prospectiva sector electrico finas

Prospectiva del Sector Eléctrico2007-2016

Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016

Secretaría de Energía

Georgina Kessel Martínez Secretaria de Energía

Jordy Herrera FloresSubsecretario de Planeación Energética

y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel BudeboSubsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras AstiazaránSubsecretario de Electricidad

María de la Luz Ruiz MariscalOficial Mayor

Verónica Irastorza TrejoDirectora General de Planeación Energética

Héctor Escalante LonaDirector General de la Unidad

de Comunicación Social

Dirección General De Planeación enerGética

Prospectiva del sector eléctrico

2007-2016

© Secretaría de Energía Primera edición, 2007

Derechos reservados. Secretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890Col. Del ValleCP 03100México, DFISBN: 968-874-205-8 Impreso en Méxicowww.energia.gob.mx

Responsables:

Verónica Irastorza Trejo Directora General de Planeación Energética

Virginia Doniz GonzálezDirectora de Integración de Política

Energética Nacional

Gumersindo Cué AguilarSubdirector de Integración

de Política Energética

Evelyn Alejandra Medellín RosalesServicio Social

Edición:

Wilhem Hagelsieb Garza Director de Difusión

Rosa María Noriega MoralesJefa del Departamento de Diseño Gráfico

Lucero González MartínezDiseñadora Gráfica

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

Comisión Federal de ElectricidadComisión Nacional para el Ahorro de EnergíaComisión Reguladora de EnergíaInstituto de Investigaciones EléctricasInstituto Mexicano del PetróleoLuz y Fuerza del CentroPemex CorporativoPemex Gas y Petroquímica BásicaPemex RefinaciónFideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica

PresentaciónIntroducciónResumen ejecutivo

Capítulo uno Mercado internacional de energía eléctrica1.1 Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica1.2 Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica 1.2.1 Capacidad instalada en países miembros de la OCDE1.3 Consumo de combustibles para la generación mundial de energía eléctrica1.4 Tendencia del consumo mundial de energía eléctrica 1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía eléctrica por habitante1.5 Tendencia de la capacidad y generación mundial de energía eléctrica 1.5.1 Tendencia mundial en la utilización de combustibles y fuentes primarias para generación de electricidad 1.5.1.1 Carbón 1.5.1.2 Gas natural 1.5.1.3 Petrolíferos 1.5.1.4 Energía nuclear 1.5.1.5 Energía renovable

Capítulo dosMarco regulatorio del sector eléctrico2.1 Estructura del marco regulatorio2.2 Órgano regulador2.3 Modalidades de generación de energía eléctrica del sector privado2.4 Instrumentos de regulación2.5 Permisos de generación eléctrica 2.5.1 Usos propios continuos 2.5.2 Productor independiente de energía 2.5.3 Autoabastecimiento 2.5.4 Cogeneración 2.5.5 Exportación 2.5.6 Importación

11

Índice

�

2.6 Proceso de Temporada Abierta (TA) parareserva de capacidad de transmisión para proyectos eólicos en el Istmo de Tehuantepec2.7 Normas Oficiales Mexicanas del sector eléctrico2.8 Normas Oficiales Mexicanas (NOM) en materia ecológica aplicables a la industria eléctrica

Capítulo tresMercado eléctrico nacional 1996-20063.1 Consumo nacional de energía eléctrica 3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad 3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad 3.1.2.1 Análisis por región 3.1.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda del Sistema Interconectado (SI) 3.1.3.1 Demanda máxima coincidente 3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa 3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda 3.1.4 Estructura tarifaria 3.1.5 Interconexiones y comercio exterior de energía eléctrica3.2 Estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 3.2.1 Capacidad instalada en el SEN 3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público 3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio público por región 3.2.2.2 Capacidad instalada para generación de energía eléctrica de permisionarios 3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional 3.2.3.1 Generación de energía eléctrica para el servicio público por tipo de central 3.2.3.2 Generación de energía eléctrica por fuente utilizada 3.2.3.3 Generación de energía eléctrica de permisionarios 3.2.4 Balance de energía eléctrica3.3 Capacidad de transmisión y distribución del SEN 3.3.1 Estructura de la red de transmisión 3.3.2 Evolución de la red de transmisión y distribución nacional

Capítulo cuatroProspectiva del sector eléctrico nacional 2007-20164.1 Escenarios macroeconómicos y supuestos básicos4.2 Pronóstico del consumo nacional de energía eléctrica 2007-2016 4.2.1 Análisis regional del mercado de energía eléctrica 4.2.2 Demanda bruta por área operativa4.3 Expansión del Sistema Eléctrico Nacional

�

4.3.1 Capacidad de reserva 4.3.2 Consideraciones básicas para la planeación del sistema eléctrico 4.3.3 Programa de expansión 4.3.3.1 Capacidad en construcción o licitación 4.3.3.2 Capacidad adicional 4.3.3.3 Programa de retiros de capacidad 4.3.3.4 Evolución de la capacidad instalada por región estadística 4.3.3.5 Tecnologías para la expansión del sistema de generación 4.3.4 Generación bruta del servicio público, 2007-2016 4.3.5 Consumo de combustibles para generación de electricidad4.4 Autoabastecimiento y cogeneración4.5 Evolución de la red nacional de transmisión4.6 Requerimientos de inversión del sector eléctrico 2007-20164.7 Opciones técnicas para la expansión del sistema de generación

Capítulo cincoAhorro de energía en el sector eléctrico5.1 Programas de ahorro de energía 5.1.1 Normalización 5.1.2 Horario de verano 5.1.2.1 Metodología para estimar el ahorro en consumo y demanda de energía eléctrica debido a la aplicación del horario de verano en México 5.1.2.1.1 Estimación de la demanda evitada 5.1.3 Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (Fide) 5.1.3.1 Programa de financiamiento para el ahorro de energía eléctrica (sector residencial) 5.1.3.2 Programa de alumbrado doméstico 5.1.3.3 Proyectos para el sector productivo 5.1.3.4 Programa de incentivos 5.1.3.5 Programa de sustitución y optimización de sistemas centrales de enfriamiento de aire 5.1.3.6 Formación de una cultura del uso eficiente de la energía eléctrica 5.1.3.7 Contribución del Fide al ahorro de energía eléctrica, 2006 5.1.4 Administración Pública Federal (APF) 5.1.5 Programas internos de ahorro de energía en CFE5.2 Avances en investigación y desarrollo tecnológico en tecnologías de generación eléctrica

10

Anexos1) Resumen de las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética, 20072) Tablas regionales3) Modelos econométricos sectoriales para la proyección del mercado eléctrico4) Glosario de términos5) Abreviaturas y siglas6) Consulta base para la elaboración de la prospectiva

Notas aclaratoriasReferencias para la recepción de comentarios

Por su carácter estratégico y su importancia económica, el sector energético nacional constituye una palanca de desarrollo que requiere de una planeación cuidadosa y responsable, donde los esfuerzos sectoriales se encuentren alineados hacia objetivos comunes que redunden en seguridad en el abasto, calidad y cobertura de los energéticos nacionales y con pleno respeto al medio ambiente. Para el logro de tal fin, se requiere de una visión de largo plazo que permita encauzar las estrategias y los recursos hacia el desarrollo adecuado del sector, por medio de planes, programas y metas bien definidas que coadyuven al equilibrio de mercado y sustentabilidad ambiental, de la mano del bienestar y desarrollo económico de la población, pues un buen desempeño de la industria es fundamental para este objetivo.

En lo que se refiere al sector eléctrico, la planeación del mismo requiere de la participación de todos los actores involucrados en las diversas esferas que guardan relación con él, con base en el marco legal vigente y teniendo presente en todo momento las fortalezas y debilidades del sector. En México, dicha planeación se orienta hacia la seguridad energética, la diversificación de fuentes primarias y la sustentabilidad ambiental bajo un entorno de mayor rigurosidad en la normatividad, así como de la necesidad de mejorar la competitividad y eficiencia de las empresas públicas, lo cual deberá reflejarse en los precios de la energía a los consumidores finales.

No obstante, para llevar tales planes a buen término, se requiere revisar y adecuar el orden jurídico vigente de tal forma que sea posible dotar de mayor certidumbre a la inversión privada en sus actividades complementarias a la prestación del servicio público de energía eléctrica. Esto implica no dejar de lado la importancia que tiene el esquema regulatorio en la industria, el cual deberá en

Presentación

12

todo momento seguir promoviendo la eficiencia y un mejor desempeño de los participantes.

En materia de seguridad energética y equilibrio ambiental en el sector eléctrico, los esfuerzos de la presente administración apuntan hacia el desarrollo de energías renovables como la hidráulica, eólica, solar, biomasa, mini-hidráulica y bioenergética, entre otras, así como las posibilidades que con el desarrollo tecnológico actualmente brinda la energía nuclear en las estrategias de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero, principales precursores del calentamiento global.

Es evidente el impacto que en la vida moderna tiene el suministro oportuno y de calidad de energía eléctrica. Por ello, se requiere seguir sumando esfuerzos en lograr una cartera de tecnologías de generación diversa así como la infraestructura de transmisión correspondiente que garantice la flexibilidad y confiabilidad en el despacho de energía al menor costo para el país, lo cual mediante los instrumentos y mecanismos regulatorios apropiados podrá significar un puntal para el desarrollo económico de muchas regiones que aún en la actualidad no cuentan con dicho servicio. Y es precisamente en estas comunidades, donde existe la oportunidad de orientar los esfuerzos en materia de aprovechamiento de energías renovables para brindar energía eléctrica a los sectores de población que más lo necesitan, mediante el aprovechamiento sustentable de dichos recursos.

Con base en el marco jurídico actual, la prestación del servicio público de energía eléctrica deberá aprovechar tanto en el corto como en el largo plazo, la producción de energía eléctrica de mínimo costo y que ofrezca, además, óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio. Para ello, la Secretaría de Energía promueve hacer más eficiente la operación de las empresas suministradoras mediante una adecuada planeación con visión integral y de largo plazo, donde una de las principales premisas es garantizar la seguridad energética y establecer mecanismos de diversificación de fuentes de generación mediante la definición de criterios para las nuevas adiciones de capacidad a instalarse durante los próximos años.

Finalmente, se requiere continuar desarrollando las iniciativas y reformas al marco jurídico y regulatorio que

permitan fortalecer al sistema eléctrico nacional mediante la mejora en los estándares de eficiencia en la operación de las empresas suministradoras, la modernización de las instalaciones y el incremento de la competitividad de las mismas en un contexto globalizado. Asimismo, es necesario seguir promoviendo el uso eficiente de la energía y, como ya se mencionó, la eficiencia operativa en las divisiones funcionales de la industria eléctrica: generación, transmisión y transformación, así como distribución y suministro.

Georgina Kessel Martínez

Secretaria de Energía

Anualmente, la Secretaría de Energía coordina la planeación energética nacional y publica la información oficial correspondiente al análisis y las proyecciones de la oferta y demanda nacional, regional y sectorial de energía eléctrica con un horizonte de planeación de 10 años. Dicha información se encuentra plasmada en los documentos de Prospectiva en el que participan las entidades que conforman el sector. Las aportaciones de cada una, hacen posible realizar este documento y cumplir, conforme lo establece el Artículo 69 del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, con la publicación de la presente Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016.

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

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

En el primer capítulo se describe la evolución reciente del mercado internacional de energía eléctrica, en el cual se abordan con cierto detalle las tendencias en el consumo y capacidad mundial de generación de energía eléctrica, así como las fuentes de energía que están siendo utilizadas en el contexto global para generar electricidad.

El capítulo 2 expone la estructura del marco regulatorio del sector eléctrico, así como los instrumentos de regulación y el estado que guardan los permisos otorgados en las modalidades consideradas en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Asimismo, se presenta el desarrollo y

Introducción

14

el comportamiento de cada una de las modalidades, con la finalidad de brindar la información necesaria para el análisis de la situación de los permisionarios actualmente en operación, así como los nuevos permisos otorgados por la CRE y que sus proyectos se encuentran en etapa de construcción o por iniciar obras.

En el tercer capítulo se analiza la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, considerando el comportamiento del consumo nacional de electricidad, las ventas internas en cada región estadística y sector, el comportamiento estacional de la demanda y la estructura tarifaria. Asimismo, se describe la composición de la infraestructura para generación, transmisión y distribución del servicio público, así como la generación de electricidad por parte de permisionarios en las modalidades vigentes. En este capítulo se describen además, las modificaciones y adiciones de capacidad realizados en la infraestructura para el servicio público durante el último año histórico.

El cuarto capítulo presenta las trayectorias futuras del consumo y la demanda de electricidad a nivel nacional, sectorial y regional con el propósito de identificar los requerimientos de capacidad y de energía necesaria para el periodo 2007-2016. En el programa de expansión que resulta del análisis de la demanda de electricidad, se consideran las fuentes de energía que bajo los lineamientos de política energética se planea utilizar durante los próximos años. Con la finalidad de contar con un marco completo, el enfoque del análisis de la expansión del sector eléctrico considera tanto el servicio público (CFE y LFC) como el sector privado a través del autoabastecimiento. Es importante destacar que para este ejercicio de planeación, se definió una política de diversificación de fuentes primarias en la que se establecieron límites de las futuras adiciones de capacidad para las tecnologías basadas en fuentes fósiles.

El último capítulo detalla las estimaciones en materia de ahorro de energía eléctrica a través de los diversos programas, entre ellos el horario de verano. Respecto a éste, se presenta la metodología de estimación de los ahorros derivados de la aplicación del mismo. Adicionalmente, se describe el programa de incentivos que tiene como fin impulsar la utilización de tecnologías ahorradoras y la

transformación del mercado de equipos, financiamiento y servicios para el ahorro de energía eléctrica.

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

La Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016 detalla la situación internacional, la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, así como el crecimiento esperado de la demanda y los requerimientos de capacidad para los próximos diez años.

En 2005, el consumo mundial de energía eléctrica ascendió a 15,620 TWh, cifra 4.4% superior al valor registrado en 2004, mientras que la capacidad creció en 3.8% respecto a este último año, al ubicarse en 3,872 GW en 2005. En general, las centrales termoeléctricas convencionales mantienen la mayor participación en la capacidad, a excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear predomina, o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de centrales hidroeléctricas.

Las proyecciones energéticas internacionales indican que los combustibles de mayor utilización en la generación de electricidad seguirán siendo el carbón y el gas natural, mostrando este último el mayor crecimiento hacia 2016. En el caso del carbón, dada la menor volatilidad en sus precios, se espera que aumente su utilización en diversos países, mientras que el gas natural continuará creciendo de manera inversa al comportamiento esperado en el consumo de derivados del petróleo, los cuales por razones de sustentabilidad ambiental, paulatinamente disminuirán su participación en la generación mundial de energía eléctrica.

En el segundo capítulo se exponen los ordenamientos e instrumentos de regulación que rigen la operación de los permisionarios de energía eléctrica. En 2006 se registraron 580 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales el 90.2% se encuentra en operación, con una capacidad de 19,245 MW. Esto representó un incremento de 14.5% en la capacidad en operación, con 86 permisos

Resumen ejecutivo

16

más respecto al año anterior, debido principalmente al otorgamiento de nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad instalada en pequeña escala.

Los permisos en operación concentran el 82.0% de la capacidad total autorizada, lo cual representa una mayor proporción respecto al observado en 2005 (77.3%). Este incremento obedece a la entrada en operación de algunos proyectos de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad autorizada al cierre de 2006 es la de producción independiente con 12,557 MW, lo cual representa el 53.5% respecto al total autorizado. Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos vigentes es el autoabastecimiento con 424, el cual concentra el 73.1% del total de permisos vigentes, mientras que, en lo que a la cogeneración se refiere, en ésta modalidad se concentra el 7.2% de los permisos.

En el tercer capítulo se presenta el panorama histórico reciente del mercado eléctrico nacional. En este se observa que el consumo nacional de energía eléctrica en 2006 aumentó 3.2% respecto al año anterior, para ubicarse en 197,435 GWh y mostrando una tasa de crecimiento anual de 4.3% durante 1996-2006.

El número de usuarios de energía eléctrica atendidos por CFE y LFC al cierre de 2006 se incrementó en 3.6%, proporcionando el servicio a cerca de 31 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo 1996-2006, las ventas internas de energía eléctrica han mostrado un crecimiento de 3.7%, impulsado principalmente por los sectores industrial y residencial.

La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a diciembre de 2006 incluyendo exportación se ubicó en 56,337 MW, mostrando un incremento de 4.6% respecto al año anterior. De esta capacidad, CFE concentra el 66.5%, los productores independientes el 18.4%, LFC el 1.6%, mientras que el restante 13.5% está distribuido entre las diferentes modalidades para generación de electricidad vigentes. Destaca el hecho que de un total de 48,769 MW instalados en el servicio público a diciembre de 2006, la participación de la tecnología de ciclo combinado representó el 32.0% mientras que el ciclo convencional aportó el 26.4% y las hidroeléctricas

el 21.7%. Asimismo, las centrales que utilizan carbón concentran el 9.6% del total.

En 2006, la generación bruta del servicio público se ubicó en 225,079 GWh, lo cual significó un incremento de 2.8% respecto al año anterior. Las centrales que utilizan gas natural (ciclo combinado y turbogás) aportaron el 41.1% de esta energía, mientras que las termoeléctricas convencionales e hidroeléctricas lo hicieron con el 23.5% y 13.5%, respectivamente. Esto repercute en una mayor utilización del gas natural en la generación eléctrica, específicamente en lo que se refiere a la tecnología de ciclo combinado, al pasar de 7.0% en 1996 a 40.5% de la generación total del servicio público en 2006.

En el cuarto capítulo, las estimaciones del consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016, indican una tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya que se espera aumente de 208.3 TWh en 2007 a 318.4 TWh en 2016.

Durante el mismo periodo, el programa de expansión de CFE establece la instalación de una capacidad adicional de 21,268 MW la cual está integrada por 5,082 MW de capacidad comprometida y 16,187 MW de capacidad no comprometida. Específicamente en el caso de LFC, se completará la puesta en operación de 416 MW de tecnología turbogás que al cierre de 2006 faltaba de incorporarse dentro de la puesta en marcha del proyecto de generación distribuida. En suma, por parte del servicio público, se instalarán 22,153 MW y se retirarán durante la próxima década 5,867 MW de diversas unidades generadoras actualmente en operación.

La capacidad instalada del servicio público pasará de 48,769 MW en 2006 a 65,055 MW en 2016, lo cual refleja un incremento neto de 16,286 MW. Estas adiciones de capacidad serán realizadas con la puesta en marcha de nuevas centrales de ciclo combinado que actualmente se encuentran en construcción, así como de nuevos proyectos que consideran la utilización más intensiva de carbón y energías renovables.

Finalmente en el capítulo cinco, con referencia al cierre de 2006 se estima un ahorro equivalente a 22,200 GWh en consumo y poco más de 3,300 MW en capacidad

17

diferida, mientras que en 2016, se espera alcanzar un ahorro de 33,300 GWh y 5,864 MW. Asimismo, en el capítulo se presenta la metodología de estimación de ahorros en consumo y demanda evitada de energía eléctrica derivados de la aplicación del horario de verano en México.

CapítuloMercado internacional de energía eléctrica uno

1 Se consideran los grupos de países que señala el documento International Energy Outlook 2007, del DOE, los cuales se distinguen por: a) países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE): Norteamérica OCDE (Canadá, Estados Unidos de América y México), Europa OCDE, Asia y Oceanía OCDE (Australia, Corea del Sur, Japón y Nueva Zelanda); b) países no miembros de la OCDE: Europa y Eurasia, Asia, Medio Oriente, África, así como Centro y Sudamérica.2 Consumo mundial observado, no incluye usos propios de las centrales ni pérdidas por transmisión y distribución.

En este capítulo se aborda el análisis de la evolución histórica reciente y las tendencias futuras del mercado internacional de energía eléctrica, particularizando en las principales variables que conforman la estructura de dicho mercado: consumo mundial y consumo per cápita de energía eléctrica, capacidad instalada y generación de electricidad por país y región, así como las fuentes primarias de energía y los combustibles utilizados para este fin1.

En un entorno cambiante, competitivo y ambientalmente restrictivo, la eficiencia en la operación y en la utilización de las fuentes de energía primaria es de gran relevancia, por ello, resulta sumamente importante atender el ritmo de crecimiento e identificar los patrones de consumo de energía eléctrica en el entorno internacional y de manera destacada en los países en transición.

La información presentada en este capítulo proviene de diferentes fuentes internacionales, con ella se busca integrar un marco de referencia general para el análisis y entendimiento de la dinámica mundial del mercado eléctrico.

1.1 Evolución histórica del consumo mundial de energía eléctrica

Durante el periodo 1995-2005 el consumo mundial de energía eléctrica2 mostró un crecimiento medio


20

anual de 3.3%, para ubicarse en 15,620 TWh. Como se verá más adelante, este ritmo de crecimiento ha sido primordialmente impulsado por los países en transición, dado que son mercados energéticos en expansión y madurez cuyos procesos de producción y consumo en general son menos eficientes con relación a los países industrializados.

Las regiones que han alcanzado los mayores niveles de estabilidad y madurez de mercado, como son los casos de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado por registrar incrementos moderados en el consumo de energía eléctrica durante los años recientes, con tasas de 2.0% y 2.2%, respectivamente. Particularmente en Norteamérica, los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América (EUA) y Canadá se ubicaron en 2.0% y 1.4% durante el periodo 1995-2005. A diferencia de

este comportamiento, en México el consumo de energía eléctrica (ventas internas del sector público y consumo autoabastecido) ha crecido a un ritmo de 4.7% en promedio anual durante dicho periodo.

Durante ese lapso, el mayor crecimiento en el consumo de energía eléctrica se ha presentado en países no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente, con tasas de 7.8% y 6.2%, respectivamente (véase gráfica 1). El fuerte impulso en el consumo de la primera de estas regiones, proviene de China e India, países que durante el periodo aumentaron su consumo en 9.6% y 4.5% promedio anual. Esto como resultado de la fuerte y sostenida expansión económica observada durante los últimos años en ambos países, principalmente en China con tasas de crecimiento de alrededor de 10% en el PIB,

Gráfica 1Consumo mundial de energía eléctrica por región, 1995-2005

(TWh)

Fuente: Electricity Information 2007, Energy Balances of OECD Countries 2007, Energy Balance of Non-OCDE Countries 2007; International Energy Agency.

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500

5,000

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Tasa media de crecimiento anual1995-2005 (%)

2.0

4.46.2

0.52.8

2.2

7.8

3.8

Norteamérica OCDE

ÁfricaMedio Oriente

Centro y Sudamérica

Asia y Oceanía OCDE

Europa y Eurasia no-OCDE

Asia no-OCDE

Europa OCDE

Prospectiva del Sector Eléctrico 2007-2016

21

lo cual a su vez ha tenido como principales factores de impulso el crecimiento en la inversión en capital fijo3, pero sobretodo, un incremento constante en la productividad de su mano de obra mediante la educación e inversión en su capital humano.

Por otra parte, en el caso de Medio Oriente, Arabia Saudita e Irán representan las principales economías de la región concentrando el 56% del consumo de energía eléctrica y exportando petróleo, gas, productos químicos

y petroquímicos como principales productos.

1.2 Capacidad instalada y generación mundial de energía eléctrica

Durante 2005, la capacidad mundial instalada para la generación de energía eléctrica se incrementó en 3.3% respecto a 2004, ubicándose en 3,872 GW. Los países de la

región Norteamérica concentran el 29.2% de la capacidad mundial.

La capacidad instalada en los países en Europa Occidental miembros de la OCDE representa el 19.3% del total mundial, participación que de acuerdo con las cifras preliminares para 2005 del Departamento de Energía (DOE), ha sido superada en el contexto global por los países asiáticos no miembros que contribuyen con el 20.2%. Dentro de este último grupo destaca China, que con el fuerte crecimiento de su producción industrial durante los últimos años, ha incrementado sustancialmente su infraestructura de generación eléctrica y en 2005, aportó el 56.6% del total instalado en esa región, seguida por India e Indonesia que contribuyen con el 17.6% y 3.0% de la capacidad instalada, respectivamente. Por otra parte, en Medio Oriente y África se registra la menor proporción de la capacidad mundial instalada con 3.2% y 2.8%, respectivamente (véase gráfica 2).

Gráfica 2Capacidad mundial instalada para generación de energía eléctrica por región y tecnología, 2005

(GW)

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

3 Nuevas y diversas industrias, fábricas, maquinaria y manufactura, sistemas de comunicación, etc.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Euro

pa O

CDE

Asi

a no

-OCD

E

Med

io O

rient

e

Áfr

ica

GW

Otros*

Nuclear

Hidroeléctricas

Termoeléctricas convencionales

1,129

107123

215

368403

746781

Nor

team

éric

aO

CDE

Euro

pa y

Eur

asia

no-O

CDE

Asi

a y

Oce

anía

OCD

E

Cent

ro y

Su

dam

éric

a


22

1.2.1 Capacidad instalada en países miembros de la OCDE

Durante el periodo 1995-2005 la capacidad instalada para la generación de energía eléctrica en los países miembros de la OCDE creció 2.5% en promedio anual, para ubicarse hacia 2005 en 2,436 GW. Los EUA concentraron el 43.8% de la capacidad en ese año con 1,067 GW, lo que representa el 86.1% del total en Norteamérica, mientras que Canadá y México participan con el 9.8% y 4.1%, respectivamente. En esta región se tiene instalado el 50.9% de la capacidad total de la OCDE. En el caso de los países europeos miembros de la OCDE destacan Alemania, Francia, Italia y el Reino Unido, que en conjunto aportan el 16.8% de la capacidad instalada en la región, la cual a su vez representa el 32.6% del total de países miembros de dicha organización. El resto se conforma por los países

Gráfica 3Capacidad de generación de energía eléctrica en países miembros de la OCDE, 2005

Fuente: Electricity Information 2007, Energy Balances of OECD Countries 2007, Energy Balance of Non-OCDE Countries 2007; International Energy Agency.

4 Carbón, hidrocarburos líquidos y gaseosos.5 Con relación a la composición de su infraestructura de generación de electricidad, por tipo de tecnología.

La tecnología predominante en el contexto internacional es la termoeléctrica basada en combustibles fósiles4, la cual incluye desde centrales de ciclo de vapor hasta plantas de gasificación y calderas de lecho fluidizado. En Medio Oriente se registra la mayor proporción5 de centrales termoeléctricas en su capacidad instalada, con 93.9%. En contraste con lo anterior, en Centro y Sudamérica se encuentra la menor proporción de esta tecnología, con el 37.7% de la capacidad total instalada en la región. Por otra parte, en lo que concierne a la energía nuclear, en países de Europa y Asia miembros de la OCDE se tienen las mayores participaciones regionales de esta tecnología, con 17.9% y 17.3%, respectivamente.

IslandiaLuxemburgo

IrlandaRepública Eslovaca

HungríaNueva Zelanda

GreciaDinamarca

PortugalBélgica

FinlandiaRepúlica Checa

AustriaSuiza

Países BajosNoruegaPoloniaSuecia

TurquíaAustralia

MéxicoCorea del Sur

EspañaReino Unido

ItaliaFranciaCanadá

AlemaniaJapón

Estados Unidos

1.51.76.38.38.68.913.313.313.416.116.517.418.919.1

21.828.432.333.438.8

50.651.1

66.574.981.9

85.5117.0121.5125.0

277.3 1,067.0

1,0008006004002000

Nuclear

Hidroeléctrica

Geotérmica

Eólica

Combustibles fósiles

Otras fuentes

Total OCDE2,436 GW

GW


23

Gráfica 4 Generación mundial de energía eléctrica por región, 1995-2005

Fuente: Energy Information Administration, U.S. Department of Energy.

