planificación del sistema eléctrico nacional · 2012-03-08 · crecimiento del consumo bruto...
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Dirección GeneralSubdirección de Programación
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Planificación del SistemaEléctrico Nacional
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1
Febrero 2012
Febrero 2012
Dirección GeneralSubdirección de Programación
Dirección GeneralSubdirección de Programación
Planificación del sistema eléctrico nacional
Obj ti Objetivo
Elaborar un plan de expansión que permita satisfacer la demanda futura
de electricidad a costo mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y
calidad, respetando las disposiciones nacionales en materia energética,
social, financiera y ambiental.
2
Dirección GeneralSubdirección de Programación
Dirección GeneralSubdirección de Programación
Planificación de la expansión
Pronóstico de Precios de
Costos típicos de obras
Determinación de Programa de
Precios de Combustibles
de obras
Análisis y Programa de
Determinación de las inversiones
requeridas
gObras
e Inversiones del Sector Eléctrico
(POISE)
Planificación de la expansión del sistema de
generaciónAnálisis y
pronóstico de lademanda de
energía eléctrica
Programa de obras de
generación y transmisión
Programa de
Planificación de la expansión del sistema de
ó EvaluaciónPrograma de producción y de
combustibles
transmisión Evaluación económica y financiera de
proyectos
Estudios de factibilidadde incorporación de
proyectos de generacióny autoabastecimiento
Estudios de interconexionesfronterizas y de importacióny de exportación de energía
eléctrica
3
y autoabastecimiento. eléctrica.
Dirección GeneralSubdirección de Programación
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Preguntas básicas
¿Quécapacidad instalar para
asegurar un nivel adecuado de confiabilidad?
¿Cómocombinar las diferentes
tecnologías disponibles en el presente y en el futuro?p y
¿Dónde localizar el nuevo equipo?¿Dónde localizar el nuevo equipo?
¿Cuándo es el momento apropiado para incorporarlo al sistema?
4
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Etapas de estudios de la expansión
ETAPAS PERIODO DE INTERÉS
ESTUDIOS DE GENERACIÓN
ESTUDIOS DE REDES
INTERÉS GENERACIÓNNACIONAL REGIONAL DISTRIBUCIÓN
1Largo plazo
de Lineamientos para la
localización de 1 de N+15 a N+30
centrales y corredores de transmisión
Mediano Programa de centrales Programa de Programa de
í2 plazo deN+4 a N+15
Programa de centrales generadoras obras de
transmisiónlíneas y
subestaciones
3Corto plazo
de Ajustes al programa Modificación Modificación Programa de obras 3 deN+1 a N+4
Ajustes al programa de redes de redesg
de distribución
5
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Estudios de planificación
El artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica se traduce
en una formulación matemática cuya función objetivo es minimizar la suma de
l li d d i ió ió f lllos costos actualizados de inversión, operación y falla.
