tecnologías ahorradoras y la transformación del mercado de equipos, financiamiento y servicios para el ahorro de energía eléctrica.

Finalmente, se incluyen cuatro anexos con información de apoyo para una mejor comprensión de este documento, así como la bibliografía y referencias para la recepción de comentarios.

Resumen ejecutivo

La Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015 detalla la situación internacional, la evolución histórica del mercado

eléctrico nacional, así como el crecimiento esperado de la demanda y los requerimientos de capacidad para los próximos diez años.

El consumo mundial de energía eléctrica ascendió a 15,431 TWh en 2004, cifra 4.5% superior al valor registrado en 2003, mientras que la capacidad creció en 2.8% respecto a este último año, al ubicarse en 3,729 GW en 2004. En general, las centrales termoeléctricas convencionales mantienen la mayor participación en la capacidad, a excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear predomina, o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de centrales hidroeléctricas.

Las proyecciones energéticas internacionales indican que los combustibles de mayor utilización en la generación de electricidad seguirán siendo el carbón y el gas natural, mostrando este último el mayor crecimiento hacia 2015. Esta tendencia acentuará su contraste con el comportamiento esperado en el consumo de combustóleo, el cual por razones de sustentabilidad ambiental disminuirá su participación en la generación mundial de energía eléctrica.

En el segundo capítulo se exponen los ordenamientos e instrumentos de regulación que rigen la operación de los permisionarios de energía eléctrica. En 2005 se registraron 494 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales el 93.7% se encuentra en operación, con una capacidad de 16,801 MW. Esto representa un incremento de 164 permisos respecto al año anterior, debido principalmente al otorgamiento de 160 nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad instalada en pequeña escala, lo cual dio como resultado la más baja capacidad promedio por permiso otorgado durante los últimos años, ubicándose en 2.8 MW/permiso en 2005.

Los permisos en operación concentran el 77.3% de la capacidad total autorizada, lo cual representa una mayor proporción respecto al observado en 2004 (70.8%). Este incremento obedece a la entrada en operación de algunos productores

16

independientes de capacidad importante así como de proyectos de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad autorizada es producción independiente con 12,557 MW, lo cual representa el 57.8% respecto al total autorizado. Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos otorgados es el autoabastecimiento, el cual concentra el 69.2% del total de permisos vigentes.

El tercer capítulo indica que el consumo nacional de energía eléctrica en 2005 aumentó 4.0% respecto al año anterior, para ubicarse en 191,339 GWh y mostrando una tasa de crecimiento anual de 4.7% durante 1995-2005.

En 2005, el número de usuarios de energía eléctrica atendidos por CFE y LyFC aumentó en 3.5%, proporcionando el servicio a cerca de 29 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo 1995-2005, las ventas internas de energía eléctrica han mostrado un crecimiento de 4.1%, impulsado principalmente por el sector industrial.

La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a diciembre de 2005 incluyendo exportación se ubicó en 53,858 MW, mostrando un ligero incremento de 0.6% respecto al año anterior. De esta capacidad, CFE concentra el 69.5%, los productores independientes el 15.3%, LyFC el 1.6%, mientras que el restante 13.6% está distribuido entre las diferentes modalidades para generación de electricidad vigentes. Destaca el hecho de que de un total de 46,534 MW instalados en el servicio público a diciembre de 2005, la participación de la tecnología de ciclo combinado superó a las termoeléctricas convencionales dentro de la capacidad total, con 28.5% mientras que el ciclo convencional aportó el 27.8%.

En 2005, la generación bruta del servicio público se ubicó en 218,971 GWh lo cual representa un incremento de 5.0% respecto al año anterior. Las centrales de ciclo combinado aportaron el 33.5% de esta energía, mientras que las termoeléctricas convencionales e hidroeléctricas lo hicieron con el 30.7% y 12.6%, respectivamente. Esto repercute en una mayor participación del gas natural en la generación eléctrica, al pasar de 16.6% en 1995 a 43.2% de la generación total del servicio público en 2005.

En el capítulo cuarto, las estimaciones del consumo nacional de electricidad para el periodo 2005-2015 indican una tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya que aumentará de 191.3 TWh en 2005 a 304.7 TWh en 2015.

Durante el periodo 2006-2015, el programa de expansión de CFE requerirá una capacidad de 23,545 MW la cual está integrada por 6,549 MW de capacidad comprometida

y 16,995 MW de capacidad no comprometida. Adicionalmente, el programa de LyFC pondrá en marcha 448 MW en lo referente a capacidad comprometida en 2006. En suma, por parte del servicio público, se instalarán 23,993 MW durante la próxima década.

La capacidad de generación del servicio público pasará de 46,534 MW en 2005 a 65,981 MW en 2015, lo cual refleja un incremento neto de 19,447 MW.

Se estima que las centrales de ciclo combinado continúen en aumento y en 2015 representen el 51.4% de la generación total. Asimismo, en 2015 las centrales termoeléctricas convencionales disminuirán su participación a 9.6%. Esto implica que el gas natural en 2015 represente, según las estimaciones, el 61.1% del consumo de combustibles para la generación eléctrica total.

Finalmente en el capítulo cinco, con referencia a finales de 2005 se estima un ahorro equivalente a 21,940 GWh en consumo y poco más de 5,518 MW en capacidad diferida, mientras que en 2015, se espera alcanzar un ahorro de 43,719 GWh y 10,678 MW. Asimismo, con el horario de verano, en el periodo de 1996-2005 se han obtenido ahorros del orden de 11,133 GWh de energía y 982 MW de disminución en demanda máxima coincidente. Se espera que para 2015 los ahorros de energía sean del orden de 1,581 GWh y 1,510 MW de demanda evitada.

Cap

ítul

o

Mercado internacional de energía eléctrica

uno

En el contexto internacional, la competitividad de un país o de un bloque regional depende entre muchos

otros factores, del suministro oportuno, eficiente, confiable y de calidad, de la energía eléctrica necesaria para garantizar y sustentar el ritmo de la actividad económica.

En este capítulo, se aborda el análisis de la evolución histórica reciente y las tendencias futuras del mercado eléctrico internacional en un horizonte de 10 años, particularizando en las principales variables que conforman la estructura de mercado del sector eléctrico en varias regiones del mundo1, tales como: consumo mundial y consumo per cápita de energía eléctrica, capacidad instalada, así como los combustibles generalmente utilizados para la generación de electricidad.

En un entorno altamente competitivo y ambientalmente restrictivo, la eficiencia en la operación y por ende, en la utilización de combustibles cobra gran relevancia, por ello, resulta sumamente importante la atención en el ritmo de crecimiento de la demanda de energía eléctrica en los distintos países, principalmente en transición.

1.1 Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica

El consumo mundial de energía eléctrica mostró durante el periodo 1994-2004, un crecimiento medio anual de 3.1%, al pasar de 11,329 TWh en 1994 a 15,431 TWh en 2004. Como se verá más adelante, este ritmo de crecimiento ha sido primordialmente impulsado por los países en transición,

1 Se consideran los grupos de países que señala el documento International Energy Outlook 2006, del DOE, los cuales se distinguen por: a) países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE): Norteamérica OCDE (Canadá, Estados Unidos de América y México), Europa OCDE, Asia y Oceanía OCDE (Australia, Corea del Sur, Japón y Nueva Zelanda); b) países no miembros de la OCDE: Europa y Eurasia, Asia, Medio Oriente, África, así como Centro y Sudamérica.

Secretaría de Energía

18

Gráfica 1Consumo mundial de energía eléctrica por región, 1994-2004

(TWh)

Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.

dado que son mercados en proceso de expansión y madurez, por lo que actualmente hacen una utilización menos eficiente de la energía en comparación con los países industrializados.

Las regiones que han alcanzado altos niveles de estabilidad y madurez de mercado, como son los casos de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado por registrar incrementos moderados en el consumo de energía eléctrica durante los años recientes, con tasas de 2.0% y 2.2%, respectivamente. En Norteamérica en particular, los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se ubicaron en 1.9% y 1.3% durante 1994-2004, respectivamente. A diferencia de este comportamiento, en México el consumo de energía eléctrica (ventas internas

del sector público y consumo autoabastecido) ha crecido a un ritmo de 5.7% en promedio anual durante dicho periodo.

Los mayores crecimientos en el consumo de energía eléctrica se han presentado (y la tendencia se mantendrá) en países no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente, con tasas de 7.5% y 6.5% durante dicho periodo, respectivamente (véase gráfica 1). El fuerte impulso en el consumo de la primera de estas regiones, proviene de China e India, países que durante 2004 demandaron el 77% del total de energía eléctrica consumida. En el caso de Medio Oriente, Irán y Arabia Saudita impulsan el crecimiento en el consumo de energía eléctrica al incrementar su demanda durante 1994-2004 con un ritmo anual de 7.3% y 5.5%, respectivamente.

1.2 Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica

Durante 2004, la capacidad mundial instalada para la generación de energía eléctrica se incrementó en 2.8% respecto a 2003, ubicándose en 3,729 GW. Los países

de Norteamérica concentran en conjunto, el 29.8% de la capacidad mundial instalada, destacando EUA, con 942 GW, lo que representa el 84.9% del total en Norteamérica y el 25.3% del total mundialmente instalado.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

Tasa media de crecimiento anual1994-2004

(%)

2.0

4.06.5

0.62.2

2.2

7.5

4.1

Norteamérica OCDE

África

Medio Oriente

Centro y Sudamérica

Asia y Oceanía OCDE

Europa y Eurasia no-OCDE

Asia no-OCDE

Europa OCDE


19

los últimos años, ha incrementado sustancialmente su infraestructura de generación eléctrica y en 2004, contribuyó con el 54.7% del total instalado en esa región, seguida por India que contribuye con el 18.4% de la capacidad instalada. Por otra parte, en Medio Oriente y África se registra la menor proporción de capacidad instalada con 3.0% y 2.8%, respectivamente.

Gráfica 2Capacidad mundial instalada para generación de energía eléctrica por región y tecnología, 2004

(GW)

*Incluye centrales geotérmicas, eólicas, solares, y residuales (leña y desechos).Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.

La tecnología predominante en el contexto internacional es la termoeléctrica convencional basada en combustibles fósiles2, la cual incluye desde centrales de ciclo de vapor hasta plantas de gasificación y calderas de lecho fluidizado. En Medio Oriente se registra la mayor proporción3 de centrales termoeléctricas en su capacidad instalada, con 94.2%. Mientras que en el lado opuesto, en Centro y Sudamérica se encuentra la menor proporción de esta tecnología, con el 37.7% de la capacidad total instalada en la región. Por otra parte, en lo que concierne a la energía nuclear, en países de Europa

y Asia miembros de la OCDE predomina esta tecnología, con 18.5% y 17.1%, respectivamente.

Con la finalidad de distinguir la variedad de tecnologías instaladas en cada país, y en México en particular, a continuación se muestra una gráfica donde se destacan los tres países con mayor capacidad instalada en cada región en específico. De esto, se puede observar que las mayores capacidades se encuentran en EUA, China, Japón y Rusia (véase gráfica 3).

2 Carbón, hidrocarburos líquidos y gaseosos.3 Con relación a la composición de su infraestructura de generación de electricidad, por tipo de tecnología.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Nor

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Áfr

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GW

Otros*

Nuclear

Hidroeléctricas

Termoeléctricas convencionales

1,110

104112

212

360391

715726

En el caso de los países en Europa Occidental que forman parte de la OCDE, la capacidad instalada en los mismos representa el 19.5% del total (véase gráfica 2), seguido muy de cerca por los países asiáticos no miembros, que contribuyen con el 19.2%. Dentro de este último grupo destaca China, que con el fuerte crecimiento de su producción industrial durante


20

Por otra parte, en lo concerniente a la generación de energía eléctrica en todo el mundo, en 2004 se generaron 16,591 TWh de los cuales la región de Norteamérica contribuyó con el 28.9%, donde EUA generó el 24.0% del total mundial. En orden de magnitud después de Norteamérica, la región asiática que no forma parte de la OCDE aportó el 21.2%, impulsada particularmente por China, país que generó el 59.1% y el 12.5% del total en esa región y en el mundo, respectivamente. Como se mencionó con anterioridad, el impresionante crecimiento en la producción industrial de China durante los últimos años ha implicado un crecimiento acelerado en la capacidad instalada y la generación de electricidad, alcanzando esta última un dinamismo a la alza de 9.0% en promedio anual durante el periodo 1994-2004. (Véase gráfica 4).

1.3 Consumo de combustibles para la generación mundial de energía eléctrica

El carbón es el combustible dominante para la generación de electricidad en el mundo; en Sudáfrica, prácticamente la totalidad de la energía eléctrica se genera a partir de carbón

(99.8%), asimismo en China la generación eléctrica a partir de este combustible se ubica por encima del 90% (véase gráfica 5). No obstante el predominio del carbón, desde 1970 la energía nuclear se incrementó en forma acelerada hasta mediados de la década de 1980. Asimismo, la generación a partir de gas natural creció rápidamente durante las últimas dos décadas, lo cual se refleja en la importante participación de este combustible en países como Argelia, Argentina e Irán. En contraste y como efecto de los altos precios del crudo generados por el embargo petrolero de 1973-1974 y la revolución iraní en 1979, la utilización de petrolíferos para la generación de electricidad se ha rezagado desde mediados de la década de los setentas.

Gráfica 3Capacidad de generación de energía eléctrica por país y tecnología, 2004

(GW)

*Incluye centrales geotérmicas, eólicas, solares, y residuales (leña y desechos).Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.

0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1,000

Estados UnidosCanadáMéxico

AlemaniaFrancia

Reino UnidoChinaIndia

TaiwánRusia

UcraniaKazakhstán

JapónCorea del Sur

AustraliaArgentina

BrasilVenezuela

IránArabia Saudita

IsraelSudáfrica

EgiptoArgelia Termoeléctricas

convencionales

Hidroeléctricas

Nuclear

Otros*

Norteamérica OCDE


Medio Oriente

África

Europa OCDE

Asia No-OCDE

Europa y Eurasia No-OCDE

Asia OCDE


21

Gráfica 4Generación mundial de energía eléctrica por región, 1994-2004

(TWh)

Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.

Gráfica 5Utilización de combustibles para generación de electricidad en algunos países1, 2004

(participación porcentual)

1Incluye utilización de combustibles para generación de electricidad, plantas CHP y generación térmica.* Incluye biomasa, biogás, desechos industriales y municipales. No incluye uranio.Fuente: International Energy Agency, Electricity Information.

Norteamérica OCDE32.3%

Europa y Eurasia no-OCDE11.4%

Asia no-OCDE14.1%

África2.8%

Europa OCDE21.6%

Asia y Oceanía OCDE10.5%


4.8%

Medio Oriente2.5%

Norteamérica OCDE28.9%

Europa OCDE19.6%

Asia no-OCDE21.2%

Europa y Eurasia no-OCDE

9.0% Asia y Oceanía OCDE9.6%


5.3%

África3.0%

Medio Oriente3.4%

Año 199412,170 TWh

Año 200416,591 TWh

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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Otros*

Gas natural

Petrolíferos

Carbón

NorteaméricaCentro y

SudaméricaEuropaOCDE

Europay Eurasiano OCDE

Medio Oriente África

Asia no OCDE

Asia y Oceanía

OCDE


22

Cuadro 1Consumo mundial de energía eléctrica, 2003-2015

(TWh)

2003 2010 2015 tmca 2003-2015

Mundial 14,782 19,044 21,698 3.3%

OCDE 8,836 10,128 10,884 1.8%

Norteamérica 4,384 5,036 5,495 1.9%

Europa 2,965 3,343 3,519 1.4%

Asia 1,487 1,749 1,870 1.9%

No OCDE 5,946 8,916 10,814 5.1%

Europa y Eurasia 1,350 1,836 2,123 3.8%

Asia 2,917 4,713 5,896 6.0%

Medio Oriente 471 681 782 4.3%

África 436 561 660 3.5%

Centro y Sudamérica 772 1,125 1,353 4.8%

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: Department of Energy e International Energy Outlook 2006.

4 Entre los países miembros de la OCDE se encuentran los siete países más industrializados: Alemania, Canadá, Estados Unidos, Francia, Inglaterra, Italia y Japón.5 Incluso se espera que durante los próximos años en algunos países europeos y en Japón, se observe una declinación en la población.

En lo que se refiere a los países miembros de la OCDE, se estima que el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica se ubique en 1.8%, lo que representa un crecimiento sensiblemente menor con relación a los países no miembros, cuya demanda se espera se incremente a un ritmo de 5.1% anual durante 2003-2015. Esta diferencia de tasas de crecimiento, es decir 3.3%, se debe particularmente a que los mercados en los países industrializados4 son maduros, con un lento crecimiento poblacional5 y con alto nivel de desarrollo

En la actualidad, los altos precios de los hidrocarburos constituyen un tipo de incentivo para la diversificación de fuentes de energía, reforzando el importante rol del carbón y el renovado interés sobre la energía nuclear en la generación de electricidad. Asimismo, el actual escenario de altos precios de combustibles fósiles podría estimular la competitividad de las fuentes renovables.

1.4 Tendencia del consumo mundial de energía eléctrica

Se estima que durante el periodo 2003-2015 la demanda mundial de energía eléctrica mantenga un dinamismo al alza de 3.3% en promedio anual, al pasar de 14,782 TWh en 2003 a 21,698 TWh en 2015 (véase cuadro 1), crecimiento que será principalmente impulsado por los países asiáticos en transición y latinoamericanos en desarrollo, no OCDE.

tecnológico que permite hacer un uso más eficiente de la energía. En el caso específico de los países de Europa miembros de la OCDE, cuyo crecimiento de la demanda se estima en 1.4%, se espera incrementar la competitividad de los mercados de gas natural y electricidad por medio de la liberalización, lo cual compensaría en cierta medida el aumento de costos de la energía eléctrica al depender en mayor medida del gas natural y las fuentes renovables para generación eléctrica. Por otra parte, se estima que en Corea del Sur y Japón aumente el consumo de electricidad en 4.0% y 1.2% anual hacia 2015, resultando un crecimiento de 1.9% en la región de Asia industrializada.

El mayor crecimiento esperado en el consumo de energía eléctrica se concentrará en los países no miembros, lo cual


23

resulta del fuerte crecimiento económico que se estima para estos países, ubicándose en una variación anual del PIB de 5.3% durante 2005-2015.

En Asia, se estima que durante el periodo 2003-2015 el consumo de energía eléctrica crezca en 6.0% anual, impulsado por China e India al incrementar su demanda en 6.4% y 6.0% respectivamente. Este crecimiento del consumo eléctrico en Asia se orientará principalmente hacia el uso residencial debido al crecimiento poblacional y la transformación de los estándares de vida, como iluminación, aplicaciones electrónicas y nuevas tecnologías. Asimismo, en regiones como Centro y Sudamérica el consumo aumentará en 4.8% y estará orientado principalmente hacia los sectores residencial, comercial e industrial y, en Medio Oriente cuya demanda crecerá en 4.3%, esta se concentrará en los sectores residencial e industrial.

1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía eléctrica por habitante

Durante el periodo 2003-2015, se espera que el consumo mundial de energía eléctrica por habitante se incremente en 2.1% anual, al pasar de 2,342 kWh/habitante en 2003 a 3,007 kWh/habitante en 2015 (véase cuadro 2). Las regiones con mayor consumo de electricidad por habitante en el ámbito mundial son Norteamérica y los países de Asia miembros de la OCDE. En el caso de Norteamérica, se estima que hacia 2015 el consumo por habitante se ubicará en 11,496 kWh/habitante. Asimismo, hacia el final del periodo, en Asia OCDE el consumo se estima en 9,167 kWh/habitante, con un crecimiento anual de 1.7% que será impulsado principalmente por Corea del Sur. Asimismo, durante 2003 en los países miembros, el 60% del consumo total de electricidad se concentró en los sectores residencial y comercial, como resultado de la mayor penetración de equipos electrónicos y tecnologías de telecomunicaciones.

Cuadro 2Consumo mundial de energía eléctrica por habitante, 2003-2015

(kWh/habitante)

2003 2010 2015 tmca 2003-2015

Mundial 2,342 2,784 3,007 2.1%

OCDE 7,644 8,426 8,834 1.2%

Norteamérica 10,267 11,020 11,496 0.9%

Europa 5,594 6,157 6,398 1.1%

Asia 7,472 8,658 9,167 1.7%

No OCDE 1,153 1,581 1,807 3.8%

Europa y Eurasia 3,936 5,432 6,356 4.1%

Asia 880 1,312 1,559 4.9%

Medio Oriente 2,519 3,153 3,286 2.2%

África 502 557 592 1.4%

Centro y Sudamérica 1,747 2,315 2,627 3.5%

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2006.

Por otra parte, el mayor crecimiento del consumo se presentará en países no miembros, con 3.8% en promedio anual. Entre estos países se estima que la región de Asia presente el dinamismo más fuerte con 4.9% durante 2003-2015, llegando a consumir 1,559 kWh/habitante al final del periodo.


24

1.5.1 Tendencia mundial del consumo de combustibles utilizados para generación de electricidad

En el entorno internacional, el uso de combustibles para generación de electricidad depende de diferentes factores, que varían de una región a otra y de la disponibilidad de fuentes de energía fósil o renovable económicamente competitivas. Adicionalmente, dependen también de las restricciones imperantes por los altos precios de los combustibles y la normatividad ambiental. Las estimaciones indican que durante los próximos años los combustibles de mayor utilización

Gráfica 6Capacidad mundial de generación de energía eléctrica por región, 2003-2015

(GW)

* Tasa media de crecimiento anual 2003-2015.Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2006.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Nor

team

éric

a O

CD

E

Eur

opa

OC

DE

Asi

a no

-OC

DE

Eur

opa

y Eur

asia

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O

CD

E

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tro

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rien

te

Áfr

ica

GW

2003 2010 2015

tmca*0.8 %

tmca*3.8 %

tmca*6.1 %

tmca*4.0 %

tmca*1.2 %

tmca*2.6 %

tmca*5.5 %

tmca*0.6 %

para generación eléctrica serán el gas natural y el carbón, en detrimento de la utilización de combustibles derivados del petróleo, como el combustóleo. Esto obedece a los altos precios del combustible así como a la disponibilidad de tecnologías de mayor eficiencia y con un impacto ambiental sensiblemente menor que las plantas convencionales que utilizan combustóleo. Se estima que durante 2003-2015, el combustible de mayor crecimiento en la generación eléctrica sea el gas natural (véase gráfica 7), el cual pasará de 17.5% en 2003 a 25.7% en 2015, lo cual complementará la mayoritaria participación del carbón.

1.5 Tendencia de la capacidad y generación mundial de energía eléctrica

De manera consistente con el consumo mundial de energía eléctrica, la capacidad mundial de generación de electricidad crecerá principalmente en los países en desarrollo no OCDE (véase gráfica 6). Se estima que durante 2003-2015 el mayor

incremento de capacidad será en países asiáticos no miembros (China e India, principalmente), ubicándose en 5.5%, lo cual responde a la importante expansión del mercado asiático y con ello, a las crecientes necesidades de energía eléctrica en esa región. De la gráfica 6, se observa que hacia 2015 la capacidad total instalada en Asia no-OCDE superará a la capacidad en Norteamérica, específicamente en 55 GW.


25

estable en alrededor del 19% de la generación mundial. En la gráfica 7 se puede observar que hacia 2015 el gas natural, después del carbón, tendrá la mayor participación en la generación de energía eléctrica.

Carbón

La generación mundial de electricidad a partir de carbón seguirá siendo la de mayor participación entre el resto de las fuentes de energía, al estimarse un crecimiento de 2.8% anual durante el periodo 2003-2015. En EUA, las centrales que utilizan carbón representan el 35% de la capacidad total instalada, y aportan el 52% de su producción eléctrica total. Esta utilización de las plantas, se realiza para carga base, operando sobre periodos largos para producir la mayor cantidad de electricidad por unidad de capacidad instalada. EUA y China son los países con la mayor capacidad instalada para utilizar carbón, con 310 GW y 239 GW respectivamente en 2003, y los planes de crecimiento anual hacia 2015 son marcadamente mayores para China, con 5.2%, mientras que en EUA la expansión de capacidad crecerá a ritmo de 0.2% en promedio anual.

• Por otra parte, las mayores reservas de carbón se encuentran en EUA, China, India y Australia, y en general estos países utilizarán este combustible para generar del 50% al 80% de su electricidad.

Gas natural

El combustible que presentará la tasa de crecimiento más alta en la generación de electricidad durante el periodo 2003-2015 será el gas natural, con 7.0% promedio anual. Esto responde a las ventajas y versatilidad que ofrecen las plantas que utilizan este combustible, dada su alta eficiencia en ciclo combinado, menor costo de inversión, periodos de construcción más cortos y reducción de emisiones de SOx.

Se estima que durante ese periodo la generación a partir de gas en EUA crezca con ritmo de 3.9% anual, y su participación en la generación total se ubicará en 20%. No obstante, la volatilidad de los precios del gas podría ocasionar

•

Gráfica 7Combustibles y fuentes de energía para la generación eléctrica mundial, 2003-2015

(participación porcentual)

Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2006.

5.5

5.4

5.0

17.5

23.3

25.7

41.4

37.6

37.6

16.9

13.8

12.9

18.7

19.9

18.8

0% 50% 100%

2003

2010

2015

Petróleo Gas Natural Carbón Nuclear Renovables

Hacia el final del periodo la energía nuclear reducirá ligeramente su participación en la generación mundial, como resultado del incremento del uso de gas natural. Mientras que la participación de las energías renovables permanecerá


26

que las inversiones en ese país se inclinen hacia las centrales de carbón.

En países no miembros de la OCDE, la participación del gas natural en la generación total se incrementará mientras que otros combustibles reducirán su participación. Este comportamiento se observará principalmente en países asiáticos y de Europa Oriental, como también en países de África, Medio Oriente, así como Centro y Sudamérica.

Petrolíferos

Se espera que la participación de los petrolíferos en la generación eléctrica se mantenga en un nivel moderado. Los destilados ligeros del petróleo tienen un mayor valor en el sector transporte, mientras que en el sector eléctrico básicamente tienen aplicaciones en instalaciones de generación distribuida.

En años recientes, China ha experimentado un fuerte crecimiento en su capacidad instalada debido a la necesidad de satisfacer los picos de demanda en verano. Se espera que esta situación continúe en el corto plazo, sin embargo, se prevé que cuando la nueva capacidad planeada inicie operaciones y la red de distribución madure, el uso de petrolíferos para la generación de electricidad se moderará.

Nuclear

En el actual entorno de volatilidad de precios de combustibles fósiles y los compromisos establecidos en el Protocolo de Kyoto, el análisis y el debate respecto a las centrales nucleares como una opción tecnológica para la generación de electricidad, así como la posibilidad de que se otorguen extensiones a la vida útil de la mayoría de las plantas existentes en países miembros de la OCDE y en naciones de Europa y Eurasia, se ha dado lugar a mejores expectativas de desarrollo de esta fuente de energía. Asimismo, los nuevos diseños de reactores nucleares a bajo costo han mejorado el panorama de aplicaciones de esta tecnología.

La energía nuclear es una importante fuente de generación eléctrica en muchos países. En 2005, fue el soporte de al menos el 25% de la generación total de 16 países. Hasta diciembre de ese año se encontraron en operación 443 reactores nucleares y otros 24 estaban en construcción alrededor del mundo.

El mayor crecimiento en capacidad nuclear a instalarse durante los próximos años corresponde a países no miembros de la OCDE. Se espera que en este grupo la capacidad aumente en 33 GW durante 2003-2015, mostrando una tasa de crecimiento de 3.9%. Mientras que en países miembros,

•

•

el incremento proyectado es de 9 GW hacia el final del periodo. Se estima que las mayores adiciones de capacidad se realicen en China, India, Corea del Sur y Rusia.

Renovables

Se estima que la penetración de las fuentes renovables en la generación eléctrica, se verá estimulada por la persistencia de altos precios del petróleo y del gas natural, lo cual, mediante los incentivos y políticas públicas adecuadas, podrían contribuir al incremento de la utilización de energía limpia.

En el contexto internacional, gran parte del crecimiento estimado para la generación eléctrica a partir de fuentes renovables proviene de expectativas de realización de grandes proyectos hidroeléctricos en Asia. China tiene ambiciosos planes para incrementar su capacidad hidroeléctrica, incluyendo la conclusión del proyecto de Longtan hacia finales de 2007, el cual contará con una capacidad de 5.4 GW y el proyecto de la Presa de las Tres Gargantas, el cual está planeado para concluirse en 2009 y contará con dos centrales eléctricas y 26 turbinas hidráulicas, lo que resultará en una capacidad total de 18.2 GW. Se espera que ese país incremente su capacidad de energías renovables a una tasa de crecimiento de 6.4% anual durante 2003-2015. Asimismo, India planea incrementar su capacidad en energías renovables para alcanzar los 52 GW en 2015.

Por otra parte en Centro y Sudamérica, específicamente en Brasil, donde 80% de su generación de electricidad proviene de energía hidráulica, se estima un crecimiento de 3.7% anual en la capacidad de generación a partir de fuentes renovables. En cuanto a los países miembros de la OCDE, no se espera un crecimiento sustancial en la capacidad hidroeléctrica, y sólo en Canadá se planea completar proyectos hidroeléctricos durante los próximos años. Por otra parte, en lo que se refiere a energía renovable no hidráulica, en Europa Occidental y EUA la capacidad instalada en energía eólica ha crecido en 18% y 27%, respectivamente, tan solo durante 2005.

•

Cap

ítul

o

Marco regulatorio del sector eléctrico

dos

La planeación del sector eléctrico mexicano requiere de un marco regulatorio certero y transparente, dentro

del cual los actores involucrados puedan tomar decisiones en un entorno favorable. En este contexto, en el presente capítulo se exponen los ordenamientos jurídicos y los instrumentos de regulación mediante los cuales se rigen las operaciones del sector eléctrico, así como de los permisos otorgados en las modalidades que se definen en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE). Asimismo, se presenta la evolución reciente de dichos permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

El marco regulatorio del sector eléctrico mexicano tiene como fundamento los Artículos 25, 26, 27 párrafo sexto, 28, 73, 74, 90, 108, 110, 123 y 134 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos.

Por su parte, los principales ordenamientos legales derivados de la norma fundamental que regulan la prestación del servicio público de energía eléctrica y a la CFE son:

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que es el ordenamiento principal de esta materia, la cual regula propiamente la prestación del servicio público de energía eléctrica así como la organización y funcionamiento de la CFE, constituyéndose en su ley orgánica.

Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, por cuanto se refiere a la asignación de facultades de las secretarías de Estado particularmente a la Secretaría de Energía y el reconocimiento y ubicación estructural de las entidades paraestatales.

Ley de la Comisión Reguladora de Energía, que regula las actividades y organización de dicha comisión así como sus facultades.

•

•

•


28

Además de los ordenamientos legales anteriormente señalados, el Artículo 27 constitucional establece la exclusividad de la nación en el aprovechamiento de los combustibles nucleares para la generación de energía nuclear y la regulación de sus aplicaciones con otros propósitos y determina que la energía nuclear solo podrá utilizarse con fines pacíficos. Al respecto, el marco jurídico en materia nuclear está definido por:

Ley Reglamentaria del Artículo 27 constitucional en materia nuclear.

Ley de responsabilidad civil por daños nucleares.

2.1 Estructura del marco regulatorio de las actividades reguladas

En lo que al autoabastecimiento se refiere, es en 1975 cuando a través de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), se establece que la participación de los particulares en la generación de energía eléctrica puede realizarse, sujeta a previo permiso y al visto bueno de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

Con el objetivo de incentivar la participación de particulares en la expansión del sistema eléctrico, el Congreso de la Unión ha modificado la LSPEE en diferentes años para incorporar nuevas modalidades de generación de electricidad, tal es el caso de la reforma a dicha ley en 1992, en la cual se incorporaron las modalidades de: autoabastecimiento, cogeneración, productor independiente, importación y exportación y pequeña producción.

De todas las modalidades la producción independiente ha presentado el mayor dinamismo, fundamentado principalmente en la búsqueda de mayor eficiencia energética, menor impacto ambiental, así como en la necesidad de expandir la oferta de energía eléctrica mediante plantas de ciclo combinado cuya producción es vendida en su totalidad a la CFE.

Otras modalidades como es el caso de autoabastecimiento y cogeneración, representan diferentes áreas de oportunidad de acuerdo con el enfoque desde el cual se analice. En el caso de la industria (y sus diferentes ramas) y Petróleos Mexicanos (Pemex), la posibilidad de autoabastecerse o cogenerar su propia energía a un costo menor que la tarifa aplicable por los suministradores (CFE y LyFC), puede ser una vía para incrementar la eficiencia de sus procesos y con ello la competitividad de las empresas.

•

•

Por otro lado, la participación de la iniciativa privada en áreas no reservadas en forma exclusiva a la Nación, como es el caso de la generación de electricidad que se destine a fines distintos del servicio público, puede permitirle al Estado canalizar los recursos en el corto y mediano plazo hacia otras necesidades sociales y con ello, diferir la carga financiera que representa la rápida expansión del servicio público de energía eléctrica.

Los ordenamientos jurídicos que rigen las actividades reguladas del sector eléctrico están supeditados a la Constitución, y la estructura con relación a ésta se ilustra a continuación (véase figura 1).

Adicionalmente a estos ordenamientos, el marco regulatorio cuenta con instrumentos de regulación que establecen los lineamientos y los mecanismos de interrelación entre los particulares y suministradores del servicio público (CFE y LyFC). Estos mecanismos se esquematizan a continuación (véase figura 2) y, más adelante, se definen cada uno de ellos.


29

Constitución Política de los

Estados Unidos Mexicanos

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

Normas Oficiales MexicanasManual de Servicio al Público en

Materia de Energía Eléctrica

Ley de la Comisión Reguladora de Energía

Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en Materia de Aportaciones

Figura 1Ordenamientos jurídicos que rigen las actividades reguladas del sector eléctrico

Fuente: CRE.

•Autoabastecimiento

•Cogeneración

•Pequeña producción

•Producción independiente

•Exportación

•Importación

Modalidades de generación e importación de energía eléctrica de particulares

Contrato de interconexión

energía eléctrica

Convenio de respaldo de energía eléctrica

Contrato para el servicio de transmisión de energía eléctrica

Para fuentes de energía firme:

Instrumentos de regulación Suministradores


•Comisión Federal de Electricidad

•Luz y Fuerza del Centro

Para fuentes de energía renovable:

Para importación de energía eléctrica:


Contrato de servicio de transmisión de energía eléctrica

Metodologías diversas*

•Autoabastecimiento

•Cogeneración

•Pequeña producción

•Producción independiente

•Exportación

•Importación

Convenio de compraventa de

Instrumentos de regulación Suministradores

Figura 2Modalidades de permisos e instrumentos de regulación

* Aplicables a los instrumentos de regulación para fuentes de energía firme, renovable e importación.Fuente: CRE.


30

2.2 Órgano regulador

Desde 1995, a través de la expedición de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, esta entidad cuenta con facultades en materia de regulación de energía eléctrica. A partir de ese año, la CRE se constituyó como autoridad reguladora y pasó a ser de un órgano consultivo en materia de electricidad a un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía con autonomía técnica y operativa con funciones de regulación sobre el sector de electricidad y gas natural en México.

El objetivo fundamental de la CRE es promover el desarrollo eficiente de la industria eléctrica y del gas natural mediante una regulación que permita: salvaguardar la prestación de servicios, fomentar una sana competencia, proteger los intereses de los usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y prestación de los servicios.

En lo concerniente al sector eléctrico, la CRE tiene por objeto promover el desarrollo eficiente de las siguientes actividades:

Suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del servicio público.

Generación, exportación e importación de energía eléctrica que realicen los particulares.

Adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público.