6 Japón representa la posición predominante aportando 277.3 GW, lo cual equivale al 11.4% de la capacidad total de la OCDE.

miembros asiáticos6 y de Oceanía, con el 14.1% y 2.4% respectivamente.

Con la finalidad de distinguir la variedad de tecnologías instaladas en cada país, y en México en particular, a continuación en la gráfica 3 se destaca la composición del portafolio de fuentes de energía utilizadas en los países miembros para generación de electricidad. Ahí se puede observar que las mayores capacidades se encuentran instaladas en EUA, Japón, Alemania, Canadá y Francia (véase gráfica 3).

Por otra parte, en 2005 la generación mundial de energía eléctrica ascendió a 17,350 TWh de los cuales la región de Norteamérica contribuyó con el 28.2%, y EUA en particular generó el 23.4% del total mundial. En orden de magnitud después de Norteamérica, la región asiática que no forma parte de la OCDE aportó el 22.6%, impulsada particularmente por China, país que generó el 60.5% y el 13.7% del total en esa región y del mundo, respectivamente. Como se mencionó con anterioridad, el impresionante crecimiento en la producción industrial

7 El proceso Fischer-Tropsch consiste en una reacción catalítica mediante la cual se obtienen, por síntesis, hidrocarburos líquidos a partir de monóxido de carbono e hidrógeno gaseoso. Las materias primas para este proceso derivan de la reformación de gas natural (obtención de hidrógeno) así como gas de síntesis proveniente de la gasificación de carbón o residuales, el cual a su vez puede ser utilizado para su limpieza y purificación y posteriormente su combustión en turbinas de gas para generar energía eléctrica.

de China durante los últimos años ha implicado un crecimiento acelerado en la capacidad instalada y la generación de electricidad, alcanzando esta última un dinamismo a la alza de 9.5% en promedio anual durante el periodo 1995-2005.

1.3 Consumo de combustibles para la generación mundial de energía eléctrica

El carbón es el combustible dominante para la generación de electricidad en el mundo. En términos caloríficos, durante 2005 el 48.0% de la energía primaria utilizada para generar electricidad provino del carbón. En Sudáfrica, casi la totalidad de la energía eléctrica se genera a partir del carbón (94.1%), combustible que entre otras aplicaciones se utiliza en plantas de gasificación para producir combustibles sintéticos mediante procesos como Fischer-Tropsch7. Asimismo, en China la generación

Norteamérica OCDE32.0%

Europa y Eurasia no OCDE

11.1%

Asia no OCDE14.6%

África2.8%

Europa OCDE21.4%

Asia y Oceanía OCDE10.5%


5.0%

Medio Oriente2.5%

Norteamérica OCDE28.2%

Europa OCDE19.0%

Asia no OCDE22.6%


8.7%Asia y Oceanía

OCDE9.6%


5.2%

África3.1%

Medio Oriente3.5%

Año 199512,624 TWh

Año 200517,350 TWh


24

contraste y como efecto de los altos precios del crudo generados por el embargo petrolero de 1973-1974 y la revolución iraní en 1979, la utilización de petrolíferos para la generación de electricidad se ha rezagado desde mediados de la década de los setentas. Específicamente, se espera que en países miembros de la OCDE la generación de electricidad a partir de derivados del petróleo siga declinando, a diferencia de los países de Medio Oriente donde debido a la existencia de grandes reservas de petróleo, continuarán dependiendo de sus derivados para satisfacer la demanda de energía eléctrica.

Como se puede observar en la gráfica 5, el patrón de utilización de fuentes primarias para generar electricidad depende principalmente, de su disponibilidad así como

Gráfica 5Utilización de combustibles para generación de electricidad en algunos países, 2005

(participación porcentual)

a Incluye hidroenergía, geotermia, viento, solar, biomasa y desechos orgánicos.Fuente: Electricity Information 2007, Energy Balances of OECD Countries 2007, Energy Balance of Non-OCDE Countries 2007; International Energy Agency.

8 International Energy Annual 2005, U.S. Department of Energy.

eléctrica a partir del carbón se ubica cerca del 90% (véase gráfica 5), seguida por la hidroeléctrica con 5.7%; en la actualidad, China ya es el mayor consumidor de carbón en el mundo, seguido por EUA e India. No obstante el predominio de este combustible, desde 1970 la utilización de la energía nuclear se incrementó en forma acelerada hasta finales de la década de 1980, estabilizándose el aumento en la construcción de nuevos reactores durante principios de la década de 1990. En la actualidad, en todo el mundo se tienen 439 reactores en operación con una capacidad total de 374.2 GW8.

Por otra parte, la generación eléctrica a partir de gas natural creció rápidamente durante las últimas dos décadas, lo cual se refleja en la fuerte presencia de este combustible en países como Argelia, Argentina e Irán. En

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Esta

dos

Uni

dos

Méx

ico

Cana

dáA

lem

ania

Fran

cia

Rein

o U

nido

Japó

nA

ustr

alia

Core

a de

l Sur

Rusi

aU

kran

iaKa

zajs

tán

Chin

aIn

dia

Indo

nesi

aIrá

nA

rabi

a Sa

udita

Isra

elSu

dáfr

ica

Egip

to

Arg

elia

Bras

ilA

rgen

tina

Vene

zuel

a

NorteaméricaEuropaOCDE

Europay Eurasiano OCDE África

Asia no OCDE

Asia y Oceanía

OCDE Centro y

SudaméricaMedio Oriente


25

del perfil tecnológico y del portafolio de generación existente para cada región y país.

Actualmente los altos precios de los hidrocarburos, así como las necesidades de reforzar la seguridad energética y de identificar oportunidades de mitigación de emisiones de gases de efecto invernadero, constituyen una serie de incentivos para la diversificación del uso de fuentes primarias para generar electricidad, lo cual amplía el panorama de opciones tecnológicas a considerarse en la planeación y construcción de nueva capacidad alrededor del mundo.

1.4 Tendencia del consumo mundial de energía eléctrica

Se estima que durante el periodo 2004-2015 la demanda mundial de energía eléctrica mantenga un dinamismo al alza de 3.1% en promedio anual, al pasar de 15,431 TWh en 2004 a 21,698 TWh en 2015, crecimiento

Cuadro 1Consumo mundial de energía eléctrica, 2004-2015

(TWh)

2004 2010 2015tmca

2004-2015 (%)

Mundial 15,431 19,044 21,698 3.1

OCDE �,�7� 10,12� 10,��4 1.�

Norteamérica 4,464 5,036 5,4�5 1.�

Europa 3,03� 3,343 3,51� 1.3

Asia 1,475 1,74� 1,�70 2.2

No OCDE 6,453 �,�16 10,�14 4.�

Europa y Eurasia 1,364 1,�36 2,123 4.1

Asia 3,273 4,713 5,��6 5.5

Medio Oriente 527 6�1 7�2 3.7

África 470 561 660 3.1

Centro y Sudamérica �20 1,125 1,353 4.7

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: U.S. Department of Energy e International Energy Outlook 2006 y 2007.

9 Entre los países miembros de la OCDE se encuentra el G8 (Alemania, Canadá, Estados Unidos, Francia, Italia, Japón y Reino Unido) excepto Rusia.10 Incluso se espera que durante los próximos años en algunos países europeos y en Japón, se observe una declinación en la población.

que será principalmente impulsado por los países asiáticos en transición y latinoamericanos en desarrollo, que no pertenecen a la OCDE (véase cuadro 1).

En lo que se refiere a los países miembros de la OCDE, se estima que el crecimiento anual de la demanda de energía eléctrica se ubique en 1.8%, lo que representa un crecimiento menor con relación a los países no miembros, cuya demanda se espera se incremente a un ritmo de 4.8% anual durante 2004-2015. Esta diferencia de tres puntos porcentuales, se debe particularmente a que los mercados en los países industrializados9 son maduros, con un lento crecimiento poblacional10 y con alto nivel de desarrollo tecnológico que permite hacer un uso más eficiente de la energía. En el caso específico de los países europeos miembros de la OCDE, cuyo crecimiento de la demanda se estima en 1.3%, se espera incrementar la competitividad de los mercados de gas natural y electricidad por medio de la liberalización, lo cual compensaría en cierta medida


26

el aumento de costos de la energía eléctrica al depender en mayor medida del gas natural y las fuentes renovables para generación eléctrica. En el continente asiático, se estima que en Corea del Sur y Japón aumente el consumo de electricidad en 3.9% y 1.7% anual hacia 2015, resultando en un crecimiento de 2.2% en conjunto para los países asiáticos miembros.

El mayor crecimiento esperado en el consumo de energía eléctrica se concentrará en los países asiáticos no miembros, lo cual resulta del fuerte crecimiento económico que se estima para esta región, ubicándose en una variación anual del PIB de 5.3% durante 2005-2015.

En Asia, se estima que durante el periodo 2004-2015 el consumo de energía eléctrica crezca en 5.5% anual, impulsado por China e India al incrementar su demanda en 5.6% y 5.3% respectivamente. Este crecimiento del consumo eléctrico en Asia se orientará principalmente hacia el uso residencial debido al crecimiento poblacional y a la transformación de los estándares de vida, que dará como resultado una mayor utilización de sistemas y dispositivos para iluminación, aplicaciones electrónicas y

nuevas tecnologías. Asimismo, en regiones como Centro y Sudamérica el consumo aumentará en 4.7% y estará orientado principalmente hacia los sectores residencial, comercial e industrial y, en Medio Oriente cuya demanda crecerá en 3.7%, esta se concentrará en los sectores residencial e industrial.

1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía

eléctrica por habitante

Durante el periodo 2004-2015, se espera que el consumo mundial de energía eléctrica por habitante se incremente en 2.0% anual, al pasar de 2,416 kWh/habitante en 2004 a 3,007 kWh/habitante en 2015 (véase cuadro 2). Las regiones con mayor consumo de electricidad por habitante en el ámbito mundial son Norteamérica y los países de Asia miembros de la OCDE. En el caso de Norteamérica, se estima que hacia 2015 el consumo por habitante se ubicará en 11,496 kWh/habitante. Asimismo, hacia el final del periodo, en Asia OCDE el consumo se estima en 9,167 kWh/habitante, con un crecimiento anual de 2.0% que será impulsado principalmente por Corea del Sur.

Cuadro 2Consumo mundial de energía eléctrica por habitante, 2004-2015

(KWh/habitante)

2004 2010 2015 tmca

2004-2015 (%)

Mundial 2,416 2,784 3,007 2.0

OCDE 7,720 �,426 �,�34 1.2

Norteamérica 10,333 11,020 11,4�6 1.0

Europa 5,713 6,157 6,3�� 1.0

Asia 7,412 �,65� �,167 2.0

No OCDE 1,235 1,5�1 1,�07 3.5

Europa y Eurasia 3,�� 5,432 6,356 4.3

Asia �75 1,312 1,55� 4.4

Medio Oriente 2,75� 3,153 3,2�6 1.6

África 52� 557 5�2 1.0

Centro y Sudamérica 1,�30 2,315 2,627 3.3

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2006 y 2007.


27

A diferencia de este último, en Japón los mercados de energía eléctrica se caracterizan por ser maduros, lo cual aunado a su población en proceso de envejecimiento y un crecimiento económico que se espera sea relativamente moderado en el mediano plazo, se traduce en un lento crecimiento en la demanda de energía eléctrica. En contraste, además de Corea del Sur, para el mediano plazo se tienen proyectados niveles de ingreso más robustos y crecimiento poblacional en Australia y Nueva Zelanda, lo cual conducirá a un crecimiento más acelerado en la demanda de electricidad.

Por otra parte, en conjunto el mayor crecimiento del consumo se presentará en países no miembros, con 3.5% en promedio anual. Entre estos países se estima que la región de Asia mostrará el dinamismo más fuerte con 4.4% durante 2004-2015, llegando a un nivel de consumo de 1,559 kWh/habitante al final del periodo.

1.5 Tendencia de la capacidad y generación mundial de energía eléctrica

En forma consistente con el consumo mundial de energía eléctrica, la capacidad mundial de generación de electricidad crecerá principalmente en los países en desarrollo no miembros de la OCDE (véase gráfica 6). Si bien el mayor crecimiento promedio anual esperado para la capacidad corresponde al continente africano con 4.2%, en realidad esta variación implica un incremento de sólo 60 GW hacia 2015, mientras que en los países asiáticos no miembros se espera un crecimiento promedio de 4.1% pero con una variación absoluta de 403 GW hacia ese mismo año, lo cual responde a la importante expansión del mercado asiático (China e India como principales impulsores) y con ello, a las crecientes necesidades de energía eléctrica en esa región. Es decir, en la medida en que el crecimiento económico de la región asiática emergente continúe mostrando el dinamismo de los últimos años, el consumo de electricidad continuará creciendo como resultado de las mayores necesidades de iluminación, calentamiento y acondicionamiento doméstico, dispositivos electrónicos y en general los sistemas y dispositivos asociados a la mejora en la calidad de vida de la población.

Indudablemente como ya se dijo, China e India son los principales impulsores del crecimiento económico en la región. En el caso de China, los mayores incrementos de capacidad se realizarán utilizando tecnologías que consumen carbón y energía nuclear. Respecto a esta última, actualmente China tiene 11 reactores en operación comercial, cuatro reactores en construcción y se espera que durante 2007 inicie la construcción de al menos otras cuatro unidades. Asimismo, este país tiene en construcción dos grandes proyectos hidroeléctricos: Tres Gargantas con 18.2 GW y Yellow River, de 15.8 GW. Asimismo en India, existen 17 reactores en operación y seis en construcción. En el entorno global, la región asiática emergente estará a la cabeza en la instalación de nueva capacidad nuclear durante los próximos años.

En lo que a Norteamérica se refiere, el crecimiento promedio anual es el menor respecto al resto de las regiones, lo cual en gran medida es resultado de que en EUA y Canadá los mercados de energía eléctrica son maduros, a diferencia de México, donde la infraestructura eléctrica continuará su proceso de desarrollo y con ello la generación de electricidad crecerá a tasas mayores. En el caso de EUA, se espera un incremento en la generación basada en gas natural, carbón y energía nuclear. Asimismo, la generación de electricidad a partir de fuentes de energía renovable mostrará una expansión que tendrá como estímulo el desarrollo y avance tecnológico, los altos precios de los combustibles fósiles, así como la extensión de los subsidios federales aplicables para la generación de electricidad a partir de estas fuentes hasta el 31 de diciembre de 2007, promulgado en la Ley de Política Energética de 2005 (Energy Policy Act 2005).

En Canadá, si bien la generación a partir de gas natural, carbón y energía nuclear aumentará durante los próximos años, se tiene planeada la construcción de varias instalaciones hidroeléctricas en pequeña y gran escala, con lo que la participación de las energías renovables seguirá siendo mayoritaria.

Por otra parte, como es de observarse en la gráfica 6, otro caso de crecimiento marginal de la capacidad es el de los países europeos miembros de la OCDE. Se espera


2�

Gráfica 7Evolución de la generación mundial de energía eléctrica por región, 1995-2015

tmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2007.

Gráfica 6Capacidad mundial de generación de energía eléctrica por región, 2004-2015

* Tasa media de crecimiento anual 2004-2015.Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2007.

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

Norteamérica OCDE

Europa OCDE

Asia no OCDE




Medio Oriente África

GW

2003 2010 2015

tmca*0.4 %

tmca*4.2 %

tmca*3.5 %

tmca*3.0 %

tmca*1.5 %

tmca*1.8 %

tmca*4.1 %

tmca*0.7 %

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

01995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2010 2015

Tera

wat

tas

hora

OECD NorteaméricaNo OCDE Asia

OECD NorteaméricaCentro y Sudamérica

OECD Asia y OceaníaMedio Oriente

No OECD Europa y EurasiaÁfrica

tmca1995-2004

(%)

tmca2004-2015

(%)

4.06.53.9

7.4

0.8

2.0

2.1

1.9

4.23.73.8

5.2

2.9

2.0

0.8

1.4


2�

1.5.1 Tendencia mundial en la utilización de combustibles y fuentes primarias para generación de electricidad

En el entorno internacional, el uso de energía primaria y combustibles fósiles para generación de electricidad depende de diferentes factores, que varían de una región a otra así como de la disponibilidad de fuentes económicamente competitivas. Adicionalmente, dependen de las restricciones imperantes por la volatilidad en los precios de los energéticos, la disponibilidad de los combustibles, así como por la normatividad ambiental. Las estimaciones indican que durante los próximos años los combustibles de mayor utilización para generación eléctrica serán el carbón y el gas natural, en detrimento de la utilización de combustibles derivados del petróleo, tal es el caso del combustóleo. Esto obedece a los altos precios del combustible y a la disponibilidad de tecnologías de mayor eficiencia y con un impacto ambiental sensiblemente menor que las plantas convencionales que utilizan derivados del petróleo. Se estima que durante 2004-2015, el combustible de mayor crecimiento en la generación eléctrica será el gas natural (véase gráfica 8), el cual pasará de 19.5% en 2004 a 22.9% en 2015, lo cual complementará la participación mayoritaria del carbón.

Hacia el final del periodo la energía nuclear reducirá ligeramente su participación en la generación mundial, como resultado del incremento del uso de gas natural. Mientras que la participación de las energías renovables permanecerá estable en alrededor del 18% de la generación mundial. En la gráfica 8 se puede observar que hacia 2015 y sólo después del carbón, el gas natural tendrá la mayor participación en la generación mundial de energía eléctrica, seguido por las energías renovables incluyendo la hidroeléctrica.

que en esta región el crecimiento sea de 0.7% hacia 2015, lo cual, considerando que el ritmo de crecimiento poblacional actual y para los próximos años será muy lento en países de Europa Occidental, refleja, en forma análoga a la región de Norteamérica, un mercado de energía eléctrica sin señales de expansión importante en términos de magnitud.

Se espera que en el bloque de Europa perteneciente a la OCDE el consumo de gas natural para la generación de electricidad aumente con mayor rapidez que el resto de las fuentes de energía al mismo tiempo que los altos precios del crudo y la normatividad ambiental estimulan la reducción del uso de petrolíferos y carbón. En lo que a renovables se refiere, si bien en esta región la mayoría de los recursos hidroeléctricos económicamente viables ya han sido desarrollados, desde hace varios años los países miembros han instalado significativas capacidades para el aprovechamiento de las fuentes alternativas, principalmente energía eólica. A la fecha, siete de los 10 mayores mercados de generación eléctrica basada en energía eólica se encuentran en Europa; asimismo, los 27 miembros de la Unión Europea representan el 65% de la capacidad mundial de energía eólica instalada.

Por otra parte, en Centro y Sudamérica porcentajes significativos de la generación total corresponden a la participación de la energía hidráulica. Como caso ilustrativo, para la economía brasileña11 la hidroelectricidad aportó el 83% de la generación total en 2004.

En términos del comportamiento que ha registrado la generación de electricidad por región, así como de su posible evolución durante los próximos años, en la gráfica 7 se puede observar el mayor dinamismo en la región asiática emergente con relación a una relativa estabilización en la generación de energía eléctrica en los mercados maduros, tales como los países europeos miembros de la OCDE y Norteamérica.

11 La cual es la economía más grande de la región.


30

Gráfica 8Combustibles y fuentes de energía para la generación eléctrica mundial, 2004-2015

Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2007.

1.5.1.1 Carbón

La generación mundial de energía eléctrica a partir de carbón seguirá siendo la de mayor participación entre el resto de las fuentes de energía, al estimarse un crecimiento de 3.1% anual para el periodo 2004-2015. En 2004 el 40.5% del suministro mundial de energía eléctrica se generó a partir del carbón. En circunstancias de altos precios de los hidrocarburos líquidos y el gas, este combustible se hace más atractivo para generar electricidad, sobre todo en países con grandes reservas como China, India y EUA. En este último durante 2004, las centrales que utilizan carbón representaron el 33.0% de la capacidad total instalada, y aportaron el 52.0% de su generación de electricidad total. La utilización de estas plantas se orienta para atender carga base, operando sobre periodos largos para producir la mayor cantidad de electricidad por unidad de capacidad instalada. EUA, China e India fueron los países con la mayor capacidad instalada para utilizar carbón en 2004, con 315 GW, 271 GW y 82 GW respectivamente, y los planes de crecimiento anual hacia 2015 son mayores para China, con 5.2%,

mientras que para India es de 4.1%, y se espera que en EUA la expansión de capacidad crezca con ritmo de 0.4% en promedio anual.

Por otra parte, de un total de 909,064 millones de toneladas en 2006, las mayores reservas mundiales de carbón se encuentran en EUA (27.1%), Rusia (17.3%), China (12.6%), India (10.2%) y Australia (8.6%), (véase cuadro 3). Este hecho les confiere cierto grado de seguridad energética a la mayoría de estos países en el suministro del combustible para la generación de electricidad, lo cual se refleja en la dominante proporción de capacidad de generación con base en el mismo instalada en EUA, China e India, como ya se ha mencionado.

En el caso de México, el consumo de carbón en 2006 representó el 0.3% del consumo mundial, el cual se concentró básicamente en la industria siderúrgica y en el sector eléctrico. El uso de carbón resulta atractivo tomando en cuenta que las centrales carboeléctricas constituyen una tecnología madura, existen grandes

18.6%

15.8%

40.5%

19.5%

5.6%

18.6%

13.8%

40.9%

21.7%

5.0%

17.4%

13.2%

41.7%

22.9%

4.7%

25,000

20,000

15,000

10,000

5,000

0

Renovables

Nuclear

Carbón

Gas Natural

Petróleo

2004 2010 2015


31

Cuadro 3Reservas y producción mundial de carbón, 2006

(millones de toneladas)

Reservas mundiales de carbón, 2006Relación

reservas/producción

PaísBitumen y

antracitaSub-bituminoso

y lignitaReservas

totalesProducción R/P (años)

Total mundial 478,771 430,293 909,064 6,195 147

1. Estados Unidos de América 111,33� 135,305 246,643 1,054 234

2. Rusia 4�,0�� 107,�22 157,010 30� >500

3. China 62,200 52,300 114,500 2,3�0 4�

4. India �0,0�5 2,360 �2,445 447 207

5. Australia 3�,600 3�,�00 7�,500 374 210

6. Sudáfrica 4�,750 - 4�,750 257 1�0

7. Ucrania 16,274 17,�7� 34,153 �1 424

8. Kazajstán 2�,151 3,12� 31,27� �6 325

9. Polonia 14,000 - 14,000 156 �0

10. Brasil - 10,113 10,113 6 >500

11. Alemania 1�3 6,556 6,73� 1�7 34

12. Colombia 6,230 3�1 6,611 66 101

13. Indonesia 740 4,22� 4,�6� 1�5 25

14. México �60 351 1,211 11 10�

15. Otros 12,272 4�,�70 62,142 566 110

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2007.

12 De acuerdo con el ritmo de producción actual, la relación mundial reservas/producción (R/P) es de 147 años. Para el caso de México, es de 109 años.

reservas de este energético a nivel mundial12 y es un combustible estable en sus cotizaciones. Sin embargo, dado que México no posee yacimientos carboníferos con un costo de extracción competitivo, de intensificarse su uso se incrementaría su importación.

1.5.1.2 Gas natural

El gas natural es el combustible que presentará la tasa de crecimiento más alta en la generación mundial de electricidad, con 4.3% promedio anual durante el periodo 2004-2015, su participación al final del mismo seguirá siendo alrededor de la mitad de la correspondiente al carbón. La creciente dependencia en algunos países respecto a este combustible responde a las ventajas y

13 Para mayor detalle, consulte la Prospectiva del mercado de gas natural 2007-2016.

versatilidad que ofrecen las plantas que lo utilizan, dada su alta eficiencia en ciclo combinado, a los menores costos de inversión respecto a otras tecnologías, a periodos de construcción más cortos, a un arranque rápido para entrada en servicio, así como por la reducción de emisiones de óxidos de azufre, entre otros factores.

Al cierre de 2006, las reservas probadas mundiales de gas natural se ubicaron en 6,406 billones de pies cúbicos, de las cuales Rusia concentra el 26.3%, Irán el 15.5% y Qatar 14.0% (véase cuadro 4)13.

Se estima que la generación de electricidad a partir de gas en EUA crezca a un ritmo de 3.3% en promedio durante el periodo. Sin embargo, no se debe perder de


32

vista que la volatilidad en los precios del gas podría incentivar la construcción de nuevas centrales de carbón y nucleares.

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

En años recientes, en diversos países, entre ellos México, se ha impulsado una mayor utilización del gas natural para generación eléctrica, lo cual ha sido el principal estímulo al crecimiento en la demanda del

combustible. Una de las ventajas en la utilización de este energético derivan del desarrollo tecnológico en las turbinas de gas, lo que ha dado como resultado la puesta en operación comercial de equipos de mayor potencia y eficiencia. Por lógica propia, la mayoría de las plantas de ciclo combinado son diseñadas para operar en condiciones de máxima eficiencia. Para tal fin, frecuentemente dichas instalaciones integran sistemas regenerativos y de interenfriamiento que permiten mejorar la eficiencia al reducir el flujo de combustible requerido para alcanzar la temperatura óptima de combustión, así como disminuir el trabajo requerido para la compresión, lo cual se traduce en una mayor potencia entregada por la turbina. En la actualidad, como resultado de éstas y otras estrategias de

Cuadro 4Reservas y producción mundial de gas natural, 20061

Relaciónreservas/producción

País Reservas totales(bpc)

Producción(mmpcd)

R/P (años)

Total mundial 6,406 277,227 63

1. Rusia 1,6�2 5�,224 7�

2. Irán ��3 10,15� >100

3. Qatar ��5 4,7�� >100

4. Arabia Saudita 250 7,131 �6

5. Emiratos Árabes 214 4,5�5 >100

6. Estados Unidos 20� 50,707 11

7. Nigeria 1�4 2,72� >100

8. Argelia 15� �,172 53

9. Venezuela 152 2,773 >100

10. Irak 112 n.s. >100

11. Kazajstán 106 2,315 >100

12. Noruega 102 �,477 33

13. Turkmenistán 101 6,020 46

14. Indonesia �3 7,160 36

15. Australia �2 3,762 67

40. México 142 4,1�5 �

Resto del mundo 1,04� �5,02� 30

n.s. = No significativo.1 Cifras al cierre de 2006.2 Con base en Las reservas de hidrocarburos de México 2007, Pemex Exploración y Producción, p. 20.Fuente: BP Statistical Review of World Energy, 2007


33

14 Brayton-Rankine.

optimización, con la integración de ciclos de potencia14 se pueden alcanzar eficiencias del orden de 50% a 60% utilizando las turbinas más avanzadas y quemando gas natural.

1.5.1.3 Petrolíferos

A nivel mundial se espera que la participación de los petrolíferos en la generación eléctrica se mantenga en un nivel moderado. Los destilados ligeros del petróleo tienen un mayor valor en el sector transporte, mientras que en el sector eléctrico básicamente tienen aplicaciones en instalaciones de respaldo o emergencia y en otros casos para generación distribuida utilizando diesel.

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

1.5.1.4 Energía nuclear

En contexto global, las expectativas para el desarrollo de nueva capacidad y extensiones a la vida útil de centrales nucleares en operación han mejorado recientemente. Los factores de disponibilidad han aumentado de manera importante durante los últimos años, ubicando el promedio mundial en 83% para 2006. De acuerdo con la publicación International Energy Outlook 2007 del Departamento de Energía de EUA, se espera que en la mayoría de las plantas existentes en países miembros de la OCDE y en países no miembros de Europa y Eurasia, se otorguen extensiones a la vida útil de sus instalaciones, lo cual de manera complementaria con los reactores que se encuentran en construcción en diferentes países, refleja el papel que podría estar ya asumiendo la energía nuclear como opción energética y tecnológica en la

satisfacción de necesidades futuras de energía eléctrica bajo un entorno de alta volatilidad en los precios de los combustibles fósiles, mejoramiento de la seguridad energética y reducción de emisiones de gases de efecto invernadero. Asimismo, es importante no perder de vista los asuntos de interés mundial que podrían a su vez limitar su desarrollo, tales como los problemas que plantea la disposición y manejo de desechos radiactivos y la proliferación de armamento nuclear.

