implementaciÓn de sistemas de mediciÓn, control y

x INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL

ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA

UNIDAD ZACATENCO

“IMPLEMENTACIÓN DE SISTEMAS DE MEDICIÓN, CONTROL Y

COMUNICACIÓN EN PUNTOS DE INTERCAMBIO DE ENERGÍA BAJO

LOS ESTÁNDARES DETERMINADOS POR EL ORGANO REGULADOR,

PARA DAR CUMPLIMIENTO A LOS NUEVOS REQUERIMIENTOS CONFERIDOS A LOS DISTRIBUIDORES DE ENERGÍA ELÉCTRICA”

T E S I S

QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE:

INGENIERO ELECTRICISTA

PRESENTAN:

C. JESÚS MARTÍN MARTÍNEZ MOTA

C. GILBERTO ANTONIO RUIZ PATRICIO

ASESORES DE TESIS

M. en C. PEDRO AVELINO ARENAS

Ing. FRANCISCO JAVIER PALACIOS DE LA O

CIUDAD DE MÉXICO, A 16 DE ABRIL DE 2018

DEDICATORIA

A:

Dios, por darme la sabiduría y la inteligencia para llegar hasta donde estoy ahora, la fortaleza para levantarme de mis

tropiezos así como la tenacidad para seguir siempre adelante.

A mis padres, Antonio Martínez y Martina Mota, por la enorme confianza que depositaron en mí cuando decidí

emprender este camino, aun sabiendo que debía irme de su lado, me brindaron su apoyo incondicional en todo momento,

gracias por esta gran oportunidad de ayudarme a cumplir mi meta, porque mi formación pro fesional ha sido gracias a

ustedes, mis padres, siempre los amaré.

A mi hermano, José Antonio Martínez Mota (Pepe), por darme su apoyo a su manera, sé que a veces eres muy callado,

pero siempre sabes que decir, y sabes que, aunque nunca te lo digo, te quiero mucho hermano.

A toda mi familia, la cual siempre ha creído en mí, especialmente a mi tía, Ana María Sánchez, por él cariño que siempre

me ha dado, y a mis primos, María Guadalupe, Gilberto y Lucio Enrique Sandoval Sánchez, por su comprensión y apoyo

que siempre me brindaron, gracias por todo lo que han hecho por mí , siempre los voy a querer.

A mis abuelos, Moisés Mota Hernández y Lucia Sánchez Soto, espero que desde el cielo puedan ver todo el esfuerzo y

empeño que he dedicado para llegar hasta aquí y se sientan orgullosos de quien soy ahora, ojalá estuvieran conmigo, no

saben cuánto los extraño, siempre los recordare con mucho amor.

A la Lic. Celeste Lara, mi novia, por su apoyo y cariño incondicional en cada paso de mi carrera así como su paciencia

hacia mi persona en los momentos más difíciles; recuerda que la distancia que un día nos separó es directamente

proporcional al amor que a la vez nos mantiene unidos.

A mis inseparables amigos de la ESIME Zacatenco, Dorian Díaz, Adrián López y Ángel Turcio, así como a Isabel Sánchez

de UPIBI por su amistad y apoyo durante estos años, siempre los llevare en mi corazón.

A mi entrañable amigo Gilberto Antonio Ruiz Patricio, con quien presento este proyecto, por su dedicación y entrega

hacia el mismo, así como su amistad incondicional, “excelente tigre”.

A todos y cada uno de mis profesores conocidos durante mi formación académica, gracias a ustedes es que estoy donde

ahora estoy.

Al glorioso Instituto Politécnico Nacional, quien después de tanto esfuerzo me permitió formar parte de él, y por supuesto,

a la ESIME Zacatenco, gracias por hacer de mí un ingeniero dispuesto a poner la técnica al servicio de la patria.

HUELUM!!! HUELUM!!! ¡GLORIA!!!

Jesús Martín Martínez Mota

DEDICATORIA

A:

Dios por darme la vida y por estar siempre a mi lado en cada paso que doy, por fortalecer mi corazón e

iluminar mi mente, por haber puesto en mi camino a aquellas personas que han sido mi soporte y

compañía durante toda mi vida.

A mis padres Gilberto y María Guadalupe por su apoyo y comprensión, por darme la vida, por creer en

mí y por brindarme su apoyo incondicional, gracias por regalarme la oportunidad de formarme

profesionalmente, todo esto se los debo a ustedes.

Mis hermanos, Héctor Miguel y Viridiana Guadalupe, por estar conmigo y apoyarme siempre para

realizar mis metas, los quiero mucho.

A la Lic. Diana Mayte del Carmen Zarate, por ser un ejemplo de perseverancia y superación profesional,

por su apoyo, su cariño y comprensión.

A mi compañero Martín Mota, por su apoyo, por las horas de trabajo, por el esfuerzo dedicado a este

proyecto, por los sacrificios que hicieron posible llegar a lo que ahora tenemos.

A mis compañeros de la ESIME Zacatenco Adrián, Ángel y Dorian, por brindarme su amistad y apoyo

cuando más lo necesité. “Corporativo IETA al alza”.

A mis profesores que me apoyaron durante toda la carrera y que en su pluralidad me enseñaron los retos

a los que me enfrentaré.

Al Instituto Politécnico Nacional, por mi educación, tan cuantioso regalo, a la ESIME Zacatenco, por

brindar tus instalaciones para mi desarrollo profesional.

A todos ellos dedico el siguiente proyecto.

Gilberto Antonio Ruiz Patricio.

AGRADECIMIENTOS

Queremos agradecer enormemente a nuestros asesores los M. en C. Francisco Javier Palacios de la O y

Pedro Avelino Arenas, por guiarnos en cada paso dado durante la realización de este proyecto y ser un

ejemplo de profesionalismo.

Agradecemos también a nuestros compañeros de la Subgerencia de Medición, Conexiones y Servicios de

las oficinas nacionales de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), a los Ingenieros Gabriel García,

Felipe Bañuelos, Ricardo Suarez, Marco Antonio Zamora, Víctor Esqueda, Jorge Medina y Juan Carlos

Chávez, por ser un ejemplo para nosotros de profesionalismo así como también por todas y cada una de

las experiencias que cada ustedes nos brindaron, y más importante aún, por el enorme conocimiento que

siempre nos dieron a manos llenas, para hacer de nosotros no solo unas mejores persona, sino al mismo

tiempo unos mejores ingenieros.

A todos ellos, de corazón, muchas gracias.

ATTE

Jesús Martín Martínez Mota y Gilberto Antonio Ruiz Patricio

Í N D I C E

Página

Dedicatoria

Dedicatoria

Agradecimientos

I. INTRODUCCIÓN 8

II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA 9

III. JUSTIFICACIÓN 10

IV. OBJETIVOS 12

IV.I Objetivo general

IV.II Objetivos específicos

V. ANTECEDENTES 13

CAPITULO 1. MARCO TEORICO 17

1.1 BALANCE DE ENERGÍA 18

1.1.1 ¿QUÉ ES EL BALANCE DE ENERGÍA? 18

1.1.2 BALANCE DE ENERGÍA EN MÉXICO 20

1.1.3 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN EL BALANCE DE ENERGÍA 21

1.1.3.1 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS 21

1.1.3.2 PÉRDIDAS TÉCNICAS 22

1.1.3.3 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 23

1.2 INFRAESTRUCTURA EXISTENTE EN EL BALANCE DE ENERGÍA 24

1.2.1 PUNTOS DE INTERCAMBIO 24

1.2.2 ZONAS DE CARGA 27

1.2.3 INCERTIDUMBRE DEL ACTUAL PROCESO DE MEDICIÓN 28

1.2.4 UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE INTERCAMBIO 28

1.2.5 INFRAESTRUCTURA EXISTENTE PARA EL BALANCE DE 29

ENERGÍA EN MÉXICO

CAPITULO 2. MARCO METODOLÓGICO 31

2.1 PLANIFICACIÓN DE LA NUEVA INFRAESTRUCTURA DEL

BALANCE DE ENERGÍA BAJO ESTANDARES DEL ORGANO

REGULADOR 32

2.1.1 NUEVA INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA EN PUNTOS DE INTERCAMBIO 32

2.1.2 HOMOLOGACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN 38

2.1.3 PROYECCIÓN DE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO 39

2.1.4 CALENDARIO DE EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL

PROYECTO 40

2.2 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE FACTIBILIDAD DEL

BALANCE DE ENERGÍA EN MÉXICO 43

2.2.1 ANÁLISIS DE RIESGO 51

2.2.2 FACTIBILIDAD TÉCNICA, LEGAL, ECONÓMICA, AMBIENTAL

Y SOCIAL 53

2.2.3 CÁLCULO DE LOS INDICADORES DE RENTABILIDAD 54

2.2.4 VIABILIDAD 57

CAPITULO 3. CONCLUSIÓN Y RECOMENDACIONES 58

3.1 CONCLUSION 59

3.2 RECOMENDACIONES 59

ANEXOS 62

REFERENCIAS BIBLIOGRAFICAS 71

GLOSARIO 72

ÍNDICE DE GRÁFICAS 75

ÍNDICE DE FIGURAS 75

ÍNDICE DE TABLAS 75

~ 8 ~

I. INTRODUCCIÓN

A medida que las naciones se desarrollan tanto industrial como socialmente, se requiere

de un incremento en la capacidad de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica

en un proceso de calidad y confiabilidad para satisfacer estas nuevas demandas.

Respecto a la anterior, En México se ha llevado a cabo un proceso de reformación a sus

leyes en el ámbito energético, con el fin de dar apertura al mercado eléctrico y permitir a los

generadores privados de energía eléctrica realizar inversiones y obtener ganancias

comercializando su energía generada, con esto se pretende incentivar la competencia y aumentar

la calidad de la energía permitiendo además precios competitivos comparados con los estándares

internacionales.

Con la apertura del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) se presentaron nuevos

requerimientos en las mediciones que realizan las Redes Generales de Distribución (RGD);

actualmente la empresa distribuidora de energía eléctrica no cuenta con una infraestructura

adecuada de medición, comunicación y control confiable o suficiente de la energía para dar

cumplimiento a las necesidades actuales del MEM.

Estas condiciones obligan al encargado de la distribución de la Energía Eléctrica a

modernizarse en base a los requerimientos presentes para, de esta manera, tener la vista enfocada

a crear una Red Eléctrica Inteligente a partir de las RGD, para en un futuro, poder realizar

subastas de Energía en tiempo real y brindar otros servicios al MEM

~ 9 ~

II. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

Conforme la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), en el art. 108 fracción vi, el Centro

Nacional de Control de Energía (CENACE) tiene la capacidad para llevar a cabo una revisión a

las políticas de manejo económico de las Centrales Eléctricas en base a las ofertas enviadas por

las mismas, de esta forma, poder obtener los precios de la energía eléctrica en un punto

determinado (NodoP o Punto de intercambio) del Sistema Eléctrico Nacional (SEN); Para

realizar este proceso es necesario un sistema de monitoreo radio-comunicado, que permita

conocer las magnitudes de consumo, generación y pérdidas de energía en cualquier punto de la

malla que compone al SEN.

Estos dos aspectos son de suma importancia ya que determinan el Precio Marginal Local

para un nodo en específico, y este será el costo de la energía en ese punto, sin embargo; esto no

se ve reflejado de manera correcta sin los equipos adecuados de medición, comunicación y

control.

Esta situación genera que la empresa distribuidora de energía realice estimaciones en

algunos puntos que no reúnen los requisitos solicitados por el órgano regulador para el MEM,

por lo que las liquidaciones en algunas situaciones son estimaciones diarias y, en caso de tener

errores, se ajustan en las reliquidaciones una vez obtenidos los perfiles completos del mes ya que

en algunos puntos de medición no se cuenta con los perfiles en tiempo real debido a no tener una

comunicación remota con un sistema de recepción de perfiles de medición.

Estos perfiles de medición deben de contar con características cinco-minutales, es decir,

se envía información desde el medidor hasta un sistema que conjunta la información en un

servidor web para que el CENACE pueda tener acceso de una manera transparente y eficaz.

De acuerdo con lo mencionado anteriormente, es necesario diseñar, desarrollar e

implementar un sistema de balance energético, que permita realizar las liquidaciones del MEM

de manera diaria y horaria, minimizando la incertidumbre ocasionada por las estimaciones que se

emplean actualmente.

~ 10 ~

III. JUSTIFICACIÓN

En la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) se establece que se le permite a la industria

privada realizar inversiones y participar libremente en la generación y comercialización de la

energía eléctrica, siempre y cuando el control de la distribución lo mantenga una empresa estatal,

como lo es la Empresa Productiva Subsidiaria Comisión Federal de Electricidad (EPS CFE),

quien es la encargada de transmitir y suministrar energía eléctrica en todo el país a través de su

Red Nacional de Transmisión (RNT) y sus Redes Generales de Distribución (RGD).