Min costos (I + O + F)Min costos (I + O + F)
6
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Criterios de planificación
• Garantizar la calidad, seguridad yconfiabilidad del suministroTécnicos
• Suministrar la energía eléctrica ald l lEconómicos menor costo de largo plazoEconómicos
• Garantizar una rentabilidad• Garantizar una rentabilidadadecuada de cada proyecto ycumplir con las reglas establecidas
Financieros
• Cumplir con la normatividad enmateria de emisiones y respeto almedio ambiente
Ambientales
7
medio ambiente
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Costo global mínimo
Objetivo: minimizar el costo total de largo plazo
COSTO TOTAL
Costo del Suministro
Costo de falla
Costos de inversión Costos incurridosCostos de inversióny producción para
suministrar la energía
Costos incurridospor los usuarios
debido a la energía no suministrada en
i t iinterrupcionesCosto para la empresa eléctrica
8
Costo para la economía
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Criterio económico de confiabilidad
Consiste en desarrollar el sistema hasta lograr que el costo marginal delsuministro iguale al beneficio marginal de la confiabilidad.g g
Nivel apropiadode confiabilidad
COSTO MARGINAL DEL SUMINISTRO
BENEFICIO MARGINALDE LA CONFIABILIDAD
9
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Fundamento del margen de reserva
Nivel deconfiabilidad( - )
( )
( + )
( + )COSTO Reserva de Capacidad( - ) ( + )
Costo para la economía de la energía no suministrada(falla)Costo total(inversión, operación y falla)
C t d i ió ióCosto de inversión y operación
10
RESERVAÓPTIMA
++ RESERVA-- LOLP0 RESERVALOLP ALTO
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Margen de reserva
Reserva para fallas
Reserva para mantenimiento
Reserva operativa
mantenimiento
RESERVA TOTALTOTAL
11
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Incertidumbre en la planeación
Crecimiento de la demanda
Crecimiento de la demanda
Precios de combustibles
Precios de combustibles
Disponibilidad de combustibles
Disponibilidad de combustibles
Normativa ambientalNormativa ambiental
Desarrollos tecnológicos
Desarrollos tecnológicos HidrologíaHidrología
12
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Modelos de planificación
Modelos de optimizaciónp
M d l d i l ióModelos de simulación
Modelos de pronóstico
Modelos estocásticos
13
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Escenario de crecimientoEscenarios macroeconómicos
Este año, los escenariosmacroeconómicos se recibieron de
Tasa media de crecimiento anualEscenario de crecimiento
Escenario1/
PIB Global (%) Bajo Medio AltoSENER el 24 de junio pasado.
Se consideraron los escenarios
( ) j
1.5 2.5 3.12008 - 2018 2.32009 - 2019
2007 - 20173.5
2.4 3.6 4.1
Se consideraron los escenariosdenominados:
Medio - Escenario de planeación Tasa
2009 - 20241.5 2.5 3.12009 2019
2010 - 2025
1.8 2.7 3.4
2.8 3.5 4.22010 - 2020 2.8 3.5 4.2
8.0%8.0%
Medio.- Escenario de planeación. Tasamedia de crecimiento anual del PIB de3.5%Historia y pronóstico del PIB
5.0%5.0% Alto.- Tasa media de crecimiento delPIB de 4.2%
-1.0%
2.0%
-1.0%
2.0%
Bajo.- Tasa media de crecimiento delPIB de 2.8%.
14
-4.0%-4.0%1 6 11 16 21 26 31 36 41 46
Base 10 A 10 B 10 Histórico
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Escenarios de ventas más autoabastecimiento
Tasa media de crecimiento anualEscenarios de crecimiento
Ventas más Autoabastecimiento Escenario
Medio.- El escenario de planeaciónconsidera una tasa media decrecimiento anual de 4.3%.
Ventas más Autoabastecimientode Energía Eléctrica (%)
2009 2019
2007 - 20172008 - 2018
EscenarioBajo Medio Alto
3.9 4.9 5.3
2 33.3
034.8 crecimiento anual de 4.3%.
Alto.- El escenario con mayorcrecimiento considera una tasa
2009 - 20192009 - 20242010 - 20202/
2010 - 20252/
2.3 4.03.42.6 3.6 4.33.43.5
4.14.3
4.85.1 crecimiento considera una tasa
media de 5.1%.
Bajo Considera na tasa media de400
450TWh
Bajo.- Considera una tasa media decrecimiento de 3.5%.
200
250
300
350
50
100
150
200
1515
0
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Real
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45.0
Trayectorias de ahorro de energía
30.0
35.0
40.0
El 24 de agosto de 2010, la Secretaría deEnergía comunicó a CFE la trayectoria de losahorros estimados de energía eléctrica por
15.0
20.0
25.0ahorros estimados de energía eléctrica porsector de consumo para el escenario deplaneación
0.0
5.0
10.0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Se Incluyen ahorros en iluminación, equiposde hogar, edificios, motores industriales ybombas de agua
Comparación de trayectoriasde ahorro de energía
TWh50.0
Iluminación Eq. de Hogar e Inm. Edificaciones Motores Ind. Bombas de Aguabombas de agua
Las trayectorias de los ahorros estimados de
30.0
35.0
40.0
45.0
40.537.534.8
energía eléctrica para los escenarios alto ybajo se recibieron el 8 de octubre de 2010
10.0
15.0
20.0
25.0En 2025, los ahorros de energía están en elrango de 34.8 a 40.5 TWh
16
0.0
5.0
2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025
Ahorro Planeación Ahorro Alto Ahorro Bajo
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Trayectorias de ventas más autoabastecimiento
Se estima que las ventas más elt b t i i t ll á
Escenario de planeaciónautoabastecimiento llegarán a404.7 TWh en 2025.