Servicios de conducción, transformación y entrega de energía entre entidades que tienen a su cargo el servicio público, y entre éstas y los particulares.

Para la consecución de lo anterior, la CRE cuenta con las siguientes atribuciones en materia de energía eléctrica establecidas en el Artículo 3º de su propia Ley:

Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de generación e importación de energía eléctrica y los suministradores del servicio público.

Participar en la determinación de las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica.

Aprobar los criterios y las bases para determinar el monto de las aportaciones de los gobiernos de las entidades federativas, ayuntamientos y beneficiarios

•

•

•

•

•

•

•

del servicio público de energía eléctrica, para la realización de obras específicas, ampliaciones o modificaciones de las existentes, solicitadas por aquellos para el suministro de energía eléctrica.

Verificar que en la prestación del servicio público de energía eléctrica, se adquiera aquella que resulte de menor costo y ofrezcan además, óptima estabilidad, calidad y seguridad para el sistema eléctrico nacional.

Aprobar las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por los servicios de conducción, transformación y entrega de energía eléctrica.

Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones que, conforme a las disposiciones legales aplicables, se requieren para la realización de las actividades reguladas.

Aprobar modelos de convenios y contratos de adhesión para la realización de las actividades reguladas.

2.3 Modalidades de generación de energía eléctrica del sector privado

De acuerdo a lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, las modalidades bajo las cuales los particulares pueden invertir en la generación e importación de energía eléctrica, están sujetas al previo otorgamiento de un permiso por la CRE y consisten en lo siguiente:

1) Autoabastecimiento: Es la utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades de personas físicas o morales.

2) Cogeneración:

Es la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas;

es la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate;

es la producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate.

•

•

•

•

•

•

•


31

Para esta modalidad es necesario que la electricidad generada se destine a la satisfacción de las necesidades de establecimientos asociados a la cogeneración, entendidos por tales, los de las personas físicas o morales que:

a) Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los combustibles que dan lugar a los procesos base de la cogeneración, o

b) sean copropietarios de las instalaciones o miembros de la sociedad constituida para realizar el proyecto.

3) Producción independiente: Es la generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la CFE o a la exportación.

4) Pequeña producción: Es la generación de energía eléctrica destinada a:

La venta a la CFE de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor de 30 MW en un área determinada.

El autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW.

La exportación, dentro del límite máximo de 30 MW.

5) Exportación: Es la generación de energía eléctrica para destinarse a la exportación, a través de proyectos de cogeneración, producción independiente y pequeña producción, que cumplan las disposiciones legales y reglamentarias aplicables según los casos. Los permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorio nacional la energía eléctrica generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate.

6) Importación: Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica y el consumidor de la misma.

La participación de las modalidades de generación eléctrica se ha incrementado en los últimos años, especialmente

•

•

•

el esquema de producción independiente de energía que en 2005 representó el 21.6% de la generación total de energía eléctrica del servicio público.

2.4 Instrumentos de regulación

Como un mecanismo facilitador para la participación de particulares en la generación de electricidad, el marco regulatorio cuenta con instrumentos de regulación que posibilitan a los permisionarios para solicitar a los suministradores la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La factibilidad de poder interconectarse con la red del servicio público, así como la certeza de contar con energía eléctrica de respaldo y la posibilidad de entregar excedentes a la CFE o LyFC, le provee a la iniciativa privada una mayor flexibilidad en sus operaciones de generación de energía eléctrica. Los instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de energía firmes como fuentes de energía renovable, como se describe a continuación:

a) Fuentes firmes

1) Contrato de interconexión. Establece los términos y condiciones para interconectar la central de generación de energía eléctrica con el SEN. Este contrato proporciona al permisionario los elementos necesarios para administrar la demanda de los centros de carga, además de permitirle calcular los pagos por los servicios conexos proporcionados por el suministrador.

2) Contratos de servicio de respaldo de energía eléctrica. Tienen por objeto que el suministrador respalde la central de generación de energía eléctrica en caso de falla, mantenimiento o ambos. Este servicio está determinado en función de las tarifas publicadas por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.

3) Convenio de compraventa de excedentes de energía eléctrica. También conocida como energía económica, establece los procedimientos y condiciones que rigen la entrega de energía eléctrica del permisionario al suministrador de acuerdo con las reglas de despacho del SEN. Este convenio considera que el permisionario pueda realizar entregas de energía económica al suministrador, para lo cual cuenta con tres procedimientos: recepción por subasta, recepción automática notificada y recepción automática no notificada.

4) Convenio de servicio de transmisión de energía eléctrica. Establece que el suministrador recibe la energía eléctrica de la central de generación en el


32

punto de interconexión y la transporta hasta los centros de carga del permisionario de acuerdo con la capacidad de porteo contratada para cada uno de ellos.

b) Fuentes de energía renovable

En 2001, la CRE aprobó una regulación específica para fuentes renovables de energía con la finalidad de fomentar el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica1. Estos instrumentos consideran las características de este tipo de fuentes de energía, como es la disponibilidad intermitente del energético, primario, e incluyen conceptos únicamente aplicables a éstas, tales como:

Energía sobrante.- cuando un permisionario entrega a sus centros de consumo una cantidad de energía mayor a la correspondiente de su potencia comprometida de porteo o cuando la demanda de los centros de consumo sea menor a la potencia entregada en el punto de interconexión.

Energía faltante.- cuando una fuente de energía no satisface la potencia de compromiso de porteo con sus centros de consumo.

Capacidad aportada al SEN.- se reconoce la capacidad que la fuente de energía renovable aporta en las horas de máxima demanda del Sistema Eléctrico Nacional 2.

Para el caso de fuentes de energía renovable, es posible realizar compensaciones de energía faltante con energía sobrante, es decir, si existe energía sobrante neta en un mes, ésta se puede utilizar para compensar faltantes de meses posteriores, haciendo un corte anual. De esta forma y dada la intermitencia de estas fuentes, el contrato considera la flexibilidad de estos intercambios. Asimismo, los cargos de porteo para fuentes renovables se corrigen en función de la energía realmente porteada, es decir, dichos cargos se multiplican por el factor de planta de la fuente de energía.

Los instrumentos para regular lo anterior son los siguientes:

1) Contrato de interconexión. Permite realizar la interconexión necesaria entre el SEN y la fuente

•

•

•

de energía renovable y los centros de consumo del permisionario, de manera que dicho contrato sirva de marco para todas las operaciones entre el suministrador y el permisionario.

2) Convenio para el servicio de transmisión de energía eléctrica. Permite transportar la energía eléctrica generada desde la fuente de energía renovable hasta donde se localizan sus centros de consumo.

c) Importación de energía eléctrica

1) Contrato de Interconexión para permisionarios ubicados en el área de control de Baja California, que importan energía eléctrica a través del Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste (Western Electricity Coordinating Council -WECC-), de los Estados Unidos de América, tiene por objeto que la CFE realice la transmisión de energía de importación entre el punto de interconexión y el punto de carga del permisionario, de manera que este contrato sirva de marco para todas las operaciones entre él y el permisionario.

d) Metodologías

Como parte de los contratos y convenios antes mencionados, la CRE ha publicado las siguientes metodologías:

1) Metodología para la determinación de los cargos por servicios de transmisión, con el objeto establecer el procedimiento que deberán seguir los suministradores para el cálculo de los cargos correspondientes a las solicitudes de porteo de los permisionarios en tensiones diversas. Para tensiones mayores o iguales a 69 kV, toma en cuenta el impacto que sobre la red tiene cada servicio de porteo solicitado en forma individual, usando un modelo de flujos de corriente alterna y debe ser aplicado en los casos con y sin el servicio solicitado en las situaciones de demanda máxima y mínima en el año en que se pretende iniciar el porteo. En cuanto a las cargas que se encuentran en tensiones menores a 69 kV, se cuenta con los procedimientos denominados de trayectoria punto a punto o de proporcionalidad de demanda, según se trate de cargas únicas de más de 1 MW o múltiples cargas agrupadas por tipo de tarifa, con demandas menores a 1 MW. Es de señalarse que esta Metodología, aunque pueda parecer compleja, envía a los permisionarios una clara señal económica para incentivar una ubicación de la fuente de energía que favorezca al Sistema Eléctrico al reducir sus pérdidas.

1 Publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 7 de septiembre de 2001.2 La definición de fuente de energía renovable fue modificada y publicada en el DOF del 26 de febrero de 2003. El 30 de enero de 2006, se publicó en el DOF la modificación que permite reconocer la capacidad de los generadores a partir de energía renovable del tipo intermitente.


33

2) Metodología para la determinación de los cargos por servicios conexos. La conexión a la red por parte de los permisionarios implica que estos reciban servicios del suministrador tales como regulación de frecuencia y voltaje, entre otros. Con objeto de retribuir por estos servicios conexos, la metodología establece el procedimiento para determinar la contraprestación correspondiente, la cual está basada en el cargo autorizado para la demanda reservada en el caso del respaldo para falla.

3) Metodología para la determinación del costo total de corto plazo (CTCP). Esta Metodología es utilizada para el pago por la energía excedente que los permisionarios entregan a los suministradores. A su vez, el CTCP está constituido por la suma de los costos variables de generación y los costos variables de transmisión. También se prevé que para el cálculo del CTCP no se debe considerar la generación mínima de despacho por confiabilidad.

2.5 Permisos de generación eléctrica

En 2005, los permisos otorgados por la CRE se incrementaron en 171, sumando un total de 494 permisos vigentes, de los cuales, el 93.7% están en operación con una capacidad de 16,801 MW. Este aumento se debe, principalmente, al otorgamiento de 160 permisos en la modalidad de autoabastecimiento.

La situación de los permisos vigentes de generación e importación de energía eléctrica, de acuerdo con el programa de obra autorizado en el permiso respectivo, se observa en tres rubros: los permisos en operación, en construcción e inactivos.

De acuerdo con la capacidad autorizada en los permisos administrados, la modalidad de producción independiente representa el 57.8%, seguida por el autoabastecimiento con 22.9%. La capacidad autorizada en la modalidad de producción independiente representa el 72.7% del total de los permisos en construcción, y la correspondiente a la cogeneración constituye el 83.0% de los permisos inactivos.

Gráfica 8Situación de los permisos de generación eléctrica*

(capacidad en MW por modalidad y participación porcentual) 21,733 MW

*Incluye la demanda máxima autorizada bajo la modalidad de importación de energía eléctrica.Fuente: CRE.

463 permisos

16,801 MW 25 permisos

4,510 MW 3 permisos

138 MW 2 permisos

284 MW

3,927758

284

1,512

173

115

1,330

300

200

9,277

3,279

55620

2

1.5

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

En operación En construcción Inactivos Por iniciar obras

Usos propioscontinuos

Producciónindependiente

Importación

Exportación

Cogeneración

Autoabastecimiento


34

La capacidad autorizada en operación de los permisos representa el 43.9% con respecto a la capacidad efectiva instalada de CFE (sin PIE) y LyFC en 2005 (38,297 MW). Esto indica la gran importancia de la inversión por particulares en la adición de capacidad al SEN. En adición, la generación de los permisionarios representa el 43.9% en relación con la generación bruta de CFE y LyFC de 2005 que ascendió a 171,601 GWh.

La capacidad autorizada total en operación de los permisos en 2005 representó el 77.3% con respecto a la autorizada, porcentaje mayor al observado en 2004 (70.8%). Este incremento en la capacidad en operación se debe principalmente a las modalidades de producción independiente

y autoabastecimiento, las cuales contribuyeron con 94.2% del crecimiento total. La modalidad con mayor capacidad autorizada es producción independiente con 12,557 MW, la cual con respecto a la capacidad total autorizada en los permisos, representa el 57.8% (véase gráfica 9).

La generación producida en 2005 se ubicó en 75,390 GWh, lo que significó un aumento del 2.9% con respecto a 2004. Las modalidades de productor independiente y usos propios continuos, registraron una disminución en su generación de energía eléctrica con respecto a 2004, mientras que la modalidad de exportación registró la tasa de crecimiento en generación de energía eléctrica más alta con 37.8%.

Cuadro 3Permisos administrados de generación eléctrica

(cierre al 31 de diciembre de 2005)

Permisos ModalidadPermisos Capacidad MW Generación GWh

Vigentes Operando Autorizada Operando Potencial Producida

Total 494 463 21,733 16,801 137,169d 75,390d

Anteriores a 1992

Usos propios continuos

55a 54 576 556 1,888 1,392

Posteriores a 1992

Producción independiente 21 17 12,557 9,277 87,778 46,281

Autoabastecimiento 342 322 4,970 3,927 24,653 14,368

Exportación 5 4 1,630 1,330 12,081 6,095

Cogeneración 39 35 1,799 1,511 10,768 7,253

Importación 32 31 201b 200b 500c 54c

a Número de permisos con registro de operación actual.b Demanda máxima de importación.c Energía importada.d No incluye energía importada.Fuente: CRE.

Un punto a destacar de los permisos administrados, es el predominio en la elección de la tecnología de ciclo combinado, que para 2005 representó el 69.8% de la capacidad total autorizada, que junto con la tecnología de ciclo convencional3 y la turbina de gas (10.36% y 7.41% respectivamente) representan el 87.6% de la capacidad autorizada total. La razón del crecimiento en la utilización del ciclo combinado se debe a su mayor eficiencia, menores costos de inversión y a un proceso de combustión más limpio con respecto a otras tecnologías.

Por otro lado, para los permisos vigentes en 2005, se observa una participación del gas natural del orden del 87.2%; mientras que el segundo combustible en importancia es el combustóleo, el cual representa el 4.3%.

3 Se refiere a la tecnología de una turbina de vapor con una caldera.

El autoabastecimiento aumentó en seis puntos porcentuales su participación en la capacidad autorizada en los permisos vigentes con respecto a 2004, esto debido al otorgamiento de 160 nuevos permisos.

Gráfica 9Capacidad de los permisos autorizados por modalidad, 2005

(MW)

Fuente: CRE.

Producción independiente57.8%

Autoabastecimiento22.9%

Cogeneración8.3%

Exportación7.5%

Importación0.9%Usos propios continuos

2.6%


35

En cuanto al autoabastecimiento y la cogeneración se refiere, la estructura de la capacidad autorizada por permisos ha cambiado a través del tiempo. A partir de las reformas a la LSPEE en 1992, la capacidad autorizada promedio por permisos otorgados alcanzaba valores de 71 MW (año 2000); sin embargo, en los últimos años, la capacidad promedio ha disminuido considerablemente al grado de que en 2005 llega a ser de 2.8 MW por permiso (véase gráfica 10).

Este comportamiento se explica principalmente por el fuerte crecimiento en el número de permisos para autoabastecimiento otorgados durante 2005, la mayoría de los cuales corresponde a plantas bajo un esquema de generación distribuida, las cuales tienen una pequeña capacidad instalada y operan principalmente en horas punta como una estrategia de mitigación de costos. En ese año se registraron 160 nuevos permisos bajo la modalidad de autoabastecimiento.

2.84

2518

58

36 34

65 71

31 32

135 4

165166

55

1019

121922

14

31 30 282419

-

20

40

60

80

100

120

140

160

180

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2002* 2003 2004 2005 2005**

Capacidad/permiso (MW) Número de permisos

Gráfica 10Comparativo entre la capacidad promedio autorizada por permiso (MW)

y número de permisos otorgados

* No se considera el permiso otorgado a Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. con capacidad de 619 MW.** No se considera el permiso otorgado a Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V., con capacidad de 164 MW.Fuente: CRE.

2.5.1 Usos propios continuos

Para 2005, se registraron 55 permisos vigentes de usos propios continuos que fueron otorgados por diversas Secretarías antes de las reformas de 1992, que están en operación con una capacidad autorizada de 556 MW, a excepción del permiso otorgado a la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana que se encuentra inactivo.

2.5.2 Productor independiente de energía

En 1997, la CRE otorgó el primer permiso bajo la modalidad de productor independiente a AES Mérida III por una capacidad de 532 MW, cuya entrada en operación fue en 2000. Para ese año, con base en los permisos otorgados en esta modalidad, ya se contaba con una capacidad autorizada de 6,200 MW, y cuatro años más tarde, la capacidad aumentó al doble,

es decir, en 2004 se registró una capacidad autorizada de 12,557 MW, cifra que no presentó variaciones para 2005.

Hasta finales de 2006 existen 21 permisos otorgados para producción independiente, de los cuales 20 estarán en operación con una capacidad autorizada de 11,478 MW y el resto se encuentra en construcción (véase cuadro 4). Cabe hacer mención que todos los proyectos autorizados en los permisos de producción independiente operan con tecnología de ciclo combinado, utilizando gas natural.


36

Cuadro 4Permisos otorgados bajo la modalidad de productor independiente

Central PermisionarioCapacidad autorizada

(MW)

Fecha de otorgamiento

Fecha de entrada en operación Ubicación

Total 12,557

Mérida III AES Mérida III, S. de R.L. de C.V. 532 1997 2000 Yucatán

Hermosillo Fuerza y Energía de Hermosillo, S.A. de C.V. 253 1998 2001 Sonora

Río Bravo II (Anáhuac)

Central Río Bravo, S.A. de C.V. 569 1998 2002 Tamaulipas

Saltillo Central Saltillo, S.A. de C.V. 248 1999 2001 Coahuila

Bajío (El Sauz) Energía Azteca VIII, S. de R.L. de C.V. 597 1999 2002 Guanajuato

Tuxpan II Electricidad Águila de Tuxpan, S. de R.L. de C.V. 536 1999 2001 Veracruz

Monterrey III Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. 570 1999 2002 Nuevo León

Campeche Transalta Campeche, S.A. de C.V. 275 2000 2003 Campeche

Altamira II Electricidad Águila de Altamira, S. de R.L. de C.V. 565 2000 2002 Tamaulipas

Naco Nogales Fuerza y Energía de Naco-Nogales, S.A. de C.V. 339 2000 2003 Sonora

Mexicali Energía Azteca X, S. de R.L. de C.V. 597 2000 2003 Baja California

Tuxpan III y IV Fuerza y Energía de Tuxpan, S.A. de C.V. 1,120 2000 2003 Veracruz

Altamira III y IV Iberdrola Energía Altamira, S.A. de C.V. 1,153 2001 2003 Tamaulipas

Chihuahua III Transalta Chihuahua, S.A. de C.V. 318 2001 2003 Chihuahua

Río Bravo III Central Lomas de Real, S.A. de C.V. 541 2001 2004 Tamaulipas

Río Bravo IV Central Valle Hermoso, S.A. de C.V. 547 2002 2005 Tamaulipas

La Laguna II Iberdrola Energía La Laguna, S.A. de C.V. 518 2002 2005 Durango

Altamira V Energía Altamira*, S.A. de C.V. 1,089 2003 2006 Tamaulipas

Valladolid IIICompañía de Generación de Valladolid, S. de R.L. de C.V.

563 2004 2006 Yucatán

Tuxpan V Electricidad Sol de Tuxpan 548 2004 2006 Veracruz

Tamazunchale Iberdrola Energía Tamazunchale, S.A. de C.V. 1,079 2004 2007 San Luis Potosí

* Anteriormente Iberdrola Energía del Golfo.Fuente: CRE.


37

Esta modalidad genera el 61.34% de energía eléctrica respecto al total de generación producida por los permisionarios. El promedio de capacidad autorizada por permiso de los 21 permisos otorgados es de 598 MW.

2.5.3 Autoabastecimiento

La modalidad de autoabastecimiento registró 160 nuevos permisos en 2005, alcanzando un total de 342 permisos vigentes (véase cuadro 5). Estos permisos se componen principalmente por permisos otorgados a Pemex, sector industrial y servicios.

Cuadro 5Permisos autorizados de autoabastecimiento, 2005

Actividades No. de permisos Capacidad autorizada (MW)

Generación (GWh)

Inversión (millones de dólares)

Total 342 4,970 24,653 4,352

Industria 128 2,868 15,424 2,646

Pemex 39 1,481 6,938 1,077

Otros* 175 621 2,292 629

* Incluye los sectores de agricultora y ganadería, municipal, servicios y turismo.Fuente: CRE.

1,481

2,446

758

284

2

Pemex Privados En construcción Por Iniciar obras Inactivos

Permisos en operación3,927 MW

Gráfica 11Permisos de autoabastecimiento al cierre de 2005

(MW)

Fuente: CRE.

2.5.4 Cogeneración

En 2005, esta modalidad registró una significativa disminución en la capacidad autorizada debido a la renuncia del permiso otorgado a Energía Industrial Río Colorado por una capacidad de 940 MW, no obstante que se otorgaron 6 nuevos permisos (véase cuadro 6).

Los permisionarios del sector industrial aportan la mayor cantidad de capacidad autorizada con 60.3%, mientras que Pemex representa el 28.6% del total de capacidad. En lo concerniente a la situación de los permisos, existen 173 MW en construcción y 115 MW inactivos (véase gráfica 12).


38

2.5.5 Exportación

Para 2005, los permisos vigentes en la modalidad de exportación se mantuvieron constantes respecto a 2004, es decir, se tienen cinco permisos otorgados por una capacidad

autorizada de 1,630 MW, de los cuales cuatro están en operación representando el 81.6% de capacidad autorizada en esta modalidad.

Cuadro 6Permisos autorizados de cogeneración, 2005

Actividades No. de permisos

Capacidad autorizada

(MW)

Generación (GWh)

Inversión (millones

de dólares)

Total 39 1,799 10,768 1,302

Industria 31 1,085 7,485 813

Pemex 4 515 1,770 356

Otros* 4 199 1,513 133

Fuente: CRE.

515

997

173115

Pemex Privados En construcción Inactivos

Permisos en operación1,512 MW

Gráfica 12Permisos de cogeneración al cierre de 2005

(MW)

Fuente: CRE.

Cuadro 7Permisos autorizados de exportación, 2005

Permisionario Fecha de otorgamiento

Capacidad autorizada (MW)

Energía autorizada (GWh) Estado actual Ubicación

Energía Azteca X 2000 299 2,425 En operación Baja California

Termoeléctrica de Mexicali

2001 680 5,835 En operación Baja California

Energía de Baja California

2001 337 2,952 En operación Baja California

AES Mérida III 2002 15 39 En operación Yucatán

Fuerza Eólica de Baja California

2002 300 830 En construcción Baja California

Fuente: CRE.


39

2.5.6 Importación

Para 2005, la importación tuvo un crecimiento en la demanda máxima autorizada de 9.2% respecto de 2004, es decir se registró un total de 201 MW con una cantidad de energía eléctrica importada de 500 GWh. Dicho crecimiento se debe al otorgamiento de cinco nuevos permisos en la modalidad, lo que representa 17 MW.

2.6 Decreto de Ley sobre Cogeneración en Pemex

Como una respuesta al reto de flexibilizar la operación de Petróleos Mexicanos en lo que se refiere a sus procesos de generación de energía eléctrica, y con la finalidad de fomentar el aprovechamiento del potencial de cogeneración de la Empresa, el 12 de enero de 2006 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el Decreto por el que se adicionan dos párrafos al Artículo 6º de la Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo y se reforma el Tercer Párrafo y adiciona un Último Párrafo al Artículo 3º de la Ley Orgánica de Pemex y Organismos Subsidiarios. Este Decreto establece las modificaciones legislativas que facultan a Pemex a cogenerar energía eléctrica y vender sus excedentes de energía eléctrica a la CFE y LyFC, mediante convenios con dichas entidades.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

1996 1998 1999 2001 2002 2003 2004 2005

1 permiso4 MW

2 permisos3 MW

1 permiso1.6 MW

1 permiso12 MW

1 permiso20 MW

19 permisos120 MW

2 permisos23 MW

5 permisos17 MW

Gráfica 13Permisos otorgados de importación, 1996-2005*

201 MW de demanda máxima autorizada a importar

* Se consideraron sólo los permisos vigentes.Fuente: CRE.

En el corto plazo, el Decreto brinda mayor sustento jurídico a la iniciativa de establecer en Pemex un esquema de autoabastecimiento de energía eléctrica, al permitir a la Empresa incrementar el número de beneficiarios de la energía generada por sus permisionarios actuales de cogeneración. La implementación de un esquema de autoabastecimiento en Pemex permitirá alcanzar los siguientes beneficios:

Mejor aprovechamiento de la capacidad instalada actual de Pemex.

Mayor eficiencia en el suministro de energía eléctrica y vapor, al incrementar los niveles de utilización de los equipos actuales.

Mayor flexibilidad para administrar y portear la energía excedente.

•

•

•


40

Reducción de los costos de generación de energía eléctrica y vapor.

Reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera resultado de la operación de equipos más eficientes y un menor consumo de combustibles para generación eléctrica y vapor.

En el mediano y largo plazo, el Decreto, promueve la instalación en Pemex de plantas de cogeneración. Las plantas de cogeneración representan una opción técnica y económicamente viable para Pemex, en la medida que son más eficientes que los equipos actuales y podrían desplazar equipos ineficientes al término de su vida útil4.

Para capturar los beneficios asociados con la cogeneración, Petróleos Mexicanos deberá impulsar, en primera instancia, aquellos proyectos que le permitan autoabastecer su demanda de energía eléctrica y eliminar las compras interorganismos que impliquen altos costos de generación. Asimismo, estos proyectos permitirán a los Organismos satisfacer parte de los incrementos esperados en la demanda eléctrica futura.

En lo que se refiere al origen de los recursos necesarios para desarrollar estos proyectos, en el Decreto aprobado se establece que “En el Proyecto de Presupuesto de Egresos de la Federación, se someterán a discusión, análisis, aprobación y modificación de la Cámara de Diputados los recursos destinados a los proyectos de cogeneración de electricidad que Petróleos Mexicanos, los organismos subsidiarios y sus empresas propongan ejecutar, los recursos y esquemas de inversión pública con los que se pretendan llevar a cabo dichas obras, así como la adquisición de los excedentes por parte de las entidades.”

2.7 Normas Oficiales Mexicanas del sector eléctrico

Las normas oficiales mexicanas (NOMs) en materia eléctrica son:

NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones Eléctricas (utilización), tiene como objetivo establecer las especificaciones y lineamientos de carácter técnico que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la utilización de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan condiciones adecuadas de seguridad para las personas y sus propiedades, en lo referente a la protección contra:

•

•

•

los choques eléctricos,

los efectos térmicos,

sobrecorrientes,

las corrientes de falla y

sobretensiones.

El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta norma garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura.

NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución, que precisamente establece los requisitos de seguridad y eficiencia que deben de cumplir los transformadores de distribución.

2.8 Normas Oficiales Mexicanas (NOMs) en materia ecológica aplicables a la industria eléctrica

Las Normas Oficiales Mexicanas en materia ecológica que aplican al sector eléctrico están referidas al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera (humos, partículas suspendidas, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno). Además, establecen la regulación por zonas y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.

Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los corredores industriales (véase figura 3).

Las principales NOMs que determinan la normatividad ecológica en la industria eléctrica son:

NOM-085-ecol-1994. Regula, por zonas y por capacidad, los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, provenientes del equipo de combustión de fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Modificada en 1997 y desde el 2000 en revisión por las autoridades del medio ambiente y energéticas del país, con objeto de incluir a las nuevas centrales eléctricas.

•

•

•

•

•

•

•

4 Turbinas de gas a ciclo abierto, turbogeneradores de gas sin recuperación de calor, etc.


41

NOM-cca-001-ecol/96. Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales a cuerpos receptores provenientes de las centrales termoeléctricas convencionales.

NOM-113-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de distribución.

•

•

Figura 3Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Fuente: CFE.

NOM-114-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica.

Asimismo, se tienen 16 NOMs de eficiencia energética vigentes que regulan los consumos de energía eléctrica de equipos y sistemas que ofrecen un potencial de ahorro y, 10 proyectos de normas en proceso de elaboración (véase cuadro 44 del capítulo 5).

•

1

87

4

5

6

93

2

Zonas metropolitanas:1. México, D.F.2. Monterrey, Nuevo León.3. Guadalajara, Jalisco.Ciudades fronterizas:4. Tijuana, Baja California.5. Cd. Juárez, Chihuahua.Corredores industriales6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz.7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato.8. Tula-Vitro-Apasco, en los estados de Hidalgo y México.9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas.

Cap

ítul

o

Mercado eléctrico nacional

tres

En este capítulo, se aborda el análisis de la estructura de mercado del sector eléctrico nacional, considerando

la situación reciente de oferta e infraestructura de generación y transmisión de energía eléctrica. Asimismo, se analiza el comportamiento del consumo de energía eléctrica durante los últimos años desde un enfoque sectorial y regional, con el objetivo de contar con una referencia lo suficientemente amplia de la situación actual del mercado eléctrico.

3.1 Consumo nacional de energía eléctrica

El consumo nacional de electricidad está compuesto por dos categorías: i) las ventas internas de energía eléctrica, las cuales consideran la energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público, incluyendo a los productores independientes de energía, y ii) autogeneración, que incluye a los permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración e importación de electricidad.

El consumo nacional de electricidad en 2005 ascendió a 191,339 GWh, lo que representó un crecimiento de 4.0% respecto a 2004, similar a la variación de 2003-2004 que se ubicó en 3.9%.

En 2005, las ventas internas de energía eléctrica registraron un crecimiento de 3.8% al ubicarse en 169,757 GWh, lo cual duplicó la tasa de crecimiento registrada en 2004, de 1.9%. Por otra parte, de 2004 a 2005 el autoabastecimiento creció en 5.5%, incremento sensiblemente menor al de 2004 respecto a 2003, el cual se ubicó en 23.2%. Este comportamiento se debe a que durante 2005, ningún nuevo permisionario de gran capacidad instalada inició operaciones.


44

En términos generales, el comportamiento de las ventas totales de energía eléctrica se encuentra altamente correlacionado, en forma positiva, con el ritmo de actividad económica, lo cual implica que por lo general, ante un incremento en el Producto Interno Bruto (PIB), el consumo de energía eléctrica aumenta (véase gráfica 14). De

esta manera, en 2005 el consumo de energía eléctrica creció en 4.0% en tanto que el PIB presentó una variación de 3.0%. Esto debido a un menor ritmo de crecimiento en ramas como la minería, industria manufacturera y construcción, así como una contracción en el sector agropecuario, silvicultura y pesca respecto a 2004.

Gráfica 14Evolución del consumo nacional de electricidad y PIB,

1983-2005(%)

Fuente: CFE.

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

1983

1984

1985

1986

1987

1988

1989

1990

1991

1992

1993

1994

1995

1996

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

PIB Consumo de electricidad

3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad

De acuerdo al consumo final, las ventas internas del sector eléctrico se clasifican en cinco sectores: bombeo agrícola, industrial, residencial, comercial y servicios. En orden de magnitud, el sector industrial es el principal consumidor de energía eléctrica dada la infinidad de sistemas y procesos de producción que hacen uso de este tipo de energía. En 2005, este sector demandó el 58.7% del total consumido, lo cual revela su importancia en las ventas internas. Asimismo, la fuerte demanda de electricidad en el sector industrial y su diversidad de aplicaciones, requiere que gran parte del suministro se realice en media, alta y muy alta tensión, por lo cual a este sector se le subdivide en gran industria y empresa mediana, mismos que representaron el 37.9% y 62.1% respectivamente, con relación al sector industrial. Por otra parte, el 24% de las ventas internas se destinan al sector residencial, el cual constituye el segundo gran consumidor de energía eléctrica, seguido por el sector comercial con 8% del total.

Residencial24%

Comercial8%

Servicios4%

Industrial59%

Bombeo agrícola5%

Gráfica 15Distribución de las ventas internas por sector,

1995-2005(%)

Fuente: CFE.


45

El sector que ha mostrado el mayor dinamismo en el consumo de electricidad durante el periodo 1995-2005 es el industrial, con un crecimiento promedio anual de 4.7%, seguido por el residencial con 4.1% . El consumo de electricidad del sector industrial ha sido particularmente impulsado por la

empresa mediana, la cual en 2005 registró un incremento de 4.7% respecto a 2004. Asimismo, aunque en menor medida, el crecimiento de 1.2% en el PIB manufacturero contribuyó al incremento en las ventas de energía eléctrica del sector industrial al ubicarse en 3.2% referido al mismo periodo.

Gráfica 16Evolución de las ventas de energía eléctrica en el sector industrial y PIB manufacturero, 1994-2005

(variación porcentual anual)

Fuente: CFE.

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

PIB Manufacturero Ventas en el sector industrial

Si bien el PIB manufacturero había mostrado variaciones negativas durante el periodo 2001-2003, en 2004 registró un importante repunte de 4.0% el cual no se mantuvo para 2005. A pesar de esta desaceleración, las ventas de energía eléctrica en el sector industrial mantuvieron una variación

al alza de 3.2%. Por otra parte, el sector residencial registró un incremento de 4.4%, superando al observado en 2004 que se ubicó en 2.2%. Ambos sectores representan cerca del 84% de las ventas internas de energía eléctrica totales.

Cuadro 8Ventas internas sectoriales de energía eléctrica, 1995-2005

(GWh)

Sector 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca % 1995-2005

Total nacional 113,366 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 4.1

Residencial 28,493 28,518 29,644 31,690 33,369 36,127 38,344 39,032 39,861 40,733 42,531 4.1

Comercial 9,636 9,371 9,871 10,496 10,945 11,674 12,167 12,509 12,808 12,908 12,989 3.0

Servicios 5,293 5,055 5,109 5,192 5,450 5,891 5,973 6,076 6,149 6,288 6,450 2.0

Industrial 63,269 71,099 77,981 82,088 87,234 93,755 93,255 94,942 94,228 96,613 99,720 4.7

Empresa mediana 35,548 39,135 42,627 46,264 49,446 53,444 54,720 55,776 56,874 59,148 61,921 5.7

Gran industria 27,721 31,964 35,355 35,824 37,788 40,311 38,535 39,166 37,354 37,465 37,799 3.1

Bombeo agrícola 6,675 7,530 7,649 7,743 7,997 7,901 7,465 7,644 7,338 6,968 8,067 1.9

Fuente: CFE.


46

3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad

En México se tienen identificadas cinco regiones, las cuales están en conformidad con la división geográfica y estadística propuesta por el Ejecutivo Federal. Es importante señalar que debido a la estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) CFE divide al país en nueve áreas operativas (véase anexo 2). De tal manera, que a lo largo de la prospectiva, con excepción del tema sobre demanda bruta por área operativa, se hará referencia a las cinco regiones.

En la figura 4 se muestran estas cinco regiones con la participación porcentual promedio que cada Estado tiene en las ventas de energía de la región. Los Estados con mayores ventas internas de electricidad durante los últimos 10 años son México, Distrito Federal, Nuevo León, Veracruz, Jalisco y Sonora (véase figura 4).

En el ámbito nacional, el crecimiento de las ventas internas en 2005 fue de 3.8% respecto a 2004 debido principalmente a las regiones Sur-Sureste, Noreste y Noroeste que presentaron los mayores incrementos, con 4.6% las dos primeras y 4.0% la última.

Por otro lado, la región Centro registró las mayores ventas internas de energía eléctrica en 2005 con 42,111 GWh (véase cuadro 9). Cabe señalar que su tasa media de crecimiento anual fue de 3.0% para el periodo 1995-2005, tasa superior a la observada en el periodo 1994-2004. De esta región, el Estado de México impulsó el crecimiento en 2005, al aumentar en 574 GWh las ventas en esa entidad.

Gráfica 17Evolución sectorial de las ventas internas de energía eléctrica, 1995-2005

(GWh)

Fuente: CFE.

28,49336,127 42,531

63,269

93,755 99,720

169,757

113,366

155,349

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

140,000

160,000

180,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

GW

h

Empresa mediana Gran industria Residencial Industrial Nacional

Total nacionaltmca 1995-2005

4.1%

Residencialtmca 1995-2005

4.1%

Industrialtmca 1995-2005

4.7%


47

Figura 4Estructura regional de las ventas internas por estado

(participación porcentual promedio 2005)

Fuente: CFE.