La energía nuclear es una importante fuente de generación eléctrica en muchos países. En el caso particular de Francia, la capacidad nuclear representó el 54% del total en 2005, mientras que en Corea del Sur, Suecia, Bélgica y República Eslovaca dicha fuente tiene una presencia superior al 25% de la capacidad instalada en cada caso.

A noviembre de 2007, se encuentran en construcción 32 reactores con capacidad total de 24,579 MWe. De estos últimos, en Rusia se construyen siete reactores presurizados con una capacidad conjunta de 4,585 MWe15, en China cuatro con 3,220 MWe y en India seis con 2,910 MWe (véase cuadro 5). La mayoría de los reactores que están en construcción (23 unidades) son del tipo de reactor de agua presurizado (PWR). El resto corresponde a reactores de agua pesada presurizado (PHWR), reactores de agua hirviente (BWR) y reactor rápido de cría (FBR)16.

El primer reactor nuclear inició operaciones durante la década de 1950. Desde esos años se han acumulado más de 12,000 años-reactor de experiencia en el contexto mundial, mediante la operación de 439 reactores en 30 países, lo cual de la mano de la investigación y el desarrollo tecnológico entre otros aspectos, ha dado como resultado mejoras en la seguridad, confiabilidad y en el factor de disponibilidad de los reactores, lo que se ha reflejado en el hecho de que casi una tercera parte de las unidades en operación alrededor del mundo han mostrado factores promedio superiores al 90%.

15 Megawatt eléctrico.16 Power Reactor Information System (PRIS), International Atomic Energy Agency (IAEA).


34

Cuadro 5Reactores nucleares en operación comercial y en construcción por país1

En operación comercial En construcción

País No. de unidades Capacidad neta (MWe) Tipos de reactores No. de unidades Capacidad neta (MWe) Tipos de reactores

Total mundial2 439 371,666 32 24,579

1. Estados Unidos 104 100,322 BWR, PWR 1 1,165 PWR

2. Francia 5� 63,260 PWR, FBR - - n.a.

3. Japón 55 47,5�7 BWR, PWR 1 �66 PWR

4. Rusia 31 21,743 PWR, FBR, LWGR 7 4,5�5 PWR, FBR, LWGR

5. Alemania 17 20,33� BWR, PWR - - n.a.

6. Corea del Sur 20 17,454 PWR, PHWR 2 1,�20 PWR

7. Ucrania 15 13,107 PWR 2 1,�00 PWR

8. Canadá 1� 12,5�� PHWR - - n.a.

9. Reino Unido 1� 10,222 PWR, GCR - - n.a.

10. Suecia 10 �,034 BWR, PWR - - n.a.

11. China 11 �,572 PWR, PHWR 5 3,220 PWR

12. España � 7,450 BWR, PWR - - n.a.

13. Bélgica 7 5,�24 PWR - - n.a.

14. India 17 3,77� BWR, PHWR 6 2,�10 PWR, PHWR, FBR

15. República Checa 6 3,523 PWR - - n.a.

16. Suiza 5 3,220 BWR, PWR - - n.a.

17. Finlandia 4 2,6�6 BWR, PWR 1 1,600 PWR

18. Eslovaquia 5 2,034 PWR - - n.a.

19. Bulgaria 2 1,�06 PWR 2 1,�06 PWR

20. Sudáfrica 2 1,�00 PWR - - n.a.

21. Brasil 2 1,7�5 PWR - - n.a.

22. Hungría 4 1,755 PWR - - n.a.

23. México 2 1,360 BWR - - n.a.

24. Rumania 2 1,310 PHWR - - n.a.

25. Lituania 1 1,1�5 LWGR - - n.a.

26. Argentina 2 �35 PHWR 1 6�2 PHWR

27. Eslovenia 1 666 PWR - - n.a.

28. Holanda 1 4�2 PWR - - n.a.

29. Pakistán 2 425 PWR, PHWR 1 300 PWR

30. Armenia 1 376 PWR - - n.a.

31. Irán - - n.a. 1 �15 PWR

32. Italia3 - - n.a. - - n.a.

33. Kazajstán3 - - n.a. - - n.a. 1A noviembre de 20072 En el total se incluyen seis reactores en operación con una capacidad conjunta de 4,916 MWe, así como dos reactores en construcción con capacidad de 2,600 MWe, ubicados en Taiwán.3 Desde mediados de 1990 salieron de operación los dos últimos reactores en activo en Italia, mientras que en Kazajstán no se tienen reactores en operación desde 1999. BWR: Boiling Water ReactorPWR: Pressurized Water ReactorPHWR: Pressurized Heavy Water ReactorLWGR: Light Water cooled Graphite moderate ReactorFBR: Fast Breeder ReactorGCR: Gas Cooled ReactorFuente: Power Reactor Information System (PRIS), International Atomic Energy Agency (IAEA).


35

1 Información correspondiente a noviembre de 2007.Fuente: Power Reactor Information System (PRIS), International Atomic Energy Agency (IAEA).

Mapa 1Reactores nucleares en operación comercial y en construcción por región1

La evolución del diseño de los sistemas energéticos basados en energía nuclear ha resultado de la investigación y el desarrollo tecnológico internacional. La primera generación de reactores fue desarrollada durante las décadas de 1950-1960 mediante prototipos. La segunda generación comenzó durante 1970 mediante la puesta en operación comercial de grandes instalaciones, las cuales actualmente se mantienen en operación. Posteriormente, durante la década de 1990 comenzó a desarrollarse lo que se puede considerar como la tercera generación de reactores, que consisten en una serie de diseños que ofrecen significativas ventajas en economía

y seguridad. Este tipo de reactores han sido construidos principalmente en Asia Oriental. Adicionalmente, los avances tecnológicos a partir de esta generación de reactores17 están en curso, lo que en el corto plazo podrá resultar en la demostración de nuevas plantas que actualmente están en desarrollo. Asimismo, se espera que hacia 2030 el desarrollo de la energía nuclear trascienda a una cuarta generación de reactores de competitividad económica mejorada y energéticamente mucho más confiables, destinados a satisfacer plenamente asuntos tales como seguridad nuclear, no proliferación, reducción de desechos y a mejorar la percepción pública general.

17 Frecuentemente se hace referencia a una generación III+ de reactores.

14130

1 2-

20406080100120140160

75

3 3

65

-1020304050607080

53

40

11 8

-102030405060

4

3

1 1

-

1

2

3

4

5

2 2

- --

1

2

3

124114

1 1-

20

40

60

80

100

120

140

30

13 137

-5

101520253035

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Uni

dade

s en

oper

ació

n

Capa

cida

dne

taop

eran

do(T

We)

Capa

cida

dne

ta e

nco

nstr

ucci

ón(T

We)

Uni

dade

s en

cons

truc

ción

Asia no OCDE y Oriente Medio


Europa OCDE

Norteamérica


África



36

MW a 74,223 MW durante el periodo 1996-2006 (véase gráfica 9).

Al cierre de 2006 se tenían instalados 74,223 MW de capacidad eólica alrededor del mundo, de los cuales destaca en primer lugar Alemania con el 27.8% (20,622 MW), en segundo España con 15.6% (11,615 MW), luego EUA con 15.6% (11,603 MW), India con 8.4% (6,270 MW), Dinamarca con 4.2% (3,136 MW) y China con el 3.5% (2,604 MW). Mientras que México ocupa la posición 28 con el 0.1% (88 MW), (véase cuadro 6 y gráfica 10).

Respecto a las adiciones de nueva capacidad eólica durante 2006, en EUA se instalaron 2,454 MW, seguido por Alemania con 2,233 MW y en tercer lugar se ubicó India con 1,840 MW (véase gráfica 11).

Asimismo, como se pudo observar en la gráfica 9, el rápido crecimiento en centrales eólicas refleja el hecho de que en muchas regiones del mundo se han tomado decisiones de gran relevancia considerando los beneficios que se pueden obtener de la energía eólica como una estrategia de generación de energía eléctrica sustentable. No obstante, en muchos países aún se requiere fortalecer el marco regulatorio y las políticas públicas en torno a esta tecnología, con la finalidad de aprovechar de la mejor manera su potencial.

En materia de capacidad instalada para generar electricidad a partir de recursos geotérmicos, México ocupó en 2005 la tercera posición en el contexto mundial, con 960 MW, precedido por EUA con 2,544 MW y Filipinas con 1,931 MW, representando el 10.5%, 28.1% y 21.3% del total mundial, respectivamente (véase cuadro 7 y gráfica 12).

En el contexto internacional, gran parte del crecimiento estimado para la generación eléctrica a partir de fuentes renovables proviene de expectativas de realización de grandes proyectos hidroeléctricos en Asia. China tiene ambiciosos planes para incrementar su capacidad hidroeléctrica, incluyendo el proyecto de la Presa de las Tres Gargantas, el cual está planeado para concluirse en 2009 y contará con 2 centrales eléctricas y 26 unidades

Como se puede observar en el mapa 1, las principales adiciones de capacidad nuclear mundial se están realizando en países asiáticos como China e India, donde actualmente se construyen 11 reactores con capacidad total de 6,130 MWe18.

En Ucrania, Bulgaria y Finlandia se construyen reactores con capacidades de 1,900 MWe, 1,906 MWe y 1,600 MWe, respectivamente, con lo cual el continente europeo es otra región de gran importancia en términos de dinamismo en la construcción de nuevas centrales nucleares.

El mayor crecimiento en capacidad nuclear a instalarse durante los próximos años corresponde a países no miembros de la OCDE. Se espera que en este grupo la capacidad aumente en 27 GW durante 2004-2015. Mientras que en países miembros, el incremento proyectado es de 13 GW hacia el final del periodo. Se estima que las mayores adiciones de capacidad se realicen en China, India, Corea del Sur y Rusia.

1.5.1.5 Energía renovable

Se estima que la penetración de las fuentes renovables en la generación eléctrica, se verá estimulada por la persistencia de altos precios del petróleo y del gas natural, lo cual, mediante los incentivos y políticas públicas adecuadas, podrían contribuir al incremento de la utilización de energía limpia. En este contexto, la energía eólica representa una fuente de energía con grandes expectativas de desarrollo para la generación de electricidad basada en energías renovables, dadas sus ventajas respecto a otras fuentes en términos de abundancia, limpieza en su utilización, economía, entre otras.

Durante los años recientes, la capacidad mundial instalada en sistemas para la generación de electricidad a partir de la energía cinética del viento (aerogeneradores), ha crecido de manera vertiginosa al pasar de 6,100

18PRIS.


37

Cuadro 6Capacidad eólica mundial instalada, 2006

MW Participación (%)

Total 74,223

1. Alemania 20,622 27.�

2. España 11,615 15.6

3. EUA 11,603 15.6

4. India 6,270 �.4

5. Dinamarca 3,136 4.2

6. China 2,604 3.5

7. Italia 2,123 2.�

8. Reino Unido 1,�63 2.6

9. Portugal 1,716 2.3

10. Francia 1,567 2.1

28. México �� 0.1

Resto del mundo 10,�16 14.7

Fuente: Global Wind Energy Council (GWEC).

Gráfica 9Evolución histórica de la capacidad eólica mundial, 1996-2006

(MW)


74,223

59,091

47,620

39,431

31,100

23,900

17,40013,600

10,2007,6006,100

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006


3�

Gráfica 10Distribución de la capacidad eólica mundial por país,

2006(%)


Gráfica 11Adiciones de nueva capacidad eólica por país durante 2006

1 Incluye 2,405 MW de nueva capacidad que se instaló en otros países.Fuente: Global Wind Energy Council (GWEC).

generadoras con capacidad de 700 MW cada una, lo que resultará en una capacidad total de 18.2 GW. Se espera que ese país incremente su capacidad de energías renovables de 95 GW en 2004 a 109 GW en 2015.

Por otra parte en Centro y Sudamérica, específicamente en Brasil, donde en 2004 el 83% de su generación de electricidad provino de energía hidráulica, se estima un crecimiento de 4.0% anual en la capacidad de generación a partir de fuentes renovables. En cuanto a los países miembros de la OCDE, no se espera un crecimiento sustancial en la capacidad hidroeléctrica, y sólo en Canadá se planea completar proyectos hidroeléctricos durante los próximos años.

Alemania27.8%

Resto14.7%

México0.1%

Francia2.1%

Portugal2.3%

Reino Unido2.6%

Italia2.9%

China3.5%

Dinamarca4.2%

India8.4%

EUA15.6%

España15.6%

EUA Alemania India España China Francia Canadá Portugal ReinoUnido

Italia

2,454

2,233

1,840

1,587

1,347

810 776694

634

417

Adiciones totales15,197 MW1


3�

Gráfica 12Distribución de la capacidad geotermoeléctrica mundial

por país, 2005

Fuente: International Geothermal Association (IGA).

Cuadro 7Capacidad geotérmica mundial instalada para generación de electricidad, 2005

(MW)

MW Participación (%)

Total 9,064

1. EUA 2,544 2�.1

2. Filipinas 1,�31 21.3

3. México �53 10.5

4. Indonesia 7�7 �.�

5. Italia 7�0 �.7

6. Japón 535 5.�

7. Nueva Zelanda 435 4.�

8. Islandia 322 3.6

9. Costa Rica 163 1.�

10.El Salvador 151 1.7

11.Kenia 127 1.4

Resto del mundo 316 3.5

Fuente: International Geothermal Association (IGA).

EUA28.1%

Resto3.5%

Kenia1.4%

El Salvador1.7%

Costa Rica1.8%

Islandia3.6%

Nueva Zelanda4.8%

Japón5.9%

Italia8.7%

Indonesia8.8%

México10.5%

Filipinas21.3%

Capítulo

En el presente capítulo se exponen los principales ordenamientos jurídicos y los instrumentos de regulación mediante los cuales se rigen las operaciones del sector eléctrico, así como de los permisos de generación e importación otorgados en las modalidades que se definen en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE). Asimismo, se presenta la evolución reciente de dichos permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE). En adición, se incorpora una descripción general del mecanismo de Temporada Abierta (TA) para la asignación y reserva de capacidad de transmisión a partir de generación eoloeléctrica en el Istmo de Tehuantepec.

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

Por su parte, los principales ordenamientos legales que regulan la prestación del servicio público de energía eléctrica son:

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

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

•

•

Marco regulatorio del sector eléctrico dos


42

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

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

Ley Reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en materia nuclear

Ley de responsabilidad civil por daños nucleares

2.1 Estructura del marco regulatorio

Con la expedición de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) en 1975, se establece que la participación de los particulares en la generación de energía eléctrica puede realizarse, sujeta a previo permiso y la opinión de la Comisión Federal de Electricidad (CFE).

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

De todas las modalidades, la producción independiente de energía ha presentado el mayor dinamismo en cuanto a capacidad instalada se refiere, debido principalmente a aspectos de financiamiento, así como a la búsqueda de una mayor eficiencia energética y menor impacto ambiental, a través de la expansión de la oferta de energía eléctrica mediante el uso de centrales con tecnología de ciclo

•

•

•

combinado cuya producción es destinada exclusivamente a la CFE.

Otras modalidades como es el caso de autoabastecimiento y cogeneración, representan diferentes áreas de oportunidad de acuerdo con el enfoque desde el cual se analice. En el caso de la industria (en sus diferentes ramas) y Petróleos Mexicanos (Pemex), la posibilidad de generar energía eléctrica a costos competitivos, representa un factor importante que permite incrementar la eficiencia de sus procesos y con ello la competitividad de las empresas.

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

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

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

2.2 Órgano regulador

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


43

Figura 1Ordenamientos jurídicos que rigen las actividades del sector eléctrico

Fuente: CRE.

Figura 2Modalidades de permisos e instrumentos de regulación

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

Constitución Política de los

Estados Unidos Mexicanos

Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

Ley Reglamentaria del Artículo 27 Constitucional en Materia Nuclear

Normas Oficiales Mexicanas Manual de Servicios al Público en Materia de Energía Eléctrica

Ley de la Comisión Reguladora de Energía

Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

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

•

•

•

•

•

•

Contrato de interconexión

energía eléctrica

Contrato de respaldo de energía eléctrica

Convenio para el servicio de transmisión de energía eléctrica

Para fuentes de energía �rme:


• Comisión Federal de Electricidad

• Luz y Fuerza del Centro

Para fuentes de energía renovable:

Para importación de energía eléctrica:


Contrato de servicio de transmisión de energía eléctrica

Metodologías diversas*

• Autoabastecimiento

• Cogeneración

• Pequeña producción

• Producción independiente

• Exportación

• Importación

Convenio de compraventa de

Suministradores del Servicio Público

Modalidades de generación e importación

de energía eléctrica de particulares

Instrumentos de regulación


44

operativa con funciones de regulación sobre el sector de electricidad, gas natural y gas LP en México.

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

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

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

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

Adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público

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

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

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

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

Aprobar los criterios y las bases para determinar el monto de las aportaciones de los gobiernos

•

•

•

•

•

•

•1 Secretaría de Energía (Sener).2 Secretaría de Economía (SE).

de las entidades federativas, ayuntamientos y beneficiarios del servicio público de energía eléctrica, para la realización de obras específicas, ampliaciones o modificaciones de las existentes, solicitadas por aquellos para el suministro de energía eléctrica

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

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

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

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

En materia de regulación tarifaria, como lo establece el Art. 31 de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) que a la letra dice: La Secretaría de Hacienda y Crédito Público, con la participación de las Secretarías de Energía, Minas e Industria Paraestatal1 y de Comercio y Fomento Industrial2 y a propuesta de la Comisión Federal de Electricidad, fijará las tarifas, su ajuste o reestructuración , de manera que tienda a cubrir las necesidades financieras y las de ampliación del servicio público, y el racional consumo de energía, corresponde a dicha Secretaría fijar las tarifas aplicables al servicio público de energía eléctrica.

Con relación a este ordenamiento, el 27 de septiembre de 2007 se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el Decreto por el que se instruye a las entidades

•

•

•

•


45

correspondientes suspender los aumentos de precios y tarifas en diversos energéticos, con vigencia al 31 de diciembre de 2007 y que queda establecido de la siguiente forma:

Se instruye a las Secretaría de Hacienda y Crédito Público, de Economía y de Energía, así como a la Comisión Reguladora de Energía, para que en el ámbito de sus respectivas competencias ejecuten las medidas necesarias para suspender los mecanismos de actualización periódica y aumento de tarifas o precios de los siguientes energéticos producidos o distribuidos por el Estado, en ejercicio de las funciones establecidas en el Artículo 28, párrafo cuarto, de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos:

a. Energía eléctrica para uso residencial;

b. Gasolina magna;

c. Diesel, y

d. Gas licuado de petróleo

Para los efectos de la fracción I de este artículo, las tarifas residenciales de energía eléctrica se aplicarán conforme al periodo que corresponda, sin que dentro de cada periodo puedan incrementarse.

2.3 Modalidades de generación de energía eléctrica del sector privado

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

Autoabastecimiento: Es la generación de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacer las necesidades de personas físicas o morales y no resulte inconveniente para el país.

•

Cogeneración:

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

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

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

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

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

Sean copropietarios de las instalaciones o miembros de la sociedad constituida para realizar el proyecto.

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

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

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

El autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•


46

de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW.

La exportación, dentro del límite máximo de 30 MW.

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

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

La participación de las modalidades de generación eléctrica se ha incrementado en los últimos años, especialmente el esquema de producción independiente de energía, el cual en 2006 representó el 25.4% de la generación total de energía eléctrica del servicio público.

2.4 Instrumentos de regulación

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

•

•

•

energía firme como fuentes de energía renovable, además de contratos de interconexión para permisionarios de importación y compraventa de energía eléctrica, como se describe a continuación:

a) Fuentes firmes

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

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

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

Convenio de servicio de transmisión de energía eléctrica. Establece que el suministrador recibe la energía eléctrica de la central de generación en el punto de interconexión y la transporta hasta los centros de carga del permisionario de acuerdo con la capacidad de porteo contratada para cada uno de ellos.

•

•

•

•


47

Los instrumentos para regular lo anterior son los siguientes:

Contrato de interconexión. Es el mecanismo donde se establecen términos y condiciones para la interconexión necesaria entre el SEN, la fuente de energía renovable y los centros de consumo del permisionario, de manera que dicho contrato sirva de marco para todas las operaciones entre el suministrador y el permisionario.

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

Adicionalmente, el 27 de junio de 2007 se publicó en el DOF el contrato de interconexión para fuente de energía solar en pequeña escala, el cual es aplicable a todos los generadores con fuente de energía solar con capacidad hasta de 30 kW, que se interconectan a la red eléctrica del suministrador en tensiones inferiores a 1 kV y que no requieren hacer uso del sistema del suministrador para portear energía a sus cargas.

c) Importación de energía eléctrica:

A excepción de un permisionario establecido en el estado de Durango, la totalidad de los permisionarios de importación de energía eléctrica se ubican en las áreas de control de Baja California y Noroeste, específicamente en los estados de Baja California y Sonora. Con el fin de realizar las operaciones de importación de electricidad para autoabasto, el 17 de mayo de 2004 se publicó en el DOF la resolución por la cual se aprueba el modelo de contrato de interconexión de permisionarios ubicados en el área de control de Baja California que importan energía a través del Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste (Western Electricity Coordinating Council -WECC-) de EUA, el cual regula las operaciones entre CFE y los permisionarios de importación:

•

•

b) Fuentes de energía renovable:

En 2001, la CRE aprobó una regulación específica para fuentes renovables de energía con la finalidad de fomentar el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica3. Estos instrumentos consideran las características de este tipo de fuentes de energía, como es la disponibilidad intermitente del energético primario y se incluyen conceptos únicamente aplicables a dichas fuentes, tales como:

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

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

Capacidad aportada al SEN.- Se reconoce la capacidad que la fuente de energía renovable aporta en las horas de máxima demanda del SEN4

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

•

•

•

3 Publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 7 de septiembre de 2001.4 La definición de fuente de energía renovable fue modificada y publicada en el DOF del 26 de febrero de 2003. El 30 de enero de 2006, se publicó en el DOF la modificación que permite reconocer la capacidad de los generadores a partir de energía renovable del tipo intermitente.


4�

Contrato de Interconexión para permisionarios ubicados en el área de control de Baja California, que importan energía eléctrica a través del WECC. Tiene por objeto que la CFE realice la transmisión de energía de importación entre el punto de interconexión y el punto de carga del permisionario, de manera que este contrato sirva de marco para todas las operaciones con el permisionario.

d) Contrato de compraventa de energía eléctrica para pequeño productor en el Sistema Interconectado Nacional:

Publicado en el DOF el 20 de abril de 2007, este contrato tiene por objeto realizar y mantener, durante la vigencia del mismo, la compraventa de energía eléctrica entre el suministrador y el permisionario, así como establecer las condiciones generales para los actos jurídicos que celebren las partes relacionados con la compraventa y generación de energía eléctrica.

e) Metodologías:

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

Metodología para la determinación de los cargos por servicios de transmisión, para establecer el procedimiento que deberán seguir los suministradores para el cálculo de los cargos correspondientes a las solicitudes de porteo de los permisionarios en tensiones diversas. Para tensiones mayores o iguales a 69 kV, toma en cuenta el impacto que sobre la red tiene cada servicio de porteo solicitado en forma individual, usando un modelo de flujos de corriente alterna y debe ser aplicado en los casos con y sin el servicio solicitado en las situaciones de demanda máxima y mínima en el año en que se pretende iniciar el porteo. En cuanto a las cargas que se encuentran en tensiones menores a 69 kV, se cuenta con los procedimientos denominados de trayectoria

•

•

punto a punto o de proporcionalidad de demanda, según se trate de cargas únicas de más de 1 MW o múltiples cargas agrupadas por tipo de tarifa, con demandas menores a 1 MW. Es de señalarse que esta Metodología, envía a los permisionarios una clara señal económica para incentivar una ubicación de la fuente de energía que favorezca al SEN al reducir sus pérdidas.

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

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

2.5 Permisos de generación eléctrica

Durante 2006, la CRE otorgó 90 nuevos permisos, sumando un total de 580 permisos de generación e importación de energía eléctrica (permisos administrados), de los cuales, el 90.2% están en operación con una capacidad de 19,245 MW. De estos nuevos permisos, destacan por su capacidad autorizada los siguientes: Generadora del Desierto, con 601 MW5 en la modalidad de exportación, GDC Generadora, con 480 MW en la

•

•

5 El permiso correspondiente otorgado en la modalidad de exportación a Generadora del Desierto, quedó condicionado a los resultados de los estudios de impacto a la red de CFE en proceso de realización.


4�

Gráfica 13Capacidad de los permisos autorizados por modalidad,

2006(MW)

23,460 MW

Fuente: CRE.

Gráfica 14Situación de los permisos de generación eléctrica1, 2006

(Capacidad en MW por modalidad y participación porcentual)

1 Incluye la demanda máxima autorizada bajo la modalidad de importación de energía eléctrica.Nota: Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.

modalidad de autoabastecimiento6 y Eurus, con 250 MW en la misma modalidad.

De acuerdo con la capacidad total autorizada en los permisos administrados, la modalidad de producción independiente representa el 53.5%, seguida por el autoabastecimiento con 25.7%, la exportación con 9.5%, la cogeneración con 7.9%, mientras que los usos propios continuos representaron el 2.4% (véase gráfica 13). De estas modalidades, la producción independiente es la de mayor capacidad autorizada con 21 permisos y un total de 12,557 MW en 2006.

Asimismo, la capacidad autorizada en operación de los permisionarios representa el 50.10% con respecto a la capacidad efectiva instalada en centrales de CFE y LFC en 2006 (38, 382 MW). Esto indica la importancia de la

6 Este proyecto contempla la instalación de una planta de autoabastecimiento con tecnología de calderas de lecho fluidizado, utilizando carbón como combustible.

Producciónindependiente

53.5%

Usos propioscontinuos

2.4%Importación

1.0%

Cogeneración7.9%

Exportación9.5%

Autoabastecimiento25.7%

4,110996

915

1,563

95

190

2

538

20

1,330

901

226

211,478

1,079

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

En operación En construcción Inactivos Por iniciar obras

Producción independiente

Importación

Exportación

Usos propios continuos

Cogeneración

Autoabastecimiento

523 permisos19,245 MW

39 permisos3,073 MW

4 permisos211 MW

5 permisos915 MW


50

Desde el punto de vista de la capacidad instalada, durante los años recientes se ha registrado un mayor dinamismo en la entrada en operación de centrales de producción independiente, al incrementarse en 3,265 MW de 2004 a 2006 (véase gráfica 15). Asimismo, desde la óptica del número de permisos otorgados por la CRE, el autoabastecimiento es la modalidad con mayor movimiento al aumentar en 240 permisos vigentes durante el mismo periodo, como resultado de una estrategia del sector privado para reducir costos por consumo de energía eléctrica en el periodo horario punta establecido en las tarifas del servicio público de energía eléctrica, especialmente en el sector servicios. Durante 2006, se otorgaron 83 nuevos permisos de autoabastecimiento que en su mayoría corresponden a proyectos de pequeña capacidad autorizada, mientras que de ese total, sólo dos proyectos registran una capacidad mayor: GDC Generadora, con 480 MW y Eurus, con 250 MW.

Gráfica 15Evolución de la capacidad en operación de permisionarios, 2004-2006

(MW)

a Demanda máxima de importación.Fuente: CRE.

inversión por particulares en la adición de capacidad al SEN.