400
450
Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 1990-2009
tmca 3.88%
370.2 TWh
Proyección de las ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 2010-2025
tmca 4.34%
TWh
404.7 TWhAutoabastecimiento
El comportamiento de las ventasconsidera una reducción por elahorro de energía del PRONASE(37 5 TWh 2025)300
350
400
336.4 TWhRecuperación de pérdidas
Atención a cargas
340.4 TWh
(37.5 TWh en 2025).
Incluye también un incremento de200
250
300
ventas por recuperación de pérdidasno técnicas (29.8 TWh en 2025).
100
150
Ventas del Servicio Públicotmca 3.65%
V d l S i i Públi
Se agregan ventas por la atenciónde cargas reprimidas en el áreacentral.0
50
Ventas del Servicio Público tmca 4.56%
17
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024
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El b d í á di l d 3 6% l i d
Crecimiento del consumo brutoEl consumo bruto de energía crecerá a una tasa media anual de 3.6% en el escenario deplaneación.
Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6 2%) yRegionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6.2%) yPeninsular (5.0%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor de4% y para las regiones del sur 3.3%.
600,000
7
4.1 3.1
3.7
Consumo bruto de energía en el SEN
400,000
500,000
Wh
478,394
434,0034.3%
4
56
2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste
1 Central
6.2 5.4
2.9 3.7
3.3 3.2
6 2
4.0
3.5
200,000
300,000
GW
Diferencia44,391
3.6%
6
87 Baja California8 Baja California Sur 9 Peninsular
2.7 4.16.2
4.0
100,000
200,000
Total nacional
3.4
Evoluciónhistórica
Crecimientoesperado
3
1
2
93.0 3.2
2.6 3.0
2 6 2 8
3.0 6.1 4.4
3.62010‐2019
2010‐2025
2000‐2009 3.6
3.2
5.0
18
0
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
SIN AHORROS DE ENERGÍA CON AHORROS DE ENERGÍA
2.6 2.83.3
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En el escenario de planeación la demanda máxima crecerá a una tasa media anual de 3 7%Crecimiento de la demanda máxima
En el escenario de planeación la demanda máxima crecerá a una tasa media anual de 3.7%.
Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6.2%) yPeninsular (5 1%) Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor dePeninsular (5.1%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor de4% y para las regiones del sur 3.2%.
70 000
80,000
Sistema Interconectado Nacional
7
3.6 3.4
4.0 3.7
4.0
50,000
60,000
70,0004.5%
3.7%
3.6% 4
56
2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California
1 Central
6.8 5.4
4.0 3.7
3.8 3.2
6.2
4.0
3.5
30,000
40,000
MW
202459 766
2025
8aja Ca o a
8 Baja California Sur 9 Peninsular
Si t I t t d N i l 3
3.8 4.13.9
10,000
20,000
59,76664,78858,76657,118
67,81561,49859,625
Sistema Interconectado Nacional
3.4
Evoluciónhistórica
Crecimientoesperado
3
1
2
93.1 3.2
1.9 2.9
2 1 2 7
3.0 5.6 4.53.7
2010-2019 2010-2025
2000-2009 3.6
3.15.1
19
02004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
Base 2009 SIN AHORRO (Base) CON AHORRO AHORRO+RED. PÉRDIDAS
2.1 2.73.2
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Escenarios de precios de combustibles
Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural alrededor de 6.4dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado en una banda de 9.2 a 10.2dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3 5 dólares/MMBtu Estos preciosdólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3.5 dólares/MMBtu. Estos precioscorresponden al escenario medio recibido de SENER en junio de 2010.