Noroeste Noreste

Centro-Occidente

Centro

Sur-Sureste

Baja California Sur6%

Sonora39%

Sinaloa19%

Baja California 36%

Chihuahua21%

Durango6%

Coahuila20%

Nuevo León34%

Tamaulipas 19%

Campeche4% Chiapas

8%

Guerrero11%

Oaxaca9%

Quintana Roo

10%

Veracruz38%

Yucatán10%

Tabasco10%

México37%

Morelos5%

Hidalgo7%

Distrito Federal

32%

Puebla15%

Tlaxcala4%

Michoacán18%

Nayarit3%

Querétaro9%

Jalisco26%

Zacatecas4%San Luis

Potosí12%

Colima3%

Aguascalientes5%

Guanajuato20%

Cuadro 9Ventas internas totales por región, 1995-2005

(GWh)

Región 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca % 1995-2005

Total 113,366 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 4.1

Variación % 3.5 7.2 7.1 5.3 5.7 7.1 1.2 1.9 0.1 1.9 3.8

Noroeste 14,122 15,774 16,901 17,230 18,505 19,949 20,480 20,354 21,270 22,311 23,195 5.1

Variación % 4.8 11.7 7.1 1.9 7.4 7.8 2.7 -0.6 4.5 4.9 4.0

Noreste 27,052 29,457 31,658 33,961 36,404 39,236 39,989 40,863 39,235 39,421 41,221 4.3

Variación % 5.6 8.9 7.5 7.3 7.2 7.8 1.9 2.2 -4.0 0.5 4.6

Centro-Occidente 25,210 26,910 28,926 30,763 32,801 35,192 34,909 35,570 36,242 37,451 38,843 4.4

Variación % 3.2 6.7 7.5 6.4 6.6 7.3 -0.8 1.9 1.9 3.3 3.7

Centro 31,199 32,810 35,080 36,611 38,239 40,733 40,993 41,280 40,969 41,006 42,111 3.0

Variación % -0.5 5.2 6.9 4.4 4.4 6.5 0.6 0.7 -0.8 0.1 2.7

Sur-Sureste 15,726 16,557 17,617 18,574 18,970 20,160 20,744 22,046 22,582 23,227 24,294 4.4

Variación % 7.7 5.3 6.4 5.4 2.1 6.3 2.9 6.3 2.4 2.9 4.6

Pequeños sistemas 57 65 73 71 77 80 90 89 86 93 93 5.0

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: CFE.


48

3.1.2.1 Ventas internas por región

Noroeste

En 2005, esta región disminuyó su ritmo de ventas internas de electricidad al crecer 4.0% a diferencia del incremento de 4.9% registrado en 2004. Este comportamiento se explica principalmente por la baja de alrededor de 3.0% de las ventas internas de electricidad en Baja California y de 1.0% en Sinaloa. No debe perderse de vista que la característica principal de esta región es el clima extremoso con altas temperaturas en verano y fríos intensos en invierno, lo cual incide sobre el patrón de consumo de energía eléctrica en la región.

Noreste

En 2005 la región registró una tasa de 4.6%, superando el incremento de medio punto porcentual observado en 2004. El mayor incremento se presentó en Chihuahua al ubicarse en 7.9%, seguida por Durango y Nuevo León con 5.6% y 5.1%, respectivamente. Todas las entidades federativas en esta región registraron tasas positivas, específicamente en Chihuahua las ventas se incrementaron en 6.9%.

Centro-Occidente

En esta región las ventas internas de energía eléctrica crecieron en 3.7% en 2005. Los Estados de Aguascalientes, Colima y Guanajuato fueron quienes impulsaron el crecimiento regional al representar el 28.2% de las ventas regionales de electricidad y al crecer a tasas mayores del 7%. Asimismo, en el caso de Jalisco donde se registró un crecimiento de 4.4%, la participación de dicha entidad en las ventas regionales asciende a 25.9%, lo cual ilustra el peso específico de esa entidad por su dinamismo económico e industrial. Cabe señalar que el motor de la región está constituido por empresas como SERSIINSA, Industrial Minera México, Cementos Apasco, Celanese, Las Encinas y el desarrollo de parques industriales como los de Silao, Apaseo y Buenavista.

Centro

En esta región las ventas crecieron en 2.7%, incremento que fue impulsado principalmente por los estados de Morelos y México, con 5.1% y 3.9%, respectivamente. En el caso del Distrito Federal se registró un crecimiento de 0.5%; sin embargo su participación del 31.7% junto con el Estado de México (36.7%), explica la importancia de ambas demarcaciones en las ventas de la región.

•

•

•

•

Sur-Sureste

Esta región ha mantenido un crecimiento constante en los últimos años. Chiapas, Veracruz y Campeche impulsaron el crecimiento en 2005 con tasas de 6.6%, 6.0% y 5.1%, respectivamente. En el Estado de Veracruz se concentra el 38.1% de las ventas regionales, lo cual en conjunto con su crecimiento de 6.0%, estimuló el crecimiento de la región al ubicarse en 4.6%.

3.1.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda del Sistema Interconectado (SI)

Desde el punto de vista económico, el consumo nacional de electricidad (ventas internas y autoabastecimiento) se puede considerar como la demanda de energía eléctrica; sin embargo debe contemplarse la producción de la energía eléctrica requerida para satisfacer dicha demanda, tomando en cuenta las pérdidas de transmisión, distribución y los usos propios de las instalaciones de generación y transmisión. La agregación de tales componentes constituye la energía bruta1.

Como la energía eléctrica no se puede almacenar, para la determinación de la capacidad de generación requerida para la satisfacción de la demanda agregada deben considerarse sus variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias), y de manera primordial determinar para cada área la demanda máxima del año, esto es, el valor máximo de las demandas que se presentan en cada una de las horas del año.

En lo concerniente a la operación y planeación del Sistema Eléctrico Nacional, CFE lo divide en nueve áreas2. De esta manera, las áreas operativas interconectadas pueden compartir recursos de capacidad y lograr un funcionamiento más económico y confiable del sistema en su conjunto.

Aunque desde hace años han existido enlaces del área Noroeste al Norte y Occidental, por razones de estabilidad, el área Noroeste se había operado en forma independiente. En marzo de 2005, el área Noroeste se interconectó de manera permanente al resto del sistema. Esta importante integración ha permitido grandes ahorros en generación de energía eléctrica, así como beneficios locales al evitar afectaciones de carga en el Noroeste y Norte. Por otro lado, las dos áreas de la península de Baja California, permanecen como sistemas aislados, ya que hasta el momento, su interconexión con el resto

•

1 Véase Anexo 3.2 Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental, Peninsular, Baja California y Baja California Sur. Con excepción de Baja California y Baja California Sur, el resto de las regiones integra el SI, del cual la región Noroeste se interconectó en marzo de 2005.


49

de la red nacional no se justifica desde el punto de vista técnico y económico.

3.1.3.1 Demanda máxima coincidente

La demanda del SI en una hora específica del año es igual a la suma de todas las demandas de cada área del sistema en esa misma hora. La demanda máxima coincidente para un año definido es el valor máximo de las demandas horarias del SI, ésta es menor que la suma de las demandas máximas

anuales de cada área debido a que ocurren en momentos diferentes.

A diferencia del periodo 2002-2004 donde la demanda máxima coincidente se presentó durante mayo, en 2005 ésta se presentó en septiembre, la cual aumentó en 14.6% respecto a 2004 (véase cuadro 10). Cabe hacer notar que en los valores reportados en el cuadro para los años de 1995 a 2004 no se incluye al Noroeste, pero para 2005 sí se incluye dicha área, lo cual explica el incremento respecto a 2004.

Cuadro 10Sistema Interconectado: demanda máxima coincidente, 1995-2005

(MWh/h)

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

Enero 18,305 18,576 19,848 20,961 21,746 23,191 24,329 24,943 24,789 25,566 28,110

Febrero 18,145 18,939 19,991 21,168 22,467 23,833 24,620 24,696 25,652 25,980 28,488

Marzo 18,528 19,088 20,230 21,565 22,509 24,500 24,670 25,403 26,403 26,543 29,019

Abril 18,476 18,728 19,608 21,760 22,697 23,674 25,254 25,738 25,815 26,265 29,273

Mayo 19,109 19,621 19,881 22,028 23,191 24,511 24,885 26,152 27,433 27,282 30,380

Junio 19,003 19,238 20,331 22,205 23,321 23,162 24,729 25,633 26,325 26,742 30,919

Julio 17,952 18,982 19,837 21,620 22,485 24,276 24,347 24,852 25,602 26,016 29,736

Agosto 18,203 18,959 20,575 21,773 22,828 24,494 24,946 25,882 25,748 26,717 30,318

Septiembre 18,584 19,379 21,002 21,837 23,421 25,207 25,267 25,403 25,530 26,402 31,268

Octubre 18,878 20,017 20,843 21,697 22,778 24,487 25,660 25,450 25,439 27,275 30,278

Noviembre 18,731 19,783 20,846 21,776 23,189 24,378 25,092 25,151 25,840 26,682 29,652

Diciembre 19,107 19,869 21,367 21,987 23,596 25,075 25,598 25,582 25,998 27,197 29,867

Máxima anual 19,109 20,017 21,367 22,205 23,596 25,207 25,660 26,152 27,433 27,282 31,268

Incremento (%) 2.5 4.8 6.7 3.9 6.3 6.8 1.8 1.9 4.9 -0.6 14.6

Factor de carga (%) 74.4 75.9 76.3 78.4 77.6 77.4 77.4 78.1 76.3 79.0 78.0

Fuente: CFE.

En lo concerniente al factor de carga, el cual indica cómo la energía eléctrica es consumida con relación a la demanda máxima registrada en ese mismo tiempo, se mantuvo en un nivel similar al de 2004, lo cual refleja cierta uniformidad en el comportamiento de las cargas. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.

3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa

El análisis de la demanda bruta3 por área operativa permite identificar los consumos mínimos, intermedios y máximos que se registran durante ciertos periodos en el SI. En este sentido,

es relevante la magnitud de las demandas máximas en cada región operativa así como la demanda máxima coincidente.

En 2005 la región del SI que registró el mayor incremento respecto a 2004 en la demanda máxima fue la región Noroeste, con 10.2%. Asimismo, durante el periodo 1995-2005 las regiones Peninsular y Norte presentaron los mayores crecimientos anuales, con 5.8% y 5.3%, en promedio respectivamente. En 2005 las demandas máximas se presentaron en las regiones Central, Occidental y Noreste (véase cuadro 11).

3 En conjunto con el análisis de las curvas de carga.


50

Cuadro 11SEN1: demanda bruta por área operativa, 1995-2005

(MWh/h)

Área Carga 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca (%) 1995-2005

Norte

P 1,790 1,887 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 5.3

M 1,252 1,343 1,407 1,520 1,597 1,723 1,806 1,859 1,896 1,963 2,083 5.2

B 1,133 1,223 1,290 1,378 1,457 1,569 1,649 1,682 1,715 1,667 1,782 4.6

Noreste

P 3,693 4,005 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 5.1

M 2,653 2,920 3,128 3,351 3,615 3,874 3,933 4,062 4,106 4,256 4,410 5.2

B 2,423 2,680 2,867 3,061 3,363 3,571 3,574 3,706 3,756 3,797 3,936 5.0

Occidental

P 4,688 4,837 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 4.2

M 3,375 3,611 3,916 4,164 4,435 4,732 4,701 4,827 4,999 5,157 5,449 4.9

B 3,085 3,340 3,631 3,875 4,155 4,438 4,379 4,491 4,638 4,364 4,618 4.1

Central

P 5,819 6,347 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 3.6

M 3,772 3,949 4,202 4,406 4,616 4,885 5,048 5,141 5,252 5,394 5,608 4.0

B 3,319 3,419 3,706 3,859 4,050 4,321 4,462 4,567 4,672 4,049 4,262 2.5

Oriental

P 4,352 4,463 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 2.7

M 2,700 2,911 3,125 3,330 3,444 3,633 3,657 3,801 3,891 3,954 4,133 4.3

B 2,335 2,568 2,815 3,006 3,111 3,318 3,296 3,453 3,550 3,430 3,615 4.5

Peninsular

P 671 702 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 5.8

M 459 467 509 555 593 654 703 729 776 801 824 6.0

B 412 416 459 499 539 597 644 673 718 636 658 4.8

Noroeste

P 1,911 2,041 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 4.2

M 1,224 1,324 1,392 1,415 1,464 1,526 1,575 1,534 1,596 1,668 1,770 3.8

B 1,072 1,166 1,217 1,243 1,298 1,340 1,371 1,331 1,399 1,417 1,515 3.5

Baja California

P 1,388 1,458 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 3.2

M 873 890 813 842 927 1,048 1,087 1,081 1,211 1,170 1,195 3.2

B 760 765 699 720 803 905 952 945 1,076 966 984 2.6

Baja California Sur

P 153 164 170 181 186 204 224 215 214 234 264 5.6

M 97 109 114 117 125 132 136 136 141 152 166 5.5

B 85 97 102 103 111 116 116 118 125 122 135 4.8

Pequeños sistemas

P 16 17 19 19 20 21 22 22 22 24 24 4.1

M 8 8 9 9 9 10 11 11 12 12 13 5.3

B 6 6 6 8 7 8 9 9 9 10 10 6.0

P = Carga máxima.M= Carga media.B = Carga base.1 No incluye autoabastecimiento local y exportación.tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: CFE.

3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda

La carga global de un sistema está constituida por un gran número de cargas individuales de diferentes clases (industrial, residencial, comercial, etc.) que demandan potencias pequeñas en comparación con la potencia total requerida.

Los instantes respectivos de conexión y desconexión de estas cargas son aleatorios, pero la potencia requerida en un periodo dado por el conjunto de cargas sigue un patrón bien determinado, que depende del ritmo de las actividades humanas en las regiones atendidas por el sistema eléctrico.


51

La introducción de tarifas horarias para clientes industriales así como el horario de verano, han propiciado un cambio en los patrones de consumo que se refleja en la reducción de las cargas durante las horas de mayor demanda, con el consecuente beneficio de un mejor aprovechamiento de la capacidad.

En la gráfica 18 se muestran las curvas típicas de carga de las áreas del norte y sur del país, correspondientes a días hábiles y no laborables, para invierno y verano de 2005. En ellas se señala la magnitud relativa de las cargas horarias respecto a la demanda máxima anual de potencia. Se puede apreciar que los perfiles de carga dependen de la región geográfica, estación del año y tipo de día.

Gráfica 18Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima

Áreas operativas del Norte, 2005(promedio de las áreas Norte y Noroeste)

Invierno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%22

21

20

19

18

17

16

15

14

12

11

1098764321 5

13

23

24

22

21

20

19

18

17

16

15

14

12

11

1098764321 5

13

23

24

horas

Dem

anda

máx

ima

Día no laborable Día laborable

Verano

0%

20%

40%

60%

80%

100%

120%

horas

Dem

anda

máx

ima


Invierno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima


Verano

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima


22

21

20

19

18

17

16

15

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12

11

1098764321 5

13

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24

22

21

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19

18

17

16

15

14

12

11

1098764321 5

13

23

24

Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima Áreas operativas del Sur, 2005

(promedio de las áreas Occidental, Oriental, Central y Peninsular)

Fuente: CFE.


52

3.1.4 Estructura tarifaria

Las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica se clasifican de acuerdo con su uso y nivel de tensión en:

Domésticas: 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F y DAC

Servicios públicos: 5, 5A y 6

Agrícola: 9, 9M, 9CU y 9N

Temporal: 7

Generales en baja tensión: 2 y 3

Generales en media tensión: OM, HM y HMC

Generales en alta tensión: HS, HSL, HT y HTL

Respaldo en media tensión: HM-R, HM-RF y HM-RM

Respaldo en alta tensión: HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF y HT-RM

Servicio interrumpible: I-15 e I-30

La estructura tarifaria del servicio en media tensión (MT) y alta tensión (AT) en uso general y respaldo, así como de la tarifa Doméstica de Alto Consumo (DAC), es más compleja en comparación con las tarifas específicas4, dado que están sujetas a costos marginales y al ajuste automático mensual que considera variaciones en los precios de los combustibles y la inflación. Asimismo, tienen cargos por consumo y por demanda con diferencias regionales, horarias y estacionales. El resto de las tarifas tienen estructuras más sencillas, sin diferencias horarias.

Todas las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, con excepción de las tarifas agrícolas de estímulo 9-CU y 9-N, que se ajustan anualmente. Las tarifas residenciales (sin incluir la DAC), las agrícolas 9 y 9-M y las de servicios públicos, se ajustan mediante factores fijos. El resto (DAC, comerciales e industriales) se ajustan mediante una fórmula de ajuste automático que incorpora las variaciones de los precios de los combustibles y la inflación.

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•

Los factores fijos se autorizan generalmente en forma anual, mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución esperada de la inflación. Por otra parte, el ajuste automático mensual representa incrementos o decrementos derivados de los movimientos del costo total, considerando tanto los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad, como el resto de los factores de costo. Los cambios en el costo de combustibles se estiman con base en dos elementos:

1) Las variaciones en el precio de los combustibles y,

2) los cambios en la proporción en que los combustibles fósiles participan en la generación total.

Los cambios en el resto de los componentes se estiman utilizando un promedio ponderado de los Índices de Precios Productor de tres ramas industriales seleccionadas: maquinaria y equipo, metálica básica, y otras manufacturas.

Con fines estadísticos, se considera que el sector comercial está constituido por los clientes de las tarifas generales de baja tensión y la tarifa 7. De la misma manera se consideran en el sector industrial los clientes de las tarifas generales y de respaldo, tanto de media como de alta tensión.

De todos los usuarios finales, en el sector comercial se observan los precios medios más elevados, los cuales desde 2002 han mostrado una tendencia ascendente (véase gráfica 19). En los sectores residencial e industrial la tendencia ha sido la misma desde 2001, sin embargo, a partir de 2003 el precio medio sólo ha mostrado ligeras variaciones en el primero, mientras que en el sector industrial el crecimiento ha sido sostenido. Asimismo, la tarifa agrícola es la más baja y en la que menores variaciones se han registrado.

4 Domésticas, servicios públicos, agrícola y acuícola.


53

3.1.5 Interconexiones y comercio exterior de energía eléctrica

El comercio exterior de energía eléctrica se realiza a través de nueve interconexiones entre EUA y México y una interconexión de México con Belice. Estas interconexiones existentes varían de acuerdo a su capacidad y nivel de tensión, y han sido utilizadas primordialmente para exportar o importar energía eléctrica en caso de emergencias. Cabe señalar que la exportación o importación de energía eléctrica a la que se hace referencia, proviene del servicio público y no se considera el comercio exterior que realizan los permisionarios.

Actualmente, existen dos tipos de interconexión, las que operan de manera permanente y las que se utilizan de apoyo mutuo en emergencias, la razón de que estas últimas no operen de forma permanente es que técnicamente no es posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas por el riesgo de inestabilidades en el sistema eléctrico de uno u otro país.

El comercio de energía eléctrica con EUA es administrado por dos consejos, de un total de diez5 que están establecidos

en EUA y que operan mediante enlaces asíncronos6. El Consejo de Coordinación de Electricidad del Oeste (Western Electricity Coordinating Council, WECC creada en 1967) opera las interconexiones de Baja California y El Paso mientras que las interconexiones desde Piedras Negras hasta Matamoros las opera el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (Electric Reliability Council of Texas, ERCOT creada en 1970).

El sistema de Baja California opera mediante interconexiones síncronas con el sistema de California. Las interconexiones entre ambos sistemas tienen un conductor especial, lo cual explica el por qué existe una capacidad de 800 MW para unas líneas con un nivel de tensión de 230 KV (véase figura 5). Los miembros en EUA del WECC están localizados en los Estados de California, Arizona, Nuevo México y una pequeña parte de Texas, mientras que el sistema de CFE que es miembro del WECC está ubicado en Baja California, Sonora y Chihuahua.

CFE y ERCOT comparten 1,200 km de frontera para realizar el intercambio de energía eléctrica y consideran

Precios medios

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Pes

os r

eale

s 2005 / k

Wh

Residencial Comercial Servicios Agrícola Industrial

Gráfica 19Precios reales de tarifas de energía eléctrica por tipo de usuario, 1995-2005

(pesos 2005/kWh)

Fuente: CFE.

5 Consejos en EUA: East Central Area Reliability Coordination Agreement; Electric Reliability Council of Texas; Florida Reliability Coordinating Council; Mid-Atlantic Area Council; Mid-America Interconnected Network; Mid-Continent Area Power Pool; Northeast Power Coordinating Council; Southeastern Electric Reliability Council; Southwest Power Pool y Western Electricity Coordinating Council.

6 Los enlaces asíncronos consisten en una tecnología de corriente directa, con lo cual la variación de frecuencia entre Consejos no afecta ni contamina el intercambio de energía.


54

el resto de las líneas de interconexión del norte del país7. Estas interconexiones sólo operan en caso de emergencia y no operan de manera permanente, a excepción de la interconexión Eagle Pass – Piedras Negras, la cual cuenta con tecnología nueva que le permite operar de manera cerrada y permanente. Los sistemas que mantienen el contacto con CFE son Electric Power Texas Central Company y American Electric Power Texas North Company, mientras que por el lado de México, son los estados de Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas. En la frontera sur, la interconexión de Belice opera de manera permanente debido a que el sistema de ese país es pequeño y no genera problemas de inestabilidad al SEN.

En 2005 la capacidad e infraestructura de transmisión para comercio exterior se ha mantenido constante respecto a 2004, sin embargo las exportaciones de electricidad han mostrado un fuerte dinamismo al aumentar en 28.3%. Desde 2003, esto último se ha reflejado en un incremento sostenido del balance neto de exportaciones e importaciones de electricidad al ubicarse en 1,204 GWh (véase cuadro 12). En el sistema de Baja California se operan los mayores flujos de energía hacia el exterior, con una participación del 80.3% del total exportado.

Figura 5Enlaces e interconexiones internacionales, 2005

WECC: Western Electricity Coordinating Council.ERCOT: Electric Reliability Council of Texas.Fuente: CFE.

Miguel-Tijuana (California), 230 kV Imperial Valley-La Rosita, 230 kV

El Paso-Ciudad Juárez (2) (Texas), 115 kV 200 MW

Eagle Pass-Piedras Negras (Texas), 138 kV 36 MW

Laredo-Nuevo Laredo (Texas), 138 kV 80 MW

Belice-Chetumal 115 kV65 MW

Falcon-Falcon (Texas), 138 kV 50 MW

800 MWWECC

ER

CO

T

Matamoros-Brownsville (2) (Texas), 138 kV y 69 kV 105 MW

7 Recientemente se han realizado estudios donde se ha analizado la interconexión entre CFE y ERCOT usando un Transformador de Frecuencia Variable (VFT), el cual es una tecnología que permite enlazar sistemas eléctricos que operan a frecuencias iguales o diferentes y realizar intercambios de energía en corriente alterna.


55

3.2 Estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

El Sistema Eléctrico Nacional está conformado por dos sectores, el público y el privado. El sector público se integra por CFE, LyFC y los Productores Independientes de Energía (PIEs), éstos últimos entregan su energía a CFE para el servicio público de energía eléctrica. Por el otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de cogeneración, autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia en diversos sectores, tal es el caso del industrial, comercial y particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado un importante incremento en la capacidad instalada durante los últimos años.

En términos generales, la estructura del sistema eléctrico nacional se conforma de tres fases: generación, transmisión y distribución, las cuales son realizadas dentro del sistema eléctrico a través de centrales eléctricas, líneas de transmisión y distribución.

3.2.1 Capacidad instalada en el SEN

La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre de 2005 incluyendo exportación fue de 53,858 MW, lo que representó un incremento de 0.6% respecto a 2004. No obstante el ligero incremento, la capacidad instalada de los PIEs creció 13.6% debido a la entrada en operación de nuevas centrales, como fue el caso de La Laguna II y Río Bravo IV. Asimismo, la modalidad de autoabastecimiento registró un crecimiento importante durante 2005, reflejado en el número de permisos otorgados al sector servicios para generación de electricidad en horario punta8.

En términos de participación porcentual, al cierre de 2005 CFE representó el 69.5% y LyFC el 1.6% del total instalado. Enseguida en orden de magnitud se encuentran los PIEs que registraron una participación del 15.3%9. El sector privado bajo las figuras de autoabastecimiento y cogeneración contribuye con el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidad participa con el 2.5%.

Cuadro 12Exportación e importación de energía eléctrica, 1995-2005

(GWh)

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

Exportaciones

Chiapas1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1

Baja California Norte2 1,920 1,258 17 45 31 66 112 164 765 770 1,037

Tamaulipas3 0 6 6 0 0 2 1 0 0 0 0

Quintana Roo4 24 25 28 31 100 127 158 180 188 236 253

Total 1,944 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291

Importaciones

Baja California Norte2 228 355 406 480 646 927 82 311 45 39 75

Sonora5 3 3 3 3 4 4 4 5 5 6 6

Chihuahua6 928 1,029 1,101 1,022 7 129 235 189 21 2 6

Tamaulipas3 5 0 0 2 2 9 6 26 0 0 0

Total 1,164 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87

Balance neto Exportación-Importación 780 -98 -1,459 -1,431 -528 -874 -56 -187 882 959 1,204

1 Guatemala.2 Coral Power L.L.C., San Diego Gas & Electric y Sempra Energy Solutions (EUA).3 American Electric Power (EUA).4 Belize Electricity Board (Belice).5 Sasabe Trico Electric Cooperative y Santa Cruz (UNS Electric) (EUA).6 El Paso Electric Company (EUA).Fuente: CFE.

8 Véase Cap. 2, gráfica 10.9 Esta participación corresponde a 8,251 MW de capacidad efectiva neta contratada por CFE, la cual se destina en su totalidad al servicio público.


56

La capacidad instalada nacional de 53,858 MW se compone por los dos servicios anteriormente mencionados: 46,534 MW por parte del servicio público y 7,324 MW por parte de los permisionarios, cada servicio con sus propias características estructurales.

3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público

A diciembre de 2005 la capacidad instalada por parte del servicio público ascendió a 46,534 MW, lo cual significa una variación de -18 MW con respecto a 2004, debido a los retiros de capacidad obsoleta e ineficiente (véase cuadro 13).

Del total de adiciones, 998 MW pertenecen en conjunto a dos proyectos, la central de La Laguna II y la central Río Bravo IV, ambos bajo la figura de producción independiente y localizados en los Estados de Durango y Tamaulipas, respectivamente. Asimismo, otro proyecto que entró en operación a finales de 2005 fue la conversión a ciclo combinado de la central Hermosillo con 93 MW correspondientes al ciclo de vapor recién integrado, para llegar así a una capacidad de 225 MW en ciclo combinado. Por otro lado, los retiros de capacidad más importantes se dieron en las centrales termoeléctricas Monterrey y Presidente Juárez, con –465 MW y –300 MW, respectivamente.

Durante 2005 no se registró una modificación importante en la capacidad con base en fuentes alternas, en todo caso la composición porcentual de estas fuentes respecto al total tiende a la baja (véase cuadro 14).

En relación con la tecnología de ciclo combinado, ésta alcanzó en 2005 una participación del 28.5% del total de la capacidad, superando ya y con una tendencia ascendente, a la tecnología de vapor convencional la cual representó el 27.8% de la capacidad total instalada en el servicio público en ese mismo año.

Gráfica 20Capacidad efectiva instalada nacional, 2005

53,858 MW

* Considera la capacidad efectiva neta contratada por CFE.Fuente: CFE y CRE.

Usos propios1.0%

Autoabastecimiento7.3%

Cogeneración2.8%

Exportación2.5%

PIE*15.3%

LyFC1.6%

CFE69.5%


57

Cuadro 13Adiciones, modificaciones y retiros, 2005

Central Capacidad MW Unidad Tecnología Ubicación

Total -18.1

Adiciones 1,146.3

Holbox 0.8 7 CI Quintana Roo

La Laguna II PIE 498.0 1 CC Durango

Río Bravo IV PIE 500.0 1 CC Tamaulipas

Botello 9.0 2 HID Michoacán

Baja California Sur I 42.9 1 CI Baja California Sur

Yécora 0.7 4 CI Sonora

Ixtaczoquitlán 1.6 1 HID Veracruz

Hermosillo* 93.3 2 CC Sonora

Modificaciones -8.0

Bajío (El Sauz) PIE -12.0 1 CC Guanajuato

El Sáuz 4.0 1 y 2 CC Querétaro

Retiros -1,156.3

Monterrey -465.0 6 U’s TC Nuevo León

San Jerónimo -75.0 3 y 4 TC Nuevo León

Presidente Juárez -300.0 1 a 4 TC Baja California

Guerrero Negro -2.5 2 U’s CI Baja California Sur

Guaymas I -70.0 3 y 4 TC Sonora

Francisco Villa -99.0 3 U’s TC Chihuahua

La Laguna -39.0 4 TC Durango

Chihuahua -64.0 4U’s TG Chihuahua

Arroyo del Coyote -24.0 1 y 2 TG

Villa Constitución -9.5 4 a 7 CI Baja California Sur

Botello -4.1 2 HID Michoacán

Ixtaczoquitlán -0.8 3 y 4 HID Veracruz

Holbox -0.2 3 CI Quintana Roo

Guerrero Negro -3.3 4 U’s CI Baja California Sur

CC = Ciclo Combinado TG = Turbogas CI = Combustión Interna HID = Hidráulica GEO = GeotérmicaPIE = Productor Independiente de Energía.* Con la entrada en operación de esta unidad, se completa el paquete 2 de ciclo combinado (U´s 5,6 y 7), ya que las unidades 5 y 6 de tipo turbogás pasan a ser unidades de ciclo combinado.Fuente: CFE.


58

3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio público por región

En el ámbito regional, la capacidad instalada en el servicio público se encuentra dispersa por todo el territorio nacional en función de la disponibilidad de recursos, infraestructura y cercanía respecto a los centros de demanda, entre otros factores. En el caso de la región Sur-Sureste, en 2005 se concentró el 35.3% del total y no se registraron cambios significativos respecto a 2004. En esta región se encuentran instalados los principales desarrollos hidroeléctricos del país ubicados en Chiapas y Guerrero, así como importantes centrales termoeléctricas al norte de Veracruz y la planta nucleoeléctrica Laguna Verde (véase gráfica 21).

Por otro lado y en orden de magnitud después del Sur-Sureste, en la región Noreste se localiza el 26% de la capacidad nacional. Desde 2001 con la creciente instalación de centrales de ciclo combinado por parte de PIEs, así como la presencia de varias centrales de vapor, se ha posicionado de manera importante esta región.

El resto de la regiones, Noroeste, Centro-Occidente y Centro, concentran respectivamente el 14.3%, 14.5% y 9.9% de la capacidad instalada nacional (véase cuadro 15).

Cuadro 14Capacidad efectiva del servicio público por tipo de central

(MW)

Año

Fuentes alternas Hidrocarburos

TotalHidráulica Geotermia Eólica Nuclear Carbón Vapor Ciclo

combinado* Turbogás Combustión interna Dual

1995 9,329 753 2 1,309 2,250 13,594 1,890 1,682 128 2,100 33,037

1996 10,034 744 2 1,309 2,600 14,295 1,912 1,675 121 2,100 34,792

1997 10,034 750 2 1,309 2,600 14,282 1,942 1,675 121 2,100 34,815

1998 9,700 750 2 1,309 2,600 14,282 2,463 1,929 120 2,100 35,256

1999 9,618 750 2 1,368 2,600 14,283 2,463 2,364 118 2,100 35,666

2000 9,619 855 2 1,365 2,600 14,283 3,398 2,360 116 2,100 36,697

2001 9,619 838 2 1,365 2,600 14,283 5,188 2,381 143 2,100 38,519

2002 9,608 843 2 1,365 2,600 14,283 7,343 2,890 144 2,100 41,177

2003 9,608 960 2 1,365 2,600 14,283 10,604 2,890 143 2,100 44,554

2004 10,530 960 2 1,365 2,600 13,983 12,041 2,818 153 2,100 46,552

2005 10,536 960 2 1,365 2,600 12,935 13,256 2,599 182 2,100 46,534

* Incluye productores independientes de energía.Fuente: CFE.

Noroeste

Desde años recientes esta región ha disminuido su capacidad, no obstante la conversión de la central Hermosillo a ciclo combinado, acentuándose en 2005 con el retiro de 300 MW de las unidades 1 a 4 de la central Presidente Juárez en Baja California, con lo cual considerando adiciones y retiros en toda la región, su capacidad se redujo en 249 MW.

Noreste

En 2005 esta región registró una capacidad instalada de 12,086 MW. Las centrales de ciclo combinado aportaron un incremento de 998 MW con la entrada en operación comercial de las centrales La Laguna II y Río Bravo IV con 498 MW y 500 MW de capacidad efectiva, respectivamente, para así posicionar a esta región con 6,447 MW instalados con dicha tecnología.

Centro-Occidente

En el Centro-Occidente la capacidad instalada en 2005 se ubicó en 6,724 MW, donde la única adición de capacidad fueron 9 MW en la central hidroeléctrica Botello. Así, considerando esta adición y la degradación de –12 MW de capacidad realizada en la central El Sauz (PIE), entre otras modificaciones y retiros, la variación de esta región respecto a 2004 fue de –3 MW. En resumen, durante ese año la región Centro-Occidente registró mínimas variaciones de capacidad.

•

•

•


59

Centro

La región Centro registró una capacidad instalada de 4,607 MW en 2005, la cual no presentó cambios respecto al año anterior. A diferencia de 2004 cuando la capacidad de las centrales de ciclo combinado de CFE aumentaron en 549 MW debido a la conversión de unidades de la Central Valle de México de combustóleo y turbogás a ciclo combinado, durante 2005 todas las tecnologías instaladas para el servicio público en esta región permanecieron sin variación.

• Sur-Sureste

La región con mayor capacidad del país es la Sur-Sureste debido a su gran capacidad hidroeléctrica que en 2005 registró 6,877 MW, cifra superior a la capacidad total de la región Noroeste (6,673 MW). En forma análoga a la región Centro, en el Sur-Sureste no se realizaron modificaciones de capacidad durante 2005. La última adición importante de capacidad se realizó en 2004, cuando las unidades 6, 7 y 8 de la central hidroeléctrica Chicoasén entraron en operación con un total de 900 MW.