Para contener y moderar a los participantes, quienes formarán parte de éste nuevo

Mercado Eléctrico, la Ley de la Industria Eléctrica crea un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM)

que será operado por el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regulado por la

Secretaría de Energía (SENER) en conjunto con la Comisión Reguladora de Energía (CRE).

En la actualidad la Empresa encargada de Distribuir y Transmitir la energía eléctrica no

cuenta con la infraestructura de medición, comunicación y control de energía suficiente para dar

cumplimiento a los requerimientos del MEM.

Por lo anterior, la Empresa Distribuidora de energía tiene una gran área de oportunidad

para diseñar, desarrollar e implementar un sistema de balance energético, que permita realizar las

liquidaciones del MEM de manera diaria y horaria, minimizando la incertidumbre ocasionada

por las estimaciones que se emplean actualmente, brindando de esta manera un mejor servicio a

quienes componen al Mercado Eléctrico Mayorista (Órganos Reguladores, Generadores,

Transmisores, Distribuidores, Suministradores, Comercializadores y Usuarios Finales) quienes

tendrán un mayor conocimiento acerca de flujos y consumos de energía, liquidaciones y

facturaciones, del proceso de comercialización de la Energía.

Dentro del Acuerdo CRE/074/2015 se menciona como principal objetivo la determinación de las

tarifas reguladas de los servicios de distribución eléctrica, que permitan obtener el ingreso

estimado necesario para recuperar los costos eficientes de operación, mantenimiento,

financiamiento y depreciación aplicables a las diversas modalidades de servicio, las pérdidas

~ 11 ~

técnicas y no técnicas de acuerdo con el estándar determinado por la Comisión, los impuestos

aplicables y una rentabilidad razonable, misma que no estará garantizada.

En resumen, es necesaria la implementación de este proyecto para la homologación de la

infraestructura de medición, comunicación y control, ya que, de esta forma se podrá tener un

mejor control de la energía a nivel nacional, lo que no solo brindará beneficios a la empresa

distribuidora de energía sino también a los demás integrantes del MEM.

~ 12 ~

IV. OBJETIVOS

Objetivo general

Implementar sistemas de medición, control y comunicación en puntos de intercambio de

energía para cumplir con los nuevos requerimientos que la Reforma Energética confiere a los

distribuidores de energía eléctrica, bajo los estándares que el Órgano Regulador dictamina,

garantizando el uso correcto de las Redes Generales de Distribución e impulsando procesos

transparentes que se apeguen a la normativa aplicable.

Objetivos específicos

Delimitar los requisitos que la reforma energética confiere a las empresas distribuidoras de

energía eléctrica en México, a través de cuantificar las especificaciones que dictamina el

Órgano Regulador Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control

de Energía (CENACE) en cuanto a la medición, control y comunicación en puntos de

intercambio de energía para ofrecer calidad y veracidad en las liquidaciones determinadas

por el distribuidor.

Determinar las necesidades actuales de infraestructura de medición, control y comunicación,

contabilizando los sistemas que cumplen con las características emitidas por el Órgano

Regulador CRE y el CENACE, realizando el cotejo de infraestructura, equipos, mano de obra

y misceláneos necesarios para la instalación del sistema de balance energético en los puntos

de intercambio de energía.

Realizar las proyecciones necesarias de la logística a implementar, así como las tecnologías

que permitan el Balance de Energía de las unidades de negocio.

Determinar la factibilidad del proyecto con las metas físicas y económicas, que se crean

pertinentes, para dar fundamento a la futura implementación de la investigación.

Realizar las observaciones y alternativas correspondientes, para atender las demandas del

nuevo mercado eléctrico, con una visión hacía la Red Inteligente y las subastas de energía en

tiempo real.

~ 13 ~

ANTECEDENTES

Con la Reforma Energética implementada por el poder ejecutivo se hace necesario crear

un nuevo modelo de generación, transmisión, distribución y comercialización de energía

eléctrica para mayores capacidades y con mejores características a las ya existentes.

Uno de los grandes retos que enfrenta el sector eléctrico es la falta de inversión en la

RNT y RGD, ya que para resolver las problemáticas del Sistema Eléctrico Nacional es necesario

incrementar el mallado e interconectar zonas del país con alto potencial de energías limpias.

Respecto a la distribución, hoy se registran áreas de oportunidad significativas. Las pérdidas

técnicas y no técnicas de energía en México son alrededor del doble del promedio de los países

de la Organización para la Cooperación y Desarrollo Económicos (OCDE) que es en promedio

del 8%. Actualmente las pérdidas de energía en las RGD son alrededor de 14%. El área de

oportunidad que tiene la empresa es de 6 puntos porcentuales para alcanzar el promedio de los

países miembros del organismo.

(Alemania, Australia, Austria, Bélgica, Canadá, Chile, Corea, Dinamarca, Eslovenia, España,

Estados Unidos, Estonia, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Israel, Italia, Japón,

Luxemburgo, México, Noruega, Nueva Zelanda, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido,

República Checa, República Eslovaca, Suecia, Suiza y Turquía). Países miembros de la OCDE, OECD

Watch, 2017.

En México, de acuerdo con la información dada a conocer por la Comisión Federal de

Electricidad (CFE) en su Informe Anual 2015, el porcentaje de pérdidas de energía en México

fue de un 14.36% (40.7 TWh) y de un 15% (41.32 TWh) en 2014. Casi el 90% de estos

porcentajes lo aportan las pérdidas eléctricas en distribución que han sido de 13.11% (36.4TWh)

y 13.85% (37.2TWh) en 2015 y 2014 respectivamente, porcentajes superiores al estándar

internacional, que contempla un 6%, así como al promedio de los países miembros de la OCDE

con un 8%.

~ 14 ~

Gráfica 1: Pérdidas totales VS pérdidas en distribución en TWh por año

Gráfica 2: Porcentaje de pérdidas totales VS pérdidas en distribución en TWh por año

Con la información obtenida del Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional

2016-2030 (PRODESEN), estas pérdidas representaron una disminución de ingresos por 42,200

millones de pesos en 2015 y 49,400 millones de pesos en 2014; cabe señalar que la

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

2015 2014

Pérdidas Totales (TWh) Pérdidas Distribución (TWh)

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

2015 2014

Pérdidas Totales (%) Pérdidas Distribución (%)

~ 15 ~

cuantificación hecha por la Secretaría de Energía (SENER) en el PRODESEN se realizó

mediante la estimación de las pérdidas técnicas considerando el costo interno de transferencia,

mientras que en el caso de las no técnicas, el cálculo se realizó conforme al precio medio de

venta.

Gráfica 3: Pérdidas económicas (MDP)

Actualmente, la dirección de Distribución de la CFE ha estado en el proceso de

implementación de programas para disminuir las pérdidas eléctricas en un punto porcentual en

cada año para Alta Tensión hasta alcanzar las metas propuestas que equivalen llegar a los

promedios de estándar internacional, es decir, un 8% como máximo.

Dentro de las pérdidas eléctricas que se tienen actualmente, un porcentaje es aportado por

el proceso de hacer llegar la energía eléctrica desde el generador al usuario final, ya que se debe

conducirse por una red de transmisión y distribución que puede recorrer miles de kilómetros.

Cuando la corriente circula grandes distancias, los electrones chocan entre sí y transforman parte

de la energía eléctrica en energía calorífica, este fenómeno se conoce como efecto Joule. A este

efecto se suma la energía que se disipa al pasar por una serie de instrumentos como

transformadores de voltaje, circuitos de distribución de media y baja tensión, acometidos y

medidores, todo esto da paso a tener pérdidas de energía, es decir; la cantidad de energía que sale

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

2015 2014

~ 16 ~

del generador disminuye un poco debido a ciertos factores que influyen en la transmisión de la

misma, estos factores se dividen en dos: pérdidas técnicas y pérdidas no técnicas.

“De la totalidad de las pérdidas no técnicas, el impacto más negativo es el que resulta de la

cultura del no pago en algunas regiones del sureste, seguido por malas prácticas (por ejemplo, las

heredadas de la extinta Luz y Fuerza del Centro) en las regiones más conurbadas, destacando el Valle de

México, y por último, regiones con alta actividad agrícola” (Pineda, Guillermo y Pedroza, Jorge. (2016,

30 de Junio). Pérdidas Eléctricas en México. Energía a Debate).

En la actualidad, la Comisión Federal de Electricidad ha desarrollado planes de inversión

dirigidos a disminuir pérdidas técnicas, a través del PRODESEN 2016-2030, la SENER ha

establecido metas para disminuir ese porcentaje a un 10% en 2018, contemplando inversiones

que se presentaron a partir de 2016 destinadas para mejorar, modernizar y actualizar su

infraestructura de transmisión y distribución, además de incorporar la tecnología necesaria para

el funcionamiento de una red eléctrica inteligente.

Gráfica 4: Metas para disminuir el porcentaje de pérdidas eléctricas a 2018

“De acuerdo con un boletín emitido en octubre de 2015 por el Instituto de Investigaciones

Eléctricas (IIE), se hace mención del uso de una “Infraestructura Avanzada de Medición” (AMI), con el

cual se propone la sustitución de medidores obsoletos y la implementación de sistemas de cobro

anticipado, además de utilizar herramientas estadísticas para la detección de anomalías, que se ha

introducido para reducir pérdidas no técnicas.” (Pineda, Guillermo y Pedroza, Jorge. (2016, 30 de

junio). Pérdidas Eléctricas en México. Energía a Debate).

~ 17 ~

CAPÍTULO 1

MARCO TEÓRICO

~ 18 ~

1.1 BALANCE DE ENERGÍA

A continuación, se exponen los conceptos básicos del balance de energía, las necesidades

de México para modernizar las mediciones de los intercambios de energía eléctrica, las

problemáticas que presentan las RGD, así como las bases para el diseño de un nuevo sistema de

Balance energético en el País.

1.1.1 ¿QUÉ ES EL BALANCE DE ENERGÍA?

El Balance de Energía, para motivos de esta investigación se entenderá como el proceso

de medición, control y comunicación, sobre los intercambios de energía eléctrica que se dan en

puntos de intercambio propios de la Red General de Distribución entre las Empresas

Distribuidoras de Energía y Generadores independientes.

“El balance de energía es el conjunto de relaciones de equilibrio que contabilizan la energía que

se produce, la que se intercambia con el exterior, la que se transforma, la de consumo propio, la no

aprovechada y la que se destina a los distintos sectores y agentes económicos.” (Balance Nacional de

Energía, SENER, 2014).

El proceso de intercambio de energía lo componen los generadores propios e

independientes, zonas de carga y circuitos de conexión o redes generales de distribución, donde

las zonas de carga son una división geográfica referenciada de un concentrado de consumo

eléctrico, los generadores propios son aquellos que brindan el servicio de generación eléctrica a

zonas de carga propias, mientras que los generadores independientes son aquellos que brindan el

servicio de energía eléctrica indiscriminadamente a cualquier zona de carga, pagando el uso de la

redes para su interconexión con el sistema, por último, las redes generales de distribución propias

del distribuidor de energía eléctrica son aquellos circuitos que sirven de unión entre zonas de

carga aglomerándose en 16 unidades de negocio en todo el país, así como una vía donde la

energía generada y consumida puede moverse, como se muestran en la figura 1 “Diagrama del

proceso de Intercambio de Energía General”.

~ 19 ~

Fuente: Diseño Propio

Fig. 1 Diagrama del proceso de Intercambio de Energía General.

El diagrama anterior muestra algunos de los componentes de importancia para el proceso de

balance de energía, sin embargo, los puntos de intercambio serán detallados más adelante en

cuanto a las condiciones y características de operación de estos, debido a que son parte

fundamental de la investigación.

El Balance de Energía se hace necesario debido al creciente interés del estudio de la

calidad y gestión de la energía eléctrica, derivado de las exigencias de los clientes sobre las

diferentes problemáticas operativas que existen dentro de las redes eléctricas, sin mencionar a las

pérdidas técnicas y no técnicas que afectan directamente a las liquidaciones de las empresas

distribuidoras, además de las nuevas normas y obligaciones que los órganos reguladores

imponen a los participantes del MEM.

En la actualidad, la competitividad de un mundo globalizado exige cada vez mejores

productos, ante esta realidad el sector eléctrico no es ajeno según el artículo llamado

Globalización y Competitividad de los autores Mayra García y Rene Salinas. La sociedad

industrial ve a la energía eléctrica como uno de sus insumos vitales e importantes para los

procesos productivos que llevan a cabo. Como tal, este insumo debe de estar sujeto a

requerimientos de control de calidad y confiabilidad en el suministro.