14 00
16.00
Dólares 2010 / MMBtu
Escenario base
10.00
12.00
14.00
Combustóleo
Escenario base
4.00
6.00
8.00
Gas natural
0.00
2.00
2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030
Carbón
20
Gas NaturalHenry Hub GN Altamira Tamps(Reynosa/Madero)
Manzanillo GNL(.91HH-0.03+.40) Comb.Manzanillo Colima (Importado)
Comb.Altamira Tamps (Madero) Comb. Salamanca Guanajuato
PetacalcoCarbón Imp. 1.0=S (10% Manejo cenizas)
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Disponibilidad de unidades generadoras
En este ejercicio de planificación se haSistema interconectado nacional
En este ejercicio de planificación se hasupuesto que en el periodo habrá suficienciapresupuestal para el mantenimiento delparque de generación de CFE
Disponibilidad del parque
hidroeloéctrico
94.0 %
Disponibilidad PIE
parque de generación de CFE.
Esto permitirá lograr factores medios de83.8
83.9
84.2
84.3
84.4
84.3
84.4
84.4
84.6
84.6
84.7
85.1
85.2
85.6
85.7
85.8
7 8 9 9 0 .1 2.4 83.1
83.1
83.4
83.3
83.4
85.0 %
disponibilidad equivalente entre 84 y 85%.
S b t b h d t i d l
80.9
81.3
81.4
81.7
81.8
81.6
81.9
81.9
82.
82.
82
Sobre esta base se han determinado losmárgenes de reserva necesarios paraenfrentar contingencias y desviaciones enpronósticos sin comprometer la confiabilidad10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 pronósticos sin comprometer la confiabilidaddel suministro.
201
201
201
201
201
201
201
201
201
201
202
202
202
202
202
202
Disponibilidad delparque térmico de CFE1/
Disponibilidad equivalente delparque de generación
21
1/ Considera 100% de presupuesto para mantenimientoFuente: Subdirección de Generación
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Programa de autoabastecimiento
Capacidad en proyectos de autoabastecimiento1/En los próximos 15 años se estima unincremento de capacidad de 5,000 MW en
MWproyectos de autoabastecimiento.
De este bloque una parte importante se 5 95 195
6,445
6,745
7,045
12,000
14,000MW
De este bloque, una parte importante seespera sea de generación eólica, alrededorde 3,500 MW.
,286
3,582 4,028
4,045
4,395
4,495
4,845
5,145
5,345
5,645
5,89
6,1 6
8,000
10,000
Así mismo, se incluyen mini-hidroeléctricas proyectos solares y de 5
,151
5,244
5,249
5,340
5,669
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
5,672
2,077
2,339 3,
4 000
6,000
hidroeléctricas, proyectos solares y debiomasa.
5 5 5
2,000
4,000
En la planificación se ha considerado unacapacidad efectiva para los proyectos congeneración intermitente con el fin de
0
Local Remoto
22
generación intermitente, con el fin deasegurar la confiabilidad del servicio.
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Servicio público
Retiro de unidades generadoras
En el periodo se retirarán 11,093 MW.
Servicio público11,093 MW
En el periodo se retirarán 11,093 MW.
La mayor parte de los retiros seconcentrarán en unidades térmicasconcentrarán en unidades térmicasconvencionales a base de combustóleo conmás de 30 años en operación.
46 5 46.647.0
47
49Combinando el programa de retiros con laincorporación de tecnologías de generaciónmás eficientes se estima alcanzar en 2025
Eficiencia termoeléctrica1-3/
Servicio público
42.6 42.7 42.643.2 43.3
43.744.3 44.4
45.0 45.2
46.246.5 46.6
47.5
43
45
47
fici
en
cia
%
más eficientes, se estima alcanzar en 2025una eficiencia media de 47.5%.