•

Gráfica 21Distribución de la capacidad efectiva instalada nacional de cada región por tecnología, 2005

(%)

* Incluye las centrales turbogás, combustión interna y dual.** Incluye las centrales carboeléctricas, nucleoeléctrica, geotermoeléctricas y eoloeléctricas.Fuente: CFE.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Noroeste Noreste Centro-Occidente

Centro Sur-Sureste

Otras*

Fuentesalternas**

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Vapor


60

Cuadro 15Evolución de la capacidad efectiva instalada por región y tecnología, 1995-2005

(MW)

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

Total 33,037 34,792 34,815 35,255 35,666 36,697 38,519 41,177 44,554 46,552 46,534

Noroeste 4,741 4,948 4,927 5,060 5,211 5,309 6,196 6,205 6,952 6,922 6,673

Hidráulica 729 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941

Vapor 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,895 2,525

Ciclo combinado - - - - - - 725 734 1,481 1,493 1,718

Turbogas 413 408 383 515 665 665 768 768 768 716 584

Combustión Interna

84 85 89 90 90 88 137 137 137 146 174

Geotermica 620 620 620 620 620 720 730 730 730 730 730

Eólica 1 1 1 1 1 1 1

Noreste 6,132 6,485 6,515 7,037 7,322 7,772 8,443 10,013 11,308 11,854 12,086

Hidráulica 123 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126

Vapor 2,759 2,759 2,789 2,789 2,789 2,789 2,789 2,789 2,789 2,789 2,111

Ciclo combinado 578 578 578 1,099 1,099 1,550 2,220 3,659 4,954 5,449 6,447

Turbogas 423 423 423 423 708 708 708 839 839 890 802

Carbón 2,250 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600

Centro-Occidente

5,707 5,695 5,653 5,775 5,776 5,781 5,805 6,520 6,605 6,727 6,724

Hidráulica 1,882 1,880 1,880 1,880 1,881 1,881 1,881 1,881 1,881 1,873 1,878

Vapor 3,508 3,508 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466

Ciclo combinado 218 218 218 218 218 218 218 810 793 1,174 1,166

Turbogas 122 122 122 146 275 275 24 24

Combustión Interna

1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Geotérmica 98 88 88 88 88 93 93 88 190 190 190

Centro 4,146 4,439 4,445 4,111 4,067 4,067 3,940 4,296 4,311 4,607 4,607

Hidráulica 781 1,073 1,073 739 695 695 695 684 684 714 714

Vapor 2,474 2,474 2,474 2,474 2,474 2,474 2,474 2,474 2,474 2,174 2,174

Ciclo combinado 482 482 482 482 482 482 382 489 489 1,038 1,038

Turbogas 374 374 374 374 374 374 374 623 623 640 640

Geotérmica 35 36 42 42 42 42 15 25 40 40 40

Sur-Sureste 12,138 13,066 13,120 13,120 13,142 13,623 14,131 14,140 15,375 16,439 16,440

Hidráulica 5,814 6,014 6,014 6,014 5,976 5,976 5,976 5,976 5,976 6,876 6,877

Vapor 1,959 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659 2,659

Ciclo combinado 612 634 664 664 664 1,148 1,643 1,651 2,886 2,886 2,886

Turbogas 342 348 372 372 372 372 385 385 385 548 548

Combustión Interna

1 1 1 1 1 1 2 2 3 3 3

Dual 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Eólica 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Nuclear 1,309 1,309 1,309 1,309 1,368 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365

Plantas móviles 173 157 153 151 149 145 3 3 3 3 3

Notas: Los totales podrían no coincidir debido al redondeo.Fuente: CFE.


61

3.2.2.2 Capacidad instalada para generación de energía eléctrica de permisionarios

En 2005 la capacidad instalada nacional por parte de los permisionarios ascendió a 16,601 MW en operación sin incluir importación. La capacidad está sustentada en un 56% por la modalidad de productores independientes, quienes han generado el mayor crecimiento, siguiéndole el autoabastecimiento.

3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional

La generación de energía eléctrica nacional está integrada por dos categorías; la generación que es producida por LyFC y CFE y la generación eléctrica por parte de los permisionarios que considera las modalidades de autoabastecimiento, cogeneración, productores independientes10, usos propios continuos y exportación.

En 2005, la generación total de energía eléctrica ascendió a 248,079 GWh, de los cuales las empresas suministradoras CFE y LyFC aportaron el 69.2%, los productores independientes

3,868

7,671

8,212

9,277

538

522

559

554

574

556

2,164

2,302

2,799

3,136

3,678

3,927

1,4

27

1,5

11

1,330

532

1,567 517

2,045

1,1

32

1,4

24

735

1,1

36

1,1

21

15

1,3

30

1,3

30

0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 18,000

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Producción independiente

Usos propios continuos

Autoabastecimiento

Cogeneración

Exportación

3,317

8,373

14,115

15,221

16,601

4,338

5,522

Gráfica 22Capacidad instalada de energía eléctrica de permisionarios por modalidad, 1999-2005

(MW)

Fuente: CRE.

10 Es importante indicar que CFE contrata la capacidad de los Productores Independientes de Energía para servicio público, por tanto los PIEs están obligados a vender su generación total de electricidad a la CFE mediante contratos de largo plazo.

de energía 19.1%, autoabastecimiento el 5.8%, cogeneración 2.9%, exportación el 2.5% y usos propios continuos el 0.6%.

3.2.3.1 Generación de energía eléctrica para el servicio público

La generación de energía eléctrica para el servicio público en el año 2005 ascendió a 218,971 GWh, lo que representa un incremento de 5.0% respecto a 2004. El mayor crecimiento en la generación de energía eléctrica se registró en la central dual de Petacalco, con 80.3% en 2005. Esto se explica por la estabilización de los precios del carbón en ese año, el cual había registrado niveles altos y limitada disponibilidad durante 2004. Este proceso de estabilización de precios y mayor disponibilidad en el mercado, estimuló la generación con ese combustible, con lo cual la energía generada en la central dual volvió a los niveles observados durante años anteriores a 2004,


62

es decir, alrededor de los 14,000 GWh (véase gráfica 23). Por otro lado, la generación de las centrales de ciclo combinado y turbogás, registraron variaciones de 1.5% y -51.0% respecto a ese último año.

La generación eléctrica con base a hidrocarburos representa el 70.7% de la generación eléctrica total. En 2005, la generación

de las centrales de ciclo combinado (73,381 GWh) superó a la suma de la generación eléctrica de las centrales de combustóleo y/o gas (vapor), turbogás y combustión interna (67,215 GWh). Cabe señalar que la participación de las centrales de vapor, turbogás (resultado de las conversiones) y combustión interna ha disminuido de 49.0% en 1995 a 30.7% en 2005.

Gráfica 23Generación bruta en el servicio público por tipo de planta, 1995-2005

(GWh)

Fuente: CFE.

11 No obstante lo común es utilizar gas natural, las plantas de ciclo combinado puede utilizar diversos combustibles, tales como diesel, gases sintéticos provenientes de la gasificación de carbón y residuales sólidos y líquidos, biomasa, así como mezclas de gas natural.

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

GW

h

Geotermoeléctricay eoloélectrica

Dual

Nucleoeléctrica

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

Vapor+turbogás+combustión interna

Ciclo combinado

16

1,3

86

218,9

71

208,6

34

203,5

55

201,0

59

197,1

06

19

2,7

61

18

0,9

17

14

2,3

44

15

1,8

89

17

0,9

82

Por otra parte, las centrales basadas en fuentes alternas en 2005 generaron 45,720 GWh de energía eléctrica, dentro de las cuales, las centrales hidroeléctricas representan la mayor participación de generación con 60.4% respecto al total de fuentes alternas. Asimismo, este tipo de centrales mostraron un incremento de 11.9% respecto a 2004.

En cuanto al tipo de combustible para generación de electricidad, éste depende fundamentalmente de la tecnología instalada y la configuración técnica de la planta. En México en el caso del servicio público, las centrales termoeléctricas convencionales utilizan combustóleo y/o gas natural, las de ciclo combinado utilizan gas natural11, las centrales turbogás

consumen gas natural o diesel, las duales consumen carbón y combustóleo y las centrales de combustión interna en su mayoría consumen diesel.

Desde el punto de vista del combustible con mayor dinamismo en su utilización para la generación eléctrica, el consumo del gas natural se ha incrementando considerablemente. En 1995 la generación con base en gas natural representaba el 16.6%, y en 2005 aumentó al 43.2% de la generación total. Mientras que la generación con base en combustóleo en 1995 era del 61.8%, y para 2005 pasó a ocupar el segundo lugar con una participación del 32.7%.


63

A partir del 2000, con la entrada en operación del primer productor independiente de energía, se marcó la tendencia al mayor consumo de gas natural por parte del sector eléctrico y al menor consumo de combustóleo para generar electricidad. Esto se debió a que el gas natural, respecto al resto de los combustibles fósiles utilizados para la generación de energía eléctrica, es el menos contaminante, presenta una eficiencia de combustión elevada y es más atractivo por sus características para utilizarse en plantas con costos de inversión más bajos y plazos de construcción cortos12.

3.2.3.2 Generación de energía eléctrica de permisionarios

La capacidad de generación máxima autorizada de energía eléctrica es la que se establece en los permisos para generación

de electricidad otorgados por la CRE. Cabe señalar que la generación efectiva producida puede variar y ubicarse por debajo de la generación autorizada.

La generación de energía eléctrica de permisionarios en 2005 registró un ligero aumento de 2,089 GWh respecto a 2004, debido principalmente a los incrementos en la electricidad exportada y autoabastecida, de 37.8% y 3.7%, respectivamente. La electricidad generada por PIEs se mantuvo prácticamente sin cambio respecto a 2004 (véase gráfica 25).

La modalidad de exportación reportó en 2005 el mayor aumento en generación de energía eléctrica de 37.8%, ubicándose en 6,095 GWh, mientras que la modalidad de usos propios continuos disminuyó en 115 GWh.

Gráfica 24Generación bruta en el servicio público por tipo de energético utilizado, 1995-2005

(TWh)

Nota: No incluye las fuentes renovables (viento, agua y vapor del subsuelo).Fuente: CFE.

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

TWh

Uranio

Carbón

Diesel

Gas natural

Combustóleo

Tasa media de crecimiento anual (%)

2.5

8.5

4.1

15.9

-1.1

12 Es importante señalar que dichas características de las plantas basadas en gas natural son altamente dependientes de los precios y disponibilidad del combustible.


64

3.2.4 Balance de energía eléctrica

El balance de energía eléctrica engloba la evolución que ha mostrado la oferta y la demanda de energía eléctrica a nivel nacional. A partir de éste, se puede observar la gran participación que representa la tecnología de ciclos combinados, así como los crecientes flujos de energía para autoabastecimiento remoto (véase cuadro 16). El resto de los rubros mostrados ya han sido analizados en los apartados anteriores.

Las pérdidas de energía eléctrica incluyen las pérdidas no técnicas y técnicas en la red de transmisión y distribución. El total representa el 16.4% respecto a la generación total. Las pérdidas no técnicas de energía eléctrica se derivan principalmente de los usos ilícitos del servicio público de energía eléctrica. Éstas tienen dos vertientes de origen diferenciado que requieren estrategias distintas para su solución: una ligada al problema de asentamientos humanos irregulares y la otra a clientes que evaden el pago.

3.3 Capacidad de transmisión y distribución del SEN

La infraestructura de transmisión y distribución del SEN hace posible la transformación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica a lo largo de todo el país. Esta infraestructura es operada por áreas de control que mantienen la confiabilidad e integridad del sistema. Las áreas supervisan a su vez que la demanda de energía eléctrica esté balanceada en todo instante con la oferta de energía eléctrica.

La red de transmisión en 2005 se incrementó en 12,641 km respecto a 2004, de tal manera, que el 92.8% del aumento corresponde a líneas de CFE mientras que el resto a LyFC. De esta manera, al cierre de 2005 la red de transmisión fue de 759,552 km. En términos generales y considerando las líneas pertenecientes a CFE, la red de transmisión está constituida en 6.6% por líneas de 400 kV y 230 kV, 6.7% por líneas de 161 kV a 69 kV y 52.9% por líneas de tensión de 60 kV a 2.4 kV, y respecto al SEN, el 41.9% corresponde a líneas de baja tensión menores a 2.4 kV.

4,605

19,949

31,171

46,334

46,281

1,765

1,646

1,4

35

1,4

85

1,5

36

1,5

07

1,3

92

6,854

6,401

6,270

7,973

10,617

13,853

14,368

6,664

7,184

7,253

1,335

1,7

35

5,070

4,8

15

4,5

85

2,6

74

3,4

40

2,8

18

6,0

95

2,5

09

4,4

22

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

Producción independienteUsos propios continuosAutoabastecimientoCogeneraciónExportación

9,509

17,12

33,993

52,496

73,300

75,389

11,317

12,910

Gráfica 25Generación anual de energía eléctrica de permisionarios por modalidad, 1998-2005

(GWh)

Fuente: CRE.


65

Cuadro 16Balance de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, 1995-2005

(GWh)

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Generación total 143,860 153,588 163,198 173,309 182,454 194,641 198,476 203,767 210,154 217,793 228,270

Servicio Público Nacional sin importación 142,344 151,889 161,386 170,982 180,917 192,761 197,106 201,059 203,555 208,634 218,971

Combustóleo y/o gas 68,948 74,805 82,103 86,206 85,104 89,891 90,395 79,300 73,743 66,334 65,077

Dual 6,053 2,775 7,001 12,692 11,234 13,569 14,109 13,879 13,859 7,915 14,275

Ciclo combinado 10,399 10,661 11,233 13,183 15,526 17,752 25,377 44,765 55,047 72,267 73,381

Turbogás* 455 440 657 1,087 2,077 5,228 5,456 6,394 6,933 2,772 1,358

Combustión interna* 364 419 460 314 382 420 467 555 751 610 780

Hidroeléctrica 27,528 31,442 26,430 24,616 32,713 33,075 28,435 24,862 19,753 25,076 27,611

Carboeléctrica 14,479 17,735 17,575 17,956 18,251 18,696 18,567 16,152 16,681 17,883 18,380

Nucleoeléctrica 8,443 7,878 10,456 9,265 10,002 8,221 8,726 9,747 10,502 9,194 10,805

Geotermoeléctrica 5,669 5,729 5,466 5,657 5,623 5,901 5,567 5,398 6,282 6,577 7,299

Eoloeléctrica 6 5 4 5 6 8 7 7 5 6 5

Importación 1,164 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87

Servicio por particulares 351 312 303 819 878 811 1,043 2,176 6,528 9,112 9,212

Autoabastecimiento, cogeneración y excedentes**

351 312 303 819 878 811 1,043 2,176 6,528 9,112 9,212

Usos y ventas totales 143,860 153,588 163,198 173,309 182,454 194,641 198,476 203,767 210,154 217,793 228,270

Ventas nacionales sin exportación 113,366 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,510 169,757

Sector industrial 63,269 71,099 77,981 82,088 87,234 93,755 93,255 94,942 94,228 96,613 99,720

Sector residencial 28,493 28,518 29,644 31,690 33,369 36,127 38,344 39,032 39,861 40,733 42,531

Sector comercial 9,636 9,371 9,871 10,496 10,945 11,674 12,167 12,509 12,808 12,908 12,989

Sector agrícola 6,675 7,530 7,649 7,743 7,997 7,901 7,465 7,644 7,338 6,968 8,067

Sector servicios 5,293 5,055 5,109 5,192 5,450 5,891 5,973 6,076 6,149 6,288 6,450

Exportación 1,944 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291

Pérdidas 21,902 23,252 24,379 25,912 27,364 28,483 30,083 30,920 33,084 34,901 37,418

Usos propios de generación, transmisión y distribución1

6,648 7,474 8,460 9,453 9,170 9,859 10,059 10,474 10,559 10,514 11,139

Autoabastecimiento a cargas remotas*** 0 0 54 659 794 755 859 1,827 5,174 7,862 8,665

* Incluye unidades fijas y móviles.** Para autoabastecimiento remoto.*** Incluye porteo para exportación.1 Incluye usos propios de transmisión y distribución, así como ajustes estadísticos.Fuente: CFE.


66

3.3.1 Estructura de la red de transmisión

La red de transmisión se integra por CFE y LyFC, y a su vez, se clasifica por tensión. De tal forma que podemos dividir la red de transmisión en:


Red de transmisión troncal: Integrada por líneas de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta tensión (400 kV y 230kV) para conducir grandes cantidades de energía entre regiones alejadas. Se alimentan de las centrales generadoras y abastece las redes de subtransmisión y las instalaciones de algunos usuarios industriales. Estas líneas aumentaron para 2005 en 1,574 km para totalizar 45,291 km.

Redes de subtransmisión: Son de cobertura regional y utilizan líneas en alta tensión (69 kV a 161 kV). Estas suministran energía a redes de distribución en media tensión y a cargas de usuarios conectadas en alta tensión. Esta infraestructura registró el menor incremento en kilómetros de líneas respecto al resto; la red de subtransmisión aumentó en 668 km, ubicándose en 46,073 km.

Redes de distribución en media y baja tensión: Suministran la energía manejada en el rango de 2.4 kV a 34.5 kV dentro de zonas relativamente pequeñas. En 2005 la longitud en media tensión registró el mayor incremento con 6,802 km, mientras que las líneas de baja tensión aumentaron en 2,686 km. Su longitud asciende a 597,056 km en conjunto.


Red de LyFC: Cuenta con una longitud total de 71,132 km en niveles de tensión de 6.6 kV a 400 kV, incluyendo líneas subterráneas, además de líneas de distribución en baja tensión (220 volts ó 240 volts).

La capacidad de transmisión de los enlaces está en función de los puntos de operación del sistema y de la generación disponible. El diseño de la red considera la magnitud y dispersión geográfica de las cargas y la ubicación de la generación eléctrica. La potencia máxima soportada por un enlace depende del límite térmico de los conductores, del límite de voltaje aceptable en los extremos del enlace y del margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante una desconexión imprevista de una línea o de una unidad generadora. Estos dos últimos factores restringen

•

•

•

•

con mayor frecuencia la potencia máxima entre los enlaces de la red.

3.3.2 Evolución de la red de transmisión y distribución nacional

La red de transmisión nacional alcanzó los 759,552 km en 2005 (véase cuadro 17). Desde 1995 a 2005, esta red se ha expandido en 189,187 km, lo que representó un incremento de 33.2% a lo largo de toda la década analizada.

Las líneas de transmisión que han registrado mayor expansión en la red son las líneas de 13.8 kV al aumentar 68,402 km desde 1995 a 2005. En segundo lugar están las líneas de baja tensión que se incrementaron en 19.9% durante el lapso 1995-2005.

En total el SEN cuenta con 759,552 km de líneas de transmisión, incluyendo 71,132 km pertenecientes a LyFC y 14,447 km de líneas subterráneas en alta, media y baja tensión de CFE. Del total anterior, 6.0% corresponde a las de 400 kV y 230 kV, 6.1% a las de 69 kV a 161 kV y 87.9% restante, a líneas con tensiones de 2.4 kV a 60 kV y baja tensión.

En lo concerniente a subestaciones y transformadores, en 2005 se registró una capacidad instalada de 234,530 Megavolt Amperes (MVA), lo cual representa un incremento de 4.0% respecto al año anterior. De esta capacidad instalada, 134,707 MVA le corresponden a subestaciones de transmisión de CFE, 71,066 MVA a subestaciones de distribución de CFE y 28,757 MVA a subestaciones de LyFC.

Con respecto a la evolución de la red de transmisión, debe aclararse que anteriormente CFE dividía al país en 32 regiones para coordinar la red de transmisión nacional y con ello controlar la entrega de energía eléctrica en todo el país. A lo largo del tiempo, esta división ha sido superada por la expansión dinámica de la red de transmisión, lo que ha dado origen a nuevas regiones que en total suman 50 y en las que se agrupan con mayor claridad las líneas que actualmente operan en la nación (véase figura 6).

La evolución de la red de transmisión indica una gran expansión en la zona centro y norte del país en los últimos 10 años. De esta manera, la capacidad de entrega de energía eléctrica se ha incrementando notablemente en los enlaces que convergen a la zona Centro.


67

Cuadro 17Líneas de transmisión, subtransmisión y baja tensión, 1995-2005

(km)

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

Sistema Eléctrico Nacional 570,365 584,993 606,456 622,718 637,377 651,995 661,863 674,300 727,075 746,911 759,552

Comisión Federal de Electricidad** 543,988 558,021 578,923 594,715 608,773 622,718 632,025 643,807 658,067 676,690 688,420

400 kV 10,979 11,337 11,908 12,249 12,399 13,165 13,695 14,503 15,999 17,831 18,144

230 kV 18,532 18,878 19,375 20,292 21,224 21,598 22,644 24,058 24,776 25,886 27,147

161kV 456 456 456 456 456 508 516 614 470 486 475

138 kV 1,215 1,171 1,171 1,176 1,018 1,029 1,051 1,086 1,340 1,358 1,369

115 kV 31,336 31,423 32,003 33,405 34,151 34,971 36,199 38,048 38,773 40,176 40,847

85 kV 215 219 185 185 185 186 186 140 140 140 141

69 kV 3,496 3,566 3,487 3,459 3,490 3,441 3,360 3,381 3,364 3,245 3,241

34.5 kV 55,600 54,897 55,638 57,135 58,996 60,300 61,756 62,725 63,654 64,768 66,287

23 kV 19,928 20,505 22,056 22,765 23,323 23,756 24,663 25,826 26,366 27,435 27,940

13.8 kV 200,988 211,533 219,254 226,922 233,232 239,748 246,304 251,771 257,462 264,595 269,390

6.6 kV 451 425 429 428 428 428 429 429 429 429 411

4.16 kV 164 156 157 69 67 60 49 49 49 16 16

2.4 kV 101 102 102 103 93 94 94 98 98 61 62

Baja tensión 194,317 196,960 205,902 208,765 211,969 215,369 221,079 221,079 225,147 230,264 232,950

Líneas subterráneas*** 6,210 6,393 6,800 7,306 7,742 8,065 9,039 9,039 9,737 12,443 14,447

Luz y Fuerza del Centro 26,377 26,972 27,533 28,003 28,604 29,277 29,838 30,493 69,008 70,221 71,132

* Cifras revisadas por CFE.** Incluye líneas subterráneas a partir de 2001.*** Kilómetros de línea incluidos en el total CFE.Fuente: CFE.

Cuadro 18Capacidad instalada en subestaciones y transformadores

(MVA)

Subestaciones 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Sistema Eléctrico Nacional 177,626 184,753 197,656 209,584 217,774 225,615 234,530

CFE 157,124 164.916 173,305 183,783 191,711 198,508 205,773

Distribución 53,950 57,070 59,749 64,076 66,638 69,667 71,066

Transmisión 103,174 107,846 113,556 119,707 125,073 128,841 134,707

LyFC 20,502 19,837 24,351 25,801 26,063 27,107 28,757

Fuente: CFE y LyFC.


68

Regiones

Regiones

29

30

250

180

60

2728

31

3210

11

1316 20

24

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

14

15

1718

21

22

23 25

26

257

260

275180

235

230

260250

2000

740

740

21001400

2200 2200

3200

950240

850

400

460

650 600750

1800

140

150

150

150

45

19

40

1) Sonora Norte2) Sonora Sur3) Mochis4) Mazatlán5) Juárez6) Chihuahua7) Laguna8) Río Escondido9) Monterrey10) Huasteca11) Reynosa12) Guadalajara13) Manzanillo14) AGS-SLP 15) Bajío16) Lázaro Cárdenas17) Central

1) Hermosillo2) Nacozari3) Obregón4) Los Mochis5) Culiacán6) Mazatlán7) Juárez8) Moctezuma9) Chihuahua10) Durango11) Laguna12) Río Escondido13) Nuevo Laredo14) Reynosa15) Matamoros16) Monterrey17) Saltillo

18) Valles19) Husteca20) Tamazunchale21) Tepic22) Guadalajara23) Aguascalientes24) San Luis Potosi25) Salamanca26) Manzanillo27) Carapan28) Lazaro Cárdenas29) Querétaro30) Central31) Poza Rica32) Veracruz33) Puebla34) Acapulco

35) Temascal36) Coatzacoalcos37) Tabasco38) Grijalva39) Lerma40) Mérida41) Cancún42) Chetumal43) WECC (EUS)44) Tijuana45) Ensenada46) Mexicali47) San Luis Río C.48) Villa Constitución49) La Paz50) Los Cabos

18) Oriental19) Acapulco20) Temascal21) Minatitlán22) Grijalva23) Lerma24) Mérida25) Chetumal26) Cancún27) Mexicali28) Tijuana29) Ensenada30) C. Constitución31) La Paz32) Cabo San Lucas

1824

60

1000

1150

1000

65

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 1516

17

18

1920

21

22

2324

25

26 27

28

29

30

31

3233

34 35

36 37

38

39

40 41

42

4344

45

47

48

49

50110

800

200

150

400

200

200

600

500

250

260

300250

225

650

300

1600

330

60

1300

2100

1000

13001150

1000

10001350

1000

900

1700

700

480

200

750

550

1700

1200

200650

400

3200

240

2200270

3110

2150

1960 561

436

600

450

1064

450

300

150

52046

300

185

Figura 6Capacidad de transmisión entre regiones del SEN 1995-2005

(MW)

Fuente: CFE.

1995

2005

Cap

ítul

o

Prospectiva del sector eléctrico nacional cu

atro

En este capítulo, se presentan las estimaciones de consumo y demanda de energía eléctrica con un

enfoque nacional, sectorial y regional, las cuales permiten dimensionar los requerimientos de capacidad y la generación de electricidad necesaria para responder en forma oportuna al crecimiento de la demanda durante el periodo 2006-2015. Como se encontrará más adelante en este capítulo, para el análisis de la expansión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se requiere considerar en su justa dimensión la participación de las empresas paraestatales (CFE y LyFC) así como al sector privado que realiza actividades de autogeneración.

4.1 Escenarios macroeconómicos y supuestos básicos

La trayectoria del consumo y la demanda de energía eléctrica para los próximos 10 años está estimada con base en supuestos macroeconómicos y considerando la evolución reciente del sector eléctrico. Además de las estimaciones basadas en modelos econométricos, se utilizan estudios regionales que consideran cuatro aspectos principales:

1. Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional.

2. Cargas específicas de importancia regional y nacional.

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

4. Estimaciones de capacidad y generación de electricidad de los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad de realización.


70

El análisis de estos y otros aspectos del mercado eléctrico, es sumamente importante para poder generar estimaciones de la trayectoria futura de la demanda y el consumo de electricidad para el periodo 2006-2015. De esta forma, se puede contar con elementos que permitan realizar una planeación integral de la expansión de la capacidad de generación, transmisión, transformación y distribución de energía eléctrica para el periodo de análisis. En los siguientes apartados se mencionan los supuestos utilizados para la estimación del consumo y demanda de energía eléctrica.

a) Escenarios macroeconómicos

Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios macroeconómicos que consideran los probables niveles de

desempeño de la actividad económica durante el periodo de proyección. La variable que intrínsecamente engloba los componentes de la demanda agregada es el Producto Interno Bruto (PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de análisis: bajo, alto y de planeación. Este último es el utilizado debido a su alta probabilidad de realización en la planeación del sector eléctrico para estimar los niveles y las trayectorias por sector y región del consumo nacional de electricidad para el periodo 2006-2015.

Cabe mencionar que desde fechas recientes el crecimiento económico estimado para el ejercicio de planeación se ha sometido a ciertos ajustes de acuerdo con la reciente evolución de la economía, por lo que resultan más bajos con respecto a prospectivas anteriores.

Cuadro 19Comparativo de escenarios del crecimiento del PIB entre la Prospectiva 2005-2014

y la Prospectiva 2006-2015 (tmca)

Escenarios 2005-2014 2006-2015

Bajo 2.8% 2.6%

Planeación 4.3% 3.8%

Alto 5.2% 4.3%

Fuente: CFE.

b) Precios de energía eléctrica

Los precios de la electricidad están en función de los escenarios macroeconómicos anteriormente mencionados, así como de las políticas de subsidios que el gobierno federal ponga en marcha durante los años siguientes. Asimismo, dichos precios son inherentes a sus componentes como son el precio de los combustibles y la inflación. Estos elementos, de igual manera, están ligados necesariamente a los escenarios previstos del ritmo de la actividad económica.

c) Precio de los combustibles

La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que constituyen la parte más significativa del costo de generación) es diferente en cada escenario, 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 es el siguiente: en los tres escenarios (planeación, bajo y alto) el precio del combustóleo crece a tasas anuales de –1.3%, 0.7% y 2.5%, respectivamente.

En el caso del gas natural, a diferencia de la Prospectiva 2005-2014 en la cual se consideró una coyuntura de precios elevados debido a los efectos causados por los huracanes en la costa del Golfo, así como los bajos niveles de inventarios registrados durante 2005, para la Prospectiva 2006-2015, se considera que el precio del combustible disminuye para los escenarios planeación y bajo, respectivamente, mientras que en el escenario alto el precio aumenta ligeramente durante el periodo. Es importante tener presente que durante 2006, no se han manifestado fenómenos meteorológicos en la cantidad y magnitud como los observados durante el año anterior; asimismo los volúmenes de producto almacenado en Estados Unidos es elevado y adicionalmente, las altas temperaturas han propiciado una disminución en la demanda del combustible. Estos elementos en su conjunto, han favorecido la presencia de ciertas condiciones que son consistentes con la reducción en el precio del energético, al menos, en el corto plazo.

d) Población y vivienda

Considerando el crecimiento de la población para los próximos 10 años estimado por el Consejo Nacional de Población (Conapo), se proyecta una tasa media anual


71

de crecimiento de 0.9% y para el caso de las viviendas de 2.8% anual en promedio.

Las tasas anteriores implican un descenso paulatino del tamaño medio de las familias, por lo cual, según las previsiones del Conapo, se pasará de los 3.8 habitantes por vivienda actuales a 3.1 habitantes por vivienda hacia el final del periodo de prospectiva.

e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración

Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas de acuerdo a los análisis que realiza año con año el Grupo de Trabajo de Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. Se consideraron los proyectos de autogeneración con mayor probabilidad a realizarse, incluyendo proyectos de los sectores público y privado.

f) Otros supuestos

A los elementos anteriores se añade la implantación de nuevas tecnologías para el 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 para el ahorro de energía. También se han tomado en cuenta los ahorros obtenidos por la aplicación del horario de verano.

4.2 Pronóstico del consumo nacional de energía eléctrica 2006-2015

En forma consistente con el ritmo de actividad económica considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima que el consumo nacional de electricidad para el periodo 2005-2015 muestre una tasa de crecimiento anual de 4.8%, lo que representa en términos absolutos 0.4% menos que en la Prospectiva anterior, en la cual se consideró un crecimiento de 5.2% para el periodo 2005-2014. Se espera que el consumo muestre un incremento de alrededor de 113 TWh al pasar de 191.3 TWh en 2005 a 304.7 TWh en 2015.

Este crecimiento estará impulsado principalmente por las ventas del servicio público, que se estima crecerán con un ritmo de 5.1% en promedio anual (véase gráfica 26). Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas por tipo de usuarios, entre las cuales el sector industrial es de gran relevancia debido a su mayoritaria participación en las ventas totales, la cual en 2005 ascendió a 58.7% y se estima que alcance una participación de 61.4% en 2015.

En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde 2004 en que entraron en operación dos grandes sociedades de autoabastecimiento en la región Centro-Occidente del país, no se ha estimado la realización de nuevos proyectos de gran capacidad, lo cual se refleja en un crecimiento muy discreto de 1.7% en promedio anual de la energía eléctrica autoabastecida por particulares.

Si bien el crecimiento esperado en las ventas de energía eléctrica ha sido ajustado a la baja en años recientes, se estima que las ventas internas sigan una tendencia al alza como efecto de causales muy importantes como son el ritmo de crecimiento económico y el crecimiento poblacional.

Específicamente, los sectores residencial, comercial y de servicios que integran el denominado desarrollo normal, crecerán anualmente 4.7% en conjunto, tasa ligeramente inferior a la del año pasado, como resultado de una expectativa más conservadora contemplada en el escenario macroeconómico de planeación (véase cuadro 20).

Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola tendrán un crecimiento medio anual de 1.4%, el cual representa el menor dinamismo sectorial.

Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector industrial concentra la mayor participación en las ventas internas. Se estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente con ritmo de 5.6% en promedio anual (véase cuadro 21). Esta variación responde principalmente a la dinámica esperada de la gran industria la cual se proyecta que crecerá en 6.2% para 2005-2015, mientras que la empresa mediana aumentará en 5.2%.

Por otra parte y en lo que al autoabastecimiento se refiere, en años recientes se ha observado un crecimiento muy importante en el número de permisos de pequeña capacidad otorgados para generación eléctrica en el sector comercial y servicios, lo cual responde a los altos costos en que llegan a incurrir algunas empresas al adquirir energía eléctrica del servicio público en horario punta.


72

Gráfica 26Consumo nacional de energía eléctrica

(escenario de planeación)(TWh)

Fuente: CFE.

0

50

100

150

200

250

300

350

8.8Serv. Púb. 109.5

1994

191

170

279

305

110

118

Ventas del sector público 2005-2015tmca=5.1%

Consumo autoabastecido2005-2015tmca=1.7%

1994-2004tmca=4.7%

Consumo total2005-2015tmca=4.8%

Autoab. 8.0113.4

19958.3

121.6

19968.8

130.3

19979.1 10.9 11.1 12.0 12.9 17.4 20.4

137.2 145.0 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5

1998 1999 2000 2001 2002 2003 200421.6 21.9 22.6 23.3 24.1 24.6 24.8 25.6 25.5 25.5

169.8 176.6 185.7 194.9 204.7 216.0 227.9 238.9 251.4 265.2

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 201425.5

279.4

2015

Cuadro 20Crecimiento medio anual del consumo de electricidad

(escenario de planeación)(tmca)

Prospectiva 2006-2015

1996-2005%

2005-2015%

Consumo nacional 4.7 4.8

Consumo autoabastecido 10.5 1.7

Ventas 4.1 5.1

Desarrollo normal 3.6 4.7

Residencial 4.1 4.7

Comercial 3.0 5.7

Servicios 2.0 2.9

Agrícola 1.9 1.4

Industrial 4.7 5.6

Empresa mediana 5.7 5.2

Gran industria 3.1 6.2

Fuente: CFE.


73

4.2.1 Análisis regional del mercado de energía eléctrica

El análisis regional del mercado de energía eléctrica se realiza con base a los estudios estadísticos de tendencia, proyecciones basadas en solicitudes de servicio de grandes consumidores y mediante encuestas anuales aplicadas por CFE. De esta manera, se estima la energía requerida en cada región con el fin de determinar la capacidad y ubicación de las nuevas centrales generadoras así como la óptima expansión de la red de transmisión, de forma coordinada con las necesidades de cada uno de los diferentes centros de consumo del país.

Las ventas totales estimadas de energía eléctrica para los próximos 10 años muestran que la región Noreste presentará la mayor tasa promedio de crecimiento con 6.2% (véase cuadro 22). Este aumento se explica principalmente por las expectativas de crecimiento de Nuevo León y Tamaulipas. Asimismo, en la región Centro-Occidente se espera que el crecimiento de las ventas se ubique en 5.4% promedio anual, seguida por la región Noroeste con 5.1%. La región con menor crecimiento esperado es el Centro, con 3.7% para el periodo 2005-2015.

Cuadro 21Ventas totales del servicio público por sector, 2005-2015

(GWh)

Sector 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca (%)

2005-2015

Total Nacional 171,048 177,861 186,971 196,171 206,009 217,314 229,150 240,190 252,713 266,473 280,429 5.1

Ventas internas 169,757 176,570 185,680 194,880 204,718 216,023 227,859 238,899 251,422 265,182 279,138 5.1

Residencial 42,531 43,633 45,727 48,453 51,586 55,083 57,967 60,403 62,622 64,891 67,153 4.7

Comercial 12,989 13,348 14,157 15,189 16,349 17,624 18,680 19,640 20,597 21,606 22,649 5.7

Servicios 6,450 6,564 6,758 6,948 7,158 7,374 7,613 7,849 8,089 8,343 8,608 2.9

Industrial 99,720 104,796 110,750 115,922 121,157 127,377 134,895 142,169 151,142 161,244 171,494 5.6

Empresa mediana 61,921 64,445 68,026 70,312 73,129 76,294 80,291 84,839 89,879 95,978 102,502 5.2

Gran industria 37,799 40,351 42,724 45,610 48,028 51,083 54,604 57,330 61,263 65,266 68,992 6.2

Bombeo Agrícola 8,067 8,229 8,288 8,367 8,469 8,566 8,703 8,839 8,972 9,097 9,234 1.4

Exportación 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 0.0

tmca: tasa de crecimiento media anual.Fuente: CFE.