~ 20 ~

1.1.2 BALANCE DE ENERGÍA EN MÉXICO

En la Base 16 de las Bases del Mercado Eléctrico, publicadas por la Secretaría de Energía

(SENER) en el Diario Oficial de la Federación en septiembre 2015, se establece que los Sistemas

de Medición Fiscal deberán contar con calidad de facturación e incluir responsabilidades

referentes a su instalación, verificación y mantenimiento, para la adquisición, procesamiento y

envío de registros de medición para los procesos de liquidación que permitan llevar a cabo dicha

actividad en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), con la infraestructura que realice la

transferencia diaria y horaria de perfiles (información de medición) de las Redes Generales de

Distribución en todos los puntos de intercambio en media tensión directamente al CENACE bajo

sus consideraciones de factibilidad.

Actualmente la empresa suministradora de energía, es la encargada del proceso de

distribución de la Energía Eléctrica en todo el país desde el año 2010, sin embargo, ante la

reforma energética en 2013, obtuvo el grado de Empresa Productiva Subsidiaria, con estas

nuevas condiciones de desarrollo la EPS no cuenta con la infraestructura necesaria en sistemas

de medición, comunicación y gestión de información para atender los requerimientos

regulatorios que requiere el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), en los puntos de intercambio

que los órganos reguladores determinan.

“La CFE, empresa que se dedica a generar, transmitir, distribuir y comercializa r la energía

eléctrica, tiene 25,8 millones de clientes.” (CFE Distribución, 2017)

Éstas nuevas obligaciones conferidas a la Empresa Distribuidora de Energía a raíz de la

Reforma Energética, le crean la necesidad de contar con infraestructura que realice la

transferencia diaria y horaria de los perfiles de información obtenida por la medición de los

diferentes puntos de intercambio determinados dentro de las Redes Generales de Distribución, de

una forma oportuna y confiable, garantizando que las liquidaciones a efectuar a los Participantes

del Mercado Eléctrico Mayorista y al propio Distribuidor por el uso de red, se realicen de manera

correcta y transparente, cumpliendo con los requisitos de seguridad e interoperabilidad

establecidos en el Código de Red, las Bases del Mercado, sus Manuales de Prácticas y las

Disposiciones Administrativas de Carácter General.

~ 21 ~

Aunado a lo anterior, los Términos de la Estricta Separación Legal de la Comisión

Federal de Electricidad establecen como activos fijos de la empresa de distribución a las Redes

Generales de Distribución, con lo que se genera una responsabilidad sobre puntos de intercambio

de energía entre Transportistas y Distribuidores que no cuentan con el equipamiento necesario

para llevar a cabo la medición de energía para efectuar las liquidaciones del Mercado Eléctrico

Mayorista.

Con el fin de iniciar con el MEM, el CENACE optó por utilizar la medición solo de los

puntos de intercambio que se encuentran en la red de alta tensión (igual o mayor a 69kV), este

proyecto lo llevó a cabo con la CFE Transmisión. Sin embargo, para cumplir con las mediciones

requeridas del MEM, el CENACE debe tomar en cuenta las mediciones en media tensión, así

como las inversiones necesarias, ya que es en media tensión donde se conectan la mayoría de los

participantes del MEM.

Para cumplir con las liquidaciones para el MEM completamente, se requiere que la

empresa Distribuidora de Energía cuente con la medición, control y comunicación de puntos de

intercambio que se encuentran en subestaciones, así como en trayectorias de los circuitos de

Distribución de media tensión (inferior a 69 kV).

1.1.3 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS EN EL BALANCE DE ENERGÍA

Dentro de las principales metas del proyecto, se presenta la reducción de pérdidas

eléctricas en las RGD desde dos frentes, la primera reduciendo las pérdidas técnicas con la

modernización de los equipos de medición en puntos de intercambio y en segunda, con el

monitoreo de flujos de energía mediante la infraestructura de balance de energía

1.1.3.1 PÉRDIDAS ELÉCTRICAS.

Una pérdida eléctrica, es la diferencia entre la cantidad total de energía generada y la

cantidad total consumida por los usuarios finales. Las pérdidas eléctricas se dividen en dos tipos

diferentes: las pérdidas técnicas y las pérdidas no técnicas como se muestra en la figura 2.

~ 22 ~


Fig. 2 Pérdidas eléctricas en un sistema de potencia

Durante la investigación se han utilizado los términos de pérdidas técnicas y no técnicas,

que son fundamentales para la conformación de un sistema de medición en un balance de

energía.

1.1.3.2 PÉRDIDAS TÉCNICAS

Este tipo de pérdidas consisten en la dispersión de energía en los componentes eléctricos

por aspectos intrínsecos y normales del funcionamiento, construcción, componentes,

mantenimiento y antigüedad de los equipos e instalaciones eléctricas, así como la obsolescencia

de los mismos, es decir; las pérdidas por calor, el tipo de material, la calidad de los mismos así

como el estado en el que se encuentren, esto dependerá del tiempo que llevan en funcionamiento

y del tipo de mantenimiento que se les ha brindado.

Otro aspecto que debe considerarse en las pérdidas técnicas para los sistemas de potencia,

son las grandes distancias que la corriente eléctrica circula para llegar desde el proceso de

generación hasta el usuario final, debe conducirse por una red de transmisión y distribución que

puede recorrer miles de kilómetros, los electrones chocan entre sí, este movimiento transforma

parte de la energía eléctrica en energía calorífica. A este efecto se suma la energía que se disipa a

pasar por una serie de instrumentos como transformadores de voltaje, circuitos de distribución de

media y baja tensión, acometidas y medidores.

~ 23 ~

A continuación, se muestra el recorrido de la corriente eléctrica, desde el punto de

generación hasta el punto de consumo por el usuario final.


Fig. 3“Sistema Eléctrico de Potencia”

1.1.3.3 PÉRDIDAS NO TÉCNICAS

Éstas se originan por errores en la medición y la facturación, ya sea por equipos mal

calibrados o incluso errores humanos al momento de realizar la medición, además; por malas

prácticas de los consumidores como lo son los usos ilícitos y las alteraciones en los medidores,

siendo estos algunos de los más comunes.

Actualmente, la empresa distribuidora de Energía Eléctrica ha estado en el proceso de

implementación de programas para disminuir las pérdidas eléctricas en 1 punto porcentual cada

año hasta alcanzar las metas propuestas que equivale el llegar a los promedios de estándar

internacional, o sea, un 8% en promedio en países miembros a la OCDE.

~ 24 ~

La mayor cantidad de pérdidas técnicas (usos ilícitos de la energía), se dan dentro de las

Redes Generales de Distribución (media y baja tensión), por lo que, el CENACE asienta las

necesidades para las mediciones en media tensión donde se conectan la mayoría de los

participantes del MEM y contar con las mediciones requeridas por el mismo.


Fig. 4 Pérdidas no técnicas (Robo de Energía) en el proceso de medición.

1.2 INFRAESTRUCTURA EXISTENTE PARA EL BALANCE DE ENERGÍA

A continuación, se establecen las características con las que se debe de cumplir y se

delimitan las zonas de injerencia para el Balance de Energía, problemáticas que presentan las

Redes Generales de Distribución en México y las bases para el diseño de nuevo sistema de

Balance energético en el País.

1.2.1 PUNTOS DE INTERCAMBIO

Un punto de intercambio es el circuito de enlace entre dos zonas de carga, donde existe un

punto de medición, para determinar los flujos de potencia que interaccionan entre estas. Dichos

puntos son fundamentales para llevar a cabo el Balance de la energía, estos puntos se componen

de una medición bidireccional de energía, sistemas de comunicación a través de radiofrecuencia

y debido a que el equipo que se emplea para efectuar la medición en los puntos de intercambio es

diseñado para trabajar con bajas tensiones y corrientes, se hace necesario la intervención de un

~ 25 ~

Equipo Compacto de Medición (ECM) que se compone de un triple sistema de transformadores

de Instrumento (Transformador de Potencial y Transformador de Corriente) comúnmente

conocidos como TC’s y TP’s para poder efectuar las mediciones en Media Tensión.

Fuente: CFE Distribución

Fig. 5: Equipo Compacto de Medición tipo poste


Fig. 6: Equipo Compacto de Medición instalado en punto de medición en poste.

A continuación, en la figura 7 se ilustra el proceso de gestión que realiza un punto de

intercambio a las zonas de carga interconectadas a través de este, mediante la comunicación de

datos recolectados a través del medidor, por el proceso propio del ECM a través de

radiofrecuencia a un servidor propio de la empresa distribuidora de energía eléctrica.

~ 26 ~

Fig. 7: Proceso de gestión de un punto de intercambio

El país está dividido en 16 unidades de negocio conformadas por 150 zonas de

distribución, el balance de energía se lleva a cabo a nivel de zonas de Distribución, determinando

con esto las pérdidas totales de cada una, una vez obtenido dicho balance por zonas se procede a

hacer uno por cada unidad de Negocio, al conjuntar los 16 reportes de cada unidad de Negocio se

emite el balance nacional. El proceso actual que se lleva a cabo para determinar los puntos de

intercambio se realiza a partir del análisis de la Energía Entregada, Energía Recibida, Energía

Perdida, Pérdidas Técnicas y Pérdidas No Técnicas, de cada unidad de negocio, como se muestra

en la siguiente tabla.

Tabla 1: Energía Perdida Nacional (KWh – año móvil con Media Tensión).

Fuente: SIBE Media Tensión, CFE Distribución, 2017

Zona de Carga Energía RecibidaEnergía

EntregadaEnergía Perdida

% Energía

Perdida

% Energía

Perdida

Meta

Pérdidas

Técnicas

% Pérdidas

Técnicas

Pérdidas No

Técnicas

% Pérdidas

No Técnicas

CENTRO OCCIDENTE 6,895,622,203 6,360,282,195 535,340,008 7.76% 8.30% 436,492,885 6.33% 98,847,123 1.43%

GOLFO CENTRO 8,105,687,820 7,233,053,600 872,634,220 10.76% 9.60% 568,208,716 7.01% 304,425,504 3.75%

BAJA CALIFORNIA 13,805,759,091 12,846,976,129 958,782,962 6.94% 8.10% 633,684,342 4.59% 325,098,620 2.35%

PENINSULAR 11,522,506,161 10,460,771,054 1,061,735,107 9.21% 10.30% 621,063,082 5.39% 440,672,025 3.82%

CENTRO SUR 8,221,604,936 6,881,189,821 1,340,415,115 16.30% 17.87% 553,314,012 6.73% 787,101,103 9.57%

CENTRO ORIENTE 12,161,222,603 10,728,533,394 1,432,689,209 11.78% 12.40% 655,489,898 5.39% 777,199,311 6.39%

NOROESTE 18,078,323,102 16,271,001,808 1,807,321,294 9.99% 9.66% 988,884,274 5.47% 818,437,020 4.52%

ORIENTE 10,678,901,131 8,807,156,338 1,871,744,793 17.52% 14.32% 913,046,047 8.55% 958,698,746 8.97%

VALLE DE MÉXICO CENTRO 11,673,561,956 9,717,488,786 1,956,073,170 16.75% 15.79% 742,438,540 6.36% 1,213,634,630 10.39%

SURESTE 11,362,497,332 9,357,645,957 2,004,851,375 17.64% 13.68% 1,108,979,740 9.76% 895,871,635 7.88%

JALISCO 14,913,972,764 12,773,871,583 2,140,101,181 14.34% 13.93% 932,123,298 6.25% 1,207,977,883 8.09%

BAJÍO 22,147,447,961 19,848,628,681 2,298,819,280 10.37% 11.72% 1,630,052,170 7.36% 668,767,110 3.01%

NORTE 19,012,808,346 16,702,163,661 2,310,644,685 12.15% 10.43% 1,011,481,404 5.32% 1,299,163,281 6.83%

VALLE DE MÉXICO SUR 15,024,640,315 11,448,214,732 3,576,425,583 23.80% 24.11% 866,921,746 5.77% 2,709,503,837 18.03%

VALLE DE MÉXICO NORTE 15,029,990,364 11,321,023,701 3,708,966,663 24.67% 21.37% 868,733,443 5.78% 2,840,233,220 18.89%

GOLFO NORTE 29,949,811,353 25,605,561,348 4,344,250,005 14.50% 12.89% 1,452,565,851 4.85% 2,891,684,154 9.65%

NACIONAL 225,887,882,499 193,667,087,849 32,220,794,650 14.26% 14.50% 13,982,459,927 6.19% 18,238,334,723 8.07%

~ 27 ~

1.2.2 ZONAS DE CARGA

Como se ha mencionado anteriormente una zona de carga es aquel sitio georreferenciado

donde se tiene un consumo de energía eléctrica. México está dividido en 16 unidades de negocio

conformadas por 150 zonas de distribución que se extienden a través del territorio mexicano y

que son parte del sistema eléctrico de potencia. En la figura 7 se muestran a las 16 divisiones con

las 150 zonas de distribución que compone a la RGD, así como su ubicación en el país. En cada

una de las zonas se tiene un número de clientes estimado, gracias a estos datos se calcula el

consumo promedio por tarifa, lo cual ha permitido que se tengan estimaciones para ofrecer las

liquidaciones correspondientes a usuarios finales.