38.639.2
40.7 40.9 40.9 42.0
39
41
Ef
2335
37
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
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Baja California II TG R I II III
Mexicali(100 MW)
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público (2012-2019)
Norte III (Juárez)
Noroeste (El Fresnal)
(124 MW)
Piloto Solar(5 MW)
Baja California II (Mexicali)(276 MW)
Rumorosa I,II y III(3x100MW)
Baja California IV (Ensenada)
(565 MW)
Fase I
Total: 12,243 MWMW1/1/
(954 MW)
Norte IV (Chihuahua)(918 MW)
Noroeste (El Fresnal)(772 MW)
Guerrero Negro IV y V(2 x 7 MW)
Noreste (Escobedo)(1,034 MW)
Baja California Sur V, VI
Santa Rosalia III(11 MW)
Noreste II (Monterrey)(520 MW)
MWLos Cabos TG I
(105 MW) Occidental I (Bajío)(470 MW)
(Coromuel)(2x43 MW)
Solar 5
Baja California Sur VII (la Paz)
(86 MW)Noreste III (Monterrey)
(520 MW)
Hidroeléctrica
Ciclocombinado
1,056
8,491
Manzanillo II rep. U1 (460 MW) Río Moctezuma
(190 MW)
Eólica 1,516
Sistema Pescados
(120 MW)(La Antigua)
combinado
Combustióninterna
Turbogás
197
229
Valle de México II y III
(2x601MW)
Azufres IIIFases I y Fase II
(50 MW y 25 MW)
Centro y Centro II(2 x 660 MW )
Sureste III y IV
Sureste I y II(2x304 MW)Humeros III
(54 MW)La Parota U1 y U2
(2x225 MW)
CicloCombinado/NTG2/ 520
El Pescado
Xúchiles
(54 MW)(Metlac)
241/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente2/ Nueva tecnología de generación: ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida
Geotermoeléctrica
Total
229
12,2431/
Sureste III y IV(2 x 304 MW) Copainalá
(225 MW)
El Pescado
(17 MW)(Balsas)
Dirección GeneralSubdirección de Programación
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Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público (2020 - 2025)Baja California VI (Mexicali)(554 MW)
Baja California V (SLRC)
(591 MW)
Total: 19 797 MW 1/
Noroeste II y III(2x700 MW)
Hermosillo(836 MW)
Norte VI (Juárez)(459 MW)
Total: 19,797 MW 1/
Norte V (Torreón)(944 MW)
Noreste IV y V(2 x 700 MW)
(836 MW)
Santa Rosalía IV(7 MW)
(944 MW)
Baja California Sur VIII, IX y X (Todos Santos)
(3x86 MW)
Mazatlán(867 MW)
Cruces(490 MW) O id t l II
Valladolid( 0 )
Noreste VI(1,041 MW)
Occidental III MW
Guadalajara I(453 MW)
Mérida(567 MW)
(490 MW)
Oriental l Y II(2x700 MW)
Occidental II (Bajío)
(470 MW)
Manzanillo II rep U2
Salamanca(629 MW)
(540 MW)
J L
Occidental III (Bajío)
(940 MW)
Combinado/NTG2/
Hidroeléctrica
Ciclocombinado
1,585
5,037
Ciclo 6,194
Azufres IV(75 MW)
Acala
Central II y III
(2X580 MW)Pacífico II y III
(2x700 MW)
Manzanillo II rep. U2 (460 MW)
Jorge Luque(601 MW)
Tenosique(420 MW)
Central (Tula)(1,160 MW)
NuevaGeneración Limpia
Geotermoeléctrica
6,899
75
Combustión Interna 7(Tula)
251/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente2/ NTG: Nueva Tecnología de Generación
Paso de la Reina(540 MW)
(135 MW)Total 19,797 1/
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S é 1/
Evolución de la capacidad de generación
El plan de expansión incluye37 655 MW de capacidad adicional
Sistema Eléctrico 1/
85,29337,655 MW de capacidad adicionalpara los próximos 15 años.