Cuadro 22Ventas totales del servicio público por región, 2005-2015

(GWh)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca (%)

2005-2015

Total nacional 169,757 176,570 185,680 194,880 204,718 216,023 227,859 238,899 251,422 265,182 279,138 5.1

Noroeste 23,195 24,185 25,300 26,561 27,884 29,558 31,192 32,849 34,490 36,261 38,033 5.1

Noreste 41,221 44,137 46,665 49,744 52,772 55,860 59,502 63,200 66,776 70,964 75,207 6.2

Centro-Occidente 38,843 40,563 43,054 45,299 47,611 50,504 53,290 56,366 59,530 62,673 65,774 5.4

Centro 42,111 43,299 44,812 46,009 47,546 49,276 51,026 53,022 55,057 57,663 60,348 3.7

Sur-Sureste 24,294 24,288 25,740 27,153 28,786 30,701 32,719 33,327 35,428 37,474 39,622 5.0

Pequeños Sistemas 93 98 109 114 119 124 130 135 141 147 154 5.2

tmca: tasa de crecimiento media anual.Fuente: CFE.


74

4.2.2 Demanda bruta por área operativa

La demanda bruta es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica en un instante dado. Esta demanda se integra por la demanda del servicio público así como la demanda atendida por centrales de autoabastecimiento y cogeneración que requieren servicios de transmisión y respaldo para ese fin. Toda esta energía es satisfecha por el parque de generación del servicio público y el sector privado a través de líneas de transmisión instaladas en todo el país.

Para efectos de planeación del SEN, lo que corresponde a la demanda que se satisface mediante particulares, sólo se considera la demanda de autoabastecimiento remoto debido a los servicios de transmisión y de respaldo, no así, la demanda de autoabastecimiento local, que no hace uso de los servicios de porteo de la red del servicio público.

En el cuadro 23 se indican las cifras correspondientes a la demanda bruta por área, representada mediante tres categorías: demanda máxima anual1, demanda media2 y demanda base3 .

El área con la mayor carga máxima en 2005 fue la Central, al registrar 8,287 MWh/h. Asimismo, se prevé que los mayores incrementos anuales de la carga máxima se presenten en las regiones de Baja California Sur, con 7.4% y el Noreste con 5.9% en promedio durante el periodo 2005-2015. Es importante señalar que en 2005 la magnitud de la carga máxima en la primera de estas regiones se ubicó en 264 MWh/h, mientras que en la segunda asciende a 6,068 MWh/h.

4.3 Expansión del Sistema Eléctrico Nacional

La planeación de la expansión del sistema eléctrico responde a las estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica para los próximos diez años. El programa considera dos tipos de requerimientos:

1. Capacidad comprometida: centrales en proceso de construcción, en licitación o cierre financiero y,

2. capacidad no comprometida: sin esquema financiero definido y sin licitarse aún.

La planeación de la capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años, se realiza con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de generación y transmisión que maximizan el valor presente de la inversión. Asimismo, el programa de expansión de capacidad contempla la anticipación necesaria acorde con el tiempo de maduración de cada proyecto. Desde la fecha cuando se inicia el concurso para la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial, en promedio transcurren cuatro años. Asimismo, en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva infraestructura.

Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta otros elementos de la misma importancia como son: la configuración del sistema de generación (retiros de unidades, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas: Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur. La región Noroeste se interconectó en marzo de 2005 a través del enlace Nacozari-Nuevo Casas Grandes4.

4.3.1 Capacidad de reserva

La capacidad de reserva se define como la diferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema y la demanda máxima o demanda pico en un periodo. De acuerdo con este concepto, para satisfacer la demanda de energía eléctrica adecuada y confiablemente, la capacidad del sistema debe ser mayor que la demanda máxima anual.

Por consiguiente, la importancia de la capacidad de reserva radica primordialmente en la confiabilidad del suministro de energía eléctrica por las siguientes razones:

No es posible almacenar la energía eléctrica. Ésta se produce en el instante en que se consume.

La capacidad del sistema está sujeta a reducciones como consecuencia de salidas programadas de plantas por mantenimiento y eventos fortuitos como fallas, degradaciones, fenómenos climatológicos, entre otros.

•

•

1 El valor máximo de las demandas máximas en el año (MWh/h). Las cargas máximas que se presentan en horario punta durante ciertas épocas del año en cada área operativa, constituyen la demanda máxima anual del SEN.2 Energía necesaria en MWh dividida entre el total de horas del año.3 Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo. Los valores indicados en el cuadro se refieren al promedio de las demandas mínimas diarias.

4 Para fines de operación y planeación, el SEN se divide en nueve áreas, de las cuales por razones técnico-económicas, sólo Baja California y Baja California Sur permanecen como sistemas aislados. La interconexión del resto de las áreas permite: a) reducir los requerimientos de capacidad instalada, pues se aprovecha la diversidad de las demandas y se comparten reservas de capacidad, b) hacer posible el intercambio de energía entre regiones y, c) incrementar la confiabilidad del suministro ante condiciones de emergencia.


75

En este sentido, para satisfacer los requerimientos de demanda adecuada y confiablemente, la capacidad del sistema eléctrico debe ser mayor que la demanda máxima anual. Por lo tanto, factores como la capacidad efectiva de las plantas, así como su disponibilidad y mallado de la red5 determinan en gran medida la confiabilidad del abasto de energía eléctrica.

Esta capacidad de reserva se mide a través del margen de reserva (MR) el cual se define como la diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente del sistema eléctrico, expresado como porcentaje de la demanda máxima coincidente6. Asimismo, el margen de reserva operativo (MRO) es un otro indicador de la capacidad de reserva y se define como la diferencia entre la capacidad efectiva bruta disponible

y la demanda máxima bruta coincidente como porcentaje de esta última (véase figura 7). Para el cálculo del margen de reserva y el margen de reserva operativo base, en el caso del sistema eléctrico nacional, se adoptó el método determinístico7, basado en valores promedio de disponibilidad de las centrales generadoras y/o en el comportamiento estacional típico de la demanda.

Los dos márgenes están relacionados entre sí por el índice de disponibilidad del parque de generación. La composición de éste es dinámica debido a que cada año se incorporan centrales cuya tecnología ofrece mayores índices de disponibilidad, lo que repercute en una disponibilidad equivalente mayor de todo el parque de generación.

Cuadro 23Demanda bruta estimada por tipo de carga y área operativa, 2005-2015

(MWh/h)

ÁREA 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca (%) 2005-2015

Norte

P 2,997 3,151 3,316 3,450 3,628 3,833 4,018 4,220 4,422 4,671 4,891 5.0

M 2,083 2,205 2,321 2,436 2,558 2,710 2,838 2,979 3,123 3,296 3,457 5.2

B 1,782 1,874 1,972 2,051 2,157 2,279 2,389 2,509 2,629 2,777 2,908 5.0

Noreste

P 6,068 6,348 6,781 7,226 7,644 8,103 8,583 9,138 9,675 10,229 10,801 5.9

M 4,410 4,590 4,875 5,181 5,480 5,811 6,157 6,554 6,935 7,334 7,741 5.8

B 3,936 4,118 4,398 4,687 4,958 5,256 5,567 5,927 6,276 6,635 7,006 5.9

Occidental

P 7,047 7,311 7,759 8,147 8,557 9,140 9,630 10,148 10,681 11,221 11,728 5.2

M 5,449 5,652 5,994 6,290 6,580 7,017 7,396 7,790 8,201 8,612 9,006 5.2

B 4,618 4,791 5,085 5,339 5,608 5,990 6,311 6,650 6,999 7,353 7,686 5.2

Central

P 8,287 8,473 8,747 8,946 9,248 9,640 10,028 10,433 10,872 11,339 11,826 3.6

M 5,608 5,723 5,905 6,030 6,224 6,470 6,712 6,954 7,217 7,517 7,828 3.4

B 4,262 4,358 4,499 4,601 4,756 4,958 5,157 5,366 5,591 5,832 6,082 3.6

Oriental

P 5,684 5,951 6,303 6,658 7,033 7,491 7,885 8,312 8,724 9,176 9,613 5.4

M 4,133 4,318 4,535 4,764 5,018 5,343 5,626 5,928 6,220 6,543 6,857 5.2

B 3,615 3,785 4,009 4,234 4,473 4,764 5,015 5,286 5,548 5,836 6,114 5.4

Peninsular

P 1,174 1,215 1,277 1,333 1,405 1,480 1,573 1,675 1,783 1,928 2,067 5.8

M 824 854 905 951 1,008 1,070 1,136 1,210 1,288 1,392 1,493 6.1

B 658 681 716 747 787 830 882 939 999 1,081 1,159 5.8

Noroeste

P 2,872 2,954 3,061 3,183 3,349 3,544 3,701 3,863 4,025 4,193 4,327 4.2

M 1,770 1,821 1,887 1,962 2,064 2,184 2,282 2,381 2,481 2,584 2,668 4.2

B 1,515 1,558 1,615 1,679 1,767 1,869 1,952 2,038 2,123 2,212 2,283 4.2

Baja California

P 1,909 2,007 2,097 2,223 2,334 2,479 2,624 2,769 2,921 3,086 3,251 5.5

M 1,195 1,256 1,313 1,391 1,461 1,551 1,643 1,733 1,828 1,932 2,035 5.5

B 984 1,035 1,081 1,146 1,203 1,278 1,353 1,427 1,506 1,591 1,676 5.5

Baja California Sur

P 264 283 308 330 353 379 407 436 467 503 540 7.4

M 166 178 196 210 225 242 261 281 301 324 348 7.7

B 135 145 157 169 180 194 208 223 238 257 276 7.4

Pequeños sistemas

P 24 26 28 29 31 33 34 36 37 39 40 5.2

M 13 13 15 15 16 17 18 19 19 20 21 5.1

B 10 11 12 12 13 14 14 15 16 17 17 5.2

P = Carga máxima M = Carga media B = Carga basetmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: CFE.

5 Cuando varios sistemas regionales se encuentran sólidamente mallados, es posible reducir el margen de reserva, debido a que los recursos de capacidad de generación se comparten en forma eficiente.6 El programa de expansión del sistema eléctrico, garantiza que se cubra la demanda máxima de cada día del año, en especial en las horas pico.

7 Existen dos métodos de medición: el probabilístico, que está en función del costo de falla (probabilidad de pérdida de carga) y el determinístico.


76

En noviembre de 2004, CFE preparó para la Junta de Gobierno el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva, en el cual se determina, con base en la variación de la disponibilidad del parque generador, que el criterio respectivo para el cual debe observarse su cumplimiento en la planificación de la generación es el MRO. Este mismo acuerdo fue enviado a la Auditoría Superior de la Federación.

El valor mínimo adoptado para la planificación del Sistema Interconectado Nacional (SIN) es un MRO de 6%, con este valor se obtiene el MR correspondiente.

Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es el caso de la península de Baja California, el margen de reserva se determina de manera separada en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Por consiguiente, para el área de Baja California se admite como valor mínimo de capacidad de reserva (después de descontar la capacidad no disponible por mantenimiento) lo que resulte mayor de una de las siguientes opciones: a) La capacidad de la unidad mayor o b) 15% de la demanda máxima. En lo concerniente al área de Baja California Sur, se asume como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad de las dos unidades mayores.

El margen de reserva en 2005 se ubicó en 40.0%. Los valores altos de MR y MRO de 2006 a 2009 se deben principalmente a una desaceleración del ritmo de crecimiento de la demanda de electricidad registrada a partir de 2001.

El ajuste de éstos se dificulta por la anticipación requerida para que un proyecto de generación entre en operación. En el corto plazo no es conveniente diferir proyectos que ya están en construcción. A partir de 2012 se proyecta que el MRO disminuya a 6% y se mantenga así durante los años siguientes (véase gráfica 27).

Como se ha mencionado, la anticipación requerida para que un proyecto de generación entre en operación en una fecha establecida se estima entre cuatro a cinco años, 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 pues no resulta conveniente diferir proyectos que ya están en construcción. Sin embargo, disponer de MR y MRO altos, permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva las más costosas, lo que representa beneficios económicos en la operación del sistema. Además se ha aprovechado esta situación para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes.

Capacidad efectiva

Margen de reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Capacidad efectiva Mantenimientoprogramado

Falla, degradación y causas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente

Figura 7Margen de reserva (MR) y margen de reserva operativo (MRO)

Fuente: CFE.


77

Cada año, como parte del proceso de planificación, se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación, con base en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad.

A partir de 2001 se ha registrado una reducción en el ritmo de crecimiento de la demanda, por lo que se han efectuado ajustes a las adiciones de capacidad para cumplir en lo posible los criterios de reserva.

4.3.2 Programa de expansión

El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del servicio público (CFE y LyFC) y la proyección de adiciones de capacidad de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración. Éstas adiciones de capacidad de permisionarios dentro del marco regulatorio vigente, permiten por una parte, el aprovechamiento del potencial de generación de electricidad en varios sectores así como en diferentes ramas industriales8 que por las características de sus procesos, ofrecen posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra parte, le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes de suministro de energía eléctrica.

Durante el periodo 2006-2015, el programa de expansión de CFE requerirá adiciones de capacidad por 23,545 MW de los cuales, se tienen 6,549 MW de capacidad comprometida y 16,995 MW de capacidad no comprometida. Adicionalmente, el programa de LyFC iniciará la puesta en operación del proyecto de generación distribuida en la región Centro del país, el cual adiciona 448 MW de capacidad comprometida. En suma, por parte del servicio público se adicionarán 23,993 MW durante el periodo (véase cuadro 24).

Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de autoabastecimiento y cogeneración de 619 MW, considerando los proyectos del sector privado al igual que del servicio público, específicamente Pemex con los proyectos de cogeneración en Nuevo Pemex y Tula, con 284 MW y 213 MW de autoabastecimiento remoto, respectivamente (véase cuadro 25).

Asimismo, hacia 2015 se prevé realizar retiros de capacidad obsoleta e ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 4,546 MW.

Desde una perspectiva integral, considerando las adiciones del servicio público, privado y retiros, el sistema eléctrico nacional contará con una capacidad total de 66,599 MW en 2015 (véase gráfica 28).

0369

12151821242730333639424548

1985

1990

1995

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

Margen de reserva

Margen de operativo

Gráfica 27Sistema Interconectado: Margen operativo y margen de reserva

(%)

Fuente: CFE.

8 Industrias diversas (incluyendo sociedades de autoabastecimiento y cogeneración), azúcar, siderurgia, papel y cartón, petroquímica, sector petrolero, entre otros.


78

Cuadro 24Programa de adiciones de capacidad en el SEN, 2006-2015

(MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Total

Total 2,804 1,997 252 2,157 2,212 1,919 2,492 2,758 3,952 4,130 24,672

Servicio Público 2,801 1,968 101 2,157 1,928 1,919 2,279 2,758 3,952 4,130 23,993


2,353 1,968 101 2,157 1,928 1,919 2,279 2,758 3,952 4,130 23,545

Capacidad en construcción o comprometidas

2,353 1,968 0 800 678 750 6,549

Capacidad adicional no comprometida

101 1,357 1,250 1,169 2,279 2,758 3,952 4,130 16,995


448 448

Autoabastecimiento y cogeneración

3 29 151 284 213 680

Fuente: CFE.

Cuadro 25Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 2006-20151,2

Adiciones Año MW Retiros Año MW

2006

Proveedora de Electricidad de Occidente 3

2007

Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro) 29

2008

Eoliatec del Istmo 21

Fuerza Eólica del Istmo 50

Eléctrica del Valle de México 68

Electricidad del Istmo 12

2010 2010

Pemex Nuevo Pemex 284 Pemex Morelos -18

Pemex Pajaritos -12

2012 Pemex Escolín -14

Pemex Tula 213 Pemex La Venta -17

Subtotal 680 Subtotal -61

Total proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 619

1 Capacidad de autoabastecimiento remoto.2 No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctricos de temporada abierta (1,989 MW).Fuente: CFE.


79

4.3.2.1 Capacidad comprometida o en construcción

La capacidad comprometida o en construcción considerada en esta prospectiva ascenderá a 6,997 MW, cifra conformada por 6,549 MW de CFE y 448 MW de LyFC. Esta capacidad está programada para iniciar operaciones durante el periodo 2006-2011.

El programa de expansión con proyectos de generación en proceso de construcción o comprometidos está integrado por 4,238 MW con base en ciclo combinado, es decir, el 60.6% de la expansión al 2011. Asimismo iniciarán operación otras tecnologías para diversificar la generación eléctrica como son la central hidroeléctrica El Cajón con 754 MW en 2007 y en 2010 la Carboeléctrica del Pacífico con 678 MW de capacidad bruta, entre otras (véase cuadro 26).

Con relación al esquema de licitación, 3,773 MW de capacidad comprometida estarán considerados bajo el esquema de Productor Independiente de Energía (PIE), mientras que 2,777 MW serán bajo el esquema de Obra Pública Financiada (OPF).

A diciembre de 2006, las centrales Altamira V, Valladolid III y Tuxpan V estarán ya en operación bajo el esquema de PIE, así como también la central El Encino que fue convertida a ciclo combinado y la central eoloeléctrica La Venta II. Éstas últimas se construyeron bajo el esquema de OPF.

La distribución geográfica de la capacidad comprometida puede observarse en la figura 8. En el caso de la costa del Golfo de México, las nuevas centrales que operarán son Altamira V y Tuxpan V, las cuales en conjunto aportarán 1,663 MW de capacidad bruta al SEN. Asimismo, en la Península de Yucatán se encuentra en operación la central Valladolid III, con 540 MW. Por otro lado, cerca de la costa del Pacífico operará la central eoloeléctrica La Venta II, la cual contribuirá a diversificar el parque de generación en nuestro país al aportar 83 MW, así como también la central hidroeléctrica El Cajón adicionará 754 MW de capacidad a partir de 2007. Adicionalmente, la central Tamazunchale en el Estado de San Luis Potosí iniciará operaciones en este último año, con una importante capacidad instalada de 1,168 MW con tecnología de ciclo combinado.

Gráfica 28Sistema Eléctrico Nacional: programa de expansión 2006-2015

(MW)

* Únicamente considera autoabastecimiento remoto.Fuente: CFE.

66,599-4,546

61944823,545

46,534

Cap

acid

ad 2

00

5

Adi

cion

es C

FE 2

00

6-

20

15

Adi

cion

es L

y FC

20

06

-2

01

5

Pro

yect

os d

eau

toab

aste

cim

ient

oy

coge

nera

ción

*

Ret

iros

Cap

acid

ad 2

01

5


80

En relación con el proyecto de LyFC, la generación distribuida se entiende como la generación de electricidad mediante plantas en pequeña escala instaladas cerca o en el mismo lugar de consumo final de dicha energía y, por tanto, no requieren de tanta infraestructura de transformación, transmisión y distribución como en el caso de la generación centralizada, en la cual la producción de electricidad por lo general se realiza

en una o varias centrales con gran capacidad instalada y la energía eléctrica generada se transforma, transmite y distribuye entre una gran cantidad de usuarios. El proyecto de LyFC consiste en 14 plantas turbogás que utilizarán gas natural, con capacidad instalada de 32 MW cada una, para aportar un total de 448 MW al SEN.

Cuadro 26Proyectos de generación en proceso de construcción o comprometidos1

Proyecto Ubicación Tecnología Fecha del concurso

Mes de entrada en operación

Modalidad de licitación

Capacidad bruta (MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011

Total anualAcumulado

2,801 2,801

1,968 4,769

- 4,769

800 5,569

678 6,247

750 6,997

Proyectos terminados

Altamira V Tamaulipas CC 2002 Nov PIE 1,153

Tuxpan V Veracruz CC 2002 Sep PIE 509

Valladolid III Yucatán CC 2002 Jun PIE 540

Conversión El Encino TG/CC Chihuahua CC 2003 Ago OPF 67

La Venta II Oaxaca EOL 2005 Nov OPF 83

Generación distribuida

Zona Metropolitana TG 2005 Nov OPF 448

Subtotal 2,801 0 0 0 0 0

Proyectos en construcción

Baja California Sur II

Baja California Sur CI 2003 Ene OPF 46

Tamazunchale San Luis Potosí CC 2003 Jun PIE 1,168

El Cajón Nayarit HID 2002 May, Ago OPF 754

Carboeléctrica del Pacífico Michoacán CAR 2005 Feb OPF 678

Subtotal 0 1,968 0 0 678 0

Proyectos en proceso de licitación

San Lorenzo conversión TG/CC

Puebla CC 2005 Abr OPF 139

Baja California (Pdte. Juárez)2

Baja California CC 2006 Mar OPF 259

Norte (La Trinidad ) Durango CC 2005 Jun PIE 402

La Yesca Nayarit HID 2006 Feb, May OPF 750

Subtotal 0 0 0 800 0 750

HID: Hidroeléctrica CC : Ciclo combinado CI : Combustión interna tipo diesel EOL: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica TG: Turbogás PIE : Productor independiente de energía.OPF : Obra pública financiada.1 Incluye 448 MW del proyecto de generación distribuida de LyFC.2 Segunda convocatoria.Fuente: CFE y LyFC.


81

4.3.2.2 Capacidad adicional no comprometida

Los proyectos del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) que no han sido adjudicados y por ende, no han sido comprometidos y aún no han iniciado obras, se considera inicien operaciones a partir de 2008, dado el tiempo que se requiere desde la adjudicación de un proyecto de generación, hasta la puesta en operación del mismo.

La capacidad adicional no comprometida para el ejercicio de planeación 2006-2015, considera la instalación de 16,995 MW durante el periodo 2008-2015 (véase cuadro 27). Esta capacidad es susceptible de instalarse mediante diversos esquemas de inversión, siendo factible mediante participación privada bajo licitaciones para producción independiente de energía y obra pública financiada.

En lo correspondiente a la ubicación y al tipo de tecnología, la ley prevé la posibilidad, que en relación con los requerimientos no comprometidos, los particulares puedan proponer una ubicación diferente a la programada y el tipo de tecnología a utilizar en los proyectos de generación, aún 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.

Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa de expansión del sector eléctrico, 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 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.

Baja California Sur II (46 MW)

Tamazunchale (1,168 MW) Tuxpan V

(509 MW)

LyFC(448 MW)

La Venta II(83 MW)

Valladolid III(540 MW)

Altamira V(1,153 MW)

Conversión El EncinoTG/CC

(67 MW)

El Cajón (754 MW)

Carboeléctricadel Pacífico (678 MW)

5,447 MW

Carboeléctrica 678

Hidroeléctrica 754

Ciclocombinado 3,437

Turbogás 448

Combustión 46

Eoloeléctrica 83

Interna

Total 5,447

MW*

Figura 8Centrales en proceso de construcción o comprometidas

* Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no coincidir exactamente.Fuente: CFE.


82

En lo que se refiere a las tecnologías consideradas en los requerimientos de capacidad no comprometida, los ciclos combinados representan el 45.7% del total a instalarse durante 2008-2015, con 7,766 MW, seguido por la asignación de capacidad denominada libre, la que por definición corresponde a la capacidad no comprometida de la cual no se ha especificado la tecnología que se instalará para cubrir esa asignación. Esta capacidad asciende a 5,278 MW es decir, 31.1% de la capacidad total no comprometida para el mismo periodo. Asimismo, como parte de una política de diversificación de fuentes

de energía, se prevé que esta capacidad se asigne a diferentes tecnologías que permitan la utilización de varias fuentes, tales como carbón, uranio, entre otras. De esta forma, se evitaría la dependencia respecto a un solo combustible. El restante 23.2% de la capacidad no comprometida, corresponde a diferentes tecnologías, principalmente carboeléctricas e hidroeléctricas. De éstas últimas, se prevé instalar 1,400 MW de tecnología carboeléctrica en la costa del Pacífico hacia 2015, asimismo, a partir de 2008 el programa contempla la instalación de 507 MW de capacidad eólica en el Estado de Oaxaca (véase figura 9).

Cuadro 27Requerimientos de capacidad adicional no comprometida

(proyectos con esquema financiero por definirse)

Proyecto Ubicación TecnologíaMes de entrada en operación

Capacidad bruta (MW)

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total anualAcumulado

101101

1,3571,458

1,2502,708

1,1693,877

2,2796,156

2,7588,913

3,95212,865

4,13016,995

La Venta III Oaxaca EO Sep 101

Oaxaca I, II, III y IV Oaxaca EO Nov, Sep 101 304

Agua Prieta II1 Sonora CC Mar 642

Baja California II (SLRC) Sonora TG Abr 223

Valle de México repotenciación U2 Edo. Méx. CC May 380

Guerrero Negro III Baja California Sur CI Abr 11

Cerro Prieto V Baja California GEO Abr 107

Humeros Puebla GEO Abr 51

Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California CC Abr 93

Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC Abr 652

Manzanillo I repotenciación U1 y U2 Colima CC Abr, Abr 458 458

Baja California III (Ensenada) Baja California LIBRE Abr 288

Baja California Sur III, IV, V y VI Baja California Sur LIBRE Abr, Abr, Abr 43 43 86

Valle de México repotenciación U3 Edo. Méx. CC Abr 380

Sta. Rosalía Baja California Sur CI Abr 14

Tula repotenciación U1 y U2 Hidalgo CC Abr, Abr 554 554

Valle de México repotenciación U1 Edo. Méx. CC Abr 380

Manzanillo II repotenciación U1 y U2 Colima CC Abr, Abr 408 408

Baja California IV (Tijuana) Baja California LIBRE Abr 288

Río Moctezuma Hidalgo, Queréraro HID Abr 139

Guadalajara I Jalisco CC Abr 645 645

Noreste (Monterrey) Nuevo León LIBRE Abr 734

Peninsular I Yucatán CC Abr 180

Topolobampo I Sinaloa CAR Abr 700

Norte III (Juárez) Chihuahua LIBRE Abr 683

Tamazunchale II San Luis Potosí CC Abr 750

Reynosa Tamaulipas LIBRE Abr 764

Topolobampo II Sinaloa CAR Abr 700

Villita ampliación Michoacán HID Abr 400

Infiernillo repotenciación Guerrero HID Abr 200

Peninsular II Yucatán CC Abr 180

La Parota U1, U2 y U3 Guerrero HID Abr, Jul, Oct 900

Baja California V (SLRC) Sonora LIBRE Abr 279

Veracruz I y II Veracruz LIBRE Abr 1,400

Norte IV (Torreón) Coahuila LIBRE Abr 6711 Incluye 25 MW de campo solar.HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás.LIBRE: Tecnología aún no definida.Fuente: CFE y LyFC.


83

4.3.2.3 Programa de retiros de capacidad

El programa de retiros de capacidad se basa en los costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Estos criterios permiten evaluar la conveniencia de mantener en operación algunas centrales. Asimismo, es importante considerar el nivel de emisiones y la eficiencia de las centrales con mayor antigüedad de operación. En este sentido, en la presente planeación se consideró el retiro para los próximos

10 años de 4,546 MW de capacidad del servicio público (véase cuadro 28).

Es importante señalar que este programa no es definitivo, pues con la finalidad de operar con mayores márgenes de eficiencia y competitividad, la CFE evalúa, en función de los criterios que se acaban de mencionar así como de la problemática específica en cada caso, qué unidades y de que centrales deben salir de operación, rehabilitarse o modernizarse.

Figura 9Requerimientos de capacidad adicional no comprometida

* Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no coincidir exactamente.Fuente: CFE.

MW*

Eoloeléctrica 507

Carboeléctrica 1,400

Hidroeléctrica 1,639

Ciclo combinado 7,766

Combustióninterna 25

Libre 5,278

Turbogás 223

Geotermoeléctrica 158

Total 16,995

Santa Rosalía(14 MW)

Topolobampo I y II(2x700 MW)

Baja California III (288 MW)

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

V. de México Rep U1, U2, U3 (3x380 MW)

Norte II(652 MW)

La Venta III(101 MW) Oaxaca I, II, III y IV(4x101 MW)

Baja California II(223 MW)

Pte.Juárez Conv. TG/CC(93 MW)

La Parota(900 MW)

Veracruz I, II (1,400 MW)

Noreste (Monterrey) (734 MW)

Norte III (683 MW)

Río Moctezuma(139 MW)

Tula Rep. U1, U2(2x554 MW)

Infiernillo Repotenciación

(200 MW)

Ampliación Villita(400 MW)

Baja California IV (288 MW)

Peninsular I y II(2x180 MW)

Norte IV (671 MW)

Tamazunchale II, III (750 MW)

Reynosa(764 MW)

Agua Prieta II (642 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Humeros(51 MW)

16,995 MW

Baja California V(279 MW)

Guadalajara I, II (2x645 MW)

Cerro Prieto V(107 MW)

Manzanillo I Rep. U1, U2(2x458 MW)

Manzanillo II Rep. U1, U2(2x408 MW)


84

Los retiros de mayor magnitud programados serán realizados en los años 2010-2011 y en 2013-2014 en donde se retirarán 3,386 MW en total.

Por lo tanto, incluyendo los retiros anuales, se estima que a finales de 2015 se alcance una capacidad total de energía eléctrica para el servicio público de 65,981 MW.

Gráfica 29Programa de retiros de capacidad, 2006-2015

(MW)

Fuente: CFE.

126.5

323.5

224.0

317.0

991.0

752.0

168.6

943.7

700.0

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Cuadro 28Evolución esperada de la capacidad instalada del servicio público, 2006-2015

(MW)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Capacidad a diciembre de cada año

49,209 50,854 50,731 52,571 53,508 54,675 56,785 58,599 61,851 65,981

Capacidad a diciembre de 2005

46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534 46,534

Adiciones acumuladas 2,354 4,322 4,423 6,580 8,508 10,427 12,706 15,464 19,416 23,545

Adiciones acumuladas LyFC

448 448 448 448 448 448 448 448 448 448

Retiros acumulados 127 450 674 991 1,982 2,734 2,903 3,846 4,546 4,546

Nota: No incluye autoabastecimiento local ni remoto.Fuente: CFE.


85

Cuadro 29Programa de retiros (capacidad bruta)

2006-2015

2006 2007

Central Unidad Tipo MW Mes Área Central Unidad Tipo MW Mes Área

Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) 3 TC 40.0 Nov. Noroeste Nonoalco 1 y 2 TG 64.0 Feb. Central

Nachi-Cocom II 1 y 2 TC 49.0 Nov. Peninsular Nonoalco 3 y 4 TG 84.0 Feb. Central

Lerma (Campeche) 1 TC 37.5 Nov. Peninsular Lechería 1, 2 y 3 TG 96.0 Feb. Central

Lechería 4 TG 42.0 Feb. Central

Lerma (Campeche) 2 TC 37.5 Nov. Peninsular

Suma retiros 126.5 Suma retiros 323.5

2008 2009


Jorge Luque 1 y 2 TC 64 Feb. Central Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) 2 TC 84.0 Nov. Noroeste

Jorge Luque 3 y 4 TC 160.0 Feb. Central Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) 4 TC 158.0 Nov. Noroeste

Felipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Nov. Peninsular


2010 2011


Cerro Prieto I 1 y 2 GEO 75.0 Feb. Baja California

Emilio Portes Gil (Río Bravo) 3 TC 300.0 Mar. Noreste

Salamanca 1 y 2 TC 316.0 Mar. Occidental Dos Bocas 1 a 4 CC 252.0 Mar. Oriental

Altamira 1 y 2 TC 300.0 Mar. Noreste Dos Bocas 5 y 6 CC 200.0 Mar. Oriental

Francisco Villa 4 y 5 TC 300.0 Nov. Norte


2012 2013


Santa Rosalía 2 CI 2.0 Mar. Aislados Altamira 3 TC 250 .0 Mar. Noreste

Santa Rosalía 3 CI 0.8 Mar. Aislados Samalayuca 1 y 2 TC 316.0 Nov. Norte

Santa Rosalía 4 CI 0.6 Mar. Aislados Huinalá 1 a 4 CC 249.4 Nov. Noreste

Santa Rosalía 5 CI 1.2 Mar. Aislados Huinalá 5 CC 128.3 Nov. Noreste

Santa Rosalía 6 CI 1.2 Mar. Aislados

Santa Rosalía 7 CI 2.8 Mar. Aislados

Santa Rosalía 8 y 9 CI 2.0 Mar. Aislados

Mazatlán II (José Aceves Pozos) 2 TC 158.0 Oct. Noroeste


2014 2015


Villa de Reyes 1 y 2 TC 700.0 Oct. Occidental


Total 4.546.3

TC: Termoeléctrica convencional.CC: Ciclo combinado.TG: Turbogás.CI: Combustión interna.GEO: Geotérmica.Fuente: CFE.


86

4.3.2.4 Evolución de la capacidad instalada por región estadística

Durante el periodo 2006-2015, se espera que la capacidad de generación eléctrica en el servicio público presente un incremento neto de 16,773 MW, al pasar de 49,207 MW a 65,980 MW. La región con el mayor incremento será el Centro-Occidente, donde la capacidad total registrará adiciones netas por 6,845 MW, debido al fuerte incremento en la instalación de centrales de ciclo combinado y centrales hidroeléctricas en esa región. En contraste, en la región Centro se instalarán las menores adiciones durante el periodo, es decir, 1,789 MW (véase cuadro 30).

Noroeste

Se estima que en esta región la capacidad instalada se incremente en 3,336 MW durante el periodo 2006-2015, donde la tecnología que registrará el mayor incremento será la carboeléctrica con la instalación de las centrales Topolobampo I y II en 2014 y 2015, respectivamente. Asimismo, en este último año la tecnología de ciclo combinado participará con el 28.7% de la capacidad total de la región.

Noreste

En 2005, la región Noreste concentró la mayor capacidad regional de tecnología de ciclo combinado instalada con 6,447 MW, lo que representa el 13.9% del total nacional instalado por el servicio público. Asimismo, se pronostica un incremento neto de 676 MW durante el periodo 2006-2015, para ubicarse en 8,475 MW al final del mismo. La importante presencia de productores independientes en la región, hace de ésta, un área geográfica estratégica en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y consumo de gas natural.

Por otra parte, las centrales carboeléctricas Carbón II y Río Escondido, en Coahuila, tienen una capacidad conjunta de 2,600 MW y no se tiene programado un aumento de capacidad en estas centrales. En cuanto a la capacidad libre, ésta ascenderá a 2,852 MW al final del periodo, y podrá ejecutarse mediante diversas tecnologías.

Centro-Occidente

Al igual que en la Prospectiva del sector eléctrico 2005-2014, en esta región el programa de expansión considera adicionar la mayor capacidad, la cual asciende a 6,845 MW para el lapso 2006-2015. Las plantas de ciclo combinado concentrarán el 91.2% de este incremento, es decir, 6,240 MW. Asimismo, otro incremento importante se realizará en

la capacidad de generación hidroeléctrica, la cual aumentará en 2,243 MW, impulsado por las centrales El Cajón, la Yesca y el proyecto de ampliación Villita, entre otras.

Por otra parte, hacia 2015 se observará una disminución de la capacidad en centrales termoeléctricas basadas en combustóleo.

Centro

En la región Centro las adiciones de capacidad planeadas se realizarán mediante el proyecto de generación distribuida de LyFC, así como la repotenciación de las unidades 1, 2 y 3 de la central Valle de México con una capacidad de 380 MW cada una. Asimismo, se espera un ligero incremento en la capacidad geotérmica mediante el proyecto Humeros en Puebla. Dicho incremento será de 51 MW y está programado para 2010.

Sur-Sureste

En la región Sur-Sureste, la cual concentra la mayor diversidad de tecnologías de generación eléctrica en el país, se esperan adiciones de capacidad por 2,741 MW durante el periodo 2006-2015. Adicionalmente a los PIE’s y la central eólica La Venta II que iniciarán operaciones en 2006, en esta región se tiene programada la instalación de 1,400 MW de capacidad libre que podría ejecutarse mediante proyectos basados en diversas fuentes de energía tales como carbón, gas natural, uranio, gas de síntesis, entre otras.