Fuente: CFE Distribución, 2017

Fig. 8: Zonas de carga en la República Mexicana

~ 28 ~

1.2.3 INCERTIDUMBRE DEL ACTUAL PROCESO DE MEDICIÓN

Durante el proceso de medición actual se presentan dos casos principales de

incertidumbre al realizar el balance de energía, el primer caso corresponde a puntos de

intercambio con medición, pero sin comunicación, por lo que las tomas de lectura se tienen que

hacer manuales en sitio, agregando errores humanos de facturación al proceso.

El segundo caso corresponde a puntos de intercambio sin medición, en este proceso se

apoyan en mediciones aledañas en otros puntos medidos y se estima la energía entregada

(generada) y usada, para realizar el balance de energía.

1.2.4 UBICACIÓN DE LOS PUNTOS DE INTERCAMBIO

Los puntos de intercambio tienen presencia en 16 divisiones que componen la Red

General de Distribución (RGD) en México, para lo cual, se contemplan equipos de medición,

control, comunicaciones e infraestructura asociada para el monitoreo de las mediciones en

puntos de intercambio de energía en la red de media tensión dentro de subestaciones y en

circuitos de conexión en línea de distribución de Media tensión.

Tabla 2: Puntos de Intercambio por División.

División Total de Puntos

Baja California 937 Bajío 1,402

Centro Occidente 906 Centro Oriente 791

Centro Sur 738

Golfo Centro 701

Golfo Norte 1,844

Jalisco 925 Noroeste 1,296

Norte 1,209

Oriente 841

Peninsular 773 Sureste 985

Valle de México Centro 611

Valle de México Norte 677

Valle de México Sur 724

Total 15,360

~ 29 ~

1.2.5 INFRAESTRUCTURA EXISTENTE PARA EL BALANCE DE ENERGÍA EN MÉXICO

Debido a la falta de infraestructura de medición suficiente para dar cumplimiento a los

requerimientos del mercado eléctrico mayorista, se generan estimaciones en las liquidaciones a

los participantes, incumpliendo con la normatividad vigente y agregando incertidumbre en la

facturación de la energía distribuida. Para determinar la infraestructura necesaria, la EPS CFE

distribución cuantificó la totalidad de instalaciones que requerirán medición especializada para

participar adecuadamente en el MEM. Se determinó la cantidad de puntos de medición que no

cumplen los requisitos y se obtuvo la diferencia, como se muestra en la tabla 1.1.

Tabla 3: Necesidad de puntos de medición en por cada División.

División Fuera de

subestaciones Dentro de

subestaciones Total Incumplen Incumplen

Baja California 11 926 937 Noroeste 13 1,283 1,296

Norte 29 1,180 1,209 Golfo Norte 29 1,815 1,844

Centro Occidente 62 844 906

Centro Sur 34 704 738 Oriente 61 780 841

Sureste 45 940 985 Valle de México Norte 150 527 677

Valle de México Centro 161 450 611 Valle de México Sur 222 502 724

Bajío 61 1,341 1,402

Golfo Centro 51 650 701 Centro Oriente 142 649 791

Peninsular 11 762 773 Jalisco 125 800 925

Nacional 1,207 14,153 15,360

La tabla anterior se basa en que, un punto de intercambio de energía está en cumplimiento

cuando tiene confiabilidad en la infraestructura de medición, seguridad de la información,

comunicaciones y equipo de control operativo necesario para participar de forma adecuada en el

Mercado Eléctrico Mayorista en los puntos de la recepción y entrega de energía (punto de

intercambio)

~ 30 ~

La acción de inversión para la confiabilidad de puntos de medición entre zonas de carga

se refiere a los sistemas de medición (medidores y trasformadores de instrumento) y la

comunicación (canales de comunicación para enlazar el punto de medición entre zonas de carga,

al punto de intranet de la empresa distribuidora más cercano) necesarios para que puedan

participar de forma adecuada en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Para este proyecto del MEM se requiere que la empresa Distribuidora de Energía cuente

con 15,360 puntos de intercambio de energía que se encuentran dentro de subestaciones y en las

trayectorias de los circuitos de Distribución.

~ 31 ~

CAPÍTULO 2

MARCO METODOLÓGICO

~ 32 ~

2.1 PLANIFICACIÓN DE LA NUEVA INFRAESTRUCTURA DEL BALANCE DE

ENERGÍA BAJO ESTÁNDARES DEL ORGANO REGULADOR

A continuación, se expone la parte técnica que requiere el proyecto en la cual se presenta

las normas y acuerdos para realizar la proyección del proyecto de 2018-2021 con la cual se

sustenta la parte técnica de la inversión que debe realizarse mediante la adquisición de los

equipos de medición, control y comunicación.

2.1.1 NUEVA INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA EN

PUNTOS DE INTERCAMBIO

Los sistemas de Medición están compuestos por un programa informático y la instalación

de equipos de medición eléctrica más el sistema de sincronía de tiempo que deberán de cumplir

con la Norma Oficial Mexicana NOM-EM-007-CRE-2017 “Sistemas de Medición de Energía

Eléctrica, Especificaciones y Métodos de Prueba para Medidores Multifunción y

Transformadores de Instrumento¨.

Dichos sistemas permitirán contar con la infraestructura necesaria para que se realice la

transferencia diaria de información de medición de la Red General de Distribución al CENACE,

en forma transparente, oportuna y confiable, garantizando las liquidaciones a los Participantes

del Mercado y al Transportista.

Medidores MES 2,5-3F-4H-3E-120A480-Y/D-S-VL2R.

Dispositivo utilizado para medir y registrar el consumo de energía eléctrica (en unidades

de KWh) en los puntos de interconexión/conexión del Mercado Eléctrico Mayorista. Dichos

puntos están asociados a las inyecciones y retiros de energía de los participantes del mercado,

tales como: centrales eléctricas, centrales eléctricas legadas, centrales externas legadas,

intercambio transportista – redes generales de distribución, usuarios calificados, usuarios

básicos, importación y exportación.

~ 33 ~

Con las nuevas tecnologías se fabrican medidores cuyo funcionamiento está basado en la

conversión de señales analógicas de tensión y corriente en señales digitales que derivan en las

mediciones adecuadas de magnitudes eléctricas, ya sean instantáneas o acumuladas que se

pueden almacenar como datos históricos.

Fuente: Catálogo IUSA, 2017

Fig. 9: Medidor tipo socket marca IUSA

Fuente: Catálogo General Electric, 2017

Fig. 10 Medidor tipo socket marca General Electric

~ 34 ~

Fuente: Catálogo Elster, 2017

Fig. 11 Medidor tipo socket marca Elster

Base enchufe para medidor de 13 terminales.

Son accesorios diseñados para alojar los medidores MES 2,5-3F-4H-3E-120A480-Y/D-S-

VL2R, en condiciones de seguridad y con las características técnicas necesarias para medir el

consumo de energía eléctrica.


Fig. 12: Base enchufe de 13 terminales, para medidor tipo socket

~ 35 ~

ECM-3E-34,5-20125/115-200/5(R/A) doble devanado.

Equipo auxiliar en la medición, que consta de un juego de 3 transformadores integrados

de medición (TIM), el cual consiste en tener en un mismo cuerpo el transformador de Potencial y

el transformador de Corriente, de acuerdo a las especificación CFE VE100-29 “Transformadores

de Potencial Inductivos para Sistemas con Tensiones Nominales de 13,8 kV a 400 kV” y Norma

de Referencia NRF-027-CFE “Transformadores de Corriente para Sistemas con Tensiones

Nominales de 0,6 kV a 400 kV” Vigentes, el propósito es proporcionar en un mismo equipo las

señales de corriente y tensión a fin de alimentar dispositivos de control, protección y medición en

las redes eléctricas.


Fig. 13: Equipo Compacto de Medición tipo Subterráneo


Fig. 14: Equipo Compacto de Medición tipo poste

~ 36 ~

Material Misceláneo.

Es todo el material necesario para la correcta ejecución de las actividades de instalación

de los equipos utilizados.

Sistemas de Monitoreo.

Equipo necesario para monitorear en tiempo real los puntos de intercambio que

contempla el proyecto desde una central ubicada en instalaciones de la empresa distribuidora.

Fig. 15: Sistema de monitoreo para el proceso de facturación de energía

Para llevar a cabo el proceso de gestión se requiere que cada una de las divisiones cuente

con su sistema de monitoreo independiente y este brinde la comunicación en tiempo real de todas

las transacciones de energía que se darán día con día en el MEM.

Fig. 16: Sistema de comunicación para el MEM

Una vez que se tenga la medición, control y comunicación de cada punto mallado del

Sistema Eléctrico Nacional, se podrá llevar a cabo la puesta en servicio del balance de energía,

permitiendo un sistema de monitoreo altamente preciso y de esta forma se evitara realizar

~ 37 ~

estimaciones en la facturación, tomando en cuenta procesos de generación independiente,

generación propia, suministro básico, suministro calificado, usuarios finales, usuarios

calificados, distribuidores y órganos reguladores que estarán en revisión constante de las

transacciones en tiempo real de todos los participantes del MEM, como se muestra a

continuación.

Fig. 17: Sistema de Balance de Energía para el MEM

Equipo de control.

Son los encargados de permitir que la subestación sea controlada remotamente desde un

Centro de Control, evitando de esta manera tener personal de manera permanente para la

operación propia de la subestación.

Seguridad de la información.

Son los equipos e infraestructura de seguridad de la información de medición para la

liquidación del mercado eléctrico, que se genera en los medidores de las subestaciones de

Distribución para su entrega al CENACE que disponen de mecanismos seguros y confiables de

hardware, software y comunicaciones para permitir que sólo el personal autorizado tenga acceso

hacia los sistemas de medición y la adquisición de datos para fines de mercado, incluyendo

~ 38 ~

medidores, dispositivos concentradores, equipo de administración y software necesario para

recolectar la información.

De lo anterior se puede apreciar que los equipos instalados en las Subestaciones guardan

una correlación muy estrecha entre sí, por lo que deben ser especificados de tal manera que

mantengan una compatibilidad al 100% y poder interconectarse entre ellos para trabajar

eficientemente. Esto nos lleva a considerar que si se moderniza solo una parte del equipo esto no

garantiza al 100% la compatibilidad con el resto de los equipos, por lo que al considerar el

cambio en alguno de los componentes se debe de considerar la modernización del resto de los

equipos asociados para fin de mantener la compatibilidad tecnológica.

2.1.2 HOMOLOGACIÓN DE LA INFRAESTRUCTURA DE MEDICIÓN

El proyecto para la homologación de la infraestructura de medición para el Balance de

Energía incluye obras que se ejecutarán en los Estados Unidos Mexicanos en las 150 Zonas de

distribución de las 16 divisiones que comprenden a la Red General de Distribución.

Las condiciones establecidas por la Ley de la Industria Eléctrica en su artículo 37 y las

Base 16 del Mercado Eléctrico Mayorista requieren obtener el balance de energía en los puntos

de intercambio de está de las denominadas Zonas de Carga, tales como salida de alimentadores

en media tensión, transformador de potencia, intercambio de energía entre zonas. Por tanto, se

requiere de la instalación de equipo de medición y comunicaciones en las Redes Generales de

Distribución para obtener una medición confiable y que todos los Participantes del Mercado

Eléctrico Mayorista realicen las liquidaciones por energía correspondientes, esto es, diario

horario.

El proyecto a emprender incluye; “Medición dentro de las subestaciones de distribución”

y “Medición fuera de las subestaciones de distribución”, que involucran las siguientes acciones

de inversión; “Control operativo de Subestaciones para el mercado de energía”, “Medición para

liquidación”, “Comunicación con el sistema de integración de perfiles de Medición”, “Seguridad

de la información” y “Puntos de medición entre zonas de carga” destinadas a equipar y

modernizar la infraestructura de medición, comunicaciones y equipo de control operativo.