La situación de los permisos administrados, de acuerdo con el desarrollo del programa de obras autorizado en el permiso respectivo, se registra en cuatro rubros: los permisos en operación, en construcción, por iniciar obras e inactivos. Del total de permisos en construcción, la capacidad autorizada en la modalidad de autoabastecimiento registró el 32.4% con 996 MW, mientras que la cogeneración representó el 89.8% de los permisos inactivos con 190 MW (véase gráfica 14). Asimismo, la totalidad de la capacidad autorizada para los proyectos que se encuentran por iniciar obras corresponde a cinco permisos en la modalidad de autoabastecimiento, con 915 MW, de los cuales el de mayor capacidad a instalarse es el proyecto de GDC Generadora, con 480 MW.

2006

2005

2004

Prod

ucci

ónin

epen

dien

te

Auto

abas

teci

mie

nto

Coge

nera

ción

Expo

rtac

ión

Uso

s pr

opio

sco

ntin

uos

Impo

rtac

ióna

11,478

9,277

8,212

4,1103,927

3,678 1,5631,511

1,4271,330

1,3301,330

538 556 574226 200 184


51

Gráfica 16Evolución de la generación efectiva de permisionarios, 2004-2006

GWh

Fuente: CRE.

Cuadro 8Permisos administrados de generación eléctrica

(cierre al 31 de diciembre de 2006)

Permisos Modalidad Permisos Capacidad MW Generación GWh

vigentes operando autorizada operando potencial producida

Total 580 523 23,460 19,245 146,981d 89,786d

Anteriores a 1992


53a 46 56� 53� 1,�63 1,223

Posteriores a 1992

Producción independiente

21 20 12,557 11,47� �7,77� 5�,443

Autoabastecimiento 424 3�4 6,027 4,110 30,045 15,377

Exportación 6 4 2,231 1,330 16,137 6,�32

Cogeneración 42 37 1,�4� 1,563 11,157 7,�12

Importación 34 32 22�b 226b 67�c �2c

Notas:a Número de permisos con registro de operación actual.b Demanda máxima de importación.c Energía importada.d No incluye energía importada.Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.

1,5071,392

1,223

4.422

6,095

6,932

7,184

7,253

7,812

13,853

14,368

46,384

58,44346,281

15,377

Usos propioscontinuos

Exportación

Cogeneración

Autoabastecimiento

Producciónindependiente

2004

2005

2006


52

El principal efecto de esta dinámica se refleja en el incremento de la capacidad total en operación de los permisos en 2006, la cual representó el 82.0% con respecto al total autorizado, porcentaje mayor al observado en 2005 (77.3%).

La generación producida en 2006 se ubicó en 89,786 GWh (véase cuadro 8 y gráfica 16), lo que significó un aumento del 19.1% con respecto a 2005. Por el contrario, la modalidad de usos propios continuos ha registrado una ligera disminución en su generación de energía eléctrica durante los últimos años, mientras que la modalidad de productor independiente registró la tasa de crecimiento en generación de energía eléctrica más alta con 26.3%. En general todas las modalidades han incrementado su capacidad y generación, a excepción de usos propios continuos, la cual incluye a los permisos de mayor antigüedad y cuyos permisionarios en su mayoría utilizan procesos de generación convencionales utilizando combustóleo y diesel.

Gráfica 17Comparativo entre la capacidad promedio autorizada por permiso (MW) y número de permisos otorgados en las

modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, 1996-2006

a No se considera el permiso otorgado a Iberdrola Energía Monterrey, con capacidad de 619 MW.b No se considera el permiso otorgado a Eoliatec del Istmo, con capacidad de 164 MW.c No se consideran los permisos otorgados a GDC Generadora , con 480 MW y Eurus, con 250 MW.Fuente: CRE.

Un punto a destacar de los permisos administrados, es el predominio en la elección de la tecnología de ciclo combinado, que para 2006 representó el 67.7% de la capacidad total autorizada, que junto con la tecnología de ciclo convencional7 y la turbina de gas (9.8% y 7.8% respectivamente) representan el 85.2% de la capacidad autorizada total. La razón del crecimiento en la utilización del ciclo combinado se debe a su mayor eficiencia, menores costos de inversión y a un proceso de combustión más limpio con respecto a otras tecnologías.

En lo que se refiere a los combustibles considerados en los permisos vigentes en 2006, se observa una participación del gas natural del orden del 85.1%; mientras que el segundo combustible en importancia es el combustóleo, el cual representa el 4.1%.

En cuanto al autoabastecimiento y la cogeneración se refiere, la estructura de la capacidad autorizada por

7 Ciclo simple de vapor (ciclo termodinámico Rankine).

180

160

140

120

100

80

60

40

20

01996 1997 1998 1999 2000 2001 2002a 2003 2004 2005b 2006c

30.9

16

37.9

11

40.4

51 52.1

1926.0

16

34.1

11 12.7

30

5.3

28

41

19

3.7 3.4

85

165

Capacidad/Permiso

Número de permisos


53

se refiere a cogeneración, sólo se otorgaron cuatro permisos que en conjunto representan una capacidad de 59 MW, destacando entre éstos el de Procter & Gamble Manufactura, con 45 MW.

2.5.1. Usos propios continuos

Para 2006, se registraron 53 permisos vigentes de usos propios continuos que fueron otorgados por diversas Secretarías antes de las reformas de 1992, de los cuales 46 están en operación con una capacidad de 538 MW, 6seis

permisos ha cambiado a través del tiempo. A partir de las reformas a la LSPEE en 1992, la capacidad autorizada promedio por permisos otorgados alcanzaba valores de 52.1 MW (año 1999); sin embargo, en los últimos años, la capacidad promedio ha disminuido considerablemente al grado de que en 2006 se ubicó en 3.4 MW por permiso (véase gráfica 17).

A diferencia de 2005, año en que se otorgaron 160 nuevos permisos de autoabastecimiento8, en el año de estudio se observa un menor dinamismo. En lo que

Cuadro 9Permisos otorgados bajo la modalidad de productor independiente1

Central Empresa Capacidad autorizada

(MW)

Fecha de otorgamiento

Fecha de entrada en operación

Ubicación

Total 12,557

Mérida III AES 532 1��7 2000 Yucatán

Hermosillo Unión Fenosa, S.A. 253 1�� 2001 Sonora

Río Bravo II (Anáhuac) EDF y Mitsubishi Corporation 56� 1�� 2002 Tamaulipas

Saltillo EDF 24� 1�� 2001 Coahuila

Bajío (El Sauz) InterGen 5�7 1�� 2002 Guanajuato

Tuxpan II Mitsubishi Corporation 536 1�� 2001 Veracruz

Monterrey III Iberdrola, S.A. 570 1�� 2002 Nuevo León

Campeche TransAlta 275 2000 2003 Campeche

Altamira II Mitsubishi Corporation 565 2000 2002 Tamaulipas

Naco Nogales Unión Fenosa, S.A. 33� 2000 2003 Sonora

Mexicali InterGen 5�7 2000 2003 Baja California

Tuxpan III y IV Unión Fenosa, S.A. 1,120 2000 2003 Veracruz

Altamira III y IV Iberdrola, S.A. 1,153 2001 2003 Tamaulipas

Chihuahua III TransAlta 31� 2001 2003 Chihuahua

Río Bravo III EDF 541 2001 2004 Tamaulipas

Río Bravo IV EDF 547 2002 2005 Tamaulipas

La Laguna II Iberdrola, S.A. 51� 2002 2005 Durango

Altamira V Iberdrola, S.A. 1,0�� 2003 2006 Tamaulipas

Valladolid III Mitsui Corporation 563 2004 2006 Yucatán

Tuxpan V Mitsubishi y Kiushu Electric Power Inc. 54� 2004 2006 Veracruz

Tamazunchale Iberdrola, S.A. 1,07� 2004 2007 San Luis Potosí1 Al 31 de diciembre de 2006.Fuente: CRE.

8 En su mayoría se trata de plantas de combustión interna que utilizan diesel para generación de electricidad en horario punta.


54

2.5.4. Cogeneración

Durante 2006 sólo se otorgaron cuatro nuevos permisos de cogeneración y corresponden a empresas industriales. Desde la entrada en operación de los permisos otorgados a la Compañía de Nitrógeno de Cantarell en 2000, con 361 MW de capacidad autorizada y posteriormente Tractebel Energía Monterrey, con 284 MW de capacidad en 2003, no se han otorgado nuevos permisos de capacidad en gran escala para esta modalidad. No obstante, en 2005 se otorgó un permiso a la empresa Piasa Cogeneración, la cual actualmente construye una planta de cogeneración con una capacidad autorizada de 40 MW para utilizar bagazo de caña como combustible primario para generar energía eléctrica y vapor para procesos de la industria azucarera. Asimismo, durante 2006 se otorgó a Procter & Gamble Manufactura, un permiso con capacidad de 45 MW.

Por definición y naturaleza física, los procesos de cogeneración son principalmente aplicables en procesos industriales y por mencionar algunas ramas representativas de esto, se tiene la azucarera, química, siderúrgica, petrolera y petroquímica, entre otras. En el sector industrial se concentra la mayor parte de la capacidad autorizada con 61.4%, mientras que Pemex representa el 27.9% del total. En lo concerniente a la situación de los permisos, existen 95 MW en construcción y 190 MW inactivos.

2.5.5. Exportación

La modalidad de exportación registró un nuevo permiso en 2006, correspondiente al proyecto de Generadora del Desierto, empresa que, bajo la condición que se menciona en nota al pie en la página 48, prevé la instalación de una central de ciclo combinado con capacidad de 601 MW de capacidad autorizada para exportación. En lo que se refiere al resto de los permisos administrados, el permiso otorgado a Termoeléctrica de Mexicali concentra la mayor capacidad autorizada con 680 MW.

no generaron y un permiso otorgado a la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana se encuentra inactivo.

2.5.2. Productor independiente de energía

En 1997, la CRE otorgó el primer permiso bajo la modalidad de productor independiente a AES Mérida III por una capacidad de 532 MW, cuya entrada en operación fue en 2000. Para ese año, con base en los permisos otorgados en esta modalidad, ya se contaba con una capacidad autorizada de 6,200 MW, y cuatro años más tarde, la capacidad aumentó a más del doble, es decir, en 2004 se registró una capacidad autorizada de 12,557 MW, la cual se mantuvo sin cambios hasta el 17 de mayo de 2007, fecha en que se otorgó el permiso a Fuerza y Energía Norte de Durango, con una capacidad autorizada de 595 MW, sumando así 22 permisos vigentes.

Al cierre de 2006 se habían otorgado 21 permisos para producción independiente, de los cuales 20 estaban en operación con una capacidad autorizada de 11,478 MW (véase cuadro 9). Hacia mediados de 2007 inició operaciones la central de ciclo combinado Tamazunchale, mientras que a la fecha se encuentra en construcción la central de ciclo combinado Norte. Cabe hacer mención que todos los permisos de producción independiente autorizados operan con tecnología de ciclo combinado, utilizando gas natural.

Esta modalidad genera el 65.1% de energía eléctrica respecto al total de generación producida por los permisionarios.

2.5.3. Autoabastecimiento

La modalidad de autoabastecimiento registró 83 nuevos permisos en 2006, alcanzando un total de 424 permisos administrados (véase cuadro 10). Estos permisos se componen principalmente por permisos otorgados a Pemex, sector industrial y servicios.


55

Gráfica 18Permisos de autoabastecimiento al cierre de 2006

(MW)

Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.

Pemex

1,511

Privados

Permisos en operación4,110 MW

2,598

En construcción

996 915

Por iniciar obras

Cuadro 10Permisos autorizados de autoabastecimiento, 2006

Actividades No. de permisos Capacidad autorizada (MW)

Generación(GWh)

Inversión (millones de dólares)

Total 424 6,027 30,045 5,440

Industria 157 3,3�3 16,�55 3,043

Pemex 41 1,511 7,1�5 1,0�5

Otros* 226 1,132 5,�04 1,301

* Incluye los sectores de agricultura, ganadería, municipal, servicios y turismo.Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.


56

Cuadro 12Permisos autorizados de exportación, 2006

Permisionario Fecha de otorgamiento

Capacidad autorizada (MW)

Energía autorizada (GWh)

Estado actual Ubicación

Total 2,231 16,137

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

Termoeléctrica de Mexicali 2001 6�0 5,�35 En operación Baja California

Energía de Baja California 2001 337 2,�52 En operación Baja California

AES Mérida III 2002 15 3� En operación Yucatán

Fuerza Eólica de Baja California 2002 300 �30 En construcción Baja California

Generadora del Desierto* 2006 601 4,056 En construcción Sonora

* Condicionado a la evaluación de los resultados de estudios de impacto a la red de CFE.Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.

Gráfica 19Permisos de cogeneración al cierre de 2006

(MW)

Fuente: CRE.

Cuadro 11Permisos autorizados de cogeneración, 2006

Actividades No. de permisos Capacidad autorizada (MW)

Generación(GWh)

Inversión (millones de dólares)

Total 42 1,848 11,157 1,331

Industria 34 1,134 7,�74 �41

Pemex 4 515 1,770 356

Otros* 4 1�� 1,513 133

* Incluye los sectores de agricultura, ganadería, municipal, servicios y turismo.Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo.Fuente: CRE.

Permisos en operación1,563 MW

515

1,048

95

190

Pemex Privados En construcción Inactivos


57

Gráfica 20Permisos otorgados de importación, 1996-2006a

229 MW de demanda máxima autorizada a importar

a Se consideraron sólo los permisos en operación.Fuente: CRE.

En total, se tienen seis permisos otorgados vigentes por una capacidad autorizada de 2,231 MW, de los cuales cuatro están en operación representando el 59.6% de capacidad autorizada en esta modalidad.

2.5.6. Importación

En 2006, la importación tuvo un crecimiento en la demanda máxima autorizada de 13.9% respecto de 2005, es decir se tiene un total de 229 MW autorizados con una cantidad

potencial de energía eléctrica importada de 678 GWh. Dicho crecimiento se debe al otorgamiento de dos nuevos permisos en la modalidad, lo que en capacidad representa 27 MW de importación adicional (véase gráfica 20).

2.6 Proceso de Temporada Abierta (TA) para reserva de capacidad de transmisión para proyectos eólicos en el Istmo de Tehuantepec

El 9 de febrero de 2006 la Sener, solicitó a la CRE tomar las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA con el objetivo de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión en el Istmo de Tehuantepec, en el estado de Oaxaca, y asimismo establecer los compromisos en firme que las empresas privadas y CFE deberán asumir para la realización de la capacidad de transmisión necesaria para portear la

energía eléctrica que las centrales eólicas generarán, así como para su incorporación a la red de transmisión del servicio público de energía eléctrica.

La razón por la cual se diseñó este procedimiento, tiene que ver con las limitaciones de infraestructura de transmisión existente en dicha zona para la adecuada transmisión de energía eléctrica que será generada por la capacidad autorizada para permisionarios de autoabastecimiento, lo cual, en conjunto con las necesidades de transmisión del programa eólico de CFE, planteó la necesidad de ejecutar proyectos de

220

200

180

160

140

120

100

80

60

40

20

01996 1998 1999 2001 2002 2003 2004 2005 2006

1 permiso4MW

2 permisos3MW

1 permiso2MW

1 permiso12MW

1 permiso20MW

19 permisos120MW

2 permisos23MW

5 permisos17MW

2 permisos27MW


5�

2.7 Normas Oficiales Mexicanas del sector eléctrico

Las normas oficiales mexicanas en materia eléctrica son:

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

• los choques eléctricos,

• los efectos térmicos,

• sobrecorrientes,

• las corrientes de falla y

• sobretensiones.

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

NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores

•

•

reforzamiento de las líneas existentes y la construcción de una nueva línea para atender tales demandas de transmisión.

Por tanto, y dado que no se pueden comprometer recursos públicos para construir una nueva línea de transmisión sin que existan los compromisos en firme de los permisionarios para instalar la capacidad de generación que da lugar al diseño de dicha línea, se llevó a cabo el procedimiento de TA, mediante el cual el proyecto de generación eólica se abrió a la participación de inversionistas en varias rondas y se establecieron las cartas de crédito y fianzas que respaldan la capacidad a reservar por los inversionistas participantes (véase cuadro 13).

Como un resultado de este procedimiento, se incluyó en el Presupuesto de Egresos de la Federación (PEF) 2007 el programa de red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV. Se espera que dicha red inicie operaciones hacia finales de 2009. La línea será financiada proporcionalmente por CFE y los interesados y será garantizada a través de cartas de crédito en poder de CFE.

Cuadro 13Empresas participantes en el proceso de Temporada Abierta, 2006

Empresa Capacidad de autoabastecimiento remoto (MW)

Total 1,479

Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V. 226

Eoliatec del Pacífico 15�

Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V. 141

Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. (2a. Etapa) 4�

Gamesa Energía, S.A. 2�5

Preneal México, S.A. de C.V. 3�3

Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V. 226

Las sumas parciales podrían no coincidir con los totales debido al redondeo. Fuente: CFE.


5�

Mapa 2Zonas Críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Fuente: CFE.

de distribución, que precisamente establece los requisitos de seguridad y eficiencia que deben de cumplir los transformadores de distribución.

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

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

Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los corredores industriales (véase mapa 2).

Las principales NOM´s que determinan la normatividad ecológica en la industria eléctrica son:

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

•

1

8 7

4

5

6

9 3

2 Zonas Metropolitanas:1. México D.F.2.Monterrey, Nuevo León.3. Guadalajara, Jalisco.

Ciudades fronterizas:4. Tijuana, Baja California.5. Cd. Juárez, Chihuahua.

Corredores industriales:6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz.7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato.8.Tula-Vito-apasco, en los estados de Hidalgo y México.9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas.


60

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

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

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

Asimismo, se tienen 16 normas de eficiencia energética vigentes que regulan los consumos de energía eléctrica de equipos y sistemas que ofrecen un potencial de ahorro y, cuatro proyectos de normas en proceso de elaboración (véase cuadro 52 del capítulo 5).

•

•

•

Capítulo

La dinámica de la demanda nacional de energía eléctrica durante los años recientes no ha mostrado el nivel previsto en anteriores ejercicios de planeación. Esto ha sido resultado, principalmente, de un dinamismo económico menor a lo esperado, entre otros factores. El análisis de estos y otras características del mercado eléctrico nacional se realiza en este capítulo, considerando el comportamiento histórico de la demanda atendida por el servicio público y el consumo autoabastecido, desde los enfoques sectorial, regional y nacional para el periodo 1996-2006. Asimismo, se aborda el análisis de la evolución reciente de la infraestructura de generación y transmisión de energía eléctrica para consumo interno, así como las interconexiones existentes para comercio exterior de energía eléctrica.

3.1 Consumo nacional de energía eléctrica

El consumo nacional de electricidad se integra por dos componentes: i) las ventas internas de energía eléctrica, las cuales consideran la energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público, incluyendo a los productores independientes de energía, y ii) el autoabastecimiento, que incluye a los permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos e importación de electricidad.

El consumo nacional de energía eléctrica en 2006 ascendió a 197,435 GWh, lo que representó un crecimiento de 3.2% respecto a 2005, variación menor a la observada durante 2004-2005, la cual fue de 4.0%. No obstante que el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) en 2006 fue de 4.7%, las ventas internas de energía eléctrica reflejaron un menor dinamismo respecto al PIB al incrementarse en 3.3% respecto al año previo, ubicándose

Mercado eléctrico nacional 1996-2006 tres


62

Por otra parte, el comportamiento del PIB en 2006 se explica por un mayor dinamismo en la industria manufacturera, la cual creció en 4.9% y dentro de ésta, la división de productos metálicos, maquinaria y equipo, mostró un crecimiento de 10.5%, mientras que la industria de la construcción registró un incremento de 5.8%.

3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad

El consumo interno de energía eléctrica se clasifica en cinco sectores: industrial, residencial, comercial, servicios y bombeo agrícola. En orden de magnitud, el sector industrial es el principal consumidor de energía eléctrica dada la infinidad de sistemas y procesos de producción que hacen uso intensivo de este tipo de energía. En 2006, este sector demandó el 58.8% del total, lo cual revela su importancia en las ventas internas. Asimismo, dicha demanda de electricidad y su diversidad de aplicaciones, requiere que gran parte del suministro se realice en media, alta y muy alta tensión, por lo cual el sector industrial se

Gráfica 21Evolución del consumo nacional de electricidad y PIB, 1986-2006

(%)

Fuente: CFE.

1 En la prospectiva anterior, el crecimiento estimado de las ventas internas para 2006 fue de 4.0%, mientras que la estimación para el PIB fue de 3.6%

así en 175,371 GWh1. Este comportamiento también se observó en el autoabastecimiento, al crecer en 2.2% en comparación al crecimiento de 5.5% registrado durante 2005.

En términos generales, el comportamiento de las ventas totales de energía eléctrica se encuentra altamente correlacionado, en forma positiva, con el ritmo de actividad económica, lo cual implica que ante incrementos en el PIB, el consumo de energía eléctrica aumenta también aunque en mayor magnitud (véase gráfica 21). En general, el consumo nacional de energía eléctrica crece más rápido que el PIB, sin embargo en 2006 se presentó una situación poco común, en la cual el crecimiento del consumo de electricidad fue de menor magnitud en comparación con el crecimiento del PIB, lo cual derivó de un menor consumo de electricidad en la gran industria principalmente, así como de menor crecimiento en el sector comercial y una reducción en el consumo del sector agrícola respecto a 2005.

1.

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

1996

1997

1998

1999

1992

1993

1990

1991

1988

1989

1986

1987

1994

1995

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

PIB Consumo de electricidad


63

subdivide en gran industria y empresa mediana, mismos que representaron el 36.7% y 63.3% respectivamente, con relación al total sectorial.

Por otra parte, el sector residencial representa el 25.3% de las ventas internas, con lo cual es el segundo gran consumidor de energía eléctrica, seguido por el sector comercial con 7.5%, luego el bombeo agrícola con 4.5% y finalmente el sector servicios con 3.8% (véase gráfica 22).

En términos de crecimiento promedio anual durante los últimos 10 años, el sector que mostró el mayor

Gráfica 22Distribución de las ventas internas por sector, 2006

(%)

Fuente: CFE.

Cuadro 14Ventas internas sectoriales de energía eléctrica, 1996-2006

(GWh)

Sector 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca %

1��6-2006

Total nacional 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 3.7

Residencial 2�,51� 2�,644 31,6�0 33,36� 36,127 3�,344 3�,032 3�,�61 40,733 42,531 44,452 4.5

Comercial �,371 �,�71 10,4�6 10,�45 11,674 12,167 12,50� 12,�0� 12,�0� 12,�� 13,210 3.5

Servicios 5,055 5,10� 5,1�2 5,450 5,��1 5,�73 6,076 6,14� 6,2�� 6,450 6,5�6 2.7

Industrial 71,0�� 77,��1 �2,0�� 7,234 �3,755 �3,255 �4,�42 �4,22� �6,613 ��,720 103,153 3.�

Empresa mediana 3�,135 42,627 46,264 4�,446 53,444 54,720 55,776 56,�74 5�,14� 61,�21 65,266 5.2

Gran industria 31,�64 35,355 35,�24 37,7�� 40,311 3�,535 3�,166 37,354 37,465 37,7�� 37,��7 1.7

Bombeo Agrícola 7,530 7,64� 7,743 7,��7 7,�01 7,465 7,644 7,33� 6,�6� �,067 7,�60 0.6

Fuente: CFE.2 Excepto 2005, año en que el crecimiento fue menor al ubicarse en 1.2%.

dinamismo en el consumo de electricidad respecto a 1996 es el residencial, al crecer con ritmo de 4.5%, seguido por el industrial con 3.8% (véanse cuadro 14 y gráfica 23). No obstante, en términos de magnitud en el consumo como ya se mencionó, el sector industrial concentra la mayor proporción de las ventas.

En lo que se refiere al sector industrial, el comportamiento de las ventas ha sido particularmente impulsado por la empresa mediana, que ha mostrado el mayor dinamismo con un crecimiento de 5.2% durante los últimos 10 años, mientras que la gran industria ha registrado un menor crecimiento, como resultado de la dinámica económica propia y de la posibilidad de optar por el autoabastecimiento en las ramas intensivas en el uso de energía eléctrica, entre otros factores.

Si bien el PIB manufacturero había mostrado variaciones negativas durante el periodo 2001-2003 (véase gráfica 24), de 2004 a 2006 registró incrementos de 4.0% y 4.9%, respectivamente2, lo que contribuyó al incremento en el consumo de energía eléctrica en el sector industrial ubicándose en 3.2% durante el último año.

Bombeo agrícola4.5%

Residencial25.3%

Comercial7.5%

Servicios3.8%

Industrial58.8%


64

Gráfica 23Evolución sectorial de las ventas internas de energía eléctrica, 1996-2006

(GWh)

Fuente: CFE.

Gráfica 24Evolución del consumo de energía eléctrica en el sector industrial y PIB

manufacturero, 1994-2006(variación porcentual anual)

Fuente: CFE.

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

121.573

21,956

28,518

31,964

39,135

121.573

25,605

38,344

38,535

54,720

175,371

27,765

44,452

37,887

65,266

Empresa mediana Gran Industria Residencial

Comercial, bombeo agrícola y servicios

Tasa mediacrecimiento anual

(%)

Total nacional3.7

Residencial4.5

Gran industria1.7

Empresa mediana5.2

Total nacional

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

PIB Manufactureo

Consumo en el sector industrial


65

3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad

En nuestro país se identifican cinco regiones estadísticas para el análisis del mercado eléctrico (véase mapa 3). Es importante señalar que debido a la infraestructura y operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), CFE lo divide en nueve áreas de control (véase anexo 2). Para efectos de análisis en este documento de prospectiva, con excepción del tema sobre demanda bruta por área operativa, se hará referencia a esas cinco regiones.

En el mapa 4 se muestra cada una de las regiones con la participación porcentual promedio que cada entidad federativa tiene en las ventas de energía eléctrica de la región. En orden de magnitud descendente en el consumo de energía eléctrica, las entidades con mayor participación durante los últimos diez años son: México, Distrito Federal, Nuevo León, Veracruz, Jalisco y Sonora.

Durante 2006, el crecimiento de las ventas internas respecto al año anterior fue de 3.3%, impulsado principalmente por el incremento de las ventas en la región Noroeste con 5.0%, Sur-Sureste 4.1% y Noreste 3.9%. Para cada región, los estados que registraron mayores ventas fueron Baja California, Veracruz y Nuevo León.

Por su parte, la región Noreste registró las mayores ventas internas de energía eléctrica con 42,843 GWh (véase cuadro 15). Cabe señalar que su tasa media de crecimiento anual fue de 3.8% para el periodo 1996-2006, tasa superior a la observada en el periodo 1995-2005. De esta región, Nuevo León impulsó el crecimiento en 2006, al aumentar las ventas de electricidad en 6.1% es decir, 833 GWh.

Mapa 3Regionalización estadística del mercado nacional de energía eléctrica

Fuente: Sener, con base en Presidencia de la República.

Noroeste

Baja California Sur SonoraSinaloaBaja California

Centro-Occidente

MichoacánNayaritQuerétaroJaliscoZacatecasSan Luis Potosí ColimaAguascalientesGuanajuato Centro

MéxicoMorelosHidalgoDistrito Federal PueblaTlaxcala

Noreste

ChihuahuaCoahuilaNuevo LeónTamaulipas Sur-Sureste

CampecheChiapasGuerreroOaxacaQuintana Roo VeracruzYucatánTabasco


66

Mapa 4Estructura de las ventas internas por entidad federativa y región estadística, 2006

(participación porcentual promedio)

Fuente: CFE.