87

Cuadro 30Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2005-2015

(MW)

Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total1 46,534 49,207 50,851 50,728 52,568 53,505 54,672 56,783 58,597 61,850 65,980

Noroeste Subtotal 6,673 6,633 6,679 6,679 7,572 7,740 8,071 7,917 8,205 8,991 9,970

Hidráulica 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941

Ciclo combinado 1,718 1,718 1,718 1,718 2,619 2,862 2,862 2,862 2,862 2,862 2,862

Turbogás 584 584 584 584 807 657 657 657 657 657 657

Combustión interna 174 174 220 220 231 231 231 235 235 235 235

Eólica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Libre 0 0 0 0 0 43 374 374 662 748 1,027

Combustóleo 2,525 2,485 2,485 2,485 2,243 2,243 2,243 2,085 2,085 2,085 2,085

Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 700 1,400

Geotérmica 730 730 730 730 730 762 762 762 762 762 762

Noreste Subtotal 12,086 13,306 13,306 13,306 13,708 13,760 13,460 14,194 13,933 14,697 15,368

Hidráulica 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126

Ciclo combinado 6,447 7,798 7,798 7,798 8,200 8,852 8,852 8,852 8,475 8,475 8,475

Turbogás 802 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671

Libre 0 0 0 0 0 0 0 734 1,417 2,181 2,852

Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600

Combustóleo 2,111 2,111 2,111 2,111 2,111 1,511 1,211 1,211 645 645 645

Centro-Occidente Subtotal 6,724 6,724 8,646 8,646 8,646 9,008 10,216 10,813 11,866 13,569 13,569

Hidráulica 1,878 1,878 2,632 2,632 2,632 2,632 3,382 3,521 3,521 4,121 4,121

Ciclo combinado 1,166 1,166 2,334 2,334 2,334 2,334 3,092 3,850 5,253 7,406 7,406

Turbogás 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24


Carboeléctrica 0 0 0 0 0 678 678 678 678 678 678

Combustóleo 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,150 2,850 2,550 2,200 1,150 1,150

Geotérmica 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190 190

Centro Subtotal 4,607 5,055 4,769 4,545 4,925 4,976 5,356 6,290 6,844 6,844 6,844

Hidráulica 714 714 714 714 714 714 714 714 714 714 714

Ciclo combinado 1,038 1,038 1,038 1,038 1,568 1,568 2,098 3,482 4,336 4,336 4,336

Turbogás2 640 1,088 802 802 802 802 802 802 802 802 802

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 2,174 2,174 2,174 1,950 1,800 1,800 1,650 1,200 900 900 900

Geotérmica 40 40 40 40 40 91 91 91 91 91 91

Sur-Sureste Subtotal 16,440 17,486 17,448 17,549 17,714 18,018 17,566 17,566 17,746 17,746 20,226

Hidráulica 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 6,877 7,777

Ciclo combinado 2,886 3,935 3,935 3,935 4,340 4,340 3,888 3,888 4,068 4,068 4,248

Turbogás 548 548 548 548 282 282 282 282 282 282 282


Dual 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Eólica 2 85 85 186 287 591 591 591 591 591 591

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1,400

Combustóleo 2,659 2,573 2,535 2,535 2,460 2,460 2,460 2,460 2,460 2,460 2,460

Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Nucleoeléctrica 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365

Plantas móviles 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 31 Incluye CFE y PIE.2 Incluye 448 MW del proyecto de generación distribuida de LyFC.Debido al redondeo de cifras, los totales podrían no corresponder exactamente.Fuente: CFE.


88

4.3.2.5 Tecnologías para la expansión del sistema de generación

Como resultado de los costos de inversión de las tecnologías de generación así como del escenario de precios de combustibles principalmente, la revisión anual de la expansión del sistema de generación efectuada por CFE, muestra que la expansión a costo mínimo se logra mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnología de ciclo combinado. Sin embargo, ante la posibilidad de que en el futuro se incremente el precio del gas o haya limitaciones en el suministro, se estudian permanentemente otras posibilidades.

Otras alternativas de solución que están en evaluación constante con respecto al suministro de gas son el carbón, el gas natural licuado y gas de síntesis (a partir de residuos de refinación), los cuales podrían utilizarse como energético primario en centrales carboeléctricas y de ciclo combinado.

También se estudian las centrales nucleoeléctricas cuyo desarrollo tecnológico ha permitido abatir costos de inversión. Bajo un escenario donde existe alta volatilidad en el precio del gas natural, se considera no incrementar más la capacidad requerida de centrales de gas natural e incrementar otro tipo de centrales como la carboeléctrica.

Por otra parte, en lo que se refiere a la participación de cada tipo de tecnología en el programa de expansión con respecto a la capacidad comprometida y no comprometida, se observa que los ciclos combinados son mayoritarios en ambas categorías (véase cuadro 31). La combinación de opciones de generación eléctrica se optimiza cuando los proyectos considerados en la expansión son aquellos que arrojan el costo mínimo para satisfacer la demanda prevista, con el nivel de confiabilidad requerido y acorde a los lineamientos de política energética y desarrollo sustentable.

Cuadro 31Capacidad adicional por tecnología, 2006-2015*

(MW)

Tecnología Comprometida(MW)

No comprometida

(MW)

Total(MW)

Participación porcentual

Total*** 6,997 16,995 23,993 100.0

Ciclo combinado 4,238 7,766 12,004 50.0

Turbina de vapor 0 0 0 0.0

Hidroeléctrica 1,504 1,639 3,143 13.1

Combustóleo 0 0 0 0.0

Carbón 678 1,400 2,078 8.7

Geotermia 0 158 158 0.7

Nuclear 0 0 0 0.0

Turbogás 448 223 671 2.8

Combustión interna 46 25 71 0.3

Eólica 83 507 590 2.5

Libre** 0 5,278 5,278 22.0

Incluye 448 MW de turbogás de LyFC.* No incluye autoabastecimiento remoto.** De acuerdo con el Artículo 125 del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, las convocatorias permitirán a los participantes confirmar o proponer la tecnología y el combustible por utilizar en la central generadora.*** Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.Fuente: CFE.


89

4.3.3 Generación bruta del servicio público, 2006-2015

En 2005, la generación de energía eléctrica del servicio público ascendió a 218,971 GWh, lo cual representa un incremento de 5.0% respecto a 2004. Se estima que la electricidad generada crezca con un ritmo de 4.6% en promedio anual durante 2005-2015, para ubicarse en 343,355 GWh hacia el final del periodo. Se estima que los productores independientes registrarán un crecimiento anual de 7.8% durante el mismo periodo.

La tecnología que participará mayoritariamente en la generación eléctrica hacia 2015 serán los ciclos combinados, con 51.4% del total generado, mientras que la generación termoeléctrica basada en combustóleo reducirá su participación de 29.7% en 2005 a 9.6% en 2015 (véase gráfica 30), debido a la configuración del programa de expansión así como a los retiros de capacidad. Asimismo, la capacidad libre participará con 9.0% del total en ese último año.

Gráfica 30Proyección de la generación bruta del servicio público por tipo de tecnología, 2005-2015

(GWh)

Fuente: CFE.

Año 2005218,971 GWh

Año 2015343,355 GWh

Ciclo combinado (CFE)

11.9%

Ciclo combinado (PIE)

21.6%

Turbogás0.6%

Combustión interna0.4%

Carboeléctrica8.4%

Nuclear4.9%

Geotermoeléctrica y eoloeléctrica

3.3%

Termoeléctrica convencional

29.7%

Hidroeléctrica12.6%

Dual6.5% Ciclo combinado

(CFE)22.3%

Ciclo combinado (PIE)

29.1%

Libre9.0%Dual

4.6%

Hidroeléctrica9.2%

Termoeléctrica convencional

9.6%

Geotermoeléctrica y eoloeléctrica

2.8%

Turbogás0.1%Carboeléctrica

9.4%

Combustión interna0.5%

Nuclear3.3%

4.3.4 Consumo de combustibles para generación de electricidad

Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se toma en consideración la eficiencia térmica (o su inverso, el régimen térmico) de las plantas, precios de los combustibles, mínimos operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. Asimismo, la canasta de tecnologías consideradas en el PRC es el criterio que define el tipo de combustible requerido. En este sentido, es importante mencionar que en ejercicios anteriores la capacidad libre se había simulado en su totalidad para utilizar gas natural. Sin embargo como ya se dijo, de acuerdo con una estrategia de diversificación de fuentes de energía, para el programa de expansión 2006-2015 se contempla asignar únicamente el 28% de dicha capacidad a tecnologías que utilizan gas natural, mientras que

el restante 72% se asignaría a tecnologías que requieran diversas fuentes de energía, tales como carbón, gas de síntesis9, uranio, y en algunos casos, importación de energía eléctrica.

La proyección del consumo de combustibles indica que en 2015, de un total de 5,825 Terajoules/día, la participación del gas natural dentro del mismo será de 64.7%, seguido por el carbón y el combustóleo con 19.4% y 15.7%, respectivamente. El diesel participará marginalmente en el consumo, con 0.2% (véase gráfica 31).

Específicamente, el combustible de mayor crecimiento en su utilización será el gas natural, con 7.3% en promedio anual, mientras que el diesel mostrará la mayor disminución

9 Proveniente de la gasificación de residuales sólidos y líquidos de la refinación.


90

anual con –10.6%, seguido por el combustóleo con –6.1%. Se prevé que el carbón se incremente con un ritmo de 2.7% anual, sin embargo, esta variación promedio podría aumentar

si se considera que parte de la capacidad libre podría ser asignada a proyectos que hagan uso de este combustible (véase cuadro 32).

Gráfica 31Proyección del consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, 2005-2015

Fuente: CFE.

4.4 Autoabastecimiento y cogeneración

Los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración han incrementado su dinamismo en los últimos años, de forma que representan una capacidad importante en el sistema eléctrico nacional. Estos proyectos atienden parte del consumo nacional de energía eléctrica e impactan en el sistema del servicio público al requerir servicios de transmisión y respaldo. Esto ocasiona que sea necesario instalar reserva adicional de generación y realizar ajustes en el programa de expansión de la red de transmisión.

Esquemáticamente (véase figura 10), el análisis y planeación del SEN incluye las centrales de autoabastecimiento y cogeneración para valorar su impacto en la expansión del sistema de generación, dado que la localización geográfica de las nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, así como la de sus cargas locales y remotas, tiene una incidencia importante sobre el margen de reserva regional y la expansión de la red de transmisión.

Cuadro 32Pronóstico del consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, 2005-2015

Unidades 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 tmca % 2005-2015

Combustóleo Mm3/día 41.1 33.1 42.8 41.2 39.1 34.7 33.7 31.4 29.5 25.9 21.9 -6.1

Gas MMm3/día 49.1 56.4 54.2 57.7 67.1 69.0 75.4 84.2 91.0 97.4 99.0 7.3

Diesel Mm3/día 0.9 0.9 0.2 0.3 0.3 0.2 0.2 0.3 0.4 0.3 0.3 -10.6

Carbón MM tonc/año 14.9 14.7 15.3 15.3 15.2 16.3 17.1 17.0 16.7 17.6 19.5 2.7

Nota: Considera el proyecto de generación distribuida de LyFC.tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: CFE.

Diesel0.9%

Año 20054,377 Terajoules/día

Combustóleo39.1%

Gas natural CFE y LyFC

18.5%

Gas natural PIE21.1%

Carbón20.5%

Año 20155,825 Terajoules/día

Combustóleo15.7%

Gas natural CFE y LyFC

26.9%

Gas natural PIE34.1%

Gas natural para tipo libre

3.7%

Carbón19.4%

Diesel0.2%


91

Por el lado de la oferta se consideró la capacidad de las plantas destinadas al servicio público (CSP) y la de autoabastecimiento y cogeneración (CAC). Por otro lado, en la demanda, se incluyeron los requisitos de los usuarios del servicio público (DSP), así como la demanda de los autoabastecedores y cogeneradores con los componentes siguientes:

Demanda remota (DAR): corresponde a las cargas ubicadas en sitios alejados de la central generadora, las cuales son alimentadas mediante la red de transmisión del servicio público.

Demanda local (DAL): corresponde a la carga que se encuentra ubicada cercanas al sitio de la central generadora y no hace uso de la red de transmisión del servicio público.

En 2005 la mayor capacidad instalada por parte de permisionarios se concentró en grandes sociedades de autoabastecimiento y cogeneración, tales como: Iberdrola Energía Monterrey, Tractebel, Termoeléctrica Peñoles, Termoeléctrica del Golfo, Energía Azteca VIII y Enertek, los cuales en conjunto representan el 76% de la capacidad de autoabastecimiento remoto. Adicionalmente, es importante indicar que Pemex tiene una importante capacidad autorizada para autoabastecimiento y cogeneración, la cual asciende a 2,088 MW (véase cuadro 34).

Por otra parte, desde 2004 con la puesta en operación de las dos Termoeléctricas (Peñoles y del Golfo), no se han puesto en marcha proyectos de autoabastecimiento de gran capacidad. Sin embargo, durante 2005 se ha observado un importante incremento en el número de permisos otorgados para

•

•

autoabastecimiento en pequeña escala. Como una estrategia de mitigación de costos, muchas empresas del sector servicios han optado por desconectarse de la red del servicio público en horario punta y generar su propia electricidad mediante plantas de pequeña capacidad y en su mayoría, utilizando diesel. Este tipo de autoabastecimiento es primordialmente local.

Es importante señalar que a diferencia de la Prospectiva del sector eléctrico 2005-2014, en este ejercicio de planeación no se considera el proyecto de cogeneración de Pemex Minatitlán, debido a que las evaluaciones de Pemex al cierre de este programa señalan que en principio los proyectos con mayor factibilidad para realizarse son Nuevo Pemex y Pemex Tula. Asimismo, en lo referente a este último, en esta prospectiva se considera que este proyecto utilizará coque de petróleo como combustible primario, a diferencia de la prospectiva anterior donde se consideró la opción del residuo de vacío.

RED DETRANSMISIÓN

Capacidad de plantas

para el servicio público (CSP)

Capacidad de plantas de autoabastecimiento

y cogeneración (CAC)

Demanda de usuarios del servicio público (DSP)

Demanda autoabastecida en forma remota (porteo) (DAR)

Demanda autoabastecida en forma local

(DAL)

Figura 10Sistema Eléctrico Nacional

Fuente: CFE.


92

Cuadro 33Capacidad adicional de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015

(MW)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total 1,401 1,404 1,433 1,433 1,433 1,628 1,640 1,846 1,869 1,869 1,869

Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Enertek 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75

Micase 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

Iberdrola Energía Monterrey 439 439 439 439 439 439 439 439 439 439 439

Energía Azteca VIII 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15

Energía y Agua Pura de Cozumel

11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Termoeléctrica del Golfo 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

Termoeléctrica Peñoles 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

Hidroelectricidad del Pacífico

8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Impulsora Mexicana de Energía

12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Bioenergía de Nuevo León 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5 5

Tractebel (Enron ) 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208 208

Agrogen 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Proveedora de Electricidad de Occidente

13 16 16 16 16 16 16 16 16 16 16

Italaise 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Pemex Cosoleacaque 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Pemex Lázaro Cárdenas 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

Pemex Independencia 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42 42

Pemex Petroquímica Morelos

18 18 18 18 18 0 0 0 0 0 0

Pemex Pajaritos 12 12 12 12 12 0 0 0 0 0 0

Pemex Escolín 14 14 14 14 14 0 0 0 0 0 0

Pemex La Venta 17 17 17 17 17 0 0 0 0 0 0

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro

29 29 29 29 29 29 29 29 29

Pemex Nuevo Pemex 256 268 286 284 284 284

Pemex Tula 188 213 213 213

* Considera sólo autoabastecimiento remoto.Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.Fuente: CFE.


93

Cuadro 34Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015

(MW)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total 5,835 5,835 5,865 5,865 5,865 6,153 6,153 6,377 6,377 6,377 6,377

Proyectos existentes (sin Pemex) 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938 1,938

Pemex1 2,088 2,088 2,088 2,088 2,088 2,062 2,062 1,956 1,956 1,956 1,956

Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29

Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

Micase 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Iberdrola Energía Monterrey 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619


Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32

Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260

Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8 8

Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24


Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284

Agrogen 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10


19 19 19 19 19 19 19 19 19 19 19

Italaise 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4


30 30 30 30 30 30 30 30 30

Pemex Nuevo Pemex 314 314 314 314 314 314

Pemex Tula 330 330 330 330

* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento local, remoto, usos propios y excedentes.1 Se consideran retiros de Pemex Cosoleacaque, Independencia, Morelos y Escolín.Fuente: CFE.


94

Cuadro 35Evolución de la energía generada de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015

(GWh)

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total 8,192 8,242 8,963 9,182 9,284 10,685 10,679 12,241 12,372 12,372 12,372

Arancia 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28

Enertek 495 495 495 495 495 495 495 495 495 495 495

Micase 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33 33

Iberdrola Energía Monterrey 2,461 2,461 2,756 2,756 2,756 2,756 2,756 2,756 2,756 2,756 2,756


Energía y Agua Pura de Cozumel 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34 34

Termoeléctrica del Golfo 1,496 1,498 1,498 1,657 1,657 1,657 1,657 1,657 1,657 1,657 1,657

Termoeléctrica Peñoles 1,485 1,488 1,692 1,692 1,692 1,692 1,692 1,692 1,692 1,692 1,692

Hidroelectricidad del Pacífico 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28 28

Impulsora Mexicana de Energía 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9


Tractebel (Enron ) 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527 1,527

Agrogen 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9


12 56 56 56 56 56 56 56 56 56 56

Italaise 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Pemex Cosoleacaque 60 60 86 86 86 86 86 86 86 86 86

Pemex Lázaro Cárdenas 10 10 97 97 97 97 97 97 97 97 97

Pemex Independencia 130 130 141 141 174 174 174 174 174 174 174

Pemex Petroquímica Morelos 73 73 110 110 120 0 0 0 0 0 0

Pemex Pajaritos 61 61 61 61 75 0 0 0 0 0 0

Pemex Escolín 69 69 69 69 94 0 0 0 0 0 0

Pemex La Venta 44 44 44 44 64 0 0 0 0 0 0


61 121 121 121 121 121 121 121 121

Pemex Nuevo Pemex 1,754 1,748 2,009 1,964 1,964 1,964

Pemex Tula 1,301 1,477 1,477 1,477

* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento remoto.Fuente: CFE.


95

En lo que se refiere al autoabastecimiento remoto, los proyectos de mayor capacidad son los de Nuevo Pemex y Tula que iniciarán operaciones en 2010 y 2012 con 284 MW y 213 MW, respectivamente10. Asimismo, existen proyectos de autoabastecimiento a partir de energía eólica con alta probabilidad de realizarse, es el caso de Eléctrica del Valle de México con 67.5 MW y Fuerza Eólica del Istmo con 50 MW. Adicionalmente, se espera que en 2007 inicie operaciones el proyecto hidroeléctrico de Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro), que se ubicará en el Estado de Guerrero, con una capacidad de 30 MW.

Cabe señalar que a principios del periodo de estimación el comportamiento de la capacidad es estable, sin embargo a partir de 2010 con la entrada en operación del proyecto de Nuevo Pemex la capacidad se incrementa. Asimismo, en 2012 se espera otro repunte con el inicio de operaciones del proyecto de Pemex Tula.

A continuación se muestra la ubicación geográfica de las nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, mismas que representan un efecto importante en el margen de reserva del sistema y en la expansión de la red de transmisión.

Proveedora de Electricidad de Occidente(2006: 3 MW)

Pemex Tula(2012: 213 MW)

Pemex Escolín(2010: -14 MW)

Mexicana deHidroelectricidad

(2007: 29 MW)

Pemex Morelos(2010: -18 MW) Pemex Nuevo Pemex

(2010: -284 MW)Pemex La Venta

(2010: -17 MW)Eoliatec del Istmo (2008: 21.1 MW)Fuerza Eólica del Istmo (2008: 50 MW)Eléctrica del V. de México (2008: 67.5 MW)Electricidad del Istmo (2008: 12 MW)

Total 619 MW¹

Pemex Pajaritos(2010: -12 MW)

Figura 11Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 2006-2015

(capacidad de autoabastecimiento remoto)

1 Considera adiciones y retiros de capacidad.Fuente: CFE.

10 Véase cuadro 25, pág. 78.


96

4.5 Evolución planeada de la red nacional de transmisión

Las adiciones de capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda esperada a costo mínimo se determinan con base en los siguientes criterios:

Seguridad.- posibilidad de mantener operando en sincronismo las unidades generadoras, inmediatamente después de una contingencia crítica de generación o transmisión.

Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los rangos aceptables.

Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la energía que no es posible suministrar debido a posibles fallas de los elementos del sistema.

Economía.- reducción de los costos de operación del sistema eléctrico.

La red de transmisión se evalúa a través de modelos probabilísticos y determinísticos que permiten calcular los

•

•

•

•

costos de producción y los parámetros del comportamiento eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como índices de confiabilidad.

De acuerdo con el programa de transmisión de mediano plazo se tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico 13,306 km de líneas en niveles de tensión de 69 kV a 400 kV y 29,172 MVA en subestaciones reductoras para el periodo 2006-2010 (véase figura 12).

En el cuadro 36, se presenta un resumen de la capacidad de transmisión de los principales enlaces internos y externos a las áreas de control integrantes del SEN, que incrementan la capacidad de transmisión entre las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros de consumo, para el periodo 2006-2010.

Asimismo, se resume la capacidad de transmisión así como la potencia transmitida a través de los enlaces entre las regiones del SEN durante 2006-2010, en condiciones de operación normal del sistema (véase cuadro 37). La utilización máxima de los enlaces se debe principalmente a operaciones de mantenimiento en las unidades generadoras, la salida forzada de elementos de generación y transmisión, así como a condiciones de demanda máxima del sistema.

Figura 12SEN: Capacidad de transmisión entre regiones, 2010

(MW)

Fuente: CFE.

2010

Incremento en capacidad de

transmisión en el periodo 2005-2009

Regiones

15

21

15

21

15

21

75

350

600

500

250

200

350

1200

900

2050

330

60

2100

1150

480

950

310

1340

3601 2450

3

400

4

400

5

650

6

7

8

9

10 300300

11

300

12

13

15141300

16 1250

171300

181500

19

1000

20 1500

21

22

23

1200

400

24900

25550

1600

26

3350 700 750

28

27450

291300

30 2100

31

1000

3500

32

600

331500

2560

34450 35

3110270

36450

106437

1960

38

39950

40

780

41600

190

42

43

44

800

45

46520

47370

48

49

50260

1800

1500

2150

1. Hermosillo2. Nacozari3. Obregón4. Los Mochis5. Culiacán6. Mazatlán7. Juárez8. Moctezuma9. Chihuahua10. Durango11. Laguna12. Río Escondido13. Nuevo Laredo

14. Reynosa15. Matamoros16. Monterrey17. Saltillo18. Valles19. Huasteca20. Tamazunchale21. Tepic22. Guadalajara23. Aguascalientes24. San Luis Potosí25. Salamanca26. Manzanillo

27. Carapan28. Lázaro Cárdenas29. Querétaro30. Central31. Poza Rica32. Veracruz33. Puebla34. Acapulco35. Temascal36. Coatzacoalcos37. Tabasco38. Grijalva39. Lerma

40. Mérida41. Cancún42. Chetumal43. WECC (EUA)44. Tijuana45. Ensenada46. Mexicali47. San Luis Río C.48. Villa Constitución49. La Paz50. Los Cabos


97

Cuadro 36SEN: Expansión de la capacidad de transmisión 2006-2010

(MW)

ENLACECapacidad inicial 2006

MWAumento de capacidad

MWCapacidad total 2010

MWRegiónSubestación

RegiónSubestación

TensiónkV

Nacozari Moctezuma 400a 180 180 360

Nacozari Hermosillo 400a, 230 150 300 450

Mazatlán Culiacán 400, 230 750 450 1200

Laguna Durango 400a, 230 250 50 300

Mazatlán Durango 400a, 230 250 50 300

Mazatlán Tepic 400 750 150 900

Reynosa Monterrey 400, 230 1000 250 1250

Valles San Luis Potosí 400 1350 150 1500

Saltillo Aguascalientes 400 1000 200 1200

Tamazunchale Querétaro 400 1500 1500

Huasteca Tamazunchale 400 1500 1500

Manzanillo Guadalajara 400, 230 1700 1650 3350

Querétaro San Luis Potosí 230 200 200 400

Querétaro Central 400, 230 1200 600 1800

Lázaro Cárdenas Central 400 1700 400 2100

Lázaro Cárdenas Acapulco 400a, 230, 115 200 250 450

Poza Rica Central 400 3200 300 3500

Grijalva Tabasco 400, 230 561 779 1340

Tabasco Lerma 400, 400a, 230 500 450 950

Lerma Mérida 400, 400a, 230, 115 480 300 780

Mérida Cancún 400a, 230, 115 560 40 600

Mérida Chetumal 230, 115 135 55 190

Mazatlán Guadalajara 400 650 0 650

Río Escondido Monterrey 400, 230 2100 0 2100

Monterrey Huasteca 400 1150 0 1150

Puebla Central 400, 230 2560 0 2560

Grijalva Temascal 400 2150 0 2150

Grijalva Coatzacoalcos 400 1960 0 1960

Juárez Moctezuma 230 600 0 600

Moctezuma Chihuahua 400a, 230 500 0 500

Chihuahua Laguna 230 250 0 250

Laguna Durango 400b, 230 300 0 300

Tijuana Ensenada 230, 115 200 150 350

CFE - ACBC E.U.A. - WECC 230 800 0 800

Mexicali S. Luis R. Colorado 230a, 230,161 125 245 370

Tijuana Mexicali 230 520 0 520

Villa Constitución La Paz 115 55 20 75

La Paz Cabo San Lucas 230b, 115 130 130 260

a LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.b LT aislada en 230 kV, operación inicial 115kV.Fuente: CFE.


98

Cuadro 37SEN: Capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema

2006-2010(MW)

Enlace 2006 2007 2008 2009 2010

RegiónSubestación

RegiónSubestación

TensiónkV

CapacidadMW

Nacozari Juárez 400a 180 380 380 380 380

Nacozari Hermosillo 400a, 230 150 150 450 450 450

Hermosillo Obregón 230 400 400 400 400 400

Obregón Los Mochis 400a, 230 400 400 400 400 400

Los Mochis Culiacán 400a, 230 650 650 650 650 650

Mazatlán Culiacán 400, 400a, 230 750 750 750 1,200 1,200

Mazatlán Durango 400a, 230 250 300 300 300 300

Mazatlán Tepic 400 750 750 750 900 900

Río Escondido Nuevo Laredo 400, 230 330 330 330 330 330

Reynosa Nuevo Laredo 138 60 60 60 60 60

Matamoros Reynosa 400, 230, 138 1,300 1,300 1,300 1,300 1,300

Río Escondido Monterrey 400, 230 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Reynosa Monterrey 400, 230 1,000 1,250 1,250 1,250 1,250

Monterrey Huasteca 400 1,150 1,150 1,150 1,150 1,150

Saltillo Aguascalientes 400 1,000 1,200 1,200 1,200 1,200

Huasteca Oriental 400 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Valles San Luis Potosí 400 1,350 1,500 1,500 1,500 1,500

Tamazunchale Querétaro 400 1,500 1,500 1,500 1,500

Huasteca Valles 400 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Huasteca Tamazunchale 400 1,500 1,500 1,500 1,500

Monterrey Saltillo 400 1,300 1,300 1,300 1,300 1,300

Tepic Guadalajara 400 2,050 2,050 2,050 2,050 2,050

Manzanillo Guadalajara 400, 230 1,700 1,700 1,700 2,750 3,350

Guadalajara Aguascalientes 400 950 950 950 950 950

Guadalajara Salamanca 400, 230 550 550 550 550 550

Guadalajara Carapan 230, 400 700 700 700 700 700

Guadalajara Lázaro Cárdenas 400 480 480 480 480 480

Lázaro Cárdenas Carapan 400 450 450 450 450 450

Carapan Salamanca 400, 230 750 750 750 750 750

Aguascalientes Salamanca 230, 400 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600

San Luis Potosí Aguascalientes 400 ,230 900 900 900 900 900

Querétaro San Luis Potosí 230 200 200 200 200 400

Salamanca Querétaro 400, 230 1,300 1,300 1,300 1,300 1,300

Querétaro Central 400, 230 1,200 1,800 1,800 1,800 1,800

Lázaro Cárdenas Central 400 1,700 1,700 1,700 2,100 2,100

Lázaro Cárdenas Acapulco 400a, 230, 115 200 200 200 450 450

Tijuana Mexicali 230 520 520 520 520 520

Tijuana Ensenada 230, 115 200 200 220 220 350

a LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.b LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2007.c LT aislada en 230 kV, operación inicial 115 kV.


99

Cuadro 37 (Continuación)SEN: Capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema

2006-2010(MW)

Enlace 2006 2007 2008 2009 2010

RegiónSubestación

RegiónSubestación

TensiónkV

CapacidadMW

Mexicali San Luis Río Colorado 230, 161 125 215 215 370 370

Villa Constitución La Paz 115 55 55 75 75 75

La Paz Cabo San Lucas 400c, 115 130 130 130 260 260

Acapulco Puebla 230 270 270 270 270 270

Poza Rica Central 400 3,200 3,500 3,500 3,500 3,500

Puebla Central 400, 230 2,560 2,560 2,560 2,560 2,560

Veracruz Puebla 400 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

Veracruz Temascal 400,230 450 450 450 450 450

Veracruz Poza Rica 400 600 600 600 600 600

Grijalva Temascal 400 2,150 2,150 2,150 2,150 2,150

Grijalva Coatzacoalcos 400 1,960 1,960 1,960 1,960 1,960

Poza Rica Puebla 230 310 310 310 310 310

Temascal Puebla 400 3,110 3,110 3,110 3,110 3,110

Coatzacoalcos Temascal 400 1,064 1,064 1,064 1,064 1,064

Grijalva Tabasco 400, 400a, 230 561 561 561 1,340 1,340

Nacozari Moctezuma 400a 180 180 360 360 360

Juárez Moctezuma 230 600 600 600 600 600

Moctezuma Chihuahua 400a, 230 500 500 500 500 500

Chihuahua Laguna 230 250 250 250 250 250

Laguna Durango 400b, 230 250 300 300 300 300

Durango Ags-SLP 230 200 200 200 200 200

Laguna Saltillo 400, 230 300 300 300 300 300

Río Escondido Chihuahua 400 350 350 350 350 350

Tabasco Lerma 400, 400a, 230 500 500 500 500 950

Lerma Mérida 400, 400a, 230, 115

480 480 480 480 780

Mérida Cancún 400a, 230, 115 560 560 560 560 600

Mérida Chetumal 230, 115 135 190 190 190 190

a LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.b LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2007.c LT aislada en 230 kV, operación inicial 115 kV.Fuente: CFE.


100

4.6 Requerimientos de inversión del sector eléctrico

Para el periodo 2006-2015, los recursos necesarios para cumplir con el programa de expansión del sistema eléctrico nacional y así atender las necesidades futuras de energía eléctrica ascienden a 608,996 millones de pesos de 2006 (véase cuadro 38). Esta cantidad comprende los rubros de inversión en generación, transmisión, distribución, mantenimiento y otras inversiones. Asimismo, se incluye la inversión a realizarse por medio de los esquemas de obra pública financiada, producción independiente de energía, así como la inversión presupuestaria de CFE.

La composición de la inversión es la siguiente: 39.7% para generación, 19.3% para transmisión, 23.6% para distribución,

16.2% para mantenimientos mayores y 1.3% para otras inversiones.

Del total requerido, 36.3% corresponde a Obra Pública Financiada; 8.8% a Producción Independiente de Energía; 46.7% a obras presupuestales y el restante 8.2% a esquemas financieros aún por definir.

Los requerimientos presentados corresponden a inversiones instantáneas, las cuales excluyen costos financieros e incluyen una cantidad para contingencias como sigue: 5% en nuevos proyectos de generación y 16% para los de transmisión y subtransmisión.

Cuadro 38Sistema Eléctrico Nacional

Requerimientos de inversión 2006-2015 (millones de pesos de 2006)1

(obra presupuestaria, obra pública financiada y producción independiente)

Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Total

Total 48,053 54,420 66,122 71,722 59,967 59,408 65,014 62,851 61,189 60,250 608,996

Generación 18,389 17,666 22,838 30,863 23,242 22,468 29,055 28,642 25,130 23,204 241,497

Ciclos Combinados (PIE) 6,411 1,129 3,364 4,698 1,531 1,928 5,937 4,647 569 - 30,214

Centrales eólicas (PIE) 0 973 1,838 3,692 2,093 - - - - - 8,596

Inversión Privada (OPF) 8,384 12,166 16,146 19,708 17,230 14,946 17,326 14,713 10,735 10,158 141,512

Hidroeléctricas 3,939 2,436 1,112 6,263 4,484 4,015 3,909 2,044 1,671 1,740 31,613

Geotermoeléctricas y Eólicas 1,398 382 408 2,510 847 0 0 0 0 0 5,545

Ciclos Combinados 190 5,081 7,492 5,701 7,718 6,742 4,777 1,137 997 2,328 42,163

Carboeléctricas 108 1,341 3,328 1,505 1,545 3,436 8,623 10,594 7,442 5,152 43,074

Unidades Diesel 376 23 346 482 811 753 17 938 625 938 5,309

Rehabilitación y modernización 2,373 2,903 3,460 3,247 1,825 0 0 0 0 0 13,808

Inversión Presupuestal* 3,594 3,398 1,490 2,765 529 579 353 126 54 41 12,929

Obras con Esquema por definir 0 0 0 0 1,859 5,015 5,439 9,156 13,772 13,005 48,246

Transmisión 9,838 12,346 15,066 13,001 11,322 12,077 10,344 10,591 11,144 11,714 117,444


Inversión Presupuestal* 4,338 4,340 6,289 7,443 5,700 6,228 6,110 6,487 6,769 7,048 60,753

Distribución 10,084 14,087 18,446 17,945 14,983 14,270 14,927 12,631 12,980 13,458 143,811


Inversión Presupuestal* 8,738 12,300 15,466 15,184 12,464 12,258 12,725 10,462 10,683 10,942 121,222

Mantenimiento 9,223 9,052 9,069 9,197 9,692 9,855 9,936 10,220 11,155 11,080 98,482

Unidades Generadoras (PIE) 1,162 1,322 1,383 1,383 1,488 1,575 1,636 1,636 1,636 1,638 14,859

Unidades Generadoras (CFE y LyFC) 8,061 7,730 7,686 7,814 8,204 8,247 8,127 8,267 8,918 8,820 81,877

Obras con Esquema por definir - - - - - 33 173 317 601 622 1,746

Otras Inversiones Presupuestales* 519 1,268 703 715 728 737 751 765 779 794 7,762

1 Costos instantáneos de las obras (excluyendo costos financieros) a precios constantes y con contingencias, con información disponible al 9 de noviembre de 2006.Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no coincidir exactamente.* Incluye CFE y LyFC.Fuente:CFE y LFyC.


101

4.7 Opciones técnicas para la expansión del sistema de generación

A continuación se presenta una cartera de proyectos que cuentan con estudios de factibilidad y estimaciones de costo, en la cual se consideran:

Proyectos típicos de capacidades y tecnologías de generación disponibles comercialmente.

Proyectos específicos que requieren de un diseño especial para el aprovechamiento de los recursos primarios.

Las principales características físicas y económicas de los proyectos típicos considerados en el análisis de la expansión del SEN se muestran en el cuadro 39.

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Inversión presupuestal Inversión privada

52.5

%47.5

%

53.4

%46.6

%

47.8

%52.2

%

47.3

%52.7

%

46.1

%53.9

%

47.2

%52.8

%

43.2

%56.8

%

41.5

%58.5

%

44.5

%55.5

%

45.9

%54.1

%

Gráfica 32Requerimientos de inversión en el sector eléctrico nacional, 2006-2015

(millones de pesos de 2006)

Fuente: CFE y LyFC.