~ 39 ~

El proyecto de Gestión del balance de energía para el Mercado Eléctrico Mayorista se

encuentra enfocado en las instalaciones que no cuentan con la infraestructura de medición,

software, hardware, sistema de comunicaciones y equipo necesario para realizar la medición en

los puntos de intercambio de energía, así como la integración de la medición de los centros de

carga perteneciente de los suministrados calificados y generadores por lo cual es necesaria la

aplicación de este proyecto en los siguientes elementos de la Redes Generales de Distribución:

Líneas de Media Tensión

Subestaciones eléctricas

Centros de Control de Distribución

Puntos de intercambio entre Zonas de Carga

Integración de la medición de los centros de carga perteneciente de los suministrados

calificados y generadores

Además, este proyecto considera todos los elementos que permitan la integración de

sistemas de medición para la operación y administración de los procesos del Mercado Eléctrico

Mayorista, con ayuda de estas mediciones una red eléctrica inteligente realiza varios procesos

como, por ejemplo:

Balance de flujos de energía. – Al obtener las mediciones eléctricas de diferentes puntos

en la Red General de Distribución en tiempo real, es posible que realice estudios de flujos

de energía.

Detección de anomalías en las Redes Generales de Distribución. – Con ayuda de las

mediciones detectar si un circuito sale de operación o presenta una anomalía.

Integración de la medición de los centros de carga perteneciente de los suministradores

calificados y generadores

2.1.3 PROYECCIÓN DE LA EJECUCIÓN DEL PROYECTO

Para este proyecto se estima un periodo de evaluación económico de 15 años y un

periodo de vida útil de 15 años correspondiente a la vida útil de los equipos involucrados. El

proyecto comprenderá desde 2018 hasta 2021 ya que se considera la instalación en sitio de los

~ 40 ~

equipos, además, en el caso donde se requiera, el acondicionamiento del sitio donde se instalarán

los mismos, así como realizar la verificación y su puesta en servicio.

Al comparar el total de puntos que tendrán participación en las mediciones del Mercado

Eléctrico Mayorista, con los puntos de medición que actualmente cumplen con las características

necesarias para tal efecto, se identificaron las necesidades por Zona de Carga como se muestran

en la siguiente tabla.

Tabla 4: Necesidades por zona de carga

Unidad de Negocio CFE

Distribución

Fuera de subestaciones Dentro de subestaciones Total

Incumplen Incumplen

Baja California 11 926 937

Noroeste 13 1,283 1,296 Norte 29 1,180 1,209

Golfo Norte 29 1,815 1,844 Centro Occidente 62 844 906

Centro Sur 34 704 738 Oriente 61 780 841

Sureste 45 940 985 Valle de México Norte 150 527 677

Valle de México Centro 161 450 611 Valle de México Sur 222 502 724

Bajío 61 1,341 1,402 Golfo Centro 51 650 701

Centro Oriente 142 649 791 Peninsular 11 762 773

Jalisco 125 800 925

Nacional 1,207 14,153 15,360

Fuente: Secretaría de Energía

2.1.4 CALENDARIO DE EJECUCIÓN DE ACTIVIDADES PARA EL PROYECTO

Una vez aprobado el Programa por las autoridades competentes u órganos encargados de la

modernización de las Redes Generales de Distribución, se requiere para su ejecución una serie de

actividades, mismas que se mencionan brevemente a continuación:

Convocatoria; tiene la finalidad de dar a conocer a los posibles interesados en el

Programa, las características, términos y condiciones para su realización, a su vez dichos

interesados, deberán elaborar una propuesta técnico-económica que entregarán a las

autoridades competentes u órganos encargados de la modernización de las Redes

Generales de Distribución para su evaluación correspondiente.

~ 41 ~

Evaluación y Fallo; una vez recibidas las propuestas para la ejecución del Programa, las

autoridades competentes u órganos encargados de la modernización de las Redes

Generales de Distribución analiza cada propuesta y determina cual es la proposición más

solvente técnica y económicamente, que resulte conveniente para el Estado, aplicando

criterios relativos referentes a precio, calidad y oportunidad. Al término de la evaluación

se emite el fallo correspondiente, mismo que dictamina al adjudicatario del programa.

Firma de contrato; una vez adjudicado el Programa, se procede a su formalización

mediante la firma del contrato.

Suministro; Indica las fechas de suministro de equipos y su fecha estimada de

terminación.

En la tabla 5 se muestra el calendario de las actividades más relevantes del programa para

el periodo del año 2018 al 2019:

Tabla 5: Calendario de Actividades

Evento Trimestre 2017 Trimestre 2018

Cuarto Primero Segundo Tercero Cuarto

Análisis de Factibilidad del Proyecto

Actividades previas

Convocatoria de licitación

Evaluación técnico-económica, emisión

de fallo y firma del contrato

Suministro de equipos y materiales

Puesta en servicio


~ 42 ~

Evento Trimestre 2019

Primero Segundo Tercero Cuarto

Actividades previas


Evaluación técnico-económica, emisión de fallo y firma

del contrato


Puesta en servicio




Actividades previas


Evaluación técnico-económica, emisión de fallo y firma

del contrato


Puesta en servicio


~ 43 ~



Actividades previas


Evaluación técnico-económica, emisión de fallo y firma del

contrato


Puesta en servicio


2.2 ESTUDIO TÉCNICO ECONÓMICO DE FACTIBILIDAD DEL BALANCE DE ENERGÍA

EN MÉXICO

A continuación, se expone la parte técnica-económica del presente trabajo de

investigación en la cual se presenta la proyección del proyecto de 2018-2021 con la cual se

sustenta la inversión que debe realizarse mediante la adquisición de los equipos de medición,

control y comunicación, así como los distintos misceláneos que se usaran durante la instalación

de los equipos antes mencionados.

La vida útil del proyecto es de 15 años, el horizonte de evaluación incluye este periodo

además de cuatro años de inversión del año 2018 al 2021, correspondiente a un total de 7 016.06

MDP para 15 360 puntos de intercambio tanto dentro de subestaciones como fuera de éstas.

Los costos de inversión se calcularon cuantificando las necesidades de infraestructura que

tiene cada unidad de negocio para cada punto de intercambio en los rubros de: control operativo

de subestaciones para el mercado de energía, medición para liquidación, seguridad de la

Información y puntos de medición entre zonas de carga.

Se calculan como un costo anual correspondiente al 10% del total de la inversión

instantánea. Se derivan de los recursos humanos y materiales necesarios para operar y mantener

en buen estado los puntos de intercambio, en los rubros de: control operativo de subestaciones

~ 44 ~

para el mercado de energía, medición para liquidación, seguridad de la Información y puntos de

medición entre zonas de carga.

En la tabla 6 se muestra la inversión requerida para la ejecución del proyecto comenzando en el

año 2018 y concluyendo en 2021.

Tabla 6: Esquema de inversión en MDP

ACCION DE INVERSIÓN Esquema de Inversión (MDP $)

2018 2019 2020 2021 Subtotal

Control Operativo De Subestaciones

para el Mercado de Energía $514.96 $1 890.23 $761.08 $941.70 $4 107.97

Medición para Liquidación $159.03 $101.73 $374.16 $300.53 $935.45

Seguridad de la Información $214.82 $146.30 $572.84 $498.14 $1 432.10

Puntos de Medición entre Zonas de Carga

$270.51 $270.03 $540.54

TOTAL $1 159.32 $2 408.29 $1 708.08 $1 740.37 $7 016.06

~ 45 ~

En la siguiente tabla se desglosa de manera específica las necesidades para llevar a cabo

el balance de energía en los distintos puntos de intercambio del país, en estás se mencionan de

manera concreta los equipos, así como el costo de la inversión.

Tabla 7: Requerimientos para la seguridad de la información

UNIDAD DE NECESIDAD REQUERIMIENTO INVERSIÓN

SEPARACIÓN LÓGICA DE LA RED OPERATIVA

MODERNIZACIÓN DE

INFRAESTRUCTURA DE LA RED INFORMÁTICA

OPERATIVA

$177.21

ADQUISICIÓN DE

INFRAESTRUCTURA DE LA RED INFORMÁTICA

OPERATIVA

$42.91

ADQUISICIÓN EQUIPAMIENTO PARA

LA RED INFORMÁTICA OPERATIVA

$449.86

SEGURIDAD INFORMÁTICA DE LA

RED OPERATIVA

MODERNIZACIÓN DE SEGURIDAD

INFORMÁTICA DE LA

RED OPERATIVA

$ -

ADQUISICIÓN EQUIPAMIENTO PARA

LA REGURIDAD INFORMÁTICA DE LA

RED OPERATIVA

$762.12

TOTAL $1,432.10

Para cumplir con los requisitos solicitados por el órgano regulador de energía para los

puntos de intercambio, es necesario el suministro de equipos y materiales de medición,

comunicaciones, puesta en servicio, mantenimiento y sistema de monitoreo para cada punto de

~ 46 ~

intercambio de energía, por lo anterior, en la tabla 6 se muestra la necesidad por cada punto de

medición para cumplir con los requisitos solicitados por el órgano regulador.

Tabla 8: Equipos requeridos para cada División

División Adquisición

de medidor

Adquisición

equipamiento

para medidor

Adquisición

de

servidores

Adquisición de

equipamiento

para

servidores

Adquisición

de TP’s,

TC’s para

medición

Equipamiento

de sistemas

para

conectividad

Baja California 22 22 1 8 0 11

Noroeste 26 28 1 11 2 13

Norte 58 58 1 10 0 28

Golfo Norte 58 132 1 13 74 29

Centro Occidente 124 152 1 13 28 62

Centro Sur 68 71 1 11 3 35

Oriente 122 122 1 10 0 61

Sureste 90 102 1 11 12 48

Valle de México Norte 300 438 1 8 138 54

Valle de México Centro 322 352 1 8 30 208

Valle de México Sur 444 635 1 8 191 222

Bajío 122 129 1 11 7 61

Golfo Centro 102 111 1 9 9 51

Centro Oriente 284 330 1 11 46 138

Peninsular 22 33 1 10 11 15

Jalisco 250 283 1 14 33 123

Nacional 2 414 2 998 16 166 584 1 159

El principal beneficio es evitar sanciones de acuerdo con el inciso c), y k) numeral I del

Art. 165 de la Ley de la Industria Eléctrica, en los cuales se establece que “será aplicada una

sanción en caso de incumplir las obligaciones pertinentes en materia de separación contable,

operativa, funcional o legal”, así como “dejar de observar, de manera grave a juicio de la CRE,

las disposiciones en materia de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del Sistema

Eléctrico Nacional” respectivamente. Se analizaron las penalizaciones para el distribuidor por

incumplir las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG´s) de la prestación del

servicio público de distribución, en materia de calidad, continuidad, seguridad y confiabilidad, en

base a la regulación vigente.

De acuerdo con el ingreso requerido de la EPS CFE para 2017 de 97,451.08 MDP y

considerando una sanción correspondiente al 2% en el primer año, aumentando al 4% para el

segundo año y a partir del tercero el 6%, según lo establecido en la LIE (Art. 165 fracción VIII).

~ 47 ~

El ingreso requerido es la relación de los costos relacionados con las asociaciones o contratos

para llevar a cabo las actividades necesarias para la prestación del Servicio Público de

Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica (Art. 30 y 31 LIE).

Tabla 9: Beneficios por sanciones evitadas

Años Beneficios por sanciones

evitadas Año 1 $ 1 949.02

Año 2 $ 3 898.04

Año 3 $ 5 847.06

Año 4 $ 5 847.06

Año 5 $ 5 847.06

Año 10 $ 5 847.06

Año 15 $ 5 847.06

Total de 15 años $ 81 858.91

Cada una de las zonas de carga deberá contar con el equipo necesario de medición,

control y comunicación para poder realizar las liquidaciones de manera diaria y horaria, la tabla

7 muestra las necesidades de equipos, así como la inversión necesaria para su adquisición.

Tabla 10: Equipo necesario para los puntos de medición entre las zonas de carga

UNIDAD DE NECESIDAD REQUERIMIENTO INVERSIÓN

(MDP)

MEDIDORES DE ENERGÍA

MFse

ADQUISICIÓN DE MEDIDOR MFse $44.37

ADQUISICION EQUIPAMIENTO PARA MEDIDOR MFse $20.04

SERVIDOR

ADQUISICIÓN DE SERVIDORES $5.44

ADQUISICION EQUIPAMIENTO PARA

SERVIDORES $22.32

TP´S, TC’S PARA

MEDICIÓN Fse

AQUISICION DE TP’s, TCS PARA

MEDICIÓN Fse $123.74

CANALES DE

COMUNICACIÓN BANDA ANCHA Fse

ADQUISICION EQUIPAMIENTO PARA CANAL DE BANDA ANCHA Fse $325.07

TOTAL $540.98

~ 48 ~

El balance de energía en México está proyectado para realizarse del año 2018 al año 2021, esto

representa una inversión anual en cuanto a los puntos de medición, las liquidaciones, así la

seguridad de la información, la tabla 8, 9, 10 y 11 muestran los puntos mencionados

anteriormente en las distintas zonas de carga.