Cuadro 15Ventas internas totales por región, 1996-2006

(GWh)

Región 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca %

1��6-2006

Total 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 3.7

Variación % 7.2 7.1 5.3 5.7 7.1 1.2 1.� 0.1 1.� 3.� 3.3

Noroeste 15,774 16,�01 17,230 1�,505 1�,�4� 20,4�0 20,354 21,270 22,311 23,1�5 24,345 4.4

Variación % 11.7 7.1 1.� 7.4 7.� 2.7 -0.6 4.5 4.� 4.0 5.0

Noreste 2�,457 31,65� 33,�61 36,404 3�,236 3�,�� 40,�63 3�,235 3�,421 41,221 42,�43 3.�

Variación % �.� 7.5 7.3 7.2 7.� 1.� 2.2 -4.0 0.5 4.6 3.�

Centro-Occidente 26,�10 2�,�26 30,763 32,�01 35,1�2 34,�0� 35,570 36,242 37,451 3�,�43 40,24� 4.1

Variación % 6.7 7.5 6.4 6.6 7.3 -0.� 1.� 1.� 3.3 3.7 3.6

Centro 32,�10 35,0�0 36,611 3�,23� 40,733 40,��3 41,2�0 40,�6� 41,006 42,111 42,54� 2.6

Variación % 5.2 6.� 4.4 4.4 6.5 0.6 0.7 -0.� 0.1 2.7 1.0

Sur-Sureste 16,557 17,617 1�,574 1�,�70 20,160 20,744 22,046 22,5�2 23,227 24,2�4 25,2�� 4.3

Variación % 5.3 6.4 5.4 2.1 6.3 2.� 6.3 2.4 2.� 4.6 4.1

Pequeños sistemas 65 73 71 77 �0 �0 �� 6 �3 �3 �7 4.1

tmca: tasa media de crecimiento anualFuente: CRE.

Centro

Sur-Sureste

Noroeste

Noreste

Centro-Occidente

San Luis Potosí12%

Zacatecas4%

Aguascalientes5%

Sinaloa20%

Sonora37%

Aguascalientes5%

Baja California37%

Colima4%

Guanajuato20%

Querétaro8%

Nayarit3%

Michoacán18% Jalisco

26%

México36%

Morelos5%

Puebla16%

Tlaxcala4%

DistritoFederal

31%

Hidalgo7%

Veracruz38%

Tabasco10%

Quintana Roo11%

Oaxaca9%

Guerrero10%

Chiapas8%

Yucatán10%

Campeche4%

Chihuahua21%

Durango6%

Coahuila20%

Nuevo León34%

Tamaulipas19%


67

3.1.2.1 Ventas internas por región

Noroeste

En esta región se presentó el mayor dinamismo en las ventas internas de electricidad al crecer 5.0% durante 2006, superando el incremento de 4.0% registrado en 2005. Este crecimiento se explica por los incrementos superiores a 7.0% en las ventas internas de electricidad en Baja California, Baja California Sur y Sinaloa. Es importante tener presente que la característica principal de esta región es el clima extremoso con altas temperaturas en verano y fríos intensos en invierno, lo cual incide sobre el patrón de consumo de energía eléctrica en las principales concentraciones urbanas de la región, como es el caso de Mexicali, donde el consumo de electricidad aumenta notoriamente durante los meses de verano (mediados de mayo-finales de septiembre) debido al uso intensivo de equipos de aire acondicionado.

Noreste

En 2006 la región registró una tasa de 3.9%, incremento de menor magnitud al observado en 2005. La entidad federativa con mayor dinámica fue Nuevo León con 6.1%, mientras que en Chihuahua y Tamaulipas el crecimiento fue de 4.0%. Todas las entidades federativas en esta región registraron tasas positivas, excepto Durango.

Centro-Occidente

En esta región las ventas internas de energía eléctrica crecieron en 3.6% en 2006. Los estados de Jalisco, Guanajuato y Michoacán en conjunto representaron el 63.7% de las ventas regionales de electricidad y registran tasas de crecimiento mayores a 4.0% durante los últimos años. Asimismo, en el caso de Jalisco donde se registró un crecimiento de 4.1% respecto a 2005, la participación de dicha entidad en las ventas regionales asciende a 26.0%, lo cual ilustra el peso específico de ese estado por su dinamismo económico e industrial.

•

•

•

Centro

En esta región las ventas crecieron 1.0%, incremento que fue impulsado principalmente por los estados de Hidalgo y Tlaxcala, con 5.0% y 3.2%, respectivamente. En el caso del Distrito Federal se registró un crecimiento marginal de 0.1%; sin embargo, su participación en conjunto con la del estado de México, representan 67.7% de las ventas de la región y 16.4% de las ventas totales del servicio público.

Sur-Sureste

Durante los últimos años esta región ha mantenido un crecimiento constante al ubicarse en 4.3% en promedio anual. Quintana Roo presentó la mayor tasa de crecimiento promedio anual al ubicarse en 8.3% durante el periodo 1996-2006, y su participación en las ventas regionales fue de 11.0% en 2006. En el caso del estado de Veracruz, si bien el crecimiento promedio anual es sólo de 1.2%, en esa entidad se concentró cerca del 38.0% de las ventas regionales y el 5.5% de las ventas internas totales del servicio público.

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

Desde el punto de vista económico, el consumo nacional de electricidad (ventas internas y autoabastecimiento) se considera como la demanda de energía eléctrica. Por otro lado, la producción de la energía eléctrica necesaria para satisfacer dicha demanda, tomando en cuenta los usos propios de las centrales generadoras, así como los usos propios y pérdidas en las etapas de transformación, transmisión y distribución, entre otros factores, constituye la generación total o energía bruta3.

•

•

3 Véase Anexo 4.


6�

5 En conjunto con el análisis de las curvas de carga.6 Independientemente del instante en que se presentan.

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

En lo concerniente a la operación y planeación del Sistema Eléctrico Nacional, CFE divide al sistema en nueve áreas4. De esta manera, las áreas operativas interconectadas pueden compartir recursos de capacidad y lograr un funcionamiento más económico y confiable del sistema en su conjunto.

Aunque desde hace años han existido enlaces del área Noroeste al Norte y Occidental, por razones de estabilidad, el área Noroeste se había operado en forma independiente. En marzo de 2005, el área Noroeste se interconectó de manera permanente al resto del sistema. Esta importante integración ha permitido grandes ahorros en generación de energía eléctrica, así como beneficios locales al evitar afectaciones de carga en el Noroeste y Norte. Por otro lado, se han realizado estudios para evaluar la viabilidad de interconectar el área de Baja California al SIN, con lo cual se podrían compartir recursos de generación del sistema para atender la demanda de punta en dicha área, así como transacciones de potencia y energía entre el SIN y el Consejo de Coordinación de Electricidad del Oeste (Western Electricity Coordinating Council, WECC) en el área de California.

3.1.3.1 Demanda máxima coincidente

La demanda del SI en un instante específico del año es igual a la demanda de todas las áreas operativas

4 Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental, Peninsular, Baja California y Baja California Sur. Con excepción de éstas dos últimas, el resto de las regiones integra el SI, del cual la región Noroeste se interconectó en marzo de 2005.

interconectadas en ese mismo instante. La demanda máxima coincidente para un año definido, es el valor máximo de las demandas horarias registradas en cada área operativa del SI al mismo instante o intervalo de tiempo; esta demanda es menor que la suma de las demandas máximas anuales de cada área debido a que ocurren en momentos diferentes.

A diferencia del periodo 2002-2004, donde la demanda máxima coincidente se alcanzó durante mayo, en 2005 se presentó en septiembre, y en 2006 se registró durante junio, la cual aumentó en 0.9% respecto al año anterior (véase cuadro 16). Cabe hacer notar que en los valores reportados en el cuadro para los años de 1996 a 2004 no se incluye al área Noroeste, pero a partir 2005 sí se incluye dicha área, lo cual explica los valores más altos de demanda máxima coincidente durante ese mismo año y 2006 respecto a los anteriores.

En lo concerniente al factor de carga, el cual indica el comportamiento de la demanda promedio de energía eléctrica con relación a la demanda máxima registrada en un mismo lapso de tiempo, en 2006 dicho factor se mantuvo en niveles similares a 2004 y 2005, lo cual refleja cierta uniformidad en el comportamiento de las cargas. Cabe señalar que un factor de carga cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.

3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa

El análisis de la demanda bruta5 por área operativa permite identificar los consumos mínimos, intermedios y máximos que se registran durante ciertos periodos en el SI. En este sentido, es relevante la magnitud de las demandas máximas en cada región operativa6 así como la demanda máxima coincidente.

5


6�

Cuadro 16Sistema Interconectado: demanda máxima coincidente, 1996-2006

(MW)

Periodo 1��4 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Enero 16,�65 1�,576 1�,�4� 20,�61 21,746 23,1�1 24,32� 24,�43 24,7�� 25,566 2�,110 2�,070

Febrero 16,737 1�,�3� 1�,��1 21,16� 22,467 23,�33 24,620 24,6�6 25,652 25,��0 2�,4�� 2�,554

Marzo 17,447 1�,0�� 20,230 21,565 22,50� 24,500 24,670 25,403 26,403 26,543 2�,01� 30,151

Abril 17,6�� 1�,72� 1�,60� 21,760 22,6�7 23,674 25,254 25,73� 25,�15 26,265 2�,273 30,533

Mayo 17,�16 1�,621 1�,��1 22,02� 23,1�1 24,511 24,��5 26,152 27,433 27,2�2 30,3�0 31,116

Junio 1�,03� 1�,23� 20,331 22,205 23,321 23,162 24,72� 25,633 26,325 26,742 30,�1� 31,547

Julio 17,�26 1�,��2 1�,�37 21,620 22,4�5 24,276 24,347 24,�52 25,602 26,016 2�,736 31,040

Agosto 1�,063 1�,�5� 20,575 21,773 22,�2� 24,4�4 24,�46 25,��2 25,74� 26,717 30,31� 31,130

Septiembre 1�,12� 1�,37� 21,002 21,�37 23,421 25,207 25,267 25,403 25,530 26,402 31,26� 31,057

Octubre 1�,64� 20,017 20,�43 21,6�7 22,77� 24,4�7 25,660 25,450 25,43� 27,275 30,27� 31,015

Noviembre 1�,127 1�,7�3 20,�46 21,776 23,1�� 24,37� 25,0�2 25,151 25,�40 26,6�2 2�,652 30,422

Diciembre 1�,440 1�,�6� 21,367 21,��7 23,5�6 25,075 25,5�� 25,5�2 25,�� 27,1�7 2�,�67 30,366

Máxima anual 18,648 20,017 21,367 22,205 23,596 25,207 25,660 26,152 27,433 27,282 31,268 31,547

Incremento (%) 6.3 4.� 6.7 3.� 6.3 6.� 1.� 1.� 4.� -0.6 14.6 0.�

Factor de carga (%) 73.7 75.� 76.3 7�.4 77.6 77.4 77.4 7�.1 76.3 7�.0 7�.0 7�.0

Fuente: CRE.

En 2006 el área del SI que registró el mayor incremento respecto a 2005 en la demanda máxima fue la Peninsular, con 8.0%. Asimismo, durante el periodo 1996-2006 las regiones Peninsular y Norte presentaron los mayores crecimientos anuales en promedio, con 6.1% y 5.1%, respectivamente. En 2006 las demandas máximas se presentaron en las regiones Central, Occidental y Noreste (véase cuadro 17).

3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda

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

Los instantes respectivos de conexión y desconexión de estas cargas son aleatorios, pero la potencia requerida en un periodo dado por el conjunto de cargas sigue un

patrón bien determinado, que depende del ritmo de las actividades humanas en las regiones atendidas por el sistema eléctrico.

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

En la gráfica 25 se muestran las curvas típicas de carga de las áreas del norte y sur del país, correspondientes a días hábiles y no laborables, para invierno y verano de 2006. En ellas se señala la magnitud relativa de las cargas horarias respecto a la demanda máxima anual de potencia. Se puede apreciar que los perfiles de carga dependen de la región geográfica, estación del año y tipo de día.


70

Cuadro 17SEN: demanda bruta por área operativa, 1996-2006

(MW)

Área Carga 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca (%)

1996-2006

P 1,887 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 3,113 5.1

Norte M 1,343 1,407 1,520 1,597 1,723 1,806 1,859 1,896 1,963 2,083 2,140 4.8

B 1,223 1,290 1,378 1,457 1,569 1,649 1,682 1,715 1,667 1,782 1,831 4.1

P 4,005 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 6,319 4.7

Noreste M 2,920 3,128 3,351 3,615 3,874 3,933 4,062 4,106 4,256 4,410 4,590 4.6

B 2,680 2,867 3,061 3,363 3,571 3,574 3,706 3,756 3,797 3,936 4,090 4.3

P 4,837 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 7,106 3.9

Occidental M 3,611 3,916 4,164 4,435 4,732 4,701 4,827 4,999 5,157 5,449 5,621 4.5

B 3,340 3,631 3,875 4,155 4,438 4,379 4,491 4,638 4,364 4,618 4,775 3.6

P 6,347 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 8,419 2.9

Central M 3,949 4,202 4,406 4,616 4,885 5,048 5,141 5,252 5,394 5,608 5,767 3.9

B 3,419 3,706 3,859 4,050 4,321 4,462 4,567 4,672 4,049 4,262 4,371 2.5

P 4,463 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 5,882 2.8

Oriental M 2,911 3,125 3,330 3,444 3,633 3,657 3,801 3,891 3,954 4,133 4,275 3.9

B 2,568 2,815 3,006 3,111 3,318 3,296 3,453 3,550 3,430 3,615 3,703 3.7

P 702 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 1,268 6.1

Peninsular M 467 509 555 593 654 703 729 776 801 824 881 6.5

B 416 459 499 539 597 644 673 718 636 658 703 5.4

P 2,041 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 2,916 3.6

Noroeste M 1,324 1,392 1,415 1,464 1,526 1,575 1,534 1,596 1,668 1,770 1,823 3.2

B 1,166 1,217 1,243 1,298 1,340 1,371 1,331 1,399 1,417 1,515 1,540 2.8

P 1,458 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 2,095 3.7

Baja California M 890 813 842 927 1,048 1,087 1,081 1,211 1,170 1,195 1,266 3.6

B 765 699 720 803 905 952 945 1,076 966 984 1,039 3.1

P 164 170 181 186 204 224 215 214 234 264 284 5.6

Baja California Sur M 109 114 117 125 132 136 136 141 152 166 183 5.3

B 97 102 103 111 116 116 118 125 122 135 149 4.4

P 17 19 19 20 21 22 22 22 24 24 25 3.9

Pequeños sistemas M 8 9 9 9 10 11 11 12 12 13 14 5.9

B 6 6 8 7 8 9 9 9 10 10 10 5.6

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


71

Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máximaÁreas operativas del Sur, 2006

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

Gráfica 25Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima

Áreas operativas del Norte, 2006

(promedio de las áreas Norte, Noroeste y Noreste)

Fuente: CFE.

Invierno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima

Día no laborable Día laborable

Verano

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima


22212019181716151412111098764321 5 13 23 24 22212019181716151412111098764321 5 13 23 24

Invierno

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima


Verano

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

horas

Dem

anda

máx

ima


22212019181716151412111098764321 5 13 23 24 22212019181716151412111098764321 5 13 23 24


72

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

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

Las variaciones en el precio de los combustibles y,

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

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

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

De todos los usuarios finales, en el sector comercial se observan los precios medios más elevados, los cuales desde 2002 han mostrado una tendencia ascendente (véase gráfica 26). En los sectores residencial e industrial la tendencia ha sido la misma desde 2001, sin embargo, a partir de 2003 el precio medio sólo ha mostrado

•

•

7 Residenciales, servicios públicos, agrícola y acuícola.

3.1.4 Estructura tarifaria

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

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

Servicios públicos: 5, 5-A y 6

Agrícola: 9, 9M, 9-CU y 9-N

Temporal: 7

Generales en baja tensión: 2 y 3

Generales en media tensión: O-M, H-M y H-MC

Generales en alta tensión: HS, HS-L, HT y HT-L

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

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

Servicio interrumpible: I-15 e I-30

La estructura tarifaria del servicio en media tensión (MT) y alta tensión (AT) en uso general y respaldo, así como de la tarifa Doméstica de Alto Consumo (DAC), es más compleja en comparación con las tarifas específicas7, dado que están sujetas a costos marginales y al ajuste automático mensual que considera variaciones en los precios de los combustibles y la inflación. Asimismo, tienen cargos por consumo y por demanda con diferencias regionales, horarias y estacionales. El resto de las tarifas tienen estructuras más sencillas, sin diferencias horarias (véase tabla 3, anexo 2).

•

•

•

•

•

•

•

•

•

•


73

Gráfica 26Precios reales de las tarifas de energía eléctrica por tipo de usuario, 1996-2006

(Pesos 2006/kWh)

Fuente: CFE.

3.1.5 Interconexiones y comercio exterior de energía

eléctrica

El SEN se encuentra interconectado con el exterior a través de dos tipos de interconexión: las que operan de manera permanente y las que se utilizan para apoyo mutuo en situaciones de emergencia. La razón de que estas últimas no operen de forma permanente se debe a que técnicamente no es posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas por el riesgo de inestabilidades en el sistema eléctrico de uno u otro país.

ligeras variaciones en el primero, mientras que en el sector industrial (gran industria y empresa mediana) el crecimiento ha sido sostenido. Asimismo, la tarifa agrícola es la más baja y en la que menores variaciones se han registrado.

Como puede observarse en la gráfica 26, a excepción de la tarifa agrícola, los precios promedio de la energía eléctrica en todos los sectores tienen una tendencia ascendente, como resultado de los incrementos en los precios de combustibles así como de los deslizamientos inflacionarios, lo cual se refleja en el ajuste automático mensual a las tarifas sujetas a este régimen, mismas que son las más altas.

El comercio exterior de energía eléctrica se realiza a través de nueve interconexiones entre EUA y México y una interconexión de México con Belice. Estas interconexiones varían en su capacidad y tensión de operación. Cinco operan en situaciones de emergencia, es decir, en condiciones en que el suministro se ve afectado por distorsiones o disturbios que afectan la red o el equipo de transmisión, así como en circunstancias en que

se requiere apoyar el reestablecimiento de sistemas en caso de apagones en ambos lados de la frontera México-EUA. Cabe señalar que la exportación o importación de energía eléctrica a la que se hace referencia, proviene del servicio público y no se considera el comercio exterior que realizan los permisionarios.

0.0

0.2

0.4

0.6

0.8

1.0

1.2

1.4

1.6

1.8

2.0

2.2

2.4

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Peso

s re

ales

20

06

/ kW

h

Residencial

Comercial

Servicios

Agrícola

Gran industria

Empresa mediana


74

8 El North American Electric Reliability Corporation (NERC) está integrado por ocho consejos regionales de confiabilidad eléctrica en EUA: Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), Florida Reliability Coordinating Council (FRCC), Midwest Reliability Organization (MRO), Northeast Power Coordinating Council (NPCC), ReliabilityFirst Corporation (RFC), Southeastern Electric Reliability Council (SERC), Southwest Power Pool (SPP) y Western Electricity Coordinating Council (WECC).9 Los enlaces asíncronos consisten en una tecnología de corriente directa, con lo cual la variación de frecuencia entre consejos no afecta ni “contamina” el intercambio de energía.

El comercio de energía eléctrica se realiza por medio del SEN y dos consejos regionales de confiabilidad de EUA, de un total de ocho consejos8 que operan mediante enlaces asíncronos9. El WECC abarca una superficie de aproximadamente 1.8 millones de millas cuadradas (4.7 millones de km2), por lo que es el más grande y diverso de los consejos que integran a la organización de confiabilidad eléctrica de EUA (NERC). El WECC se enlaza con el SEN en Baja California mediante dos subestaciones principales ubicadas en California (Miguel e Imperial Valley) a través de una interconexión síncrona y permanente con tensión de operación de 230 kV y capacidad de transmisión de 800 MW. Asimismo, existe otra interconexión en la zona de Ciudad Juárez, Chihuahua, mediante las subestaciones Insurgentes y Rivereña que se interconectan con dos subestaciones del lado estadounidense en la zona de El Paso, Texas. Esta última interconexión es síncrona y opera sólo en situaciones de emergencia en un nivel de tensión de 115 kV, con capacidad de transmisión de 200 MW. Es importante señalar que los mayores flujos de comercio exterior de energía eléctrica con EUA se realizan mediante las interconexiones SEN-WECC.

Las interconexiones entre ambos sistemas en la zona de Baja California hacen factible contar con una capacidad de 800 MW para líneas con un nivel de tensión de 230 KV (véase mapa 5). Los miembros en EUA del WECC están localizados en los estados de California, Arizona, Nuevo México y una pequeña parte de Texas, mientras que el sistema de CFE que mantiene dichas interconexiones está ubicado en Baja California, Sonora y Chihuahua.

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

Por otra parte, el SEN tiene otras interconexiones con otro consejo regional de EUA, esto es, el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas (Electric Reliability Council of Texas, ERCOT). El tipo de interconexiones con este consejo son esencialmente para situaciones de emergencia, excepto la interconexión asíncrona entre las subestaciones Piedras Negras (Coahuila) y Eagle Pass (Texas) que si bien tiene el propósito de realizar intercambios en situaciones de emergencia, de acuerdo con el tipo de interconexión asíncrona también se puede operar en forma permanente. La tensión de operación para este sistema es de 138 kV y tiene una capacidad de transmisión de 36 MW.

CFE y ERCOT comparten 1,200 km de frontera para realizar el intercambio de energía eléctrica y consideran el resto de las líneas de interconexión del norte del país10. Los sistemas que mantienen el contacto con CFE son: American Electric Power Texas Central Company y American Electric Power Texas North Company, mientras que por el lado de México, son los estados de Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas. En la frontera sur, la interconexión de Belice opera de manera permanente debido a que el sistema de ese país es pequeño y no genera problemas de inestabilidad al SEN.

En 2006 la capacidad e infraestructura de transmisión para comercio exterior se mantuvo constante respecto a 2005, por su parte las exportaciones de electricidad en 2006, mostraron casi el mismo valor al incrementarse sólo 0.6%. Asimismo, el balance neto de comercio exterior de energía eléctrica se ubicó en 776 GWh (véase cuadro 18). En el sistema de Baja California se operan los mayores flujos de energía hacia el exterior, con una participación del 82.5% del total exportado.


75

Mapa 5Enlaces e interconexiones internacionales, 2006

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

Cuadro 18Exportación e importación de energía eléctrica, 1996-2006

(GWh)

Entidad federativa 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Exportaciones

Chiapas 1 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 2

Baja California 2 1,25� 17 45 31 66 112 164 765 770 1,037 1072

Tamaulipas 3 6 6 0 0 2 1 0 0 0 0 16

Quintana Roo 4 25 2� 31 100 127 15� 1�0 1�� 236 253 20�

Total 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 1,299

Importaciones

Baja California 2 355 406 4�0 646 �27 �2 311 45 3� 75 514

Sonora 5 3 3 3 4 4 4 5 5 6 6 6

Chihuahua 6 1,02� 1,101 1,022 7 12� 235 1�� 21 2 6 3

Tamaulipas 3 0 0 2 2 � 6 26 0 0 0 1

Total 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87 523

Balance neto Exportación-Importación -�� -1,45� -1,431 -52� -�74 -56 -1�7 ��2 �5� 1,204 7761 Guatemala.2 Coral Power L.L.C., San Diego Gas & Electric y Sempra Energy Solutions (EUA).3 Central Power & Light (CPL) (EUA).4 Belize Electricity Board (Belice).5 Sasabe Trico Electric Cooperative y Santa Cruz (UNS Electric) (EUA).6 Rio Grande Cooperative y American Electric Power (EUA).Fuente: CFE.

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

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

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

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

Belice-Chetumal 115 kV65 MW

Falcon-Falcon (Texas), 138 kV 50 MW

800 MWWECC

ERCO

T

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


76

2.8%Congeneración

2.4%Exportación

18.4%PIE*

1.6%LFC

66.5%CFE

7.3%Autoabastecimiento

1.0%Usos propios

Gráfica 27Capacidad efectiva instalada nacional, 2006

56,337 MW

* Considera la capacidad efectiva neta contratada por CFE.

Fuente: CFE y CRE.

3.2 Estructura del Sistema Eléctrico Nacional

Desde el punto de vista del destino final de la energía eléctrica generada, el SEN está conformado por dos sectores, el público y el privado. El sector público se integra por CFE, LFC y las centrales construidas por los Productores Independientes de Energía (PIE), éstos últimos entregan la totalidad de su energía a CFE para el servicio público de energía eléctrica. Por otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de cogeneración, autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia en diversos sectores, tal es el caso del industrial, comercial y particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado un importante incremento en la capacidad instalada durante los últimos años, específicamente

durante 2005 y 2006.

En términos generales, la infraestructura del SEN se conforma de las fases: generación, transformación y transmisión en alta tensión, distribución en media y baja tensión, así como ventas a usuarios finales, que incluye procesos de medición y facturación.

3.2.1 Capacidad instalada en el SEN

De la capacidad instalada nacional, 48,769 MW11 corresponden al servicio público y 7,569 MW a los permisionarios. La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre de 2006 incluyendo exportación fue de 56,337 MW, lo que representó un incremento de 4.6% respecto a 2005. Del total instalado, destaca el incremento de capacidad efectiva contratada por CFE a productores independientes al pasar de 8,251 MW a 10,387 MW, con la entrada en operación de las centrales Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V, ubicadas en los estados de Yucatán, Veracruz y Tamaulipas, respectivamente. Por otro lado el autoabastecimiento mostró un crecimiento menor respecto a 2005, pese a que aún se observa un dinamismo importante en el número de permisos otorgados al sector servicios para generación de electricidad en horario punta.

11 Considera 911 MW de capacidad instalada en LFC.

En términos de participación porcentual, al cierre de 2006 CFE representó el 66.5% y LFC el 1.6% del total instalado (véase gráfica 27). Enseguida en orden de magnitud se encuentran los productores independientes, que registraron una participación del 18.4%12. El sector privado bajo las figuras de autoabastecimiento y cogeneración contribuye con el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidad representa el 2.4%.

3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público

A diciembre de 2006 la capacidad instalada por parte del servicio público registró una variación de 2,235 MW con respecto a 2005, como resultado de la entrada en operación de nuevas centrales y de las modificaciones realizadas en algunas otras plantas en operación.

12 Esta participación corresponde a 10,387 MW de capacidad efectiva neta contratada por CFE, la cual se destina en su totalidad al servicio público.


77

Cuadro 19Adiciones, modificaciones y retiros, 2006

Central Capacidad MW Unidad Tecnología Ubicación

Total 2,235.1

Adiciones 2,265.5

Valladolid III (PIE) 525.0 1 CC Yucatán

Tuxpan V (PIE) 4�5.0 1 CC Veracruz

Altamira V (PIE) 1,121.0 1 CC Tamaulipas

Los Cabos 27.2 3 TG Baja California Sur

Chihuahua II (El Encino)a 65.3 5 CC Chihuahua

Atenco (LFC) 32.0 1 TG México

Modificaciones 18.2

Tuxpango 12.0 1, 2 HID Veracruz

Tuxpango �.0 3 HID Veracruz

Tuxpango 15.0 4 HID Veracruz

Tepexic (LFC) 15.0 2 HID Puebla

Bajío (El Sáuz) PIE -5.0 1 CC Guanajuato

Hermosillo 1.� 1 CC Sonora

Huinalá 10.3 6 TG Nuevo León

Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) -40.0 3 TC Sinaloa

Retiros -48.6

Juntas -6.0 1 HID Jalisco



Puente Grande -5.6 1, 2 HID Jalisco

Parque -2�.0 5 TG Chihuahua

Traslados

De Gómez Palacio, Dgo. a Los Cabos, BCS. 1�.0 5 TGM n.a.