102

Cuadro 39Características y datos técnicos de proyectos típicos

Central Potencia (MW) Eficiencia bruta (%) Vida económica (años) Factor de planta típico Usos propios (%)

Térmica convencional 2 X 350 37.56 30 0.750 5.8

2 X 160 36.31 30 0.650 6.2

2 X 84 32.42 30 0.650 6.4

2 X 37.5 30.63 30 0.650 8.3

Turbogás1

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 33.71 30 0.125 0.8

Industrial gas “G” 1 X 266 35.68 30 0.125 1.2

Aeroderivada diesel 1 X 41.3 38.40 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas1

1 X 1 “F” 1 X 291 51.86 30 0.800 2.9

2 X 1 “F” 1 X 585 51.96 30 0.800 2.8

1 X 1 “G” 1 X 398 52.40 30 0.800 2.8

2 X 1 “ G” 1 X 798 52.44 30 0.800 2.7

Diesel2 2 X 18.7 47.61 25 0.650 5.1

3 X 13.5 47.35 25 0.650 5.7

3 X 3.4 43.53 25 0.650 7.1

Carboeléctrica 2 X 350 37.84 30 0.800 7.2

C. Dual s/desulfurador 1 X 700 41.67 30 0.800 6.4

C. Dual c/desulfurador 1 X 700 41.67 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 3046/1-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar.Fuente: CFE.


103

Asimismo, se incluyen los proyectos termoeléctricos actualmente en evaluación (véase cuadro 40). Estos proyectos representan una capacidad adicional de 8,318 MW, de la cual alrededor del 39% tiene que ver con proyectos basados en la tecnología de ciclo combinado.

Por otra parte, de los proyectos hidroeléctricos en etapa de evaluación, La Parota (900 MW) se encuentra en etapa de diseño y La Yesca (750 MW) está en proceso de licitación (véase cuadro 41).

Cuadro 40Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminado o en proceso

Área Proyecto Número de unidades

Capacidad total factible (MW)

Estado actual Observaciones

Total 8,318

Baja California CC Baja California (Presidente Juárez) 1 X 259 259 Sitio definido Sitio CT Presidente

Juárez

CC Baja California II (SLRC) 6 X 37.3 223 Sitio definido Sitio Ejido San Luis, Sonora

Presidente Juárez conversión TG/CC 1 X 93 93 Sitio definido Sitio CT Presidente

Juárez

CC Baja California III (Ensenada) 1X288 288 Estudios en proceso

Baja California Sur CI Baja California Sur II (Coromuel) 1 X 46 46 Sitio definido Sitio San Francisco

CI Baja California Sur III (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio definido Sitio San Francisco

CCI Guerrero Negro III 3X3.6 10.8 Sitio definido Sitio Vizcaíno

Noreste CC Tamazunchale II 1 X 750 750 Sitio definido El Tepetate

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido)1 1 X 642 642 Sitio definido Sitio Las Américas

Norte CC Norte (La Trinidad) 1 X 402 402 Sitio definido Sitio La Trinidad, Durango

CC Norte II (Chihuahua) 1 X 652 652 Estudios en proceso Sitio por definir

Occidental Carboeléctrica del Pacífico 1 X 678 678 Sitio definido CT Plutarco Elías Calles

Manzanillo I repotenciación U1 758 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Manzanillo I repotenciación U2 758 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Manzanillo II repotenciación U1 758 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Manzanillo II repotenciación U2 758 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Central Valle de México repotenciación U2 1 X 530 530 Sitio definido CT Valle de México

Valle de México repotenciación U3 1 X 530 530 Sitio definido CT Valle de México

Oriental San Lorenzo conversión TG/CC 1 X 139 139 Sitio definido TG San Lorenzo, Puebla

1 Incluye 25 MW de campo solar.Fuente: CFE.


104

Cuadro 41Proyectos hidroeléctricos con estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño, o en proceso

Área Proyecto Ubicación Número de unidades x potencia por unidad1

Capacidad total1 (MW)

Generación media anual (GWh)

Nivel de estudio7

Oriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 F

Oriental Xúchiles Veracruz 2 x 38 76 499 P

Oriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,328 F

Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 P

Occidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 F

Noreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 F

Oriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 F

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Norte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 F

Occidental Pozolillo Nayarit 2 x 250 500 826 F

Oriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 245 490 1,670 F

Oriental Paso de la Reina Oaxaca 3 x 300 900 1,870 P

Central La Parota2 Guerrero 3 x 300; 2 x 3 906 1,528 D

Oriental Copainalá (Kaplan)3 Chiapas 3 x 75 225.0 502 F

Occidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34.0 51 P

Occidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 P

Occidental La Yesca6 Jalisco/Nayarit 2 x 375 750.0 1,209 D

Baja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Oriental Acala4 Chiapas 3 x 45 135 310 P

Central Sistema Río Moctezuma5

Querétaro, Hidalgo y San Luis Potosí

1 x 41.6; 1 x 39.1; 1 x 34.8; 1 x 33.1; 1 x 27.4; 1 x 26.5

139 1,067 F

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 C. H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados.4 Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo.5 Considera los proyectos Jiliapan, Tiliaco, Piedra Blanca, Gobernador, Tecalco y Tamán.6 Actualmente en proceso de licitación.7 D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad.Fuente: CFE.

Cuadro 42Ampliación de capacidad instalada en proyectos hidroeléctricos

Área Proyecto Ubicación Número de unidades x potencia por unidad1

Capacidad total1 (MW)

Generación media anual (GWh)

Nivel de estudio6

Central Villita Ampliación2, 4 Michoacán 2 x 200 400 260 D

Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F

Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 F

Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 F

Central Ampliación Zimapán3 Hidalgo 2 x 283 566 706 D

Central Ampliación Infiernillo Guerrero 2 x 250 500 252 P

Central Infiernillo Repotenciación5 Guerrero 200 326 D

Notas: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 pico; la CH Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14.4 La generación corresponde a la ampliación de la capacidad.5 La repotenciación corresponde a las 6 unidades en operación.6 D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad. Fuente: CFE.


105

Con respecto a los proyectos geotérmicos, se tiene el caso de Cerro Prieto V con 107 MW, actualmente en etapa de diseño. Asimismo, de acuerdo con los estudios realizados por CFE respecto a los proyectos eólicos con mayor factibilidad, el caso de La Venta III está por licitarse, mientras que los proyectos Oaxaca I-IV cuentan con estudios de factibilidad.

Cuadro 43Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos

Área Proyecto Número de unidades x potencia por unidad Entidad federativa Generación media

anual (GWh)Nivel de estudio1

Geotermoeléctricos

Baja California Cerro Prieto V 2 x 53.5 Baja California 744.6 D

Occidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 x 26.6 Jalisco 186.2 F

Oriental Los Humeros II condensación 1 x 26.6 Puebla 186.2 D

Oriental Los Humeros II baja presión 7 x 3.47 Puebla 156.4 D

Occidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 x 26.6 Jalisco 372.3 P

Oriental Los Humeros III 1 x 26.6 Puebla 186.2 P

Eoloeléctricos

Oriental La Venta III 78 x 1.3 Oaxaca 360.7 L

Oriental Oaxaca I 78 x 1.3 Oaxaca 373.1 F

Oriental Oaxaca II 78 x 1.3 Oaxaca 373.1 F

Oriental Oaxaca III 78 x 1.3 Oaxaca 373.1 F

Oriental Oaxaca IV 78 x 1.3 Oaxaca 373.1 F

Notas:1 L: por licitar F: factibilidad P: prefactibilidad. Fuente: CFE.

Cap

ítul

o

Ahorro de energía en la industria eléctrica

cinc

o

Los sistemas de energía requieren un equilibrio entre la oferta y la demanda. La mayoría de los esfuerzos

actuales y retos políticos, están enfocados a la discusión sobre la calidad, la disponibilidad y la seguridad de las fuentes de energía. Sin embargo, existen oportunidades importantes para nuestro país, para preservar el medio ambiente y nuestros recursos naturales, así como para mejorar nuestra competitividad por el lado de la demanda.

Es un hecho que la energía más barata es la que no necesitamos utilizar. La energía se puede ahorrar, aplicando la tecnología apropiada para mejorar la intensidad de la energía de un proceso industrial, sustituyendo el equipo que consume gran cantidad de energía por dispositivos de bajo consumo en los sectores industrial, comercial o residencial, sustituyendo el combustible o el consumo eléctrico por energía renovable de pequeña escala, o evitando simplemente el consumo innecesario por acciones individuales.

5.1 Programas de ahorro de energía

A continuación, se expone la estimación de los ahorros logrados con la implantación de programas de ahorro y uso eficiente de la energía, tanto por el lado de la oferta, como del de la demanda, con objeto de preservar los recursos energéticos no renovables, modernizar la planta productiva, proteger el medio ambiente y racionalizar el consumo de electricidad, así como una proyección de los ahorros que se alcanzarán en el periodo de prospección. Con la aplicación de estos programas, para finales de 2006, se estima obtener un ahorro equivalente a 21,940 GWh en consumo y 5,518 MW en capacidad diferida, y mientras que en el 2015, se alcanzaría un ahorro de 43,719 GWh y 10,678 MW1, respectivamente.

1 Este ahorro está contemplado en los escenarios esperados de energía necesaria y demanda de capacidad de la CFE.


108

5.1.1 Normalización

La Secretaría de Energía, a través de la Conae, expide las Normas Oficiales Mexicanas (NOM’s) de eficiencia energética, elaboradas por el Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos (CCNNPURRE), en colaboración y con el consenso de los sectores público, privado, social, y de investigación y desarrollo tecnológico.

La aplicación de las NOMs de eficiencia energética es obligatoria y regula los consumos de energía de aparatos y sistemas que ofrecen un mayor potencial de ahorro, cuya relación costo-beneficio resulta favorable para el país. En la actualidad, existen 18 NOMs de eficiencia energética vigentes, de las cuales 16 están relacionadas con el consumo de energía eléctrica y se aplican a más de 40 millones de equipos y sistemas en operación (véase cuadro 44). Para 2006, los ahorros estimados por su aplicación son del orden de 16,065 GWh en consumo de energía y 2,926 MW acumulados de potencia evitada.

Cuadro 44Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética vigentes y en proceso

Ahorros

Norma/equipo o sistema Entrada en vigor

Unidades vendidas en 2006*

Por unidades vendidas en 2006(GWh)

Por unidades eficientes acumuladas

(GWh) (MW)

NOM-001-ENER-2000 Bombas verticales XII/2000 2,804 7 137 49

NOM-004-ENER-1995 Bombas centrífugas VII/1996 384,025 1 33 111

NOM-005-ENER-2000 Lavadoras de ropa X/2000 1,930,901 102 539 0

NOM-006-ENER-1995 Sistemas de bombeo XI/1996 n.a. n.a. 2,312 52

NOM-007-ENER-2004 Alumbrado en edificios VIII/2005 n.a. 146 1,230 50

NOM-008-ENER-2001 Edificios no residenciales VI/2001 n.a. 57 254 62

NOM-010-ENER-2004 Bombas sumergibles VII/2005 1,300 12 108 35

NOM-011-ENER-2002 Acondicionadores de aire tipo central X/2002 12,480 37 241 33

NOM-013-ENER-2004 Alumbrado en vialidades VIII/2005 n.a. 1 20 4

NOM-014-ENER-2004 Motores monofásicos VII/2005 422,029 41 339 257

NOM-015-ENER-2002 Refrigeradores y congeladores V/2003 1,835,963 712 5,584 1,144

NOM-016-ENER-2002 Motores trifásicos IV/2003 193,994 209 2,201 730

NOM-017-ENER-1997 Lámparas fluorescentes VI/1998 143,489 19 138 4

NOM-018-ENER-1997 Aislantes térmicos para edificaciones X/1998 n.a. 3 79 7

NOM-021-ENER/SCFI/ECOL-2000 Acondicionadores de aire tipo cuarto VI/2001 573,019 253 1,923 277

NOM-022-ENER/SCFI/ECOL-2000 Aparatos de refrigeración comercial VI/2001 493,381 215 926 111


109

Con objeto de lograr el cabal cumplimiento de las normas vigentes, la Conae promueve y apoya el proceso de evaluación de la conformidad, en coordinación con la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA), para la evaluación y acreditación de los organismos de certificación, laboratorios de prueba y unidades de verificación. A la fecha, se encuentran acreditados y aprobados

en las normas de eficiencia: dos organismos de certificación, 52 laboratorios de prueba y 133 unidades de verificación.

Con la aplicación efectiva de las NOM de eficiencia energética, se estima que para 2015, se alcanzarán ahorros acumulados de 36,227 GWh en el consumo de energía eléctrica y 7,065 MW en diferimiento de capacidad.

Cuadro 44 (Continuación)Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética vigentes y en proceso

En proceso de elaboración

Proyecto de Norma Equipo/sistema Característica

NOM-003-ENER Calentadores de agua Revisión quinquenal

NOM-011-ENER Acondicionadores de aire tipo central Modificación

NOM-ENER Acondicionadores de aire tipo dividido, descarga libre Tema nuevo

NOM-004-ENER Bombas centrífugas para uso doméstico Revisión quinquenal reprogramado

NOM-005-ENER Lavadoras de ropa electrodomésticas Revisión quinquenal reprogramado

NOM-017-ENER Lámparas fluorescentes compactas Revisión quinquenal reprogramado

NOM-019-ENER Máquinas para elaborar tortillas Tema nuevo

NOM-020-ENER Edificios de uso habitacional hasta tres niveles Tema reprogramado

NOM-021-ENER Acondicionadores de aire tipo cuarto Revisión quinquenal

NOM-022-ENER Refrigeración comercial Modificación

* Estimaciones con base en tasas de crecimiento en las ventas, proporcionadas por los fabricantes y comercializadores de los productos y sistemas cubiertos por las normas.n.a.: No aplica.Fuente: Conae.

Cuadro 45Ahorros estimados por la aplicación de las NOMs

Año Ahorro de Energía(GWh)

Demanda evitada acumulada(MW)*

2005 14,251 2,567

2006 16,065 2,926

2007 17,850 3,299

2008 19,714 3,685

2009 21,658 4,093

2010 23,694 4,518

2011 25,826 4,948

2012 28,053 5,404

2013 30,511 5,906

2014 33,226 6,458

2015 36,227 7,065

* Suma de demanda evitada sin considerar la aplicación de factores de coincidencia.Fuente: Conae, 2006. Basado en estudios costo/beneficio desarrollados por ley para la implantación de la NOM.


110

5.1.2 Horario de verano

El Horario de Verano consiste en adelantar el reloj una hora a escala nacional durante los meses de mayor insolación, con el fin de aprovechar mejor la luz solar y, con ello, reducir el consumo de electricidad que implica la iluminación artificial en horas pico del Sistema Eléctrico Nacional. La medida se instituyó por Decreto Presidencial en 1996, comienza el primer domingo de abril y termina el último domingo de octubre de cada año.

Con su aplicación se optimiza la utilización de la infraestructura eléctrica, a la vez que permite aplazar las inversiones en nuevas plantas generadoras. Asimismo, contribuye a disminuir el uso de energéticos primarios para la generación de electricidad

y reducir las emisiones contaminantes asociadas. Además, favorece la convivencia familiar, el desarrollo de actividades personales y disminuye las situaciones de riesgo y accidentes (verbigracia automovilísticos).

Desde que se implantó la medida en 1996, el IIE y la CFE han evaluado los beneficios energéticos y ambientales alcanzados por el programa. De manera acumulada, en el periodo 1996-2005 se han obtenido ahorros del orden de 11,133 GWh de energía y 982 MW de disminución en demanda máxima coincidente, lo que resulta en cerca de diez mil millones de pesos diferidos en inversión (véase cuadro 46). Se espera que en el año 2015 los ahorros de energía sean del orden de 1,581 GWh y 1,510 MW de demanda evitada.

Cuadro 46Aplicación del horario de verano

Año Ahorro de energía(GWh )

Demanda evitada acumulada(MW)

Inversión diferida acumulada*(millones de pesos)

1996 943 529 4,100

1997 1,100 550 4,400

1998 1,012 683 6,830

1999 1,092 613 6,130

2000 1,182 823 8,230

2001 933 908 9,080

2002 1,118 900 9,000

2003 1,165 935 10,285

2004 1,287 898 9,975

2005 1,301 982 10,340

2006** 1,332 1,035 10,898

2007 1,363 1,088 11,456

2008 1,394 1,141 12,014

2009 1,425 1,193 12,562

2010 1,456 1,246 13,120

2011 1,487 1,299 13,678

2012 1,518 1,352 14,236

2013 1,549 1,405 14,794

2014 1,581 1,458 15,352

2015 1,581 1,510 15,900

* Este rubro se refiere exclusivamente a las inversiones en infraestructura que se logran diferir por la aplicación de esta medida.** La información correspondiente al año 2006 y posteriores se obtuvo de estimaciones basadas en evaluaciones de 1996 a 2005,considerando el crecimiento de la demanda que proyecta la CFE.Fuente:Conae, con base en información del PAESE-CFE.


111

5.1.3 Programas en instalaciones

Estos programas del Fide, se agrupan en dos conjuntos: el orientado a usuarios intensivos en el consumo de energía eléctrica y los de la pequeña empresa.

En apoyo a los grandes usuarios de instalaciones industriales, comerciales y de servicios municipales, durante 2005, se concluyeron 127 proyectos con aplicación de medidas ahorradoras, de los cuales 32 corresponden al sector industrial, 54 al de comercios y servicios, 39 a servicios municipales y dos a proyectos alternativos. Además, como resultado de la actividad de promoción correspondientes al periodo, se firmaron 253 nuevos proyectos. De estos, 97 corresponden a industria,

98 a comercio y servicios, 55 a servicios municipales y tres a proyectos alternativos.

En apoyo a la micro y pequeña empresa industrial, comercial y de servicios, durante 2005 se terminaron 245 proyectos con aplicación de medidas de ahorro de energía y se llevaron a cabo 202 diagnósticos, concertándose además otros 263 proyectos.

En el cuadro 47, se muestra la prospectiva de ahorro de energía y de demanda evitada por la aplicación de estos programas. Para finales de 2015, se espera lograr ahorros anuales del orden de 1,602 GWh y de 422 MW en demanda evitada acumulada.

Cuadro 47Ahorros estimados por la aplicación de programas en instalaciones

Año Ahorro de energía(GWh)


2005 1,077 270

2006 1,130 285

2007 1,182 300

2008 1,235 315

2009 1,287 331

2010 1,340 346

2011 1,392 361

2012 1,445 376

2013 1,497 391

2014 1,550 406

2015 1,602 422

*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta de factores de coincidencia.Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.

5.1.4 Sector agropecuario

Las principales acciones de ahorro de energía dentro de este sector son coordinadas por la Comisión Nacional del Agua (CNA), a través de su Programa de Uso Eficiente de Agua y la Energía Eléctrica, y se concentran en la rehabilitación de sistemas de bombeo agrícola.

El bombeo agrícola a escala nacional, representa un consumo anual de 8,067 GWh, equivalente al 4.8% de las ventas de electricidad en el país, mientras que el potencial técnico promedio de ahorro de electricidad, derivado de la rehabilitación de pozos, es del orden del 40%.

Durante 2005, y con el apoyo del Fide, se rehabilitaron 972 sistemas de bombeo, cantidad que representa el 107% respecto a lo alcanzado en 2004. Con lo anteriormente señalado, desde el inicio del programa en 1991, se han rehabilitado 15,878 sistemas de bombeo. En los siguientes 10 años, se continuará de manera sistemática la rehabilitación de sistemas de bombeo. Al término del horizonte de proyección, se esperan ahorros de 1,209 GWh anuales de energía eléctrica y 452 MW en demanda evitada (véase cuadro 48).


112

5.1.5 Programa de incentivos y desarrollo del mercado

Este programa, operado por el Fide, inició en 1998 con el objetivo de impulsar la utilización de tecnologías ahorradoras y la transformación del mercado de equipos, financiamiento y servicios para el ahorro de energía eléctrica. Mediante el programa, se otorgan bonificaciones económicas a empresas industriales, comerciales y de servicios que adquieran e instalen equipos de alta eficiencia.

En 2004, se comercializaron 82,605 equipos de alumbrado comercial, con lo que se concluyó este proyecto, que logró incorporar un total de 5.4 millones de unidades de este tipo. Como referencia, con el proyecto de compresores ahorradores, concluido en 2001, se colocaron 1,109 equipos y con el de motores de alta eficiencia, terminado en 2003, al actualizarse la NOM de eficiencia energética para motores de corriente alterna trifásicos de inducción, se comercializaron 211,246 unidades.

Para los siguientes años, el Fide seguirá apoyando la transformación del mercado de equipos estándar hacia los de alta eficiencia en los sectores productivos del país, al incentivar su uso mediante el otorgamiento de bonificaciones económicas. En particular, durante 2005, continuó con el Proyecto

de Financiamiento a Proveedores, con el objetivo de fortalecer la oferta de servicios energéticos integrales, propiciando así, una mayor participación de instituciones financieras, fabricantes y distribuidores, firmas de ingeniería y de consultoría en la realización de proyectos de ahorro de energía eléctrica.

Asimismo, se continuará el Programa para la Introducción de Equipos Eléctricos de Alta Eficiencia en micro y pequeñas empresas y se iniciará el Programa de Incentivos para la sustitución de motores eléctricos convencionales por los de alta eficiencia, bajo proyectos que aprovechen los Mecanismos de Desarrollo Limpio (MDL), con la finalidad de obtener recursos a través de la venta de Bonos de Carbono.

Con la instrumentación de estos proyectos, se estima lograr para 2015 ahorros anuales en consumo de energía eléctrica del orden de 968 GWh y 279 MW en demanda evitada acumulada (véase cuadro 49).

Cuadro 48Ahorros de energía en el sector agropecuario

Año Ahorro de energía(GWh)


2005 842 254

2006 879 274

2007 915 294

2008 952 313

2009 989 333

2010 1,025 353

2011 1,062 373

2012 1,099 393

2013 1,136 412

2014 1,172 432

2015 1,209 452



113

5.1.6 Sector doméstico

A través del Programa de Ahorro Sistemático Integral (ASI)-Fipaterm2, Fide y Conae, se instrumentan diversas acciones y programas regionales que se pueden agrupar en tres líneas de acción: el fomento de la cultura del cuidado de energía entre la población en general, la normalización de la eficiencia energética en aparatos electrodomésticos y los programas específicos de ahorro de energía.

De las acciones realizadas durante 2005, a través del Fide y del ASI, en Baja California se comercializaron más de 789 mil lámparas ahorradoras y 8,895, respectivamente. La operación del programa está a cargo de ASI-Fipaterm, que atiende los estados de la frontera norte y del sureste, así como del Fide en el resto del país. Las acciones se enfocan, principalmente, al aislamiento térmico de viviendas y el reemplazo de refrigeradores y equipos de aire acondicionado obsoletos por otros de alta eficiencia.

Las acciones de las diversas regiones del Fipaterm, permitieron aislar térmicamente 11,494 viviendas. Por su parte, el Fide aisló 99 casas. También se instalaron 60,645

equipos ahorradores de aire acondicionado, de los cuales 56,716 corresponden al Fipaterm y 3,929 al Fide.

Por otro lado, en el proyecto de refrigeradores domésticos, que inició el último trimestre de 2003, durante 2005 se comercializaron 342,755 refrigeradores domésticos, de los cuales 182,881 corresponden al Fipaterm y 159,874 al Fide. Asimismo, las acciones para 2006 incluyen el aislamiento térmico de más de 20 mil casas, la sustitución de 59 mil aires.

Cuadro 49Ahorro estimado por la aplicación del Programa de Incentivos del Fide

Año Ahorro de energíaGWh

Demanda evitada acumuladaMW*

2005 968 279

2006 968 279

2007 968 279

2008 968 279

2009 968 279

2010 968 279

2011 968 279

2012 968 279

2013 968 279

2014 968 279

2015 968 279


2 Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de la Vivienda.


114

De esta forma, por la aplicación de programas orientados al sector doméstico, se estima que durante 2006 se alcanzarán ahorros anuales en consumo de energía del orden de 1,243 GWh

Cuadro 50Acciones en el sector doméstico

Acciones Unidad Antes de 2005 2005 Acumulado a 2005 Programa 2006

Aislamiento Térmico # Casas 99,062 11,593 110,655 20,438

Aires Acondicionados # Equipos 124,972 60,645 185,617 59,633

Refrigeradores # Equipos 132,243 342,755 474,998 317,412

Lámparas Eficientes Miles de Lámparas 15,500 798 16,298 950

Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.

Administración Pública Federal, con el objeto de establecer un proceso de mejora continua que permita paulatinamente incrementar la eficiencia energética en las dependencias y entidades del gobierno federal, mediante la implantación de buenas prácticas e innovación tecnológica, así como la utilización de herramientas de operación, control y seguimiento, que propicien el uso eficiente y eficaz de los recursos públicos, y contribuyan a la preservación de los recursos energéticos y la ecología de la Nación.

5.1.7 Administración Pública Federal (APF)

Con el fin de reducir los niveles de consumo de energía eléctrica en edificios de la APF, desde 1999 la Conae ha operado un programa que ha evolucionado positivamente a través del tiempo.

Durante 2003, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el Acuerdo que establece las Disposiciones Generales para el Programa de Ahorro de Energía en la

Cuadro 51Ahorros estimados por la aplicación de programas en el sector doméstico


Demanda evitada acumuladaMW*

2005 967 592

2006 1,243 671

2007 1,278 691

2008 1,312 711

2009 1,347 731

2010 1,382 751

2011 1,417 771

2012 1,451 791

2013 1,486 811

2014 1,521 831

2015 1,556 851


y 671 MW en demanda evitada acumulada y, para 2015, se alcanzarán ahorros 1,556 GWh y 851 MW, respectivamente.


115

De esta manera, en 2005 se registraron en el programa 641 inmuebles de oficina (1,455 edificaciones) que representan 4.75 millones de m2 de superficie construida y un consumo de 384.6 GWh/año. En lo que se refiere a los inmuebles de otro uso, se registraron 329 inmuebles (819 edificaciones) con un área de 1.99 millones de m2 y un consumo de 210 GWh/año.

Particularmente, la CFE, a través del PAESE, reforzó la promoción del ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica en sus instalaciones, mediante la aplicación de medidas en usos propios de centrales generadoras y en los sistemas

de iluminación, acondicionamiento ambiental y asilamiento térmico de sus inmuebles.

Como parte de las actividades de evaluación de resultados, se analizan los registros trimestrales de consumo de energía eléctrica de los inmuebles inscritos al programa que envían información a la Conae. En este sentido, durante 2005, se calculó un índice global de consumo de energía en inmuebles de uso de oficina, de 81.0 kWh/m2-año, equivalente a 29.5% menos de lo que se tendría en caso de no haberse aplicado el programa, y que representa 202 millones de kWh ahorrados durante 2005.

Gráfica 33Reducción del índice de consumo de energía eléctrica (ICEE)

en las oficinas públicas de la APF con y sin programa, 1998–2005(kWh/m2-año)

Fuente: Conae, 2006.

114.0

115.1

81.4

81.2

112.8111.7

110.6109.5108.4

107.4

99.0

82.6 82.781.4 81.0

70

75

80

85

90

95

100

105

110

115

120

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

ICEE sin programa ICEE (kWh/m2-año)


116

5.1.8 Programas Internos de Ahorro de Energía en CFE

A través del Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE), se impulsa el desarrollo de proyectos de ahorro de energía dentro de las instalaciones de Comisión Federal de Electricidad, con la aplicación de medidas en usos propios de centrales generadoras y asimismo, en sistemas de iluminación, acondicionamiento ambiental y aislamiento térmico en inmuebles de la Comisión.

De esta forma, durante 2005, se llevaron a cabo 38 proyectos de ahorro de energía: 10 corresponden a sistemas de iluminación, 20 a sistemas de condicionamiento ambiental, cuatro proyectos de variadores de velocidad, uno relacionado con la adecuación de una estación de regulación de gas, dos más en sistemas de aire comprimido de centrales de ciclo combinado y otro de sustitución de motores eficientes.

Por otro lado, se tienen en desarrollo nueve proyectos de acondicionamiento ambiental, dos de reemplazo de compresores en centrales térmicas y un proyecto para la incorporación de variadores de velocidad.

Con la realización de estas acciones, se estima que para 2015 se alcanzarán ahorros anuales en consumo de energía

5.2 Estado actual y avances en investigación y desarrollo tecnológico en tecnologías de generación eléctrica

Para poner en perspectiva los nuevos desarrollos en tecnologías para la generación de electricidad, es conveniente analizar los factores que impulsaron estos desarrollos. En la actualidad, las grandes preocupaciones del sector eléctrico en materia de generación son el costo de la energía eléctrica y la seguridad de su suministro, relacionados con la disponibilidad y precios de combustibles, así como los impactos ambientales de la generación, particularmente el calentamiento global y, en México, la reducción de emisiones de SOx.

Un hecho observable en el sector eléctrico, es la implementación de estrategias de diversificación de fuentes de energía y mitigación de riesgos derivados de la alta volatilidad de los precios del gas natural, lo cual ha resultado del análisis de varias opciones tecnológicas adicionales al ciclo combinado, tales como la nuclear y el carbón, en las cuales los costos de generación eléctrica son más estables debido a la menor volatilidad del precio del combustible.

Una vertiente de los desarrollos se ha orientado a las energías renovables. En energía eólica se han reducido

Cuadro 52Ahorros estimados por la aplicación del Programa

de Inmuebles de la APF


2005 202

2006 211

2007 221

2008 232

2009 242

2010 254

2011 266

2012 278

2013 291

2014 304

2015 319

Fuente: Conae, 2006.

Cuadro 53Ahorros estimados por programas internos en CFE


Demanda evitada acumulada

MW*

2005 21 3

2006 58 9

2007 71 12

2008 84 15

2009 96 18

2010 109 21

2011 121 23

2012 134 26

2013 147 29

2014 159 32

2015 172 35


Se estima que en 2015 los ahorros anuales en consumo de energía eléctrica serán del orden de 319 GWh.

eléctrica del orden de 172 GWh y 35 MW en demanda evitada acumulada.


117

los costos de inversión por kW instalado a montos que van de 1,200 a 1,400 dólares, lo cual sigue siendo alto dadas las limitaciones de disponibilidad de esta fuente primaria. La misma tecnología básica se está desarrollando para el aprovechamiento de corrientes marinas, aunque está opción es incipiente.

En energía solar se tienen las opciones de la energía solar térmica y la fotovoltaica. En solar térmica hay algunos desarrollos, incluyendo uno en México, que normalmente se asocian a centrales termoeléctricas (fósiles) y se utilizan para mejorar su eficiencia. Los sistemas fotovoltaicos para generación eléctrica todavía resultan demasiado caros, pero se espera que en el mediano plazo tengan un papel importante. Estos equipos fotovoltaicos, por ser de tamaños pequeños, requieren que se establezcan sistemas para operar una red con generación distribuida, lo cual también presenta sus problemas técnicos que tomará tiempo resolver.

Otra vertiente de los desarrollos ha sido el aprovechamiento más eficiente de los combustibles fósiles, con tecnologías que a la vez se presten a la eventual separación y captura del bióxido de carbono. La tecnología que ha resultado, es la Gasificación Integrada a Ciclos Combinados (IGCC), utilizando ya sea carbón, coque de petróleo, residuales de refinación o biomasa. Esta tecnología aprovecha las ventajas de la alta eficiencia de las turbinas de gas, así como la facilidad de manejar corrientes de gases que son relativamente fáciles de limpiar, reteniendo el azufre y facilitando la separación del CO2, aunque esta última función no está operando todavía. En la actualidad las centrales de gasificación requieren inversiones que oscilan entre 1,250 y 1,600 dólares por kW instalado y tienen eficiencias netas del orden del 42%, que se comparan con el 38% de las centrales convencionales.

En las tecnologías de gasificación hay que considerar el impacto del proyecto FUTURE-GEN que está impulsando EUA, invirtiendo 1,000 millones de dólares para tener una central de gasificación con separación y captura de CO2, que ciertamente impulsará esta tecnología hacia adelante. La tecnología de gasificación ha venido a desplazar en el mediano plazo a la tecnología de combustión en lecho fluidizado, que tiene la gran ventaja de retener el azufre, pero que no se presta a la separación del CO2. Sin embargo, a corto plazo esta tecnología está encontrando aplicación en nichos particulares en los que conviene utilizar combustibles de muy mala calidad por su contenido de cenizas.

Finalmente, la otra rama tecnológica que resurge en el sector eléctrico mundial es la nuclear. Dependiendo de la fuente que se consulte, esta tecnología se presenta como la más económica para generar electricidad, por los bajos precios

del combustible nuclear; o, en evaluaciones menos optimistas, como muy cercana a ser competitiva. Las inversiones requeridas están en la actualidad entre 1,800 y 2,000 dólares por kW instalado y se espera que al tener más experiencia con los reactores de nuevo diseño actual, estos montos de inversión se puedan reducir a niveles de 1,500 dólares por kW instalado. La tecnología tiene además la ventaja de tener muy bajas emisiones de CO2 comparadas con cualquier combustible fósil, aunque todavía tiene rechazo entre varios sectores de la población mundial.

Ane

xoResumen de las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética, 2006

uno

NOM-011-ENER-2002 Establece los niveles mínimos de eficiencia energética estacional que deben cumplir los acondicionadores de aire tipo central.

NOM-015-ENER-2002 Fija los límites máximos de consumo de energía de los refrigeradores y congeladores electrodomésticos.

NOM-016-ENER-2002 Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo de jaula de ardilla, de uso general, en potencia nominal de 0.746 hasta 373 KW.

NOM-008-ENER-2001 Limita la ganancia de calor de las edificaciones a través de su envolvente, con objeto de racionalizar el uso de la energía en los sistemas de enfriamiento.

NOM-022-ENER-/SCFI /ECOL-2000

Para aparatos de refrigeración comercial, establece las especificaciones y los métodos de prueba de los valores de consumo de energía por litro, así como las especificaciones de seguridad al usuario y de eliminación de cloro-floro-carbonos (CFC’s).

NOM-021-ENER-/SCFI /ECOL-2000

Para acondicionadores de aire tipo cuarto, establece las especificaciones y los métodos de prueba de la Relación de Eficiencia Energética (REE), así como las especificaciones de seguridad al usuario y la eliminación de cloroflorocarbonos (CFC’s).

NOM-005-ENER-2000 Establece los niveles de consumo de energía eléctrica máximos permisibles que deben cumplir las lavadoras de ropa electrodomésticas.

NOM-001-ENER-2000 Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir las bombas verticales tipo turbina con motor externo.

NOM-018-ENER-1997 Establece las características y métodos de prueba que deben cumplir los materiales, productos componentes y elementos termo-aislantes para techos, plafones y muros de las edificaciones.

NOM-017-ENER-1997 Fija los límites mínimos de eficacia de las lámparas fluorescentes, con potencias hasta de 28 W y de los balastros con que operan.

NOM-014-ENER-1997 Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0.18 hasta 1,500 KW.

NOM-013-ENER-1996 Establece niveles de eficiencia energética en términos de valores máximos de Densidad de Potencia Eléctrica de Alumbrado (DPEA).

NOM-010-ENER-1996 Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir el conjunto motor-bomba sumergibles.

NOM-007-ENER-1995 Establece niveles de eficiencia energética en términos de DPEA que debe cumplir los sistemas de alumbrado en edificios no residenciales nuevos y ampliaciones de los ya existentes. También establece el método de cálculo para determinar la DPEA de los sistemas de alumbrado para uso general de edificios no residenciales.

NOM-006-ENER-1995 Establece los valores de eficiencia energética que deben cumplir los sistemas de bombeo para pozo profundo instalados en campo.

NOM-004-ENER-1995 Establece los niveles mínimos de eficiencia energética que deben cumplirse para las bombas centrífugas de uso doméstico.

Fuente: Conae.