Tabla 11: Inversión requerida para 2018 en MDP

División

INVERSIÓN 2018 (MDP)

Puntos de Medición

entre Zonas de

Carga

Medición para

Liquidación

Seguridad de la

Información

Baja California $ 2.22 $ 8.80 $ 15.76

Bajío $ 1.88 $ 14.89 $ 20.59

Golfo Centro $ 10.43 $ 5.71 $ 12.56

Golfo Norte $ 15.08 $ 14.10 $ 22.47

Centro Occidente $ 14.48 $ 4.07 $ 12.65

Valle de México Sur $ 58.01 $ 7.27 $ 5.57

Valle de México Norte $ 27.63 $ 6.31 $ 5.91

Valle de México Centro $ 38.14 $ 14.18 $ 3.69

Peninsular $ 4.36 $ 9.72 $ 12.14

Sureste $ 10.12 $ 10.17 $ 17.43

Centro Oriente $ 28.70 $ 2.06 $ 10.95

Centro Sur $ 7.10 $ 3.14 $ 12.48

Jalisco $ 22.95 $ 8.15 $ 11.54

Noroeste $ 3.08 $ 8.08 $ 19.01

Oriente $ 10.89 $ 2.81 $ 13.62

Norte $ 5.47 $ 39.57 $ 18.45

TOTAL $ 270.54 $ 159.03 $ 214.82

~ 49 ~


División


Puntos de Medición

entre Zonas de

Carga

Medición para

Liquidación

Seguridad de la

Información

Baja California $2.21 $7.80 $10.74

Bajío $11.87 $13.20 $14.02

Golfo Centro $10.43 $5.07 $8.56

Golfo Norte $15.07 $6.47 $15.30

Centro Occidente $14.48 $3.62 $8.62

Valle de México Sur $58.01 $6.46 $3.79

Valle de México Norte $27.62 $4.69 $4.02

Valle de México Centro $38.13 $7.55 $2.51

Peninsular $4.35 $7.36 $8.27

Sureste $10.12 $9.01 $11.87

Centro Oriente $28.69 $1.83 $7.45

Centro Sur $7.10 $3.29 $8.50

Jalisco $22.95 $7.23 $7.86

Noroeste $3.07 $7.17 $12.95

Oriente $10.88 $2.50 $9.27

Norte $5.46 $8.48 $12.57

TOTAL $270.44 $101.73 $146.30

La inversión requerida para los puntos de medición entre zonas de carga será solo para los

primeros dos años (2018 y 2019), como se muestra en las tablas 11 y 12; en este tiempo deberán

ser atendidos los requerimientos de cada uno de estos para que sean considerados con

cumplimiento de infraestructura.

~ 50 ~


División


Puntos de Medición

entre Zonas de

Carga

Medición para

Liquidación

Seguridad de la

Información

Baja California $0.00 $34.45 $58.76

Bajío $0.00 $52.00 $111.79

Golfo Centro $0.00 $38.99 $31.89

Golfo Norte $0.00 $27.54 $35.30

Centro Occidente $0.00 $5.69 $21.37

Valle de México Sur $0.00 $5.22 $4.12

Valle de México Norte $0.00 $0.00 $2.26

Valle de México Centro $0.00 $18.93 $3.47

Peninsular $0.00 $0.00 $32.45

Sureste $0.00 $34.65 $30.37

Centro Oriente $0.00 $11.69 $12.24

Centro Sur $0.00 $14.12 $36.03

Jalisco $0.00 $49.56 $19.00

Noroeste $0.00 $13.10 $28.41

Oriente $0.00 $4.67 $18.86

Norte $0.00 $63.55 $126.52

TOTAL $0.00 $374.16 $572.84

~ 51 ~


División


Puntos de Medición

entre Zonas de Carga

Medición para

Liquidación

Seguridad de la

Información

Baja California $0.00 $ 34.44 $ 52.11

Bajío $0.00 $ 51.99 $ 99.15 Golfo Centro $0.00 $ 34.58 $ 28.28

Golfo Norte $0.00 $ 19.07 $ 30.78

Centro Occidente $0.00 $ 5.04 $ 18.96 Valle de México Sur $0.00 $ 4.62 $ 1.76

Valle de México Norte $0.00 $ 0 $ 0.12 Valle de México Centro $0.00 $ 11.13 $ 1.20

Peninsular $0.00 $ 0 $ 28.79 Sureste $0.00 $ 30.73 $ 26.94

Centro Oriente $0.00 $ 10.36 $ 8.97 Centro Sur $0.00 $ 12.52 $ 31.96

Jalisco $0.00 $ 43.94 $ 16.85 Noroeste $0.00 $ 11.62 $ 25.20

Oriente $0.00 $ 4.13 $ 14.85 Norte $0.00 $ 26.36 $ 112.22

TOTAL $ 0.00 $ 300.53 $ 498.14

Como puede verse en las tablas 13 y 14, para los años 2020 y 2021 ya no se realizará ninguna

inversión en cuanto a los puntos de medición entre zonas de carga ya que para este entonces ya

deben estar terminados; para continuar con el proyecto se continuarán las inversiones con

respecto a la “medición para liquidación” y la “seguridad de la información”.

2.2.1 ANÁLISIS DE RIESGO

Este proyecto puede presentar retrasos en la adquisición de los bienes por los siguientes motivos:

Durante la adquisición:

Licitaciones desiertas por falta de proveedores o por incumplimiento de requisitos.

Incumplimientos en fechas de entrega por parte del proveedor.

Al momento de realizar la licitación del proyecto, puede suceder que no se cumplan con los

requisitos esperados por parte del proveedor y que deba adecuarse a lo que se tiene, además; el

~ 52 ~

hecho de que los proveedores incumplan con la entrega de materiales por alguna razón causa

también un retraso en el avance del proyecto, el tiempo de retraso dependerá de que tan grave sea

la situación.

Durante la operación:

No contar con el equipamiento requerido por pérdida total o descompostura de este debido a

siniestros.

Posibles fallas de fabricación de los equipos.

No contar con la disponibilidad de las RGD para realizar los trabajos.

Al momento de realizar la fase de operación del proyecto, puede suscitarse que los equipos que

ya habían sido contemplados por estar instalados en el sitio de operación y que solo les hacía

falta algún equipamiento, no se encuentren en las mejores condiciones y deben ser reemplazados

por un equipo nuevo.

El equipo nuevo que será instalado tampoco estará exento de tener alguna falla, ya sea de

operación o de fabricación, en caso de presentarse esta situación deberá ser cambiado por otro

equipo que se encuentre en almacén, ser reportado con el proveedor o directamente con el

fabricante.

El hecho de contar con los equipos necesario para ser instalados no quiere decir que se tenga la

disponibilidad para hacerlo, ya que dependerá de las RGD que la instalación de los equipos se

lleve a cabo, esto sin duda es un factor muy importante ya que puede acelerar el avance del

proyecto o por el contrario retrasarlo de manera significativa

En virtud de lo anteriormente expuesto y al no realizar el Proyecto de “Implementación de

Sistemas de Medición para el Mercado Eléctrico Mayorista de la Dirección de Distribución” en

tiempo y forma se incumple con la regulación en materia del Mercado Eléctrico Mayorista

existente a la fecha.

~ 53 ~

2.2.2 FACTIBILIDAD TÉCNICA, LEGAL, ECONÓMICA, AMBIENTAL Y SOCIAL

El análisis de factibilidad muestra que la empresa distribuidora de energía cuenta con la

experiencia técnica necesaria en la definición de las obras que componen el programa, que

incluye su capacidad y ubicación, las instalaciones se realizarán de acuerdo a las especificaciones

técnicas de cada equipo, lo cual garantizará la compatibilidad de los componentes y sistemas, los trabajos

serán supervisados y/o realizados por personal calificado para tales actividades.

En cuanto a su adquisición, el área encargada cuenta con experiencia en la ejecución de

programas similares de escalamiento de la medición a AMI los cuales han sido aprobados y

actualmente están en operación formado parte de los activos con que cuenta la empresa

distribuidora de energía, por lo que el programa se considera técnicamente factible.

Con relación a las evaluaciones legal y ambiental es conveniente mencionar que el

programa de escalamiento de la medición a AMI se regirá bajo los criterios, normas y leyes

aplicables, en sus procesos concursal, constructivo y operativo.

De acuerdo con el Reglamento de la Ley General del Equilibrio Ecológico y la Protección

al Ambiente en Materia de Evaluación del Impacto Ambiental en su capítulo II, Artículo 5°,

“quienes pretendan llevar a cabo alguna obra o actividad, requerirá previamente la autorización

de la Secretaría en materia de impacto ambiental”.

En el artículo 6º señala que, “las ampliaciones, modificaciones, sustituciones de infraestructura,

rehabilitación y el mantenimiento de instalaciones relacionado con las obras y actividades

señaladas en el artículo anterior, así como con las que se encuentren en operación, no requerirán

de la autorización en materia de impacto ambiental siempre y cuando cumplan con todos los

requisitos siguientes:

I. Las obras y actividades cuenten previamente con la autorización respectiva o cuando no

hubieren requerido de ésta.

II. Las acciones por realizar no tengan relación alguna con el proceso de producción que

generó dicha autorización.

III. Dichas acciones no impliquen incremento alguno en el nivel de impacto o riesgo

ambiental, en virtud de su ubicación, dimensiones, características o alcances, tales como

~ 54 ~

conservación, reparación y mantenimiento de bienes inmuebles; construcción, instalación y

demolición de bienes inmuebles en áreas urbanas, o modificación de bienes inmuebles

cuando se pretenda llevar a cabo en la superficie del terreno ocupada por la construcción o

instalación de que se trate.

2.2.3 CÁLCULO DE LOS INDICADORES DE RENTABILIDAD

Una vez determinados los beneficios y costos se calcula el Resultado Neto de Operación,

extrayendo los beneficios los costos de operación, finalmente el resultado se compara con la

inversión para obtener el flujo neto y los indicadores económicos

En la evaluación económica de los proyectos de transmisión, se requiere calcular los

costos y beneficios asociados al proyecto o plan de transmisión, a precios constantes.

Los criterios para esta toma de decisiones son los siguientes:

Valor Presente Neto (VPN)

Si VPN > 0, el proyecto es atractivo y debe ser aceptado.

Tasa Interna de Retorno (TIR)

Si TIR es mayor que la tasa de descuento significa que el retorno del proyecto compensa

el costo de oportunidad del dinero y además, genera un rendimiento, considerándose el

proyecto como una inversión rentable.

Relación Beneficio-Costo (B/C)

Si B/C > 1, el proyecto es rentable. El valor presente de los beneficios es mayor que el de

los costos.

~ 55 ~

Tabla 15: Indicadores económicos del proyecto

AÑO S INVERSIÓ N

PRESUPUESTAL

(CIP)

CO STO S DE

O PERACIÓ N (CO )

BENEFICIO S PO R

EVITAR SANCIO NES RESULTADO NETO

FLUJO

NETO TRI

MILLO NES DE PESO S (MDP)

2018 1,159 -1,159

2019 2,408 116 0 -116 -2,524

2020 1,708 357 0 -357 -2,065

2021 1,740 528 1,949 1,421 -319

2022 702 3,898 3,196 3,196 73.34%

2023 0 702 5,847 5,145 5,145

2024 0 702 5,847 5,145 5,145

2025 702 5,847 5,145 5,145

2026 702 5,847 5,145 5,145

2027 702 5,847 5,145 5,145

2028 702 5,847 5,145 5,145

2029 702 5,847 5,145 5,145

2030 0 702 5,847 5,145 5,145

2031 0 702 5,847 5,145 5,145

2032 0 702 5,847 5,145 5,145

2033 0 702 5,847 5,145 5,145

0

VP 6,062.20 4,368 29,907 25,539 19,477

$

VP Inversión total pesos =

6,062.20 MDP

Inversión total =

7,016.06 MDP

Valor presente de los beneficios=

29,906.93 MDP

Valor presente neto =

19,476.75 MDP

Costo anual equivalente=

1.11 MDP

Tasa interna de retorno (TIR) = 39.79%

B/C = 2.87

Para realizar el cálculo del Valor Presente Neto (VNP), la Tasa Interne de Retorno (TIR)

y la relación Beneficio/Costo, realizamos el siguiente procedimiento:

~ 56 ~

Utilizando el programa Excel, realizamos la diferencia de la Inversión Presupuestal menos el

Resultado Neto, el resultado será el Valor Presente Neto.