En 2025 la participación de las78,248
4,9687,045
42,623
En 2025 la participación de lastecnologías que usan gas natural esde 42.3%, para el carbón de 6.7% y elcombustóleo reduce su participación a
-11 093
37,655
78,248
2,077
53,763
5.97%.
Las fuentes de energíali i i l d l t l
11,09351,686
limpia, incluyendo las centralesnucleares, tienen una participación de29.9% en 2012 y de 37.2% en 2025.Retiros AdicionesTotal a
diciembre de 2009Total a
diciembre de 2025
La participación derenovables, considerando sólohidroeléctricas menores a 30 MW es
1/ Incluye 32 MW de TG en el área Central, e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, Francisco Pérez Ríos, CH Villita y CH Infiernillo (396.2 MW)
Servicio público Autoabastecimientoremoto
Sistema eléctrico
26
hidroeléctricas menores a 30 MW esde 7% y 10.3% en 2012 y 2025respectivamente.
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ó f
Composición del parque generadorLa mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo globalmínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con loslineamientos sobre política energética y normativa ambiental.
1.831 560.08
2 73 0
Sistema eléctricoEscenario de planeación
Capacidad instalada2012
57,123 MW 2025
85,293 MW
5.97
42 2516 96
1.1 6.88
1.251.11
7.87Combustóleo
Gas Natural
Nueva Generación Limpia
Carbón
G d Hid lé i
22.97
20.2
1.583.78
1.56 2.73 0
42.25
8.096.69
16.96Grandes Hidroeléctricas
Pequeñas Hidroeléctricas
Eólica
Geotermoeléctrica
Otros renovables
1/37.69
9.41
Nuclear
Auto Local
0
6.99 10.34Participación (%)
Renovables3/Participación (%)
Renovables3/
20.2 16.962.73 8.0970.08 1.83
54.917 87
Generación Limpia Existente4/
Nueva Tecnología de Generación5/
Grandes Hidroeléctricas
Generación Limpia Existente4/
Convencional
Grandes Hidroeléctricas
Nueva Generación Limpia2/
Convencional
27
7.87Nueva Tecnología de Generación
1/ Incluye : Solar y Biomasa2/ Nueva generación limpia: Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad3/ De acuerdo con la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética. Nov. 20084/ Generación Nuclear5/ Ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida
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Margen de reservaLos márgenes de reserva globales en elsistema interconectado nacional se reducirángradualmente en los próximos años.
Margen de reserva 1/
Sistema interconectado nacional
CON DEGRADACIÓN POR TEMPERATURA EN MR Y MROEl control rápido del margen de reserva sedificulta por las centrales generadoras queestán en construcción o son necesarias por
%
% %
están en construcción o son necesarias porrequerimientos regionales, las cuales entraránen operación entre 2011 y 2013.
17
.1
15
.4%
15
.4%
14
.9%
13
.4%
10
.6%
9.9
%
7.5
%
7.4
%
.3%
.0%
.0%
.0%
.0%
.0%
.0%
El efecto de la temperatura en la capacidadefectiva de las centrales generadoras es muyimportante en la determinación del margen de 7 7 6 6
.
6.
6.
6.
6. 6
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
reserva.
Considerando este efecto, el margen deMR MRO
1/ Valores mínimos de verano2/ Valor Real
reserva estimado para 2011 es de 33.7%
En este ciclo de revisión del POISE sed fi i 26 t d ió
28
defirieron 26 proyectos de generación.
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Desarrollo de la transmisión
Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema ylos sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo.Con esto se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistemaCon esto se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema.