Ane

xo dos

Tablas regionales

Tabla 1Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Área Región Principales localidades Área Región Principales localidades

Noroeste Sonora Norte Pto. Peñasco Central Central Cd. de México

Nogales Toluca

Hermosillo Cuernavaca

Cananea Tula

Nacozari Pachuca

Sonora Sur Guaymas Oriental Oriental Poza Rica

Cd. Obregón Xalapa

Navojoa Tuxpan

Los Mochis El Fuerte Veracruz

Los Mochis Boca del Río

Guasave Orizaba

Culiacán Puebla

Mazatlán Mazatlán Tehuacán

Norte Juárez Cd.Juárez San Martín Texmelucan

Moctezuma Tlaxcala

Nvo. Casas Grandes Cuautla

Chihuahua Chihuahua Acapulco Acapulco

Cuauhtémoc Chilpancingo

Delicias Zihuatanejo

Camargo Temascal Oaxaca

Parral Juchitán

Laguna Torreón Huatulco

G. Palacio Puerto Escondido

Durango Durango Salina Cruz

Noreste Río Escondido Piedras Negras Coatzacoalcos Coatzacoalcos

Nva. Rosita Minatitlán

Río Escondido Grijalva San Cristobal

Nuevo Laredo Tuxtla Gutiérrez

Monterrey Monterrey Tapachula

Monclova Cárdenas

Cerralvo Macuspana

Saltillo Villahermosa

Reynosa Reynosa Peninsular Lerma Escárcega

Río Bravo Champotón

Matamoros Campeche

Tamazunchale Tamazunchale Cd. del Carmen

Huasteca Altamira Mérida Mérida

Tampico Motul

Cd. Victoria Ticul

Cd. Valles Cancún Cancún

Mante Valladolid

Río Verde Cozumel

Tizimín

Chetumal Chetumal


122

Tabla 1 (Continuación)Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Área Región Principales localidades Área Región Principales localidades

Occidental Guadalajara Guadalajara

Cd. Guzmán

Tepic BCN Mexicali Mexicali

Puerto Vallarta San Luis R. C.

Manzanillo Manzanillo Tijuana Tijuana

Colima Tecate

Aguascalientes - S.L.P. Zacatecas Ensenada Ensenada

Aguascalientes BCS V. Constitución C. Constitución

San Luis Potosí La Paz La Paz

Matehuala Los Cabos Cabo San Lucas

Bajío Irapuato San José del Cabo

Guanajuato

León

Salamanca

Celaya

Querétaro

San Luis de la Paz

San Juan del Río

Uruapan

Morelia

Zamora

Apatzingan

Pátzcuaro

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas

Infiernillo

Fuente: CFE.


123

Tabla 2Sistema Eléctrico Nacional: ventas totales por área operativa1

(GWh)

Área 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005tmca (%)

1995-2005

Total nacional 115,227 122,752 130,598 137,284 145,127 155,544 157,475 160,547 161,337 164,515 171,048 4.0

Variación (%) 3.5 6.5 6.4 5.1 5.7 7.2 1.2 2.0 0.5 2.0 4.0

Noroeste 8,561 9,357 9,872 10,020 10,541 11,015 11,259 11,229 11,699 12,312 12,974 4.2

Variación (%) 4.7 9.3 5.5 1.5 5.2 4.5 2.2 -0.3 4.2 5.2 5.4

Norte 9,087 9,741 10,264 11,113 11,701 12,651 13,197 13,576 13,882 13,413 14,112 4.5

Variación (%) 5.5 7.2 5.4 8.3 5.3 8.1 4.3 2.9 2.3 -3.4 5.2

Noreste 18,675 20,490 22,209 23,746 25,629 27,565 27,773 28,633 27,006 27,975 29,085 4.5

Variación (%) 4.9 9.7 8.4 6.9 7.9 7.6 0.8 3.1 -5.7 3.6 4.0

Occidental 24,389 26,017 27,986 29,724 31,724 34,049 33,758 34,858 35,454 36,205 37,585 4.4

Variación (%) 3.7 6.7 7.6 6.2 6.7 7.3 -0.9 3.3 1.7 2.1 3.8

Central-CFE 1,824 2,265 2,510 2,527 2,645 2,669 2,684 2,762 2,768 2,759 3,017 5.2

Variación (%) 13.3 24.2 10.8 0.7 4.7 0.9 0.6 2.9 0.2 -0.3 9.4

Central-LyFC 23,465 24,055 25,461 26,499 27,563 29,422 29,611 29,233 28,859 29,036 29,474 2.3

Variación (%) -1.9 2.5 5.8 4.1 4.0 6.7 0.6 -1.3 -1.3 0.6 1.5

Subtotal Central 25,289 26,320 27,971 29,026 30,208 32,091 32,295 31,995 31,627 31,795 32,491 2.5

Variación (%) -0.9 4.1 6.3 3.8 4.1 6.2 0.6 -0.9 -1.2 0.5 2.2

Oriental 18,514 19,902 21,198 22,337 22,983 24,439 24,742 25,576 25,628 25,976 27,304 4.0

Variación (%) 6.5 7.5 6.5 5.4 2.9 6.3 1.2 3.4 0.2 1.4 5.1

Peninsular 3,233 3,264 3,652 3,961 4,169 4,525 4,869 5,125 5,431 5,741 5,893 6.2

Variación (%) 2.0 1.0 11.9 8.5 5.3 8.5 7.6 5.3 6.0 5.7 2.6

Baja California 4,870 5,606 6,184 6,347 7,020 7,939 8,195 8,115 8,519 8,868 8,981 6.3

Variación (%) 6.1 15.1 10.3 2.6 10.6 13.1 3.2 -1.0 5.0 4.1 1.3

Baja California Sur 691 811 845 863 944 995 1,026 1,007 1,052 1,131 1,239 6.0

Variación (%) -2.1 17.4 4.2 2.1 9.4 5.4 3.2 -1.9 4.5 7.5 9.5

Pequeños Sistemas2 57 65 73 71 77 80 90 89 86 93 93 5.0

Variación (%) 5.6 14.0 12.3 -2.5 8.0 4.0 12.9 -1.4 -3.4 8.1 0.0

Exportación 1,861 1,179 344 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 -3.6

tmca: tasa media de crecimiento anual.1 No incluye el consumo de energía eléctrica de autoabastecimiento y cogeneración.2 Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional.Fuente: CFE.


124

Tabla 3Ventas totales por entidad federativa y región estadística, 1995-2005

(GWh)

Región 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca (%) 1995-2005

Noroeste

Baja California 4,627 5,326 5,875 6,030 6,669 7,542 7,785 7,678 8,050 8,391 8,496 6.3

Baja California Sur 691 811 845 863 944 995 1,026 1,007 1,051 1,130 1,239 6.0

Sonora 6,061 6,762 7,177 7,107 7,518 7,894 7,956 7,783 8,089 8,514 9,022 4.1

Sinaloa 2,744 2,875 3,004 3,230 3,374 3,518 3,713 3,886 4,080 4,276 4,438 4.9

Total Noroeste 14,122 15,774 16,901 17,230 18,505 19,949 20,480 20,354 21,270 22,311 23,195 5.1

Noreste

Chihuahua 5,280 5,598 5,976 6,526 6,847 7,493 7,609 7,783 8,053 8,132 8,772 5.2

Coahuila 5,258 5,941 6,558 7,259 7,748 8,299 8,753 8,958 8,741 8,229 8,373 4.8

Durango 1,683 1,801 1,893 2,002 2,155 2,289 2,269 2,334 2,347 2,461 2,599 4.4

Nuevo León 9,608 10,643 11,428 12,044 13,000 13,946 13,880 14,421 12,806 13,034 13,702 3.6

Tamaulipas 5,223 5,474 5,803 6,130 6,654 7,209 7,478 7,367 7,288 7,565 7,775 4.1

Total Noreste 27,052 29,457 31,658 33,961 36,404 39,236 39,989 40,863 39,235 39,421 41,221 4.3

Centro-Occidente

Aguascalientes 1,641 1,808 1,923 1,962 1,898 2,092 2,138 1,817 1,792 1,826 2,043 2.2

Colima 1,019 1,163 1,187 1,201 1,284 1,345 1,249 1,289 1,163 1,215 1,340 2.8

Guanajuato 4,343 4,557 4,963 5,164 5,668 6,278 6,335 6,818 6,817 7,023 7,575 5.7

Jalisco 6,316 6,626 6,847 7,457 7,945 8,492 8,711 9,520 9,554 9,625 10,049 4.8

Michoacán 4,598 4,844 5,599 5,996 6,537 6,891 6,074 6,320 6,913 7,402 7,072 4.4

Nayarit 460 471 485 517 549 577 614 818 850 910 972 7.8

Querétaro 2,774 3,092 3,384 3,666 3,921 4,178 4,313 3,184 3,106 3,265 3,375 2.0

San Luis Potosí 2,998 3,216 3,357 3,535 3,624 3,920 3,985 4,124 4,355 4,693 4,821 4.9

Zacatecas 1,061 1,133 1,181 1,265 1,375 1,419 1,490 1,680 1,692 1,492 1,596 4.2

Total Centro-Occidente 25,210 26,910 28,926 30,763 32,801 35,192 34,909 35,570 36,242 37,451 38,843 4.4

Centro

Distrito Federal 11,860 11,569 12,156 12,416 12,496 13,251 13,638 13,187 13,252 13,296 13,367 1.2

Hidalgo 1,855 1,909 2,200 2,362 2,523 2,742 2,731 3,247 3,274 3,014 2,959 4.8

México 11,117 12,402 13,147 13,593 14,477 15,349 15,162 15,201 14,732 14,868 15,441 3.3

Morelos 1,302 1,294 1,432 1,599 1,731 1,965 1,970 1,973 1,993 2,015 2,117 5.0

Puebla 4,229 4,649 5,059 5,501 5,783 6,068 6,075 6,203 6,244 6,218 6,462 4.3

Tlaxcala 836 987 1,086 1,140 1,229 1,358 1,417 1,469 1,474 1,595 1,765 7.8

Total Centro 31,199 32,810 35,080 36,611 38,239 40,733 40,993 41,280 40,969 41,006 42,111 3.0

Sur-Sureste

Campeche 482 471 522 576 583 627 692 737 815 846 889 6.3

Chiapas 1,171 1,207 1,278 1,348 1,306 1,397 1,522 1,759 1,820 1,912 2,038 5.7

Guerrero 1,649 1,602 1,720 1,802 1,896 2,018 2,127 2,291 2,399 2,469 2,574 4.6

Oaxaca 1,045 1,068 1,148 1,213 1,273 1,377 1,482 1,995 2,014 2,083 2,142 7.4

Quintana Roo 1,203 1,235 1,423 1,556 1,658 1,859 2,010 2,170 2,288 2,457 2,473 7.5

Tabasco 1,270 1,265 1,365 1,500 1,650 1,870 2,017 2,056 2,138 2,301 2,399 6.6


125

Tabla 3 (Continuación)Ventas totales por entidad federativa y región estadística, 1995-2005

(GWh)

Región 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca (%) 1995-2005

Veracruz 7,358 8,151 8,454 8,750 8,676 8,974 8,727 8,824 8,780 8,721 9,248 2.3

Yucatán 1,548 1,558 1,707 1,829 1,928 2,039 2,167 2,214 2,328 2,438 2,531 5.0

Total Sur-Sureste 15,726 16,557 17,617 18,574 18,970 20,160 20,744 22,046 22,582 23,227 24,294 4.4

Total Estados 113,309 121,508 130,182 137,139 144,919 155,269 157,114 160,114 160,298 163,416 169,664 4.1

Pequeños Sistemas

Norte 51 59 66 65 70 72 82 80 76 82 82 4.8

Sur 2 2 2 1 1 1 1 2 3 3 3 6.7

Importación 5 5 5 5 6 6 7 7 7 8 8 6.1

Total pequeños sistemas 57 65 73 71 77 80 90 89 86 93 93 4.9

Total 113,366 121,573 130,255 137,210 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 4.1

Fuente: CFE.


126

Tabla 4Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005

No. Nombre de la central Municipio Estado Tecnología Combustible ÁreaNúmero

deunidades

Capacidadefectiva

MW

GeneraciónbrutaGWh

Factorde

planta (%)

Total 603 46,534 218,971 54.1

Noroeste

10 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Soyopa Sonora HID Noroeste 3 135 405 34.3

11 Comedero (Raúl J. Marsal) Cosalá Sinaloa HID Noroeste 2 100 200 22.9

12 Bacurato Sinaloa de Leyva Sinaloa HID Noroeste 2 92 403 50.0

14 Huites (Luis Donaldo Colosio) Choix Sinaloa HID Noroeste 2 422 1,164 31.5

30 Puerto Libertad Pitiquito Sonora TC COM Noroeste 4 632 3,518 63.5

31 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Guaymas Sonora TC COM Noroeste 4 484 1,358 32.0

32 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Mazatlán Sinaloa TC COM Noroeste 3 616 3,694 68.5

33 Presidente Juárez Rosarito Baja California TC/CC/TG COM y GAS Baja

California 11 1,026 3,772 42.0

36 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Ahome Sinaloa TC COM Noroeste 3 360 2,094 66.4

40 Cerro Prieto Mexicali Baja California GEO Baja

California 13 720 5,521 87.5

42 San Carlos (Agustín Olachea A.) San Carlos

Baja California Sur

CI COM y DIE Baja California 3 104 586 64.2

43 Baja California Sur I La PazBaja California Sur

CI COM y DIE Baja California 1 43 121 74.9

52 Punta Prieta La PazBaja California Sur

TC COM Baja California 3 113 634 64.3

56 El Fuerte (27 de Septiembre) El Fuerte Sinaloa HID Noroeste 3 59 351 67.5

60 Humaya Badiraguato Sinaloa HID Noroeste 2 90 394 49.9

65 Hermosillo Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 2 225 165 8.4

66 Hermosillo ( PIE ) Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 1 250 1,316 60.1

67 Tres Vírgenes ComondúBaja California Sur

GEO Aislados 2 10 37 42.0

82 Mexicali ( PIE ) Mexicali Baja California CC GAS Baja

California 1 489 2,191 51.1

84 Naco Nogales ( PIE ) Agua Prieta Sonora CC GAS Noroeste 1 258 1,819 80.5

Total Noroeste 66 6,228 29,742

Noreste

24 Altamira Altamira Tamaulipas TC COM y GAS Noreste 4 800 3,776 53.9

26 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Río Bravo Tamaulipas TC/TG COM y GAS Noreste 4 520 1,513 33.2

27 Francisco Villa Delicias Chihuahua TC COM y GAS Norte 5 300 1,479 56.3

28 Samalayuca Cd. Juárez Chihuahua TC COM y GAS Norte 2 316 1,560 56.4

29 Lerdo (Guadalupe Victoria) Lerdo Durango TC COM Norte 2 320 2,305 82.2

38 Río Escondido (José López Portillo) Río Escondido Coahuila CAR K Noreste 4 1,200 9,357 89.0

39 Carbón II Nava Coahuila CAR K Noreste 4 1,400 9,023 73.6

45 Samalayuca II Cd. Juárez Chihuahua CC GAS Norte 6 522 3,097 67.8

46 Huinalá I y II Pesquería Nuevo León CC/TG GAS Noreste 8 968 3,761 44.4

50 Gómez Palacio Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 6 252 198 9.0


127

Tabla 4 (Continuación)Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005


deunidades

Capacidadefectiva

MW

GeneraciónbrutaGWh

Factorde

planta (%)

68 La Amistad Acuña Coahuila HID Noreste 2 66 109 18.8

69 El Encino (Chihuahua II) Chihuahua Chihuahua CC GAS Norte 4 554 3,053 62.9

72 Saltillo ( PIE ) Ramos Arizpe Coahuila CC GAS Noreste 1 248 1,432 66.0

73 La Laguna II ( PIE ) Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 1 498 2,754 78.9

75 Río Bravo II ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,279 52.6

76 Río Bravo III ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 1,717 39.6

77 Río Bravo IV ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 500 1,885 57.1

78 Monterrey III ( PIE ) S. N. Garza Nuevo León CC GAS Noreste 1 449 3,147 80.0

79 Altamira II ( PIE ) Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 3,083 71.1

80 Altamira III y IV (PIE ) Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,036 5,932 65.4

83 Chihuahua III ( PIE ) Juárez Chihuahua CC GAS Norte 1 259 1,100 48.5

Total Noreste 60 11,692 62,562

Centro Occidente

8 Villita (José María Morelos)

Lázaro Cárdenas Michoacán HID Central 4 280 1,145 46.7

13 Aguamilpa Solidaridad Tepic Nayarit HID Occidental 3 960 1,353 16.1

15Agua Prieta (Valentín Gómez Farías)

Zapopan Jalisco HID Occidental 2 240 183 8.7

20 Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo Colima TC COM Occidental 4 1,200 5,846 55.6

21 Manzanillo II Manzanillo Colima TC COM Occidental 2 700 4,331 70.6

22 Salamanca Salamanca Guanajuato TC COM y GAS Occidental 4 866 2,546 33.6

23 Villa de Reyes Villa de Reyes San Luis Potosí TC COM Occidental 2 700 3,243 52.9

49 El Sauz P. Escobedo Querétaro CC GAS Occidental 7 601 3,193 60.7

53 Azufres Cd. Hidalgo Michoacán GEO Occidental 14 190 1,449 87.3

55 Cupatitzio Uruapan Michoacán HID Occidental 2 72 404 63.6

58 Cóbano G. Zamora Michoacán HID Occidental 2 52 215 47.2

61 Lerma (Tepuxtepec) [LyFC] Contepec Michoacán HID Central 3 67 181 30.8

62 Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) Amatitán Jalisco HID Occidental 2 61 206 38.4

74 Colimilla Tonalá Jalisco HID Occidental 4 51 42 9.3

81 El Sauz (Bajío) ( PIE ) S. Luis de la Paz Guanajuato CC GAS Occidental 1 565 4,698 94.9

Total Centro Occidente 56 6,605 29,034

Centro

9 Necaxa [LyFC] J. Galindo Puebla HID Central 10 107 323 34.4

16 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Zimapán Hidalgo HID Occidental 2 292 1,273 49.8

17 Tula (Francisco Pérez Ríos) Tula Hidalgo TC/CC COM y GAS Central 11 1,989 11,703 67.2

18 Valle de México Acolman México TC y CC GAS Central 7 1,087 4,760 50.0

19 Jorge Luque [LyFC] Tultitlán México TC/TG GAS Central 8 362 647 20.4

54 Mazatepec Tlatlauquitepec Puebla HID Oriental 4 220 415 21.5

59 Humeros Chignautla Puebla GEO Oriental 8 40 292 83.2

63 Patla [LyFC] Zihuateutla Puebla HID Central 3 39 106 30.9

Total Centro 53 4,136 19,517


128

Tabla 4 (Continuación)Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005


deunidades

Capacidadefectiva

MW

GeneraciónbrutaGWh

Factorde

planta (%)

Sur Sureste

1 Angostura (Belisario Domínguez) V. Carranza Chiapas HID Oriental 5 900 2,415 30.6

2 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Chicoasén Chiapas HID Oriental 8 2,400 5,543 26.4

3 Malpaso Tecpatán Chiapas HID Oriental 6 1,080 2,862 30.3

4 Peñitas Ostuacán Chiapas HID Oriental 4 420 1,374 37.3

5 Temascal San Miguel Oaxaca HID Oriental 6 354 1,501 48.4

6 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Apaxtla Guerrero HID Oriental 3 600 850 16.2

7 Infiernillo La Unión Guerrero HID Central 6 1,000 2,749 31.4

25 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Tuxpan Veracruz TC/TG COM y GAS Oriental 7 2,263 12,589 63.5

34 Lerma (Campeche) Campeche Campeche TC COM Peninsular 4 150 729 55.5

35 Mérida II Mérida Yucatán TC COM y GAS Peninsular 3 198 1,017 58.6

37 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Valladolid Yucatán TC/CC COM y GAS Peninsular 5 295 1,514 58.6

41 Laguna Verde Alto Lucero Veracruz NUC UO2 Oriental 2 1,365 10,805 90.4

44 Petacalco (Plutarco Elías Calles) La Unión Guerrero DUAL COM y K Occidental 6 2,100 14,275 77.6

47 Campeche (PIE) Palizada Campeche CC GAS Peninsular 1 252 1,782 80.6

48 Dos Bocas Medellín Veracruz CC GAS Oriental 6 452 2,665 67.3

51 Poza Rica Tihuatlán Veracruz TC COM Oriental 3 117 591 57.7

57 Nachi-Cocom Mérida Yucatán TC/TG COM y DIE Peninsular 3 79 264 38.2

64 Mérida III (PIE) Mérida Yucatán CC GAS Peninsular 1 484 3,371 79.5

70 Tuxpan II (PIE) Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 3,397 78.4

71 Tuxpan III y IV (PIE) Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 983 5,464 63.5

Total Sur Sureste 81 15,987 75,759

Otras1 287 1,885 2,357 14.31 En 108 centrales generadoras.HID: Hidroeléctrica, TC: Térmica convencional, CC: Ciclo Combinado, TG: Turbogás, CAR: Carbón, DUAL: Dual.NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna.COM: Combustóleo, DIE: Diesel, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio.Fuente: CFE.


129

Nota: Los números que aparecen en cada central corresponden a la numeración de las centrales en la Tabla 4.Fuente: CFE.

Mapa 1Distribución geográfica de las principales centrales en operación, 2005

40

18

32

39

3010

27

2612

11

28

37

38

25

31

22

23

1720 21

19

8

4243

7

564

2

1

349

13

36

14

35

15

44

41

33

45

46

48

49

51

52

53

55

56

575862

61

64

66

65

67

68

69

7273

74

60

78

81

63

3

54

82

84

83

47

7529 50

59

70

71

77

79

80

76

24

Hidroeléctrica

Térmoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

Geotermoeléctrica

Combustión interna

16


130

Tabla 5Evolución de la generación bruta por tecnología y región estadística, 2005-2015

GWh

Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Total 218,971 225,106 236,082 246,543 258,735 266,102 280,578 294,247 309,928 326,914 343,357

Subtotal Noroeste 30,147 31,007 32,886 34,418 37,985 38,504 40,431 41,298 41,122 43,913 47,230

Hidráulica 3,115 1,993 1,954 1,993 1,993 1,993 1,993 1,993 1,993 1,993 1,993

Ciclo combinado 8,354 10,170 10,154 10,854 14,351 16,653 16,979 17,245 17,136 16,863 15,702

Turbogas 349 44 26 88 326 198 104 149 200 153 157

Combustión interna 776 1,183 1,507 1,536 1,580 1,594 1,525 1,561 1,640 1,535 1,557

Carbón 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2,852 7,752

Eólica 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Libre 0 0 0 0 0 259 1,561 2,572 3,317 4,438 5,199

Combustóleo 11,994 13,185 14,515 15,241 14,809 12,624 13,369 13,063 11,983 10,845 9,357

Geotermia 5,558 4,432 4,730 4,706 4,925 5,184 4,899 4,715 4,853 5,233 5,512

Subtotal Noreste 62,841 61,407 69,675 71,709 75,313 75,064 79,153 82,136 84,435 85,370 87,718

Hidráulica 219 286 216 286 286 286 286 286 286 286 286

Ciclo combinado 33,229 30,618 38,370 41,624 46,983 49,082 55,120 55,276 52,422 48,876 45,676

Turbogas 317 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Libre 0 0 0 0 0 0 0 3,163 8,607 14,215 19,665

Carbón 18,380 19,228 19,890 19,871 19,803 19,294 19,877 19,718 19,474 19,142 19,897

Combustóleo 10,697 11,275 11,200 9,928 8,241 6,402 3,869 3,694 3,645 2,850 2,193

Subtotal Centro-Occidente

29,316 30,869 35,397 41,422 41,745 39,309 43,795 46,249 51,412 62,588 65,445

Hidráulica 4,009 4,667 5,500 6,132 6,120 6,120 6,878 6,878 6,878 6,878 6,878

Ciclo combinado 7,891 6,027 8,888 14,061 15,013 14,648 19,404 24,632 32,369 46,447 53,667

Turbogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 15,966 19,061 19,808 20,155 19,467 17,355 16,370 13,616 11,115 8,177 3,697

Geotermia 1,449 1,114 1,201 1,075 1,145 1,187 1,143 1,123 1,050 1,086 1,203

Subtotal Centro 20,099 14,039 13,158 10,521 14,812 17,839 19,848 27,247 34,775 38,199 38,434

Hidráulica 2,380 2,497 2,358 2,550 2,580 2,580 2,580 2,647 2,647 2,647 2,647

Ciclo combinado 6,180 3,160 3,279 3,237 6,666 10,486 12,925 20,900 28,944 32,305 32,688

Turbogas 417 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Generación distribuida 0 99 246 246 246 246 246 375 246 285 246

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 10,830 7,934 6,941 4,143 4,995 3,857 3,378 2,547 2,220 2,188 2,133

Geotermia 292 350 333 344 324 670 718 777 718 775 720


131

Tabla 5 (Continuación)Evolución de la generación bruta por tecnología y región estadística, 2005-2015

GWh

Tipo 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Subtotal Sur-Sureste 76,569 87,783 84,965 88,472 88,880 95,384 97,349 97,316 98,183 96,842 104,528

Hidráulica 17,889 23,461 16,120 18,367 17,601 19,323 19,063 19,054 18,998 18,992 19,949

Ciclo combinado 17,727 20,303 27,141 27,314 28,793 29,375 28,298 28,164 28,324 28,970 28,824

Turbogas 276 0 0 0 0 0 0 6 2 10 1


Carbón 0 0 0 0 0 3,674 4,730 5,011 5,000 5,024 4,730

Dual 14,275 16,240 15,469 15,361 15,141 15,235 15,655 15,357 15,006 15,214 15,655

Eólica 4 59 322 426 731 1,447 2,196 2,202 2,194 2,175 2,235

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 6,166

Combustóleo 15,590 16,901 16,266 16,557 16,244 15,118 15,931 16,012 16,285 14,980 15,491

Nuclear 10,805 10,818 9,648 10,448 10,370 11,214 11,475 11,509 12,374 11,475 11,475

Plantas móviles 0 0 1 1 1 2 2 2 2 2 2

Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no corresponder exactamente.Fuente: CFE.

Ane

xo tres

Glosario de términos

Adiciones de capacidad por modernización

Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos.

Adiciones de capacidad por rehabilitación

Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha degradado.

ArrendamientoEs una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente) acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo (s), por el derecho de usarlo (s) durante un periodo determinado.

AutoabastecimientoEs el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia.

Autoabastecimiento remoto

Es el suministro a cargo de proyectos de autoabastecimiento localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando la red de transmisión del servicio público.

CapacidadEs la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.

Capacidad adicional no comprometida

Capacidad adicional 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 podrán ser cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.

Capacidad adicional total

Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida.

Capacidad bruta Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación.

Capacidad efectiva

Es la capacidad de una unidad generadora que se determina tomando en cuanta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y 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 existenteCapacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo decenal que comprende el estudio.

Capacidad de placa

Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene generalmente cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo condiciones de diseño.

Capacidad de transmisión

Es la potencia máxima que se puede transmitir a través de una línea de transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.


134

Capacidad netaEs igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se requiere para los usos propios de las centrales generadoras.

Capacidad retiradaCapacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.

Carga

Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.

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 servicio público, (CFE, LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación.

Curva de carga Gráfica que muestra la variación de la magnitud de la carga a lo largo de un periodo determinado.

DegradaciónEs la reducción obligada de la capacidad de una unidad como consecuencia de la falla o deterioro de uno de sus componentes o por cualquier otra condición limitante.

Demanda

Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo (MWh/h).

Demanda base Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva se indica el promedio de las demandas mínimas diarias).

Demanda máxima Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h).

Demanda máxima coincidente

Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional y estacional de los patrones de consumo de la energía eléctrica.

Demanda máxima no coincidente

Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda máxima no coincidente es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.

Demanda media Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el número de horas del año (MWh/h).

Disponibilidad

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.

Energía almacenadaEnergía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.


135

Energía bruta

Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la energía de exportación.

Energía neta

Es la energía total entregada a la red y es igual a la generación neta de las centrales del sistema más la energía de importaciones de otros sistemas eléctricos, más la energía adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores.

Factor de carga

Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda máxima registradas en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.

Factor de diversidad

Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno significa que las demandas máximas no ocurren simultáneamente.

Factor de plantaEs un indicador del grado de utilización de la capacidad de unidades generadoras en un periodo específico. Se calcula como el cociente entre la generación media de la unidad y su capacidad efectiva.

Gas dulce Gas natural que sale libre de gases ácidos de algunos yacimientos de gas no asociado o que ha sido tratado en plantas endulzadoras.

Gas naturalMezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano que se encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa con el crudo, o bien en yacimientos que no contienen aceite.

Gas secoGas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

Gas natural licuadoGas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.

Generación bruta

Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en las terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía es utilizada para alimentar los equipos auxiliares de la propia central (usos propios) y el resto es entregado a la red de transmisión (generación neta).

Generación netaEs la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.

Indisponibilidad

Estado donde la unidad generadora esta inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía por causa de alguna acción programada o fortuita tal como: mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas.

Indisponibilidad por causas ajenas

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora esta fuera de operación 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.


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Indisponibilidad por degradación

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por problemas de funcionamiento en algunos de sus componentes.

Indisponibilidad por fallas

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una unidad generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la central.

Indisponibilidad por mantenimiento

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo no disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios de conservación del equipo principal

Margen de reservaDiferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente.

Margen de reserva operativo

Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente. Donde la capacidad disponible es igual a la capacidad efectiva del sistema, menos la capacidad fuera de servicio por mantenimiento, falla, degradación y causas ajenas.

Megawatt (MW) Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts.

Megawatt hora (MWh) Energía consumida por una carga de un MW durante una hora.

Pérdidas

Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW), que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.

Permisionario Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

Proyecto de autoabastecimiento

Desarrollo de una unidad de generación construida por particulares, con la finalidad de abastecer los requerimientos de energía eléctrica propia o entre los miembros de una sociedad de particulares.

Margen de reserva= Capacidad efectiva bruta - Demanda máxima bruta coincidente x 100%Demanda máxima bruta coincidente

Margen de reserva operativo= Capacidad efectiva bruta disponible - Demanda máxima bruta coincidente x 100%Demanda máxima bruta coincidente

Donde:Capacidad efectiva bruta disponible= Capacidad efectiva bruta - Capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación o causas ajenas.Los valores mínimos adoptados para la planeación del Sistema Interconectado (SI) y del área noroeste, son los siguientes:Margen de reserva=27%Margen de reserva operativo=6%

Estos niveles se consideran adecuados cuando no hay restricciones en la red de transmisión.Para el área de Baja California se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva, después de descontar la capacidad indisponible por mantenimiento, lo que sea mayor de: a) La capacidad de la unidad mayor ó b) 15% de la demanda máxima.Para el área de Baja California Sur se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad de las dos unidades mayores.


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Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación, interconectados para el transporte de energía.

Sector eléctricoConjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía eléctrica.

Sincronismos

Es la forma en que todos los generadores conectados a una red de corriente alterna deben mantenerse operando para garantizar una operación estable del sistema eléctrico. En esta forma de operación, la velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) se mantiene igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión.

Sistema eléctricoIntegrado por los participantes públicos y privados, conectados a la red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Sistema mallado

Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos.

Subestación

Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar y edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace entre dos o más circuitos.

Suministrador Comisión Federal de Electricidad y/o Luz y Fuerza del Centro.

Voltaje Potencia electromotriz medida en voltios entre dos puntos.

Ane

xoAbreviaturas y siglas

cua

tro

APF Administración Pública Federal.

CAT Construcción Arrendamiento-Transferencia.

CCNNPURRE Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos.

Cenace Centro Nacional de Control de Energía.

CFE Comisión Federal de Electricidad.

CNA Comisión Nacional del Agua.

Conae Comisión Nacional para el Ahorro de Energía.

Conapo Consejo Nacional de Población.

Copar Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión.

CRE Comisión Reguladora de Energía.

DOE Department of Energy.

DOF Diario Oficial de la Federación.

EIA Energy Information Administration.

EMA Entidad Mexicana de Acreditación.

EPE El Paso Electric Company.

ERCOT Electric Reliability Council of Texas.

EUA Estados Unidos de América.

Fide Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica.

Fipaterm Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de la Vivienda.

GWh Gigawatt-hora.

ICEE Índice de Consumo de Energía Eléctrica.

IEA International Energy Agency

IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas.

kV Kilovolt.

LyFC Luz y Fuerza del Centro.

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.

MR Margen de Reserva.

MRO Margen de Reserva Operativo.

MVA Megavolt ampere.

MW Megawatt.

MWh Megawatt-hora.

NOM Norma Oficial Mexicana.

OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico.

Olade Organización Latinoamericana de Energía.

OPF Obra Pública Financiada.


140

PAESE Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico.

Pemex Petróleos Mexicanos.

PIB Producto Interno Bruto.

Pidiregas Proyectos de Infraestructura con Impacto Diferido en el Registro del Gasto.

PIE Producción Independiente de Energía.

PRC Programa de Requerimientos de Capacidad.

SEN Sistema Eléctrico Nacional.

Sener Secretaría de Energía.

SIN Sistema Interconectado Nacional.

UPI Unidad de Promoción de Inversiones.

WECC Western Electricity Coordinating Council.

Bibliografía

Desarrollo del mercado eléctrico 2006-2015. Comisión Federal de Electricidad. México, D.F., septiembre 2006.

El estudio del mercado eléctrico es una actividad fundamental para actualizar los programas de expansión a 10 años del sector eléctrico. El estudio se enfoca a obtener estimaciones de la potencia y la energía que se requerirá suministrar en el próximo decenio.

Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión “COPAR” (tomo de generación) 2005. Comisión Federal de Electricidad. México D.F., 2005.

Información básica para evaluar financiera y económicamente los proyectos del presentados en el programa de expansión del sector eléctrico. Identifica los costos y parámetros de referencia para evaluar las diferentes tecnologías en el mercado, y elegir la de mínimo costo.

Modelos econométricos sectoriales para la proyección del mercado eléctrico 2006-2015. Comisión Federal de Electricidad. México D.F., 2006.

Vinculan la evolución de la demanda y las ventas sectoriales con indicadores de la actividad económica, demográfica y con los precios de los energéticos utilizados en la generación eléctrica.

Informe de operación y Estadísticas por Entidad Federativa 2005. Comisión Federal de Electricidad. México D.F., 2006.

Este documento es un resumen de las actividades realizadas a lo largo del año, donde se exponen los avances obtenidos en materia financiera, de construcción, capacidad instalada, generación de electricidad, transmisión, distribución, comercialización, protección ambiental y ahorro de energía, entre otros.


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http://www.energia.gob.mx Secretaría de Energía

http://www.cfe.gob.mx Comisión Federal de Electricidad

http://www.lfc.gob.mx Luz y Fuerza del Centro

http://www.pemex.com Petróleos Mexicanos

http://www.conae.gob.mx Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

http://www.cre.gob.mx Comisión Reguladora de Energía

http://www.fide.gob.mx Fideicomiso para el Ahorro de Energía

http://www.iie.org.mx Instituto de Investigaciones Eléctricas

http://www.imp.mx Instituto Mexicano del Petróleo

http://www.inin.mx Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares

http://www.cnsns.gob.mx Comisión Nacional de Seguridad Nacional y Salvaguardas

Direcciones electrónicas de interés sobre el sector:

Referencias para la recepción de comentarios

Los particulares interesados en aportar comentarios, realizar observaciones o formular consultas pueden dirigirse a:

Dirección General de Planeación Energética

Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico Secretaría de Energía

Ave. Insurgentes Sur 890, 3º piso. Col. del Valle. México, D.F. Teléfonos: 5000 6000 extensiones. 2207 y 2208 Fax: 5000 6223

E-mail: [email protected]

Los particulares que deseen precisar la información sobre las alternativas de inversión en el sector, favor de dirigirse a: Unidad de Promoción de Inversiones Secretaría de Energía Tel: 5000 6000/1050 - 1020

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