De Gómez Palacio, Dgo. a Los Cabos, BCS. 20.0 6 TGM n.a.

De Gómez Palacio, Dgo. a Santa Rosalía, BCS. 12.5 4 TGM n.a.

De Nogales, Son. a Ciprés, BC. 17.0 3 TGM n.a.

CC = Ciclo Combinado TG = Turbogas TGM = Turbogás móvil TC = Termoeléctrica convencionalHID = HidroeléctricaPIE = Productor Independiente de Energía.aCon esta unidad se forma el segundo paquete de ciclo combinado de 196.1 MW.n.a. = No aplica.Fuente: CFE.


7�

total de la capacidad, superando a la tecnología de vapor convencional la cual representó el 26.4% de la capacidad total instalada en el servicio público en ese mismo año.

3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio

público por región

En el ámbito regional, la capacidad instalada en el servicio público se encuentra dispersa por todo el territorio nacional en función de la disponibilidad de recursos, infraestructura y ubicación respecto a los puntos de demanda, entre otros factores. En el caso de la región Sur-Sureste, en 2006 se concentró el 35.9% del total y no se registraron cambios significativos respecto a 2005. En esta región se encuentran instalados los principales desarrollos hidroeléctricos del país ubicados en Chiapas y Guerrero, así como importantes centrales termoeléctricas al norte de Veracruz y la planta nucleoeléctrica Laguna Verde (véase gráfica 28).

En la región Noreste se localiza el 27.1% de la capacidad nacional, desde 2001 se ha posicionado de manera importante con la activa instalación de centrales de ciclo

Cuadro 20Capacidad efectiva del servicio público por tipo de central, 1996-2006

(MW)

Año

Fuentes alternas Hidrocarburos

TotalHidráulica Geotermia Eólica Nuclear Carbón Termoeléctrica convencional

Ciclo combinado*

Turbogás Combustión interna

Dual

1��6 10,034 744 2 1,30� 2,600 14,2�5 1,�12 1,675 121 2,100 34,7�2

1��7 10,034 750 2 1,30� 2,600 14,2�2 1,�42 1,675 121 2,100 34,�15

1�� ,700 750 2 1,30� 2,600 14,2�2 2,463 1,�2� 120 2,100 35,256

1�� ,61� 750 2 1,36� 2,600 14,2�3 2,463 2,364 11� 2,100 35,666

2000 �,61� �55 2 1,365 2,600 14,2�3 3,3�� 2,360 116 2,100 36,6�7

2001 �,61� �3� 2 1,365 2,600 14,2�3 5,1�� 2,3�1 143 2,100 3�,51�

2002 �,60� �43 2 1,365 2,600 14,2�3 7,343 2,��0 144 2,100 41,177

2003 �,60� �60 2 1,365 2,600 14,2�3 10,604 2,��0 143 2,100 44,554

2004 10,530 �60 2 1,365 2,600 13,��3 12,041 2,�1� 153 2,100 46,552

2005 10,536 �60 2 1,365 2,600 12,�35 13,256 2,5�� 1�2 2,100 46,534

2006 10,566 �60 2 1,365 2,600 12,��5 15,5�0 2,50� 1�2 2,100 4�,76�

* Incluye productores independientes de energía.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

Del total de adiciones, 2,141 MW pertenecen en conjunto a las tres centrales de producción independiente mencionadas anteriormente. Asimismo, otro proyecto que entró en operación durante 2006 fue la conversión a ciclo combinado de la central Chihuahua II (El Encino), con 65 MW adicionales, correspondientes al ciclo de vapor recién integrado13 con la unidad 4 en operación, con lo cual dicha unidad dejó de operar como turbogás y se integró para formar un ciclo combinado. De esta forma, la central alcanzó una capacidad total de 619 MW.

Por otro lado, durante 2006 se registró el retiro de seis unidades generadoras con capacidad total de 49 MW, siendo la unidad 5 de la central turbogás Parque, en Chihuahua, la de mayor capacidad retirada con 28 MW. En cuanto a modificaciones, la capacidad total del servicio público se incrementó en 18 MW como resultado de adiciones y degradaciones de capacidad en diferentes unidades (véase cuadro 19).

En relación con la tecnología de ciclo combinado, ésta alcanzó en 2006 una participación del 32.0% del

13 Turbogenerador de vapor, generador de vapor por recuperación de calor, aerocondensador y todos los equipos y sistemas auxiliares necesarios para la integración con la unidad 4, formando así el ciclo combinado.


7�

combinado por parte de productores independientes, así como por la presencia de varias centrales de vapor.

Noroeste

En esta región se registró un incremento en la capacidad instalada de 40.6 MW durante 2006, para llegar a una capacidad total de 6,714 MW. La mayor adición corresponde a la unidad 3 de la central turbogás Los Cabos con 27.2 MW, mientras que el mayor retiro fue el de la unidad 3 de la central termoeléctrica Topolobampo II, con 40 MW en Sinaloa. Es importante señalar que el incremento de capacidad en esta región de un año a otro incluye los movimientos, traslados y permanencia temporal de unidades turbogás móviles, por lo cual durante los años siguientes se pueden presentar ese tipo de variaciones también, dependiendo de la

•

Gráfica 28Distribución de la capacidad efectiva instalada nacional de cada región por tecnología, 2006

(MW y participación porcentual)Total = 48,769 MW a

a Incluye plantas móvilesb Incluye dualc Incluye las centrales turbogás y combustión internad Incluye las centrales geotérmica, eólica y nuclearFuente: CFE

14 En el caso de esta central, únicamente se considera como adición de capacidad a la unidad 5, es decir, los 65 MW correspondientes al nuevo ciclo de vapor integrado, dado que la capacidad inherente al ciclo de gas (130.8 MW) de la unidad 4, corresponde a capacidad existente y en operación previa a su reclasificación de turbogás a ciclo combinado, por lo que tal unidad no constituye adición alguna de nueva capacidad a la región.

demanda regional, infraestructura de transmisión, entre otros factores.

Noreste

Las centrales de ciclo combinado aportaron un incremento de 1,186.3 MW, con la entrada en operación comercial del PIE Altamira V con 1,121 MW y la conversión de la unidad 4 turbogás de la central Chihuahua II a ciclo combinado, al integrar dicha unidad con un ciclo de vapor de 65.3 MW de capacidad efectiva14, posicionando

•

100%

80%

60%

40%

20%

0%

6,71 4 MW 13,20 3MW 6,70 4 MW 4,64 9 MW 17,49 6 MW

12.5

19.7

0.42.9

14.5

0.8

15.7

22.3

46.8

15.2

22.3

39.5

7.8

3.2

12.0

27.7

17.3

51.7

4.61.0

58.

16.

10.9

14.0

25.6

37.0

Noroeste Noreste Centro- Centro Sur-Sureste Occidente


�0

así a esta región con 7,765 MW instalados con dicha tecnología. En contraparte, los retiros de capacidad correspondieron a la salida de operación de la unidad 5

de la central turbogás Parque, en Chihuahua, así como algunos traslados de unidades turbogás móvil hacia Baja California Sur.

Cuadro 21Evolución de la capacidad efectiva instalada por región y tecnología, 1996-2006 (MW)

Región 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

Total 34,792 34,815 35,255 35,666 36,697 38,519 41,177 44,554 46,552 46,534 48,769

Noroeste 4,948 4,927 5,060 5,211 5,309 6,196 6,205 6,952 6,922 6,673 6,714

Hidráulica �41 �41 �41 �41 �41 �41 �41 �41 �41 �41 �41

Vapor 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,��5 2,525 2,4�5

Ciclo combinado - - - - - 725 734 1,4�1 1,4�3 1,71� 1,720

CFE - - - - - 4�6 4�6 4�6 4�6 721 723

PIE - - - - - 22� 23� ��5 ��7 ��7 ��7

Turbogás 40� 3�3 515 665 665 76� 76� 76� 716 5�4 663

Combustión Interna �5 �� 0 �0 �� 137 137 137 146 174 174

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

Eólica 1 1 1 1 1 1 1 1

Noreste 6,485 6,515 7,037 7,322 7,772 8,443 10,013 11,308 11,854 12,086 13,203

Hidráulica 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126

Vapor 2,75� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,7�� 2,111 2,111

Ciclo combinado 57� 57� 1,0�� 1,0�� 1,550 2,220 3,65� 4,�54 5,44� 6,447 7,765

CFE 57� 57� 1,0�� 1,0�� 1,550 1,�73 1,�73 1,�73 1,�73 1,�73 2,16�

PIE - - - - - 24� 1,6�7 2,��2 3,477 4,475 5,5�6

Turbogás 423 423 423 70� 70� 70� �3� �3� ��0 �02 602

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

Centro-Occidente 5,695 5,653 5,775 5,776 5,781 5,805 6,520 6,605 6,727 6,724 6,704

Hidráulica 1,��0 1,��0 1,��0 1,��1 1,��1 1,��1 1,��1 1,��1 1,�73 1,�7� 1,�57

Vapor 3,50� 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466 3,466

Ciclo combinado 21� 21� 21� 21� 21� 21� �10 7�3 1,174 1,166 1,161

CFE 21� 21� 21� 21� 21� 21� 21� 21� 5�7 601 601

PIE - - - - - - 5�2 575 577 565 560

Turbogás - - 122 122 122 146 275 275 24 24 24

Combustión Interna 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Geotérmica �� 3 �3 �� 1�0 1�0 1�0 1�5

Centro 4,439 4,445 4,111 4,067 4,067 3,940 4,296 4,311 4,607 4,607 4,649

Hidráulica 1,073 1,073 73� 6�5 6�5 6�5 6�4 6�4 714 714 72�

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

Ciclo combinado 4�2 4�2 4�2 4�2 4�2 3�2 4�� 4�� 1,03� 1,03� 1,03�

CFE 4�2 4�2 4�2 4�2 4�2 3�2 4�� 4�� 1,03� 1,03� 1,03�

Turbogás 374 374 374 374 374 374 623 623 640 640 672

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

Sur-Sureste 13,066 13,120 13,120 13,142 13,623 14,131 14,140 15,375 16,439 16,440 17,496

Hidráulica 6,014 6,014 6,014 5,�76 5,�76 5,�76 5,�76 5,�76 6,�76 6,�77 6,�13

Vapor 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65� 2,65�

Ciclo combinado 634 664 664 664 1,14� 1,643 1,651 2,��6 2,��6 2,��6 3,�06

CFE 634 664 664 664 664 664 672 672 672 672 672

PIE - - - - 4�4 �7� �7� 2,214 2,214 2,214 3,234

Turbogás 34� 372 372 372 372 3�5 3�5 3�5 54� 54� 54�

Combustión Interna 1 1 1 1 1 2 2 3 3 3 3

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

Eólica 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Nuclear 1,30� 1,30� 1,30� 1,36� 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365

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

* Plantas de combustión interna móviles.Notas: Los totales podrían no coincidir debido al redondeo.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


�1

Centro-Occidente

En el Centro-Occidente la única adición de capacidad en 2006 corresponde a 5 MW en la central geotermoeléctrica Los Azufres. Asimismo, considerando esta adición y los retiros de –20.6 MW en varias unidades de las centrales hidroeléctricas Juntas y Puente Grande, así como la degradación de 5 MW en la central de producción independiente Bajío (El Sauz), la variación de esta región respecto a 2005 fue de –20.6 MW, con lo cual la capacidad total instalada hacia el final del año se ubicó

en 6,704 MW.

Centro

La región Centro presentó una variación de 42 MW en 2006 respecto al año anterior. A diferencia de 2005, año en que la capacidad instalada en dicha región no presentó variaciones, durante el año siguiente se registró un incremento de capacidad de 15 MW en la unidad 2 de la hidroeléctrica Tepexic, en Puebla. Asimismo, inició operaciones la planta turbogás Atenco del proyecto de generación distribuida de LFC, con 32 MW. En cuanto a retiros de capacidad, la unidad 8 de 5 MW en la central geotermoeléctrica Los Humeros fue la única unidad

generadora dada de baja en la región.

Sur-Sureste

La región con mayor capacidad instalada en el país es la Sur-Sureste, con 17,496 MW, debido fundamentalmente a su gran capacidad hidroeléctrica que en 2006 registró 6,913 MW, cifra superior, a la capacidad total de la región Centro-Occidente (6,704 MW). Adicionalmente al incremento de 36 MW en la capacidad hidroeléctrica; la construcción y puesta en servicio de centrales de producción independiente con tecnología de ciclo combinado ha mostrado un fuerte dinamismo en la región, con el inicio de operación comercial de las centrales Valladolid III con 525 MW y Tuxpan V con 495 MW en Yucatán y Veracruz, respectivamente, alcanzando así con este incremento una capacidad total instalada de 3,234 MW en el último año (véase cuadro 21).

•

•

•

15 Corresponde únicamente a la capacidad autorizada en los permisos.

3.2.2.2 Capacidad instalada para generación de energía

eléctrica de permisionarios

En 2006 la capacidad instalada nacional por parte de los permisionarios se incrementó en 14.7% respecto a 2005. La capacidad está sustentada en un 60% por la modalidad de productores independientes15, quienes han generado el mayor crecimiento, siguiéndole el autoabastecimiento (véase grafica 29).

3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional

La generación de energía eléctrica nacional está integrada por dos categorías; la generación que es producida por LFC y CFE y la generación eléctrica por parte de los permisionarios.

En 2006, la generación total de energía eléctrica ascendió a 256,422 GWh, de los cuales las empresas suministradoras CFE y LFC aportaron el 64.0%, los productores independientes de energía 23.8%, autoabastecimiento el 6.0%, cogeneración 3.0%, exportación 2.7% y usos propios continuos 0.5%.

3.2.3.1 Generación de energía eléctrica para el servicio

público por tipo de central

La generación de energía eléctrica para el servicio público en 2006 ascendió a 225,079 GWh (véase gráfica 30), lo que representa un incremento de 2.8% respecto al año previo. De forma consistente con el incremento de capacidad respecto a 2005, la generación de electricidad basada en tecnología de ciclo combinado fue la que presentó el mayor dinamismo, con 24.1%, como resultado del inicio de operaciones de las centrales de producción independiente Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V, así como del incremento en la generación de plantas de CFE como es el caso de Huinalá, Tula o Samalayuca II que generó cerca de 900 GWh más que el año anterior.


�2

Gráfica 29Capacidad instalada para generación de energía eléctrica de permisionarios por modalidad a, 2000-2006

(MW)

a No incluye la capacidad en operación que atiende a la demanda máxima de importaciónb Se refiere a la capacidad en operación reportada por permisionarios a la CREFuente: CRE.

11,478

9,277

8,212

7,671

3,868

1,567

532

522

2,1641,1214,339

5172,302

1,136 5,522

559 2,799 1,132 8,373

554 3,136 1,424 1,330 14,115

574 3,678 1,427 1,330 15,221

556 3,927 1,511 1,330 16,601

538 4,110 1,563 1,330 19,0472006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

Producción Independienteb

Usos Propios Continuos

Autoabastecimiento

Congeneración

Exportación

Gráfica 30Generación bruta en el servicio público por tipo de central, 1996-2006

(GWh)

Fuente: CFE.

151,889161,386

170,982180,917

192,761197,106 201,059 203,555 208,634

218,971225,079

Turbogás ycombustión internaGeotermoeléctrica y eoloeléctricaDual

Nucleoeléctrica

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

TermoeléctricaconvencionalCiclo combinado

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006


�3

Adicionalmente a las centrales de ciclo combinado, las plantas turbogás mostraron un dinamismo de 12.1%, asimismo la generación hidroeléctrica creció 9.8% en 2006 que se consideró año tipo medio, mientras que en lo que corresponde a la generación termoeléctrica basada en combustóleo, esta se redujo en –20.2% respecto a 2005, debido a los retiros de varias unidades generadoras durante ese año, tal es el caso de la central Monterrey con 465 MW y cuatro unidades con un total de 300 MW en la central Presidente Juárez en Baja California, entre otras.

La generación eléctrica con base a hidrocarburos representa el 64.6% de la generación eléctrica total. En 2006, la brecha entre la generación de las centrales de ciclo combinado (91,064 GWh) y la generación eléctrica de las centrales de combustóleo y/o gas (vapor), turbogás y combustión interna (54,308 GWh) continuó ampliándose. Cabe señalar que la participación de las centrales de vapor, turbogás y combustión interna ha disminuido de 49.8% en 1996 a 24.1% en 2006.

Gráfica 31Generación bruta en el servicio público por tipo de energético utilizado, 1996-2006

(TWh)

Fuente: CFE.

Tasa media decrecimiento

anual(%)

Vapor del subsueloy viento

Uranio

Hidráulica

CarbónDiesel

Gas natural

Combustóleo

1.63.3

-0.4

6.0

5.8

17.9

-3.6

250

200

150

100

TWh

50

01996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

16 No obstante lo común es utilizar gas natural, las plantas de ciclo combinado puede utilizar diversos combustibles, tales como diesel, gases sintéticos provenientes de la gasificación de carbón, biomasa o residuales de refinación sólidos y líquidos, así como mezclas de gas natural con otros gases combustibles (por ejemplo gas de síntesis).

Por otra parte, las centrales basadas en fuentes alternas en 2006 generaron 47,901 GWh de energía eléctrica, dentro de las cuales, las centrales hidroeléctricas representan la mayor participación de generación con 63.3% respecto al total de dichas fuentes.

3.2.3.2 Generación de energía eléctrica por fuente

utilizada

En cuanto al tipo de combustible para generación de electricidad, éste depende fundamentalmente de la tecnología instalada y la configuración técnica de la central generadora. En el caso del servicio público, las centrales termoeléctricas convencionales utilizan combustóleo y/o gas natural, las de ciclo combinado utilizan gas natural16, las centrales turbogás consumen gas natural o diesel, las duales consumen carbón y combustóleo y las centrales de combustión interna en su mayoría consumen diesel.


�4

Desde el punto de vista del combustible con mayor dinamismo en su utilización para la generación eléctrica, el consumo de gas natural destaca notoriamente. En 1996 la generación basada en tal combustible representaba el 12.1%, y en 2006 aumentó al 42.6% de la generación total, lo que representa un crecimiento promedio anual de 17.9%. Por otra parte, la generación de electricidad basada en combustóleo pasó de 46.1% a 21.6% de participación en la generación del servicio público, es decir, un decremento promedio anual de -3.6% (véase gráfica 31).

El comportamiento observado en la gráfica 31 es resultado, entre otros factores, del dinamismo en la construcción y puesta en operación comercial de nuevas centrales de ciclo combinado así como de la repotenciación de algunas centrales termoeléctricas sustituyendo el consumo de combustóleo por gas natural. Esto, con el objetivo de aprovechar las ventajas de este respecto al resto de los combustibles fósiles utilizados para la generación de energía eléctrica, dadas sus menores emisiones de

Gráfica 32Generación anual de energía eléctrica de permisionarios por modalidad, 2000-2006a

(GWh)

a No incluye energía importadab Se refiere a la generación reportada por permisionarios a la CREFuente: CRE.

31,171

46,334

46,281

58,443

1,43

5

1,53

6

1,50

71,

392

1,22

3

6,270

7,973

10,617

13,853

14,368

15,377

7,253

7,812

19,949

1,33

54,

605

1,48

5

1,73

5

6,401

4,815

4,585

3,44

0

7,184

6,664

6,932

6,095

2,50

9

4,42

2

1 7 ,1 25

33 ,99 2

52 ,49 7

7 3,3 00

75,389

12 ,91 1

89 ,7 862006

2005

2004

2003

2002

2001

2000

Producción Independienteb


Autoabastecimiento

Cogeneración

Exportación

17 No obstante estas ventajas, el crecimiento acelerado de la generación basada sólo en este combustible ha creado una alta dependencia respecto al mismo, por lo que es necesario continuar evaluando diferentes alternativas energéticas para la generación de electricidad, tales como el carbón, uranio, gas de síntesis, entre otras, de tal manera que su uso sea viable con otras tecnologías con niveles de eficiencia adecuados y menores emisiones contaminantes.

contaminantes, mayor eficiencia de combustión, entre otras características17.

3.2.3.3 Generación de energía eléctrica de

permisionarios

La capacidad de generación máxima autorizada de energía eléctrica es la que se establece en los permisos para generación de electricidad otorgados por la CRE. Cabe señalar que la generación efectiva producida puede variar y ubicarse por debajo de la generación autorizada.

La generación de energía eléctrica de permisionarios en 2006 se ubicó en 89,786 GWh, registrando un incremento de 19.1% respecto a 2005, debido principalmente a los incrementos en la generación por PIE, así como electricidad exportada y autoabastecida, con variaciones de 26.3%, 13.7% y 7.0%, respectivamente (véase gráfica 32).


�5

La modalidad de cogeneración reportó en 2006 un aumento en generación de energía eléctrica de 7.7%, ubicándose en 7,812 GWh, mientras que la modalidad de usos propios continuos disminuyó en 169 GWh, debido a la salida de operación de algunos permisos basados en tecnología de baja eficiencia.

3.2.4 Balance de energía eléctrica

El balance de energía eléctrica engloba la evolución que ha mostrado la oferta y la demanda de energía eléctrica a nivel nacional durante los últimos años. A partir del balance se puede observar la importante presencia de la tecnología de ciclo combinado en la generación total, así como los crecientes flujos de energía para autoabastecimiento remoto (véase cuadro 22). El resto de los rubros mostrados ya han sido analizados en los apartados anteriores.

Cuadro 22Balance de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, 1996-2006

(GWh)

1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca 1��6-

2006 (%)

Generación total 153,588 163,198 173,309 182,454 194,641 198,476 203,767 210,154 217,793 228,270 235,471 4.4

Servicio Público Nacional 151,889 161,386 170,982 180,917 192,761 197,106 201,059 203,555 208,634 218,971 225,079 4.0

Combustóleo y/o gas 74,�05 �2,103 �6,206 �5,104 ��,��1 �0,3�5 7�,300 73,743 66,334 65,077 51,�31 -3.6

Dual 2,775 7,001 12,6�2 11,234 13,56� 14,10� 13,�7� 13,�5� 7,�15 14,275 13,�75 17.5

Ciclo combinado 10,661 11,233 13,1�3 15,526 17,752 25,377 44,765 55,047 72,267 73,3�1 �1,064 23.�

Turbogása 440 657 1,0�7 2,077 5,22� 5,456 6,3�4 6,�33 2,772 1,35� 1,523 13.2

Combustión internaa 41� 460 314 3�2 420 467 555 751 610 7�0 �54 7.4

Hidroeléctrica 31,442 26,430 24,616 32,713 33,075 2�,435 24,�62 1�,753 25,076 27,611 30,305 -0.4

Carboeléctrica 17,735 17,575 17,�56 1�,251 1�,6�6 1�,567 16,152 16,6�1 17,��3 1�,3�0 17,�31 0.1

Nucleoeléctrica 7,�7� 10,456 �,265 10,002 �,221 �,726 �,747 10,502 �,1�4 10,�05 10,�66 3.3

Geotermoeléctrica 5,72� 5,466 5,657 5,623 5,�01 5,567 5,3�� 6,2�2 6,577 7,2�� 6,6�5 1.6

Eoloeléctrica 5 4 5 6 � 7 7 5 6 5 45 24.2

Importación 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87 523 -�.3

Servicio por particulares 312 303 819 878 811 1,043 2,176 6,528 9,112 9,212 9,869 41.3

Autoabastecimiento, cogeneración y excedentesb 312 303 �1� �7� �11 1,043 2,176 6,52� �,112 �,212 �,�6� 41.3

Usos y ventas totales 153,588 163,198 173,309 182,454 194,641 198,476 203,767 210,154 217,793 228,270 235,471 4.4

Ventas nacionales sin exportación 121,573 130,254 137,209 144,996 155,349 157,204 160,203 160,384 163,510 169,757 175,371 3.7

Sector industrial 71,0�� 77,��1 �2,0�� 7,234 �3,755 �3,255 �4,�42 �4,22� �6,613 ��,720 103,153 3.�

Sector residencial 2�,51� 2�,644 31,6�0 33,36� 36,127 3�,344 3�,032 3�,�61 40,733 42,531 44,452 4.5

Sector comercial �,371 �,�71 10,4�6 10,�45 11,674 12,167 12,50� 12,�0� 12,�0� 12,�� 13,210 3.5

Sector agrícola 7,530 7,64� 7,743 7,��7 7,�01 7,465 7,644 7,33� 6,�6� �,067 7,�5� 0.6

Sector servicios 5,055 5,10� 5,1�2 5,450 5,��1 5,�73 6,076 6,14� 6,2�� 6,450 6,5�6 2.7

Exportación 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 1,299 0.1

Pérdidas 23,252 24,379 25,912 27,364 28,483 30,083 30,920 33,084 34,901 37,418 39,600 5.5

Usos propios de generación, transmisión y distribución1 7,474 8,460 9,453 9,170 9,859 10,059 10,474 10,559 10,514 11,139 10,264 3.2

Autoabastecimiento a cargas remotasc 0 54 659 794 755 859 1,827 5,174 7,862 8,665 8,937 n.a.

a Incluye unidades fijas y móviles.b Para autoabastecimiento remoto.c Incluye porteo para exportación.1 Incluye usos propios de transmisión y distribución, más ajustes estadísticos.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


�6

Las pérdidas de energía eléctrica incluyen las pérdidas no técnicas y técnicas en la red de transmisión y distribución. En 2006 este rubro representó el 17.6% de la generación del servicio público. Las pérdidas no técnicas se derivan principalmente de los usos ilícitos del servicio público de energía eléctrica, los cuales tienen varias vertientes: el problema del crecimiento del sector comercial informal, los asentamientos humanos irregulares, así como los clientes que evaden el pago. Esta problemática requiere de diferentes estrategias para su solución, entre las cuales se encuentran acciones de carácter técnico y de estrategia comercial: se necesita ampliar la regularización y contratación del servicio, la sustitución de transformadores, reemplazo de medidores y blindaje de la red en baja tensión, entre otras.

3.3 Capacidad de transmisión y distribución del SEN

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

La red de transmisión en 2006 se incrementó en 13,507 km respecto a 2005, de tal manera, que el 90.7% del aumento corresponde a líneas de CFE mientras que el resto a LFC. De esta manera, al cierre de 2006 la red de transmisión y distribución del SEN alcanzó 773,059 km. Considerando las líneas pertenecientes a CFE, la red de transmisión está constituida en 6.7% por líneas de 400 kV y 230 kV, 6.8% por líneas de 161 kV a 69 kV y 52.8% por líneas de tensión de 34.5 kV a 2.4 kV. Respecto al SEN, el 42.1% corresponde a líneas de baja tensión, líneas subterráneas y líneas de LFC.

3.3.1 Estructura de la red de transmisión

La red de transmisión se integra por CFE y LFC, y a su vez, se clasifica por tensión, como se muestra a continuación.

Comisión Federal de Electricidad

Red de transmisión troncal.- Integrada por líneas de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta tensión (400 kV y 230 kV) para conducir grandes cantidades de energía entre regiones alejadas. Se alimentan de las centrales generadoras y abastece las redes de subtransmisión y las instalaciones de algunos usuarios industriales. Estas líneas aumentaron para 2006 en 1,719 km para totalizar 47,010 km

Redes de subtransmisión.- Son de cobertura regional y utilizan líneas en alta tensión (69 kV a 161 kV). Estas suministran energía a redes de distribución en media tensión y a cargas de usuarios conectadas en alta tensión. Esta infraestructura registró un incremento de 1,275 km, ubicándose en 47,348 km

Redes de distribución en media y baja tensión.- Suministran la energía transmitida en el rango de 2.4 kV a 34.5 kV dentro de zonas relativamente pequeñas. En 2006 la longitud en media tensión registró el mayor incremento con 5,577 km, mientras que las líneas de baja tensión aumentaron en 3,685 km. Su longitud asciende a 606,318 km en conjunto.