Adiciones a la infraestructura de transmisión Adiciones a la infraestructura de transformación
69–400 kV
Escenario base
69-400 kV
Escenario base
Adiciones a la infraestructura de transformación
km-c69-400 kV
Total 16,694 km-c MVA69-400 kV
Total 47,095 MVATotal 28,850 km-c Total 78,476 MVA
2,3
08
2,4
01
2,500
3,000
7,3
55
3
7,000
8,000
5 96 ,240
211
1,3
01
161,500
2,000
045
5,0
43
3,5
85
223
175
,370
3,8
80
4,000
5,000
6,000
1,0
4
930 1,0
9 1,
876
1,
980
42
703
504
1
1,1
641
500
1,0001,9
68
2,4
05
1,9
93
3,0 3,
1,9
22
1,8
80
3,1
1,8
18
3
2,4
33
2,000
3,000
29
3
0
500
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
0
1,000
2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
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Requerimientos de inversión 2011-2025
El monto total de inversión necesario de 2011 a 2025 para atender el servicio público deenergía eléctrica es de 1,264,838 millones de pesos de 2010, con la siguientecomposición: 50.9% para generación, 16% en obras de transmisión, 20.4% paracomposición: 50.9% para generación, 16% en obras de transmisión, 20.4% paradistribución, 12.1% en mantenimiento de centrales y 0.6% para otras inversiones.
643,634
Escenario BaseEscenario Base
1,264,838 millones de pesos de 2010
258,521
50.9 %
201,831
152,839
16.0%
20.4 %
12 1 %
30
8,013
Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras
12.1 %
0.6 %30
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Perspectiva sobre interconexiones
Oportunidades de integración
• Acceso a fuentes diversas de bajo costo
Asistencia en emergencia• Asistencia en emergencia
• Diferimiento de capacidad de generación
Reser a de capacidad económica• Reserva de capacidad económica
• Estrategia para la administración de riesgo
Alt ti ti i l d ll d l i t• Alternativa para optimizar el desarrollo del sistema
31
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Sistemas eléctricos en la frontera México-USA
32
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Interconexiones eléctricas
230 kV
138 kVImperial Valley – La Rosita1/
Miguel – Tijuana1/230 kKV
V1/
–Tijuana1/400 kV
1/, 2/, 3/7 Eagle Pass (Texas) – Piedras Negras
115 kVEl Paso (Texas) – Ciudad Juárez (2)2/
Menor a 115 kV
7
El Paso (Texas) – á 2/
Menor a 115 kV
2/
Laredo (Texas) – Nuevo Laredo
Falcon (Texas) - Falcón
Laredo (Texas) –
Mission (Texas) - Reynosa
1/, 2/, 3/
1/, 2/, 3/
2/Brownsville (Texas) – Matamoros (2)–
Belice – Chetumal1/
1/ I t ió t
– 1/
33
1/ Interconexión permanente2/ Interconexión de emergencia3/ Interconexión asíncrona
Tapachula-Los Brillantes 1/
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Interconexión México-Guatemala
MEXICOYUCATAN
TICULVALLADOLIDKANASIN
MERIDA
NORTE MERIDA BALAM
NIZUC
CAMPECHE
QUI
NTAN
A RO
O
B
COATZACOALCOS
MINATITLAN
LAGUNA VERDE
PUEBLA
A LA CIUDAD DE MEXICO
CARDENASESCARCEGA
TICUL
MACUSPANAVILLA HERMOSA
GUATEMALACHIAPAS
BELICE
GUATE-NORTE
RIO LINDO
ANGOSTURACHICOASEN
PEÑITAS
MALPASO
JUILE
MINATITLAN
TEMASCAL
TECALI
HONDURASTAPACHULA POTENCIA
LOS BRILLANTES
GUATE-ESTE
EL CAJON
SUYAPA
PAVANA
15 DE SEPTIEMBRE
AHUACHAPAN
EL SALVADOR NICARAGUASEPTIEMBRE LEON
P. NICARAGUA
LOS BRASILES
MASAYA
LIBERIACOSTA RICA
PANAMA
LIBERIA
CAÑASPARRITA
RIO CLARO
PANAMA
34
PANAMAPROGRESO
VELADERO
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Visión futura
WECC ERCOTWECC ERCOT
F F
BC NO N NE20142007
O CSE
BCS2018
SE
P
AméricaCentral
2010
35
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Planificación del SistemaEléctrico Nacional
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Febrero 2012
Febrero 2012
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