𝑉𝑃𝑁 = 𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑢𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙 − 𝑅𝑒𝑠𝑢𝑙𝑡𝑎𝑑𝑜 𝑁𝑒𝑡𝑜

Para el cálculo de la Tasa Interna de Retorno empleamos el Flujo Neto y la Tasa de descuento

mediante la siguiente formula de Excel: = TIR (Flujo Neto, Tasa de descuento); el resultado

equivale al 39.79% y, como se dijo anteriormente, si la TIR es mayor a la Tasa de descuento, la

cual es del 10.07%, el proyecto es rentable.

𝑉𝑃𝑁 = −𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑢𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙 + ∑𝐹𝑡

(1 + 𝑇𝐼𝑅)𝑡

𝑛

𝑡=1

= 0

Para saber si el proyecto es factible utilizamos la relación “Beneficio/Costo”, es decir, los

“Beneficios Totales por evitar sanciones” divididos entre la suma de la “Inversión presupuestal”

más los “Costos de Operación”, lo cual nos da un 2.87, de igual manera, al ser esta relación

mayor a 1 podemos decir que el proyecto es rentable.

𝐵𝐶⁄ =

𝐵𝑒𝑛𝑒𝑓𝑖𝑐𝑖𝑜𝑠 𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙𝑒𝑠 𝑝𝑜𝑟 𝐸𝑣𝑖𝑡𝑎𝑟 𝑆𝑎𝑛𝑐𝑖𝑜𝑛𝑒𝑠

𝐼𝑛𝑣𝑒𝑟𝑠𝑖ó𝑛 𝑃𝑟𝑒𝑠𝑢𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑎𝑙 + 𝐶𝑜𝑠𝑡𝑜𝑠 𝑑𝑒 𝑂𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛

Tabla 16: Resumen Indicadores económicos del proyecto.

Indicador económico Cantidad

Inversión total 7,016,060,000

Valor presente neto 19,476,750,000

Tasa interna de retorno (TIR) = 39.79 %

B/C 2.87

~ 57 ~

2.2.4 VIABILIDAD

De acuerdo con lo expuesto anteriormente, podemos concluir con respecto a este capítulo

la viabilidad del presente proyecto de inversión debido a la factibilidad de los estudios realizados

con respecto a la necesidad de la adquisición de equipos de medición, control y comunicación en

las divisiones, así como la inversión en MDP, la cual servirá para iniciar el proyecto.

Conforme el proyecto avance, su impacto se verá reflejado en la reducción de pérdidas

técnicas, además; el hecho de tener los equipos necesarios para realizar las mediciones y por

consiguiente las liquidaciones correspondientes, evitará que la empresa distribuidora de energía

sea sancionada económicamente.

Aunado a lo anterior, las ganancias generadas servirán para seguir impulsando el avance

del proyecto de inversión durante los años siguientes.

~ 58 ~

CAPÍTULO 3

CONCLUSIÓN Y

RECOMENDACIONES

~ 59 ~

3.1 CONCLUSIÓN

Con esta investigación se pretenden conjuntar las observaciones y alternativas correspondientes

para que la empresa Distribuidora de Energía eléctrica en México esté preparada para cumplir los

requerimientos que los nuevos estándares internacionales proporcionan en cuanto a calidad,

veracidad y confiabilidad del sistema de medición eléctrica en el proceso de distribución, para de

esta manera poder atender las demandas del nuevo mercado eléctrico, siempre manteniendo una

visión hacía la Red Inteligente y las subastas de energía en tiempo real.

3.2 RECOMENDACIONES

Debido a que la producción del equipamiento requerido para el proyecto es altamente

especializada, la construcción de estos lleva varios meses de planeación, manufactura, pruebas y

traslado, debido al alcance nacional del proyecto se pretende dividir su puesta en servicio en X

años para tener una gestión independiente de la disponibilidad de los equipos para la

construcción de la nueva infraestructura.

Además, se recomienda que el ejercicio proyectado se lleve a cabo en dos etapas que sean

ejecutadas simultáneamente con base a los requerimientos técnicos anteriormente explicados

para posteriormente tomar en cuenta la parte económica y presupuestal del mismo, todo lo

anterior en apego a las leyes y reglamentos aplicables de cada una de las zonas en la que se

pretende la implementación.

La primera etapa (Norte) comprende las Divisiones: Baja California, Noroeste, Norte,

Golfo Norte, Golfo Centro, Bajío y Jalisco. La segunda etapa (Sur) comprende las Divisiones:

Centro Occidente, Centro Oriente, Valle de México Norte, Valle de México Centro, Valle de

México Sur, Oriente, Centro Sur, Sureste y Peninsular, como se muestra la figura 9.

~ 60 ~


Fig. 18: Zonas de Carga en la República Mexicana

Para dar atención a la problemática, la cual consiste en la necesidad de medir la energía

transportada, recibida y entregada en distintos puntos para la participación en el MEM y enviar la

información al órgano regulador encargado de recibir los perfiles de medición, en este caso el

CENACE, se plantearon las siguientes opciones:

a) Incremento de la fuerza laboral de la actual empresa encargada de las mediciones en media

tensión, así tener la posibilidad de realizar la toma de lectura en forma manual, en sitio con la

periodicidad necesaria para dar atención a las solicitudes de información en el MEM.

b) Subcontratar el proceso de toma de lecturas con una empresa especialista y debidamente

certificada en los puntos donde hace falta infraestructura para cumplimiento de los requisitos

del MEM. (se requiere un proceso de reformación a las leyes actuales, para poder acceder a

un proceso subcontratado de lecturas).

c) Implementar un sistema de medición, comunicación y monitoreo para la toma de lecturas

remotas (proyecto propuesto).

~ 61 ~

Se seleccionó la opción “c)” debido a que económicamente representa una inversión menor que

la de incrementar la fuerza laboral para poder desarrollar las actividades de medición en las

zonas de carga, con el beneficio de obtener las mediciones en tiempo real y las veces que sean

necesarias sin que esto implique realizar un pago por cada evento generado.

~ 62 ~

ANEXOS

~ 63 ~

ANEXO 1

REFORMA ENERGÉTICA CONSTITUCIONAL

• Artículo 25 Constitucional:

Se establece la categoría de Empresas Productivas del Estado para que la CFE pueda

consolidarse como una empresa con altos estándares de competitividad.


Se establece que la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional, así como el

servicio público de transmisión y distribución de electricidad son áreas exclusivas del Estado.

Se mantiene la prohibición expresa de otorgar concesiones en estas áreas y se permite que

el Estado celebre contratos con particulares. De esta forma, por cuenta de la Nación se pueden

llevar a cabo actividades para el servicio público de transmisión y distribución de energía

eléctrica.


Se establece que la planeación y el control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y el

servicio público de transmisión y distribución de electricidad son áreas exclusivas del Estado.

La CFE y particulares podrán realizar actividades de generación de electricidad de forma

libre, con una regulación sólida y eficiente.

La CFE mantiene las actividades de generación eléctrica que realiza desde antes de la

reforma, y podrá construir nuevas plantas, modernizando su base de generación.

Los particulares podrán instalar nuevas plantas sin requerir que CFE decida incluirlas dentro

de la planeación de la empresa.

El Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que formaba parte de CFE se

constituirá como un organismo público descentralizado encargado del control operativo del

SEN. También será el encargado de operar el mercado eléctrico mayorista, y de garantizar a

los generadores el acceso abierto a la red nacional de transmisión.

Se podrán celebrar contratos entre particulares y la CFE para el financiamiento, instalación,

mantenimiento, gestión, operación, ampliación, modernización, vigilancia y conservación de

~ 64 ~

la infraestructura del servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica. De

esta forma se podrá aprovechar la tecnología y experiencia de particulares a fin de reducir

costos y pérdidas de operación.

La Reforma Energética permitirá reducir el costo de la electricidad, que depende en 80%

del precio del combustible que se usa para generarla. El gas natural es 4 veces más barato y

emite 68% menos emisiones de dióxido de carbono que el combustóleo, que es uno de los

principales combustibles con los que se genera electricidad en México.

México tiene múltiples yacimientos de gas natural; sin embargo, su producción ha ido a la

baja y hoy importamos 30% de nuestro consumo. Con la Reforma Energética, tendremos

múltiples operadores para extraer el gas natural que necesitamos, y así contaremos con

insumos para generar electricidad de menor costo y más limpia.

La CRE se encargará de la regulación y el otorgamiento de permisos para la generación, así

como de las tarifas de porteo para transmisión y distribución.

~ 65 ~

ANEXO 2

BASES PARA EL MERCADO ELÉCTRICO

Aunado a esto, la Comisión Reguladora de Energía establece el 8 de septiembre 2015 la

Nueva Regulación del Mercado Eléctrico, la cual tiene como objetivo crear un sector eléctrico

eficiente, seguro, limpio y con precios competitivos. Lo anterior marca la importancia de

incentivar la competencia entre todos los participantes.

Esta nueva regulación requiere abandonar el modelo de monopolio conformado por la

Comisión Federal de Electricidad y se propone la separación de las actividades de generación,

transmisión, distribución y comercialización, donde figura un esquema de mercado competitivo

impulsado por la oferta y demanda de energía.

La creación de un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) donde los grandes compradores y los

Generadores realicen transacciones día a día de energía eléctrica y demás Productos

Asociados que se requieren para el funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional.

Se fomenta la libertad contractual entre actores a través de Contratos de Cobertura Eléctrica,

de forma que estos puedan realizar transacciones de electricidad o cualquier Producto

Asociado pactando el precio y el periodo de tiempo que mejor se adapten a su modelo de

negocio.

Los incentivos para las energías limpias también son determinados por el mercado; el precio

de los Certificados de Energías Limpias se fija en función de la demanda y oferta, atendiendo

los criterios publicados por la SENER.

La creación del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), que tiene por objeto

ejercer el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional; la operación del Mercado

Eléctrico Mayorista y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la

Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución a todos los

participantes en la industria.

Tanto la Red Nacional de Transmisión, como las Redes Generales de Distribución son de

acceso abierto y no indebidamente discriminatorio, por lo que cualquier Generador que

cumpla con los requisitos de interconexión puede acceder a ellas mientras cumpla con los

requisitos que solicita el CENACE.

~ 66 ~

Los precios de la electricidad son precios nodales y permiten enviar señales de las

necesidades de inversión tanto en generación, como en las redes de transmisión.

~ 67 ~

ANEXO 3

LEY DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

En la Ley de la Industria Eléctrica se define el cumplimiento en cuanto a la eficiencia,

calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del servicio como se describe en su artículo 4

párrafo II, cumplimiento a la resolución por la que la Comisión Reguladora de Energía expide las

disposiciones administrativas de carácter general en materia de acceso abierto y prestación de los

servicios en las Redes Generales de Distribución de Energía Eléctrica, las cuales entran en vigor

con la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, en particular, para maximizar la utilización de

las RGD.

El 11 de agosto del 2014, se emite la Ley de la Industria Eléctrica, que en su artículo 12

faculta a la Comisión Reguladora de Energía para expedir y aplicar la regulación necesaria en

materia de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

El 31 de octubre del 2014, se publica en el DOF el Reglamento de la Ley de la Industria

Eléctrica, en su artículo 37 indica que el servicio público de Transmisión y Distribución de

Energía Eléctrica se sujetará a las Disposiciones Administrativas de Carácter General (DACG).

El 8 de abril del 2016 se emite la resolución por la que expide las Disposiciones

Administrativas de Carácter General que contienen los criterios de eficiencia, calidad,

confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional: Código

de Red, conforme dispone el artículo 12, fracción XXXVII de la Ley de la Industria Eléctrica.

Los criterios operativos y los manuales regulatorios deben ser aplicados en las

condiciones de estado normal y su cumplimiento es obligatorio.

El presente proyecto de inversión tiene como objetivo implementar la infraestructura de

medición, comunicaciones y equipo de control operativo necesario para participar de forma

adecuada en el Mercado Eléctrico Mayorista. Dando cumplimiento a los requerimientos

funcionales que confiere la Reforma Energética, garantizando con ello que el uso de las Redes

Generales de Distribución se realice de manera correcta, transparente y en apego a lo establecido

en la normativa aplicable.

~ 68 ~

Actualmente no se cuenta con la infraestructura de medición suficiente para dar cumplimiento a

los requisitos del mercado eléctrico mayorista, esta situación generará estimaciones en las

liquidaciones a los participantes, incumplimientos a la normatividad e incertidumbre en la

facturación de la energía Distribuida.