Luz y Fuerza del Centro

Red de LFC.- Cuenta con una longitud total de 72,383 km en niveles de tensión de 6.6 kV a 400 kV, incluyendo líneas subterráneas, además de líneas de distribución en baja tensión (220 volts ó 240 volts).

La capacidad de transmisión de los enlaces está en función de los puntos de operación del sistema y de

•

•

•

•


�7

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

3.3.2 Evolución de la red de transmisión y distribución

nacional

La red de transmisión nacional alcanzó los 773,059 km en 2006 (véase cuadro 23). Desde 1996 a 2006, esta red se ha expandido en 188,066 km, lo que representó un incremento de 32.1% a lo largo de toda la década analizada.

Las líneas de transmisión que han registrado mayor expansión en la red son las líneas de 13.8 kV al aumentar 61,716 km de 1996 a 2006. En segundo lugar están las líneas de baja tensión que se incrementaron en 20.1% durante el mismo lapso.

En total, como se dijo, el SEN cuenta con 773,059 km de líneas de transmisión, incluyendo 72,383 km pertenecientes a LFC y 16,626 km de líneas subterráneas en alta, media y baja tensión de CFE. Del total anterior, 6.3% corresponde a las de 400 kV y 230 kV, 6.4% a las de 69 kV a 161 kV y el 87.3% restante, a líneas con tensiones de 2.4 kV a 60 kV y baja tensión.

En lo concerniente a subestaciones y transformadores, en 2006 se registró una capacidad instalada de 240,202 Megavolt Amperes (MVA), lo cual representa un incremento de 2.4% respecto al año anterior. De esta capacidad instalada, 136,994 MVA le corresponden

Cuadro 23Líneas de transmisión, subtransmisión y baja tensión, 1996-2006

(km)

1��3 1��6 1��7 1�� 1�� 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1��6-2006 (%)

Sistema Eléctrico Nacional

545,177 584,993 606,456 622,718 637,377 651,995 661,863 674,300 727,075 746,911 759,552 773,059 2.8

Comisión Federal de Electricidad1 51�,��7 55�,021 57�,�23 5�4,715 60�,773 622,71� 632,025 643,�07 65�,067 676,6�0 6��,420 700,676 2.3

400 kV �,710 11,337 11,�0� 12,24� 12,3�� 13,165 13,6�5 14,503 15,�� 17,�31 1�,144 1�,265 5.4

230 kV 1�,267 1�,�7� 1�,375 20,2�2 21,224 21,5�� 22,644 24,05� 24,776 25,��6 27,147 27,745 3.�

161kV 4�5 456 456 456 456 50� 516 614 470 4�6 475 475 0.4

138 kV 1,154 1,171 1,171 1,176 1,01� 1,02� 1,051 1,0�6 1,340 1,35� 1,36� 1,3�� 1.�

115 kV 30,3�3 31,423 32,003 33,405 34,151 34,�71 36,1�� 3�,04� 3�,773 40,176 40,�47 42,177 3.0

85 kV 242 21� 1�5 1�5 1�5 1�6 1�6 140 140 140 141 141 -4.3

69 kV 3,641 3,566 3,4�7 3,45� 3,4�0 3,441 3,360 3,3�1 3,364 3,245 3,241 3,157 -1.2

34.5 kV 51,�40 54,��7 55,63� 57,135 5�,��6 60,300 61,756 62,725 63,654 64,76� 66,2�7 67,400 2.1

23 kV 1�,�24 20,505 22,056 22,765 23,323 23,756 24,663 25,�26 26,366 27,435 27,�40 2�,56� 3.4

13.8 kV 1�3,01� 211,533 21�,254 226,�22 233,232 23�,74� 246,304 251,771 257,462 264,5�5 26�,3�0 273,24� 2.6

6.6 kV 626 425 42� 42� 42� 42� 42� 42� 42� 42� 411 411 -0.3

4.16 kV 17� 156 157 6� 67 60 4� 4� 4� 16 16 16 -20.4

2.4 kV �� 102 102 103 �3 �4 �4 �� 61 62 3� -�.2

Baja tensión 1�5,�55 1�6,�60 205,�02 20�,765 211,�6� 215,36� 221,07� 221,07� 225,147 230,264 232,�50 236,635 1.�

Líneas subterráneas2 5,443 6,3�3 6,�00 7,306 7,742 �,065 �,03� �,03� �,737 12,443 14,447 16,626 10.0

Luz y Fuerza del Centro 25,2�0 26,�72 27,533 2�,003 2�,604 2�,277 2�,�3� 30,4�3 6�,00� 70,221 71,132 72,3�3 10.4

1 Incluye líneas subterráneas a partir de 2001.2 Kilómetros de línea incluidos en el total CFE.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


��

a subestaciones de transmisión y 73,494 MVA a subestaciones de distribución de CFE, mientras que 29,714 MVA corresponden a subestaciones de LFC (véase cuadro 24).

Con respecto a la evolución de la red de transmisión, debe aclararse que anteriormente CFE dividía al país en 32 regiones para coordinar la red de transmisión nacional y con ello controlar la entrega de energía eléctrica en todo el

Cuadro 24Capacidad instalada en subestaciones y transformadores

(MVA)

Subestaciones 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1��6-2006 (%)

Sistema Eléctrico Nacional 184,753 197,656 209,584 217,774 225,615 234,530 240,202 4.4

CFE 165 173,305 1�3,7�3 1�1,711 1��,50� 205,773 210,4�� 4.3

Distribución 57,070 5�,74� 64,076 66,63� 6�,667 71,066 73,4�4 4.5

Transmisión 107,�46 113,556 11�,707 125,073 12�,�41 134,707 136,��4 4.1

LFC 1�,�37 24,351 25,�01 26,063 27,107 2�,757 2�,714 5.4

Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro.

país. A lo largo del tiempo, esta división ha sido superada por la expansión dinámica de la red de transmisión, lo que ha dado origen a nuevas regiones que en total suman 50 y en las que se agrupan con mayor claridad las líneas que actualmente operan (véase mapa 6).


��

Mapa 6Capacidad de transmisión entre regiones del SEN, 1996-2006

Fuente: CFE.

Regiones

Regiones

29

30

250

180

60

2728

31

32

10

11

13

16 20

24

1

2

3

4

5

6

7

8

9

12

14

15

1718

21

22

23 25

26

257

260

275180

235

230

260250

2000

740

740

21001400

2200 2200

3200

950240

850

400 460

650 600750

1800

140

150

150

150

45

19

40

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

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

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

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

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

18

24

60

1000

1150

1000

65

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 1516

17

18

1920

21

22

2324

25

26 27

28

29

30

31

32

33

34 35

36 37

38

39

40 41

42

43

44

45

47

48

49

50110

800

200

150

400

200

200

600

500

250

260

300250

225

650

300

1600

330

60

1300

2100

1000

13001150

1000

10001350

1000

900

1700

700

480

200

750

550

1700

1200

200650

400

3200

240

2200270

3110

2150

1960

561

436

600

450

1064

450

300

150

52046

300

185

1996

2006

Capítulo

En este capítulo se presentan las estimaciones de consumo y demanda de energía eléctrica desde un enfoque nacional, sectorial y regional, las cuales permiten dimensionar los requerimientos de capacidad y la generación de electricidad necesaria para responder en forma oportuna al crecimiento de la demanda estimada durante el periodo 2007-2016. Como se observará más adelante en este capítulo, para el análisis de la expansión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) se requiere considerar en su justa dimensión la participación de las empresas paraestatales así como la del sector privado que realiza actividades de autogeneración.

4.1 Escenarios macroeconómicos y supuestos básicos

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

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

2. Cargas específicas de importancia regional y nacional.

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

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

Prospectiva del Sector Eléctrico Nacional 2007-2016 cuatro


92

El análisis de éstos y otros aspectos del mercado eléctrico, es de gran importancia para establecer las estimaciones de la trayectoria futura de la demanda y el consumo de electricidad para el periodo 2007-2016. De esta forma, se puede contar con elementos que permitan realizar una planeación integral de la expansión de la capacidad de generación, transmisión, transformación y distribución de energía eléctrica para el periodo de análisis. En los siguientes apartados se mencionan los supuestos utilizados para la estimación del consumo y demanda de energía eléctrica.

a) Escenarios macroeconómicos

Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios macroeconómicos que consideran niveles de desempeño de la actividad económica durante el periodo de proyección. La variable que engloba los componentes de la demanda agregada es el Producto Interno Bruto (PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de análisis: bajo, alto y de planeación. Este último es el utilizado para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo nacional de electricidad para el periodo.

Cabe mencionar que el crecimiento económico estimado para el ejercicio de planeación se ha sometido a ciertos ajustes de acuerdo con la reciente evolución de la economía, por lo que resultan ligeramente más bajos con respecto a la prospectiva anterior (véase cuadro 25).

b) Precios de la energía eléctrica

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

c) Precio de los combustibles

La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que constituyen la parte más significativa del costo de generación) es diferente para cada escenario, tanto en dólares como en pesos, debido a las diferentes estimaciones de índices de inflación y tipo de cambio.

En el caso del gas natural, en esta Prospectiva se considera que el precio del combustible disminuye en –0.7% y –3.0% para los escenarios planeación y bajo, respectivamente, mientras que en el escenario alto el precio aumenta en 1.6% durante el periodo.

d) Población y vivienda

Considerando el crecimiento de la población para los próximos diez años estimado por el Consejo Nacional de Población (CONAPO), se proyecta una tasa media anual de crecimiento de 0.9% y para el caso de las viviendas de 2.8% anual en promedio.

Cuadro 25Comparativo de escenarios del crecimiento del PIB entre

laProspectiva 2006-2015 y la 2007-2016 (tmca)

Escenarios 2006-2015 2007-2016

Bajo 2.6 2.4

Planeación 3.8 3.6

Alto 4.3 4.1

tmca: tasa media de crecimiento anualFuente: Sener.


93

e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración

Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas de acuerdo a los trabajos que realiza año con año el Grupo de Trabajo de Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. En este Grupo se analizaron los proyectos de autogeneración con mayor probabilidad a realizarse, tanto de empresas públicas como del sector privado, destacando por su capacidad a instalar e importancia estratégica los proyectos de Nuevo Pemex, GDC Generadora y los proyectos eólicos de temporada abierta en el Istmo de Tehuantepec.

f) Otros supuestos

A los elementos anteriores se añade la implantación de nuevas tecnologías para el uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial con la introducción y difusión de diversos equipos y dispositivos para el ahorro de energía. También se han tomado en cuenta los ahorros obtenidos por la aplicación de normas de eficiencia energética, así como de programas de ahorro de energía como el horario de verano.

4.2 Pronóstico del consumo nacional de energía eléctrica 2007-2016

En forma consistente con el ritmo de actividad económica considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima que el consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016 muestre una tasa de crecimiento anual de 4.8%. El incremento esperado en el consumo es de alrededor de 121 TWh al pasar de 197.4 TWh en 2006 a 318.4 TWh en 2016.

Este crecimiento estará impulsado principalmente por las ventas del servicio público, que se estima crecerán con un ritmo de 5.1% en promedio anual (véase gráfica 33). Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas por tipo de usuarios, entre las cuales el sector industrial es

de gran relevancia debido a su participación mayoritaria en las ventas totales, mismas que en 2006 ascendieron a 58.8% y se estima que alcancen una participación de 59.8% en 2016.

En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde 2004 en que entraron en operación dos grandes sociedades de autoabastecimiento en la región Centro-Occidente del país, no se había estimado la realización de nuevos proyectos privados de gran capacidad, sin embargo, para esta Prospectiva 2007-2016 se ha considerado la entrada en operación del proyecto GDC Generadora con 480 MW y los proyectos eólicos de temporada abierta.

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

Específicamente, los sectores residencial, comercial y de servicios que integran el denominado desarrollo normal, crecerán anualmente 5.2% en conjunto (véase cuadro 26).

Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola tendrán un crecimiento medio anual de 1.8%, el cual representa el menor dinamismo sectorial.

Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector industrial concentra la mayor participación en las ventas internas. Se estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente a un ritmo de 5.3% en promedio anual (véase cuadro 27). Esta variación responde principalmente a la dinámica esperada de la gran industria, la cual se proyecta que crecerá en 6.7% para 2006-2016, mientras que la empresa mediana aumentará en 4.5%.


94

Gráfica 33Consumo nacional de energía eléctrica

(escenario de planeación)

Nota: La suma de los parciales podría no coincidir con los totales debido al redondeo de cifras.Fuente: Comisión Federal de Electricidad

Cuadro 26Crecimiento medio anual del consumo de electricidad

Escenario de planeación(tmca)

Prospectiva 2007-2016

1996-2006 2006-2016

% %

Consumo nacional 4.3 4.9

Consumo autoabastecido 10.3 2.7

Ventas 3.7 5.1

Desarrollo normal 4.1 5.2

Residencial 4.5 5.2

Comercial 3.5 6.3

Servicios 2.7 3.0

Agrícola 0.6 1.8

Industrial 3.8 5.3

Empresa mediana 5.2 4.5

Gran industria 1.7 6.7

Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

350

300

250

200

150TWh

50

8.3 8.8 10.9 11.1 12.0 12.9 17.4 20.4 21.6 22.1 23.0 23.4 24.7 26.1 27.4 28.7 28.7 28.7

121.6 130.3 145.0 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5 169.8 175.4 185.2 195.7 205.6 216.4 227.3 238.1 250.4 262.8

129.8 139.0 155.9

9.1

137.2

146.3 166.5 169.2 173.1 177.8 183.9 191.3 197.4 208.3 219.1 230.2 242.5 254.7 266.8 279.1 291.6

28.7

275.9

304.6

28.7

1996 1997 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 20141998 2015 2016

289.7

318.4

100

0

Consumo nacional 1996-2006tmca = 4.3%

Consumo autoabastecido

Ventas servicio público

Consumo nacional

Proyección consumo nacional 2006-2016tmca = 4.9%

Consumo autoabastecido2006-2016

tmca = 2.7%

Ventas del servicio público2006-2016

tmca = 5.1%


95

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

4.2.1 Análisis regional del mercado de energía eléctrica

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

Las ventas totales estimadas de energía eléctrica para los próximos diez años muestran que la región Noreste presentará la mayor tasa promedio de crecimiento

Cuadro 27Ventas totales del servicio público por sector, 2006-2016

(GWh)

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

tmca (%)

2006 - 2016

Total Nacional 176,670 186,518 197,017 206,856 217,742 228,629 239,386 251,657 264,143 277,204 291,027 5.1

Ventas internas 175,371 185,219 195,718 205,557 216,443 227,330 238,087 250,358 262,844 275,905 289,728 5.1

Residencial 44,452 46,910 49,852 53,108 56,813 59,992 62,893 65,666 68,396 71,133 73,900 5.2

Comercial 13,210 14,077 15,189 16,435 17,788 18,875 19,889 20,908 21,964 23,072 24,237 6.3

Servicios 6,596 6,795 6,997 7,210 7,426 7,650 7,880 8,117 8,361 8,613 8,874 3.0

Industrial 103,153 109,063 115,071 120,041 125,594 131,869 138,356 146,473 154,815 163,655 173,184 5.3

Empresa mediana 65,266 67,389 69,700 72,051 75,034 78,736 82,678 86,775 91,005 95,717 101,021 4.5

Gran industria 37,887 41,674 45,372 47,990 50,561 53,133 55,678 59,698 63,811 67,938 72,162 6.7

Bombeo Agrícola 7,960 8,374 8,609 8,763 8,821 8,944 9,070 9,194 9,308 9,432 9,533 1.8

Exportación 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 1,299 0.0

tmca: tasa de crecimiento media anual.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

con 6.3% (véase cuadro 28). Este aumento se explica principalmente por las expectativas de crecimiento de Nuevo León y Tamaulipas. Asimismo, en la región Sur-Sureste se espera que el crecimiento de las ventas se ubique en 6.0% promedio anual, seguida por la región Centro-Occidente con 5.2%. La región con menor crecimiento esperado es el Centro, con 3.5% para el periodo 2006-2016.

4.2.2 Demanda bruta por área operativa

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

Para efectos de planeación del SEN, en lo que corresponde a la demanda que se satisface mediante particulares, sólo se considera la demanda de autoabastecimiento remoto debido a los servicios


96

Cuadro 28Ventas totales del servicio público por región, 2006-2016

(GWh)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca (%)

2006-2016

Total nacional 175,371 185,219 195,718 205,557 216,443 227,330 238,087 250,358 262,844 275,905 289,728 5.1

Noroeste 24,345 26,150 27,744 29,116 30,593 31,596 32,265 33,690 35,146 36,625 38,146 4.6

Noreste 42,843 45,828 49,374 52,801 56,246 59,960 63,818 67,626 71,303 75,034 79,069 6.3

Centro-Occidente 40,249 42,784 45,482 47,964 50,438 52,781 55,105 57,936 60,919 63,955 67,121 5.2

Centro 42,548 43,582 44,820 45,797 47,350 49,041 50,843 52,857 54,947 57,338 59,890 3.5

Sur-Sureste 25,289 26,766 28,183 29,758 31,691 33,820 35,919 38,106 40,380 42,797 45,338 6.0

Pequeños Sistemas 97 109 115 120 125 131 137 143 149 156 163 5.3

tmca: tasa de crecimiento media anual.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

de transmisión y de respaldo, no así, la demanda de autoabastecimiento local. A continuación (véase cuadro 29) se indican las cifras correspondientes a la demanda bruta por área, representada mediante tres categorías: demanda máxima anual1, demanda media2 y demanda base3.

En nuestro país, el área de control con la mayor demanda máxima es el área Central, al registrarse una demanda máxima de 8,419 MW en 2006. Asimismo, se prevé que los mayores incrementos anuales de la carga máxima se presenten en las regiones de Baja California Sur, con 7.6% así como las áreas Noreste y Peninsular con 6.0% en promedio durante el periodo 2006-2016. Es importante señalar que en 2006 la magnitud de la carga máxima en la primera de estas regiones se ubicó en 284 MW, mientras que en las últimas fue de 6,319 MW y 1,268 MW, respectivamente.

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

4.3 Expansión del Sistema Eléctrico Nacional

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

1. Capacidad en construcción ó licitación

2. Capacidad adicional: capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de operación

La planeación de la capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años se realiza con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de generación y transmisión que logran el menor costo total de largo plazo. Asimismo, el programa de expansión de capacidad considera la anticipación necesaria para su planeación acorde con el tiempo de maduración de cada proyecto. Desde la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial, transcurren de cuatro a seis años. Asimismo, en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva infraestructura.


97

Cuadro 29SEN: pronóstico de la demanda bruta por área operativa, 2006-2016

(MW)

Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca (%)

2006-2016

P 3,113 3,308 3,525 3,705 3,892 4,059 4,257 4,488 4,686 4,922 5,154 5.2

Norte M 2,140 2,276 2,432 2,557 2,685 2,801 2,938 3,097 3,233 3,396 3,557 5.2

B 1,831 1,946 2,073 2,179 2,289 2,387 2,504 2,640 2,756 2,895 3,031 5.2

P 6,319 6,741 7,183 7,672 8,224 8,745 9,308 9,809 10,322 10,828 11,368 6.0

Noreste M 4,590 4,901 5,218 5,573 5,975 6,354 6,762 7,125 7,499 7,867 8,259 6.1

B 4,090 4,363 4,649 4,966 5,323 5,660 6,025 6,349 6,681 7,008 7,358 6.0

P 7,106 7,548 8,050 8,495 9,002 9,479 9,955 10,448 10,972 11,464 11,983 5.4

Occidental M 5,621 5,963 6,319 6,645 7,039 7,415 7,785 8,172 8,582 8,968 9,370 5.2

B 4,775 5,072 5,409 5,708 6,049 6,370 6,689 7,021 7,373 7,703 8,052 5.4

P 8,419 8,654 8,892 9,123 9,492 9,830 10,139 10,454 10,798 11,207 11,627 3.3

Central M 5,767 5,891 6,039 6,190 6,417 6,630 6,806 7,023 7,247 7,518 7,795 3.1

B 4,371 4,493 4,617 4,737 4,928 5,104 5,264 5,428 5,606 5,818 6,037 3.3

P 5,882 6,206 6,507 6,844 7,255 7,655 8,080 8,524 8,984 9,526 10,124 5.6

Oriental M 4,275 4,515 4,734 4,980 5,277 5,570 5,878 6,200 6,537 6,930 7,364 5.6

B 3,703 3,907 4,096 4,309 4,567 4,819 5,087 5,366 5,656 5,997 6,374 5.6

P 1,268 1,345 1,426 1,515 1,613 1,711 1,814 1,923 2,029 2,151 2,281 6.0

Peninsular M 881 935 993 1,061 1,136 1,210 1,284 1,364 1,443 1,530 1,622 6.3

B 703 746 791 840 894 949 1,006 1,066 1,125 1,193 1,265 6.0

P 2,916 3,127 3,296 3,486 3,638 3,848 3,982 4,111 4,315 4,548 4,810 5.1

Noroeste M 1,823 1,943 2,046 2,164 2,258 2,388 2,472 2,551 2,678 2,823 2,984 5.1

B 1,540 1,651 1,741 1,841 1,921 2,032 2,103 2,171 2,279 2,402 2,540 5.1

P 2,095 2,228 2,345 2,467 2,594 2,727 2,849 2,972 3,093 3,220 3,344 4.8

Baja California M 1,266 1,357 1,442 1,522 1,609 1,696 1,778 1,860 1,939 2,022 2,103 5.2

B 1,039 1,105 1,163 1,223 1,286 1,352 1,413 1,474 1,534 1,597 1,658 4.8

P 284 315 342 369 401 431 460 489 521 554 592 7.6

Baja California Sur M 183 203 220 237 258 278 296 314 335 356 380 7.6

B 149 165 180 194 210 226 241 257 273 291 311 7.6

P 25 28 29 31 33 34 35 37 39 40 42 5.3

Pequeños sistemas M 14 15 16 17 18 18 19 20 21 22 23 5.3

B 10 11 11 12 13 13 14 14 15 15 16 5.3

P = Carga máxima M = Carga media B = Carga basetmca: tasa media de crecimiento anual.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


98

Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta otros elementos como son: la configuración del sistema de generación (retiros de unidades, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas: Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur.

Es importante señalar que en estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión aportará, entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.

Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y de producción totales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para 2011.

Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema de Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante será el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental derivado de esta alternativa.

4.3.1 Capacidad de reserva

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

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

· En el mismo instante en que la energía eléctrica es demandada y consumida, ésta es producida, es decir, no es posible almacenar la energía eléctrica.

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

En este sentido, para satisfacer los requerimientos de demanda adecuada y confiablemente, la capacidad del sistema eléctrico debe ser mayor que la demanda máxima anual, es decir, debe existir capacidad de reserva. Por lo tanto, factores como la capacidad efectiva de las plantas, así como su disponibilidad y mallado de la red4 determinan en gran medida la confiabilidad del abasto de energía eléctrica.

Esta capacidad de reserva se mide a través del margen de reserva (MR) el cual se define como la diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente del sistema eléctrico, expresado como porcentaje de la demanda máxima coincidente5. Asimismo, el margen

•

•

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


99

de reserva operativo (MRO) es otro indicador de la capacidad de reserva y se define como la diferencia entre la capacidad efectiva bruta disponible y la demanda máxima bruta coincidente como porcentaje de esta última (véase gráfica 34). Para el cálculo del margen de reserva y el margen de reserva operativo, en el caso del sistema eléctrico nacional, se adoptó el método determinístico6, basado en valores promedio de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.

La composición del parque de generación es dinámica, debido a que cada año se incorporan centrales cuya tecnología ofrece mayores índices de disponibilidad, lo que repercute en una disponibilidad equivalente mayor de todo el parque.

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

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

Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es el caso de la península de Baja California, el margen de reserva se determina de manera separada en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Por consiguiente, para el sistema Baja California se

Gráfica 34Margen de reserva (MR) y margen de reserva operativo (MRO)


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

Capacidad efectivaCapacidad efectiva

Margende reserva

Demandamáxima brutacoincidente

Mantenimiento programado

Falla, degradación y causas ajenas

Margen dereserva operativo

Demandamáxima brutacoincidente


100

admite como valor mínimo de capacidad de reserva (después de descontar la capacidad no disponible por mantenimiento) lo que resulte mayor de: a) La capacidad de la unidad mayor o b) 15% de la demanda máxima (véase gráfica 35). En lo concerniente al sistema Baja California Sur, se asume como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad de las dos unidades mayores.

En 2006, el margen de reserva del SIN se ubicó en 38% y de 2007 a 2009 serán altos. Esto se debe principalmente a una desaceleración del ritmo de crecimiento de la demanda de electricidad registrada a partir de 2001. El ajuste de éstos se dificulta por la anticipación requerida para que un proyecto de generación entre en operación. Sin embargo, se estima que a partir de 2011 el MRO disminuya a 6% y se mantenga así durante el resto del horizonte de planeación (véase gráfica 36).

Es importante mencionar que en el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado. Sin embargo, disponer de MR y MRO altos, permite despachar las

tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva las más costosas. Además se ha aprovechado esta situación para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes.

Cada año, como parte del proceso de planeación, se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación, con base en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad. En este sentido, se han efectuado ajustes a las adiciones de capacidad para cumplir en lo posible con los criterios de reserva de capacidad.

4.3.2 Consideraciones básicas para la planeación del sistema eléctrico

Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles utilizados para este ejercicio de planeación, así como los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, las carboeléctricas

Gráfica 35Margen de reserva en el área de Baja California


25

%

20

15

10

5

02007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017

15,0

8.0

15.0

13.3

1.7

8.5

6.5

15.0 15.0

6.8

8.2

25.4

20.0

24.9

20.0

15.3

22.7

15.0

4.0

11.0

7.00

Margen de reserva sin importación Importación


101

Gráfica 36Sistema Interconectado: Margen de reserva y margen de reserva operativo

(%)


la tecnología nuclear podrían resultar competitivas con relación a otras fuentes. En esta prospectiva se plantea la reactivación de la tecnología basada en el uso de carbón para la expansión del sistema de generación.

Otra de las premisas básicas para la elaboración del plan de expansión 2007-2016 radica en considerar la diversificación de fuentes de generación. Dicha diversificación se orienta hacia la evaluación e inclusión del carbón y las energías renovables en el portafolio de proyectos para el horizonte de planeación.

Por otro lado, con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas para centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de gas natural licuado (GNL) y la instalación de terminales para

su regasificación en las costas del Golfo de México, del Occidente del país y de la península de Baja California.

En lo que se refiere a las centrales eléctricas que consumen carbón, éstas se localizan en el norte del Estado de Coahuila y cercanos al puerto de Lázaro Cárdenas, Michoacán, de donde actualmente se suministra carbón a la carboeléctrica de Petacalco. Los nuevos desarrollos de centrales carboeléctricas se plantean además del puerto de Lázaro Cárdenas, en el de Topolobampo, Sinaloa y, de confirmarse el potencial de carbón mineral en la región de Sabinas en Coahuila, se podría iniciar otro polo de desarrollo de carboeléctricas en dicha región, considerando la utilización de tecnologías eficientes y limpias como pueden ser las calderas supercríticas y gasificación integrada con ciclos combinados.