~ 69 ~

ANEXO 4

ANTEPROYECTO DEL MANUAL DE MEDICIÓN PARA LIQUIDACIONES.

Los registros de medición para el proceso de liquidaciones deben obtenerse de medidores que

cumplan con las características de la especificación de “Medidores Multifunción para

Sistemas Eléctricos” de este Manual.

El uso de datos del sistema SCADA para el proceso de liquidaciones únicamente se hará en

caso de no contar con información proveniente de los medidores para liquidación.

La unidad de medida para la energía activa del proceso de liquidación es kilowatt hora. y

para la energía reactiva es el kilovar hora.

Para cumplir con lo establecido en el Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos, se

deben obtener de los Centros de Carga de Usuarios Calificados Participantes del Mercado los

registros de medición de la energía reactiva de la hora entre las 00:00 y la 1:00 (HT1) del día

primero de cada mes, hasta la hora entre las 23:00 y las 24:00 (HT24) del día último del

mismo mes.

Para el proceso de liquidación de la energía reactiva se aplicarán las tarifas reguladas

determinadas por la CRE para los servicios fuera de Mercado Eléctrico Mayorista. Las tarifas

reguladas establecerán los precios unitarios y las fórmulas para la asignación a diferentes

Participantes del Mercado.

Para la ejecución del proceso de Liquidaciones del Mercado Eléctrico Mayorista, se requiere

la medición de energía de:

~ 70 ~

Generación de

Unidades de

Central Eléctrica

Energía entregada por las Centrales Eléctricas propiedad de la CFE

(Centrales Eléctricas Legadas), Centrales Eléctricas de los

Productores Independientes de Energía (Centrales Externas

Legadas) , Centrales Eléctricas con contratos de

Autoabastecimiento y Cogeneración (Contratos de Interconexión

Legados), y Centrales eléctricas participantes del Mercado

Eléctrico Mayorista interconectadas en alta tensión.

Generación

Indirectamente

Modelada

Energía entregada por las Centrales Eléctricas propiedad de la CFE

,y Centrales Eléctricas de Contratos de Interconexión Legados

(Autoabastecedores y Cogeneradores) y Centrales Eléctricas

representadas por Generadores Participantes del Mercado Eléctrico

Mayorista, interconectadas en media y baja tensión.

Centros de Carga Energía entregada a las cargas conectadas en niveles alta tensión,

incluyendo la energía entregada a Centrales Eléctricas.

Cargas

Indirectamente

Modeladas

Energía entregada a las cargas conectadas en niveles de media y

baja tensión, en donde se contemplan tanto cargas de Usuarios

Calificados, Contratos de Interconexión Legados, Suministro

Básico y energía entregada a Centrales Eléctricas.

Interconexiones

con otros países

Energía entregada y recibida de las interconexiones con sistemas

eléctricos de Estados Unidos de América, Guatemala y Belice.

Intercambio entre

Transportistas

Energía entregada y recibida en las fronteras establecidas entre

Empresas de Transporte.

Intercambio entre

Transportistas y

Distribuidores

Es la energía entregada y recibida en las fronteras establecidas

entre Empresas de Transporte y Empresas de Distribución.

Intercambio entre

Distribuidores

Se refiere a la energía entregada y recibida en las fronteras

establecidas entre Empresas de Distribución.

~ 71 ~

REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS.

Pineda, Guillermo y Pedroza, Jorge. (2016, 30 de Junio). Pérdidas Eléctricas en México.

Energía a Debate. Recuperado de https://www.energiaadebate.com/perdidas-electricas-en-

mexico/

NOM-EM-007-CRE-2017, Sistemas de Medición de energía eléctrica, especificaciones y

métodos de prueba para medidores multifunción y transformadores de instrumento, Ciudad

de México, 13 de marzo 2017

Diario Oficial de la Federación, Reforma Energética, Ciudad de México, 18 de diciembre

2013.

Diario Oficial de la Federación, Bases del Mercado Eléctrico, Ciudad de México, 08 de

septiembre 2015

Diario Oficial de la Federación, Ley de la Industria Eléctrica, Ciudad de México, 11 de

agosto 2014.

Diario Oficial de la Federación, Modificaciones Adicionales a las fechas que deberá observar

el CENACE para Diversas Disposiciones Operativas que Regulan el Mercado Eléctrico

Mayorista, Ciudad de México, 5 de enero de 2017

Diario Oficial de la Federación, Disposiciones Administrativas de Carácter General que

contienen los Criterios de Eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, Seguridad y

Sustentabilidad del SEN: Código de Red, Ciudad de México, 8 de abril de 2016.

Especificación CFE VE100-29 “Transformadores de potencial inductivos para sistemas con

tensiones nominales de 13.8 kV a 400 kV”, Ciudad de México, diciembre 2016.

Especificación NRF-027.CFE-2010 “Transformadores de corriente para sistemas con

tensiones nominales de 0,6 kV a 400kV", Ciudad de México, 17 de enero 2011.

https://www.energiaadebate.com/perdidas-electricas-en-mexico/

https://www.energiaadebate.com/perdidas-electricas-en-mexico/

~ 72 ~

GLOSARIO

CENACE: Centro Nacional de Control de Energía, es un organismo público descentralizado que

tiene por objeto la operación del Mercado Eléctrico Mayorista, ejercer el control operativo del

Sistema Eléctrico Nacional y garantizar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la

Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.

CRE: Comisión Reguladora de Energía

Despacho económico: Se refiere a la asignación del nivel de generación de unidades que

minimice el costo de generación del sistema; a esto también se le conoce como orden de mérito.

Distribuidor: Hace referencia al órgano público que se encarga de hacer transacciones de

energía eléctrica a través de su Red General de Distribución de manera Indiscriminada

EPS CFE: La EPS CFE es una empresa con personalidad jurídica y patrimonio propio, sujeta a

la conducción estratégica, dirección y coordinación de Comisión Federal de Electricidad.

Factibilidad: La disponibilidad de los recursos necesarios para poder cumplir los objetivos de

un proyecto o trabajo.

Generador: Es un permisionario que cuenta con centrales eléctricas que generan más de 0.5

MW. Los Generadores participan directamente en el Mercado Eléctrico Mayorista, donde

venden día a día su electricidad. De igual forma, pueden participar en las subastas de largo plazo

que se realizan para asegurar el suministro a los Suministradores y realizar contratos con

Usuarios Calificados y Suministradores de Servicios Calificados para vender su electricidad y

Productos Asociados.

Georreferenciación: Se trata del posicionamiento de un determinado punto en el espacio

localizado mediante un sistema de coordenadas, así como algunas referencias específicas de la

zona.

NodoP: También llamado “nodo de fijación de precios” corresponde a uno o varios nodos de

conectividad de la red, donde se modela la inyección o retiros físicos de energía y para el cual un

Precio Marginal Local se determina para las liquidaciones financieras en el Mercado Eléctrico

Mayorista

~ 73 ~

Sistema de recopilación de perfiles de medición: Sistema encargado de la recopilación de

perfiles de medición, para recrear una nube donde todos puedan acceder

MEM: Mercado Eléctrico Mayorista, es un mercado operado por el CENACE en el que los

participantes podrán vender y comprar energía eléctrica, Potencia, Certificados de Energías

Limpias, Servicios Conexos, y cualquier otro Productos Asociados que se requiera para el

funcionamiento del Sistema Eléctrico Nacional. El MEM se compone por: Mercado de energía

de corto plazo; Mercado para el balance de Potencia; Mercado de Certificados de Energías

Limpias; Subastas de Derechos Financieros de Transmisión y Subastas de mediano y largo plazo.

Pérdidas Eléctricas: Es la diferencia entre la cantidad total de energía generada y la cantidad

total consumida por los usuarios finales. Existen dos tipos de pérdidas: las técnicas y las no

técnicas.

Pérdidas no técnicas: Estas se originan por errores en la medición, facturación y por “malas

prácticas” de los consumidores como lo son las instalaciones no autorizadas (“diablitos”) y las

alteraciones en los medidores de luz, siendo estos casos algunos de los más comunes.

Pérdidas Técnicas: Consisten en la dispersión de energía en los componentes eléctricos por

aspectos normales de funcionamiento de la instalación y que van relacionadas al mantenimiento

de los equipos e instalaciones, así como su obsolescencia.

Precio Marginal Local (PML): Es el precio de la energía eléctrica en un nodo determinado del

Sistema Eléctrico Nacional para un periodo definido, calculado conforme a las Reglas del

Mercado y aplicable a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Eléctrico

Mayorista.

Punto de Intercambio: Punto de medición establecido en un área de interés sobre el flujo de la

energía entre dos zonas de carga determinadas.

SENER: Secretaría de Energía

Var hora: Simbolizado por Varh, es una unidad de energía expresada en unidades de potencia

reactiva x tiempo, con lo que se expresa la cantidad de energía que se pierde en el proceso de

conversión de la energía.

~ 74 ~

Viabilidad: Se refiere al nivel de seguridad que se tiene de concretar con éxito un trabajo o

proyecto tal y como ha sido planeado.

Watt hora: Simbolizado Wh, es una unidad de energía expresada en forma de unidades de

potencia × tiempo, con lo que se expresa la cantidad de energía capaz de producir y sustentar una

cierta potencia durante un determinado tiempo. Así, un watt-hora es la energía necesaria para

mantener una potencia constante de un watt (1 W) durante una hora, y equivale a 3600 joules.

Más frecuentemente usados son sus múltiplos kilowatt-hora (kWh) y megawatt-hora (MWh).

~ 75 ~

INDICE DE GRÁFICAS

Gráfica 1: Pérdidas totales VS pérdidas en distribución en TWh por año .................................. 14

Gráfica 2: Porcentaje de pérdidas totales VS pérdidas en distribución en TWh por año ........... 14

Gráfica 3: Pérdidas económicas (MDP) ...................................................................................... 15

Gráfica 4: Metas para disminuir el porcentaje de pérdidas eléctricas a 2018 ............................ 16

INDICE DE FIGURAS

Fig. 1 Diagrama del proceso de Intercambio de Energía General. ............................................. 19

Fig. 2 Pérdidas eléctricas en un sistema de potencia................................................................... 22

Fig. 3“Sistema Eléctrico de Potencia” ........................................................................................ 23

Fig. 4 Pérdidas no técnicas (Robo de Energía) en el proceso de medición. ................................ 24

Fig. 5: Equipo Compacto de Medición tipo poste ........................................................................ 25

Fig. 6: Equipo Compacto de Medición instalado en punto de medición en poste. ...................... 25

Fig. 7: Proceso de gestión de un punto de intercambio ............................................................... 26

Fig. 8: Zonas de carga en la República Mexicana ....................................................................... 27

Fig. 9: Medidor tipo socket marca IUSA ...................................................................................... 33

Fig. 10 Medidor tipo socket marca General Electric ................................................................... 33

Fig. 11 Medidor tipo socket marca Elster .................................................................................... 34

Fig. 12: Base enchufe de 13 terminales, para medidor tipo socket.............................................. 34

Fig. 13: Equipo Compacto de Medición tipo Subterráneo ........................................................... 35

Fig. 14: Equipo Compacto de Medición tipo poste ...................................................................... 35

Fig. 15: Sistema de monitoreo para el proceso de facturación de energía .................................. 36

Fig. 16: Sistema de comunicación para el MEM ......................................................................... 36

Fig. 17: Sistema de Balance de Energía para el MEM ................................................................ 37

Fig. 18: Zonas de Carga en la República Mexicana .................................................................... 60

INDICE DE TABLAS

Tabla 1: Energía Perdida Nacional (KWh – año móvil con Media Tensión). ............................. 26

Tabla 2: Puntos de Intercambio por División. ............................................................................. 28

~ 76 ~

Tabla 3: Necesidad de puntos de medición en por cada División. ............................................... 29

Tabla 4: Necesidades por zona de carga...................................................................................... 40

Tabla 5: Calendario de Actividades ............................................................................................. 41

Tabla 6: Esquema de inversión en MDP ...................................................................................... 44

Tabla 7: Requerimientos para la seguridad de la información.................................................... 45

Tabla 8: Equipos requeridos para cada División......................................................................... 46

Tabla 9: Beneficios por sanciones evitadas.................................................................................. 47

Tabla 10: Equipo necesario para los puntos de medición entre las zonas de carga ................... 47

Tabla 11: Inversión requerida para 2018 en MDP ...................................................................... 48




Tabla 15: Indicadores económicos del proyecto .......................................................................... 55

Tabla 16: Resumen Indicadores económicos del proyecto........................................................... 56

implementaciÓn de sistemas de mediciÓn, control y

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