21.023.2

31.8

28.0

41.3

33.4

27.425.6

24.9 23.6 23.4 22.421.0

40.9

45.8

38.040.0

6.06.06.06.06.06.07.5

18.5

10.8

15.5

7.07.5

4.2

1.2

18.7

12.1

7.0

Margen de reserva Margen de reserva operativo

27%

6%

50

45

40

35

30

25

20

15

10

5

0

Histórico48.0

Prospectivo

1995 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

24.5

14.0


102

Para el centro del país, caracterizado como área importadora de energía, se han incluido proyectos de ciclo combinado a partir de 2011. Estos tienen un carácter estratégico en la expansión del SEN, ya que mejorarán sustancialmente la confiabilidad y calidad del suministro de energía eléctrica en esta región del SIN.

4.3.3 Programa de expansión

El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del servicio público (CFE y LFC) y la proyección de adiciones de capacidad de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración. Estas adiciones de capacidad de permisionarios dentro del marco regulatorio vigente, permiten por una parte, el aprovechamiento del potencial de generación de electricidad en varios sectores así como en diferentes ramas industriales7 que por las características de sus procesos, ofrecen posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra parte, le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes de suministro de energía eléctrica.

Durante el periodo 2007-2016, el programa de expansión de CFE requerirá adiciones de capacidad por 21,737 MW de los cuales, se tienen 5,082 MW de capacidad terminada, en construcción o licitación y 16,656 MW de capacidad adicional en proyectos que

aún no se han licitado. Adicionalmente, el programa de LFC completará la puesta en operación del proyecto de generación distribuida en la región Centro del país, el cual adiciona 416 MW de capacidad. En suma, por parte del servicio público se adicionarán 22,153 MW durante el periodo (véase cuadro 30).

Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de autoabastecimiento remoto y cogeneración de 2,581 MW, considerando los proyectos del sector privado al igual que del servicio público, específicamente Pemex con el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex con 304 MW de autoabastecimiento remoto, así como los proyectos eólicos de temporada abierta (véase cuadro 31).

Hacia 2016 se prevé realizar retiros de capacidad obsoleta e ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 5,867 MW (véase gráfica 37).

4.3.3.1 Capacidad en construcción o licitación

La capacidad terminada en 2007, en construcción o licitación considerada en esta prospectiva ascenderá a 5,498 MW, cifra conformada por 5,082 MW de CFE y 416 MW de LFC. Esta capacidad está programada para iniciar operaciones durante el periodo 2007-2012.

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

Cuadro 30Programa de adiciones de capacidad en el SEN, 2007-2016

(MW)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Total 2,471 50 562 2,181 2,852 2,994 1,569 3,299 3,778 2,982 22,737

Servicio Público 2,471 50 562 2,029 2,852 2,562 1,569 3,299 3,778 2,982 22,153

Comisión Federal de Electricidad 2,055 50 562 2,029 2,852 2,562 1,569 3,299 3,778 2,982 21,737

Capacidad en construcción o comprometidas 2,045 0 501 1,144 641 750 0 0 0 0 5,082

Capacidad adicional no comprometida 0 0 11 700 2,036 1,812 1,569 3,299 3,778 2,982 16,187

Rehabilitaciones y modernizaciones (RM) 10 50 50 185 175 469

Luz y Fuerza del Centro 416 416

Autoabastecimiento y cogeneración 0 0 0 152 0 432 584



103

Cuadro 31Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1, 2007-2016

Adiciones Año MW Retiros Año MW

2007

Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro) 29

Procter & Gamble Manufactura 44

2008

Eurus 248

Eoliatec del Istmo 20

BII NEE STIPA Energía Eólica 22

Parques Ecológicos de México 79

2009

Eléctrica del Valle de México 49

Fuerza Eólica del Istmo 27

2010 2010

Nuevo Pemex 304 Pemex2 -152

Temporada Abierta:

Fuerza Eólica del Istmo 49

Preneal México 393

Desarrollos Eólicos Mexicanos 226

Gamesa Energía 285

Eoliatec del Pacífico 159

Eoliatec del Istmo 141

Unión Fenosa 226

2012

GDC Generadora 432

Subtotal 2,733 Subtotal -152

Total 2,5811 Capacidad de autoabastecimiento remoto.2 Porteo remoto sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo Pemex.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

El programa de expansión con proyectos de generación en proceso de construcción o licitación está integrado por 1,507 MW con base en ciclo combinado. Asimismo iniciará operaciones otra tecnología para diversificar la generación eléctrica como lo es la Carboeléctrica del Pacífico con 678 MW de capacidad bruta en 2010, entre otras (véase cuadro 32).

Con relación al esquema de licitación, 567 MW de capacidad en construcción o licitación estarán considerados bajo el esquema de Productor Independiente de Energía (PIE), 2,469 MW serán bajo el esquema de Obra Pública Financiada (OPF) y 416 MW mediante inversión presupuestal.


104

Gráfica 37Sistema Eléctrico Nacional: programa de expansión 2007-2016

(MW)

* Únicamente considera autoabastecimiento remoto.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

Dado el margen de reserva existente, después de 2007, año en que iniciaron operaciones las centrales Baja California Sur II, La Venta II, El Cajón y Tamazunchale, no se tiene programado el arranque de nuevas centrales sino hasta 2009, cuando inicien operación comercial el ciclo combinado Baja California (Presidente Juárez) y la conversión de turbogás a ciclo combinado de San Lorenzo, en Puebla.

La distribución geográfica de la capacidad en construcción o licitación puede observarse en el Mapa 7. En el caso de la costa del Pacífico, la nueva central que operará es la Carboeléctrica del Pacífico, con una capacidad bruta de 678 MW. Mientras que en la frontera norte se contará con las centrales Baja California (277 MW) y Agua Prieta II (641 MW), ésta última consistirá de un ciclo combinado integrado con un campo solar. Por otro lado, en el Istmo de Tehuantepec operará la central eoloeléctrica La Venta III, la cual contribuirá a diversificar el parque de generación en nuestro país al aportar 101

MW, así como también la central hidroeléctrica La Yesca, recientemente adjudicada y que adicionará 750 MW de capacidad a partir de 2012.

En relación con el proyecto de LFC, la generación distribuida se entiende como la generación de electricidad mediante plantas en pequeña escala instaladas cerca o en el mismo lugar de consumo final de dicha energía y, por tanto, no requieren de la misma infraestructura de transformación, transmisión y distribución como en el caso de la generación centralizada, en la cual la producción de electricidad por lo general se realiza en una o varias centrales con gran capacidad instalada y la energía eléctrica generada se transforma, transmite y distribuye entre una gran cantidad de usuarios. El proyecto de LFC consiste en 14 plantas turbogás que utilizarán gas natural, con capacidad instalada de 32 MW cada una, para aportar un total de 448 MW al SEN. A noviembre de 2007, se tienen en operación nueve plantas y se estima que en 2008 inicien operaciones las restantes.

67,636-5,867

2,58141621,737

48,769

Capacidad 2006 Adiciones CFE 2007-2016

Adiciones LyFC 2007-2016

Proyectos de

autoabastecimiento

y cogeneración*

Retiros Capacidad 2016


105

Cuadro 32Proyectos de generación terminados, en construcción o en proceso de licitación

Proyecto Ubicación TecnologíaFecha del concurso

Modalidad de licitación o

financiamiento

Capacidad bruta (MW)

2007 2008 2009 2010 2011 2012

Total anual 2,461 - 501 1,144 641 750

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

Proyectos terminados

Baja California Sur II (Coromuel) Baja California Sur CI 2003 OPF 42

La Venta II Oaxaca EOL 2005 OPF 83

Tamazunchale San Luis Potosí CC 2003 PIE 1,170

El Cajón U1 y U2 Nayarit HID 2002 OPF 750

Subtotal 2,045 - - - - -

Proyectos en construcción

San Lorenzo conversión TG/CC Puebla CC 2005 OPF 123

Baja California (Pdte. Juárez) Baja California CC 2006 OPF 277

Norte (La Trinidad) Durango CC 2005 PIE 466

Carboeléctrica del Pacífico Guerrero CAR 2003 OPF 678

Generación distribuida LFC1 D.F., Edo. de México TG 2005 416

Subtotal 416 - 400 1,144 - -

Proyectos en proceso de licitación

La Venta III Oaxaca EOL 2007 PIE 101

La Yesca U1 y U2 Nayarit HID 2007 OPF 750

Agua Prieta II2 Sonora CC 2007 OPF 641

Subtotal - - 101 - 641 750

HID: Hidroeléctrica CC : Ciclo combinado CI : Combustión interna tipo diesel EOL: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica TG: Turbogás PIE : Productor independiente de energía OPF : Obra pública financiada1 Para la realización de este proyecto se ejercieron recursos presupuestales.2 Segunda convocatoria, incluye 25 MW de campo solar.Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro.

4.3.3.2 Capacidad adicional

Se considera que los proyectos del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2007-2016 que se licitarán de acuerdo a su fecha programada de operación, iniciarán actividad comercial a partir de 2009 con la central Guerrero Negro III (11 MW) y continuando con varios proyectos incluyendo las centrales eólicas Oaxaca I a IV en 2010.

La capacidad adicional no comprometida para el ejercicio de planeación 2007-2016, considera la instalación de 16,187 MW durante el periodo 2009-2016 (véase cuadro 33). Esta capacidad es susceptible de instalarse mediante diversos esquemas de inversión, siendo factible mediante la participación privada bajo

licitaciones para producción independiente de energía y obra pública financiada.

En la ubicación y el tipo de tecnología de los proyectos no comprometidos, la ley prevé la posibilidad de que los particulares puedan proponer una ubicación diferente a la programada y el tipo de tecnología a utilizar en los proyectos de generación, aún cuando esto involucre transmisión adicional para llegar al punto de interconexión preferente, y a los de interconexión alternativos especificados por CFE en las bases de licitación. Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.


106

Mapa 7Centrales terminadas, en construcción o en proceso de licitación

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

Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa de expansión del sector eléctrico, tanto el gobierno de México, como las otras partes interesadas, se valdrán de los recursos financieros previstos por las convenciones y tratados de los que México sea parte, así como de los programas internacionales de financiamiento, el mecanismo de desarrollo limpio u otros instrumentos económicos que se hayan diseñado o puesto en marcha antes y durante el periodo de duración del presente programa.

Específicamente, para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a la atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fin de que sean económicamente viables, y puedan avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha.

En lo que se refiere a las tecnologías consideradas en los requerimientos de capacidad adicional, los ciclos combinados representan 51.8% del total a instalarse durante 2009-2016, con 8,385 MW, seguido por la asignación de capacidad denominada libre, para la cual no se ha especificado aún la tecnología a utilizarse. Esta capacidad asciende a 3,826 MW es decir, 23.6% de la capacidad total adicional para el mismo periodo. Asimismo, como parte de una política de diversificación de fuentes de energía, se prevé que esta capacidad se asigne a diferentes tecnologías que permitan la posibilidad de utilizar varias fuentes, tales como carbón, gas natural, uranio, entre otras. De esta forma, se evitaría la dependencia respecto a un solo combustible. El restante 24.6% de la capacidad no comprometida, corresponde a diferentes tecnologías, principalmente carboeléctricas, hidroeléctricas, eólicas y geotérmicas. Para lograr esta diversificación, se considera la instalación de 2,100 MW de nueva capacidad con tecnología carboeléctrica o incluso con gasificación integrada a ciclos combinados, así como 406 MW con tecnología eoloeléctrica y 158 MW de geotermia (véase mapa 8).

Agua Prieta II(641 MW)

Norte (La Trinidad)(566 MW)

San LorenzoConversión TG a CC

(123 MW)

La Yesca(750 MW)

Total terminado,

en construccion o licitación 5,498 MW

Carboeléctrica

Hidroeléctrica

Turbogás

Eoloeléctrica

Total

2,677

416

42

185

CombustiónInterna

Ciclocombinado

5,498

678

1,500

Baja California (Presidente Juárez) (277 MW)

Baja California Sur II (42 MW)

El Cajón (750 MW)

Carboeléctricadel Pacífico

(678 MW)La Venta II(101 MW)

Tamazunchale(1,170 MW)

La Venta II(83 MW)

LFC(416 MW)


107

Cuadro 33Requerimientos de capacidad adicional

(proyectos con esquema financiero por definirse)

Proyecto Ubicación TecnologíaCapacidad bruta (MW)

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total anual 11 700 2,036 1,812 1,569 3,299 3,778 2,982

Acumulado 11 711 2,747 4,559 6,128 9,427 13,205 16,187

Guerrero Negro III Baja California Sur CI 11

Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California CC 93

Baja California Sur III y IV (Coromuel) Baja California Sur CI 43 43

Cerro Prieto V Baja California GEO 107

Humeros Puebla GEO 51

Oaxaca I, II, III y IV Oaxaca EO 406

Norte II (Chihuahua) Chihuahua CC 652

Baja California III y II (Ensenada) Baja California CC 280 280

Manzanillo I repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460

Valle de México II, III y IV Edo. Méx. CC 601 601 601

Noreste (Monterrey) Nuevo León CC 736

Santa Rosalía Baja California Sur CI 15

Norte III (Juárez) Chihuahua LIBRE 672

Río Moctezuma Hidalgo, Queréraro HID 114

Manzanillo II repotenciación U1 y U2 Colima CC 460 460

Baja California Sur V y VI (Coromuel) Baja California Sur LIBRE 43 43

Noreste II y III (Sabinas) Coahuila LIBRE 700 700

Villita ampliación Michoacán HID 150

Guadalajara I y II Jalisco CC 645 645

Topolobampo I y II Sinaloa CAR/GICC 700 700

Baja California Sur TG I (Los Cabos) Baja California Sur TG 36

Norte IV (Torreón) Coahuila CC 661

Tamazunchale II San Luis Potosí CC 750

La Parota U1, U2 y U3 Guerrero HID 900

Baja California Sur VII, VIII y IX Baja California Sur LIBRE 86 43

Carboeléctrica del Pacífico II Guerrero CAR/GICC 700

Occidental (Salamanca) Guanajuato LIBRE 650

Central I (Tula) Hidalgo LIBRE 889

HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GICC: Gasificación integrada a ciclo combinadoLIBRE: Tecnología aún no definida.Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro.


108

4.3.3.3 Programa de retiros de capacidad

El programa de retiros de capacidad se basa en los costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Estos criterios permiten evaluar la conveniencia de mantener en operación algunas centrales. Asimismo, es importante considerar el nivel de emisiones y la eficiencia de las centrales con mayor antigüedad de operación. En este sentido, en la presente planeación se consideró el retiro de 5,867 MW de capacidad del servicio público para los próximos diez años (véase cuadro 34).

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

Los retiros programados de mayor magnitud serán realizados en 2011 y 2013 (véase cuadro 35 y grafica 38).

Mapa 8Requerimientos de capacidad adicional no comprometida

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

Libre 3,826

Total 16,187

Carboeléctrica 2,100

Hidroeléctrica 1,164

Turbogás 36

Eoloeléctrica 406

CombustiónInterna 112

Ciclocombinado 8,385

Geotermoeléctrica 158

Pte. Juárez Conv.TG/CC(93 MW)

Baja California II y III(2x280MW)

Cerro Prieto V(107 MW)

Guerrero Negro III(11 MW)

Santa Rosalía(15 MW)

Baja California Sur (Coromuel) V y VI

(2x43 MW)Baja California Sur (Coromuel) III y IV

(2x43 MW)Baja California Sur

TG I (Los Cabos)36 MW

Manzanillo I Rep. U1, U2(2x460 MW)

Manzanillo II Rep. U1, U2(2x460 MW)

Villita ampliación(150 MW)

Carboeléctrica del Pací�co II(700 MW) La Parota

(900 MW)

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

V. de México II, III y IV(3x601 MW)

Humeros(51 MW)

Central I (Tula)(889 MW)

Río Moctezuma(114 MW)

Tamazunchale II (750 MW)

Guadalajara I, II(2x645 MW)

Occidental (Salamanca)

(650 MW)

Norte IV(661 MW)Baja California Sur VII,

VIII y IX (3x43 MW)

Topolobampo I y II(2x700MW)

Norte III (Juárez)(672 MW)

Norte II (Chihuahua)(652 MW) Noreste II y III (Sabinas)

(2x700 MW)Noreste (Monterrey)

(736 MW)

MW*

Total adicional16,187 MW


109

Gráfica 38Programa de retiros de capacidad, 2007-2016

(MW)


Cuadro 34Evolución esperada de la capacidad instalada del servicio público, 2007-2016

(MW)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Capacidad a diciembre de cada año 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,507 57,060 59,648 62,946 65,055

Capacidad a diciembre de 2005 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769 48,769

Adiciones acumuladas 2,055 2,105 2,668 4,696 7,548 10,110 11,679 14,977 18,755 21,737

Adiciones acumuladas LFC 416 416 416 416 416 416 416 416 416 416

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

Nota: No incluye autoabastecimiento local ni remoto.Fuente: CFE.

49.0

150

316.0

740.0

1,134.0

398.6

1,016.0

710.3

873.2

480.0

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Por lo tanto, descontando los retiros anuales, se estima que a finales de 2016 se alcance una capacidad total de energía eléctrica para el servicio público de 65,055 MW.

4.3.3.4 Evolución de la capacidad instalada por región

estadística

Durante el periodo 2007-2016, se espera que la capacidad de generación eléctrica en el servicio público

presente un incremento neto de 16,286 MW, al pasar de 48,769 MW a 65,055 MW. La región con el mayor incremento será la Centro-Occidente, donde la capacidad total registrará adiciones netas por 6,684 MW, debido al fuerte incremento en la instalación de centrales de ciclo combinado y centrales hidroeléctricas en esa región. En contraste, en la región Noreste se instalarán las menores adiciones durante el periodo, es decir, 2,201 MW (véase cuadro 36).


110

Cuadro 35Programa de retiros, 2007-2016 (capacidad bruta)

(MW)

2007 2008

Central Unidad Tipo MW Mes Área Central Unidad Tipo MW Mes Área

NACHI - COCOM II

2 TC 24.5 Oct. PEN LERMA (CAMPECHE) 1 TC 37.5 Feb. PEN

NACHI - COCOM II

1 TC 24.5 Oct. PENFELIPE CARRILLO PUERTO

1 TC 37.5 Jun. PEN

FELIPE CARRILLO PUERTO

2 TC 37.5 Jun. PEN

LERMA (CAMPECHE) 2 TC 37.5 Nov. PEN

Suma retiros 49.0 Suma retiros 150.0

2009 2010


SALAMANCA 2 TC 158.0 Jun. OCC NONOALCO 2 TG 32.0 FEB CEL

SALAMANCA 1 TC 158.0 Jun. OCC NONOALCO 1 TG 32.0 FEB CEL

CERRO PRIETO I 1 GEO 37.5 FEB BC

CERRO PRIETO I 2 GEO 37.5 FEB BC

ALTAMIRA 1 TC 150.0 MAR NES

ALTAMIRA 2 TC 150.0 MAR NES

LERMA (CAMPECHE) 3 TC 37.5 JUN PEN

LERMA (CAMPECHE) 4 TC 37.5 JUN PEN

DOS BOCAS 3 CC 63.0 SEP ORI




2011 2012


DOS BOCAS 1 CC 63.0 MAR ORIE. PORTES GIL (RÍO BRAVO)

3 TC 300 MAR NES

DOS BOCAS 2 CC 63.0 MAR ORI VALLE DE MÉXICO 4 TG 28.0 NOV CEL

DOS BOCAS 5 CC 100.0 MAR ORI VALLE DE MÉXICO 3 TG 32.0 NOV CEL

C. RODRÍGUEZ RIVERO ( GUAYMAS II )

2 TC 84.0 ABR NOR VALLE DE MÉXICO 2 TG 28.0 NOV CEL

C. RODRÍGUEZ RIVERO ( GUAYMAS II )

4 TC 158.0 ABR NOR SANTA ROSALÍA 3 CI 0.8 NOV AIS

FRANCISCO VILLA 4 TC 150.0 ABR NTE SANTA ROSALÍA 7 CI 2.8 NOV AIS

FRANCISCO VILLA 5 TC 150.0 ABR NTE SANTA ROSALÍA 6 CI 1.2 NOV AIS

JORGE LUQUE 1 TC 32.0 NOV CEL SANTA ROSALÍA 5 CI 1.2 NOV AIS



LECHERÍA 2 TG 32.0 NOV CEL SANTA ROSALÍA 2 CI 2.0 NOV AIS

LECHERÍA 3 TG 32.0 NOV CEL SANTA ROSALÍA 9 CI 1.0 NOV AIS

LECHERÍA 1 TG 32.0 NOV CEL


111

NONOALCO 3 Y 4 TG 84.0 NOV CEL

LECHERÍA 4 TG 42.0 NOV CEL

Suma retiros 1,134.0 Suma retiros 398.6

2013 2014


VALLE DE MÉXICO 1 TC 150.0 MAR CELC. RODRÍGUEZ RIVERO (GUAYMAS II)

1 TC 84.0 NOV NOR

VALLE DE MÉXICO 2 TC 150.0 MAR CELC. RODRÍGUEZ RIVERO (GUAYMAS II)

3 TC 158.0 NOV NOR

VALLE DE MÉXICO 3 TC 150.0 MAR CEL HUINALÁ 1 CC 62.3 NOV NES

ALTAMIRA 3 TC 250.0 ABR NES HUINALÁ 2 CC 62.3 NOV NES

SAMALAYUCA 1 TC 158.0 ABR NTE HUINALÁ 3 CC 62.3 NOV NES

SAMALAYUCA 2 TC 158.0 ABR NTE HUINALÁ 4 CC 62.3 NOV NES

HUINALÁ 5 CC 128.3 NOV NES

LOS CABOS 2 TG 27.4 NOV BCS


CD. CONSTITUCIÓN 1 TG 33.2 NOV BCS

Suma retiros 1,016.0 Suma retiros 710.3

2015 2016


ALTAMIRA 4 TC 250.0 NOV NES LAS CRUCES 1 Y 2 TG 28.0 ABR ORI

GÓMEZ PALACIO 1 CC 59.0 NOV NTE UNIVERSIDAD 1 Y 2 TG 24.0 ABR NES

GÓMEZ PALACIO 2 CC 59.0 NOV NTE ESPERANZAS 1 TG 12.0 ABR NES

GÓMEZ PALACIO 3 CC 82.0 NOV NTE CD. OBREGÓN 1 Y 2 TG 28.0 ABR NOR

FUNDIDORA 1 TG 12.0 NOV NES LAS CRUCES 3 TG 15.0 ABR ORI

INDUSTRIAL 1 TG 18.0 NOV NTE TECNOLÓGICO 1 TG 26.0 ABR NES

XUL-HA 1 TG 14.0 ABR PEN

CD. DEL CARMEN 1 TG 14.0 ABR PEN

SALAMANCA 3 TC 300.0 NOV OCC

SALAMANCA 4 TC 250.0 NOV OCC

PUNTA PRIETA II 1 TC 37.5 NOV BCS

PUNTA PRIETA II 2 TC 37.5 NOV BCS

TIJUANA 2 TG 30.0 NOV BC

TIJUANA 1 TG 30.0 NOV BC



Total 5,867.1

TC: Termoeléctrica convencionalCC: Ciclo combinadoTG: TurbogásCI: Combustión internaGEO: GeotérmicaFuente: Comisión Federal de Electricidad.


112

Noroeste

Se estima que en esta región la capacidad instalada se incremente en 2,633 MW, donde la tecnología que registrará el mayor incremento será el ciclo combinado con la instalación de las centrales Baja California (Presidente Juárez) (277 MW), Baja California III y II (280 MW cada una) y Agua Prieta II con 641 MW8 en diferentes años desde 2009 y hasta 2013. Asimismo, se instalarán 1,400 MW de capacidad carboeléctrica durante 2014 y 2016, específicamente esto corresponde a las centrales Topolobampo I y II.

Noreste

En 2006, la región Noreste concentró la mayor capacidad regional de tecnología de ciclo combinado instalada con 7,765 MW, lo que representa el 15.9% del total nacional instalado por el servicio público. Asimismo, se pronostica un incremento neto de 1,937 MW durante el periodo 2007-2016, para ubicarse en 9,702 MW al final del mismo. La importante presencia de productores independientes en la región, hace de ésta, un área geográfica estratégica en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y consumo de gas natural.

En esta región, específicamente a 30 km al noreste de Durango, Dgo., se está construyendo bajo el esquema PIE la central Norte (La Trinidad), que tendrá una capacidad bruta de 466 MW y utilizará gas natural como combustible y aguas negras tratadas para el sistema de enfriamiento y servicios.

Por otra parte, las centrales carboeléctricas Carbón II y Río Escondido, en Coahuila, tienen una capacidad conjunta de 2,600 MW y no se tiene programado un aumento de capacidad en estas centrales. En cuanto a la capacidad libre, ésta ascenderá a 2,072 MW al final del periodo, y podrá ejecutarse mediante diversas tecnologías.

8 Incluye 25 MW de campo solar.

Centro-Occidente

Al igual que en la Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015, en esta región el programa de expansión considera adicionar la mayor capacidad, la cual asciende a 6,684 MW para el lapso 2007-2016. Las plantas de ciclo combinado concentrarán el 95.0% de este incremento, es decir, 6,350 MW. Asimismo, otro incremento importante se realizará en la capacidad de generación hidroeléctrica, la cual aumentará en 1,850 MW, impulsado por las centrales El Cajón, La Yesca y el proyecto de ampliación Villita.

Por otra parte y como resultado del programa de retiros de capacidad, hacia 2016 se observará una disminución de 2,166 MW de capacidad en centrales termoeléctricas basadas en combustóleo.

Centro

En la región Centro las adiciones de capacidad planeadas se realizarán mediante los proyectos de las centrales Valle de México II, III y IV con una capacidad de 601 MW cada una9. Asimismo, se espera un ligero incremento en la capacidad geotermoeléctrica mediante el proyecto Humeros en Puebla, el cual será de 51 MW y está programado para 2010; por otra parte LFC, como ya se ha mencionado, aportará 416 MW con 13 unidades, de las cuales restan por entrar en operación cinco durante 2008, con lo cual culminará dicho proyecto, el cual en su totalidad comprende 448 MW.

Sur-Sureste

La región Sur-Sureste concentra la mayor diversidad de tecnologías de generación eléctrica en el país. La riqueza en recursos naturales tanto renovables como fósiles es una de las principales razones de tal diversificación. Ahí

9 Estos proyectos están programados para instalarse como ciclos combinados.


113

se esperan adiciones de capacidad por 2,341 MW durante el periodo 2007-2016. Adicionalmente a la central eólica La Venta III que iniciará operaciones en 2009, en esta región se tiene programada la instalación de 1,378 MW de capacidad carboeléctrica que podría utilizar tanto tecnologías avanzadas como es el caso de calderas supercríticas, así como gasificación integrada a ciclos combinados10, las cuales se están caracterizando como tecnologías de combustión limpias y eficientes.

Con relación a la capacidad carboeléctrica que se instalará en esta región, actualmente se construye la central Carboeléctrica del Pacífico, ubicada en el predio

de la central Plutarco Elías Calles (Petacalco), en el Estado de Guerrero. El proyecto de dicha carboeléctrica considera una capacidad bruta de 678 MW, incluyendo como equipos principales un turbogenerador de vapor, un generador de vapor supercrítico y un condensador de superficie.

4.3.3.5 Tecnologías para la expansión del sistema de generación

Como resultado de los costos de inversión de las tecnologías de generación, así como del escenario de precios de combustibles, principalmente, la revisión anual

Cuadro 36Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2006-2016 (no incluye autoabastecimiento)

(MW)Tipo 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total1 48,769 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,507 57,060 59,648 62,946 65,055

Noroeste Subtotal 6,714 6,756 6,756 7,044 7,212 7,934 7,938 8,261 8,672 8,794 9,346

Hidráulica 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941

Ciclo combinado 1,720 1,720 1,720 1,997 2,090 3,011 3,011 3,291 3,291 3,291 3,291

Turbogás 663 663 663 663 663 663 663 663 573 609 493

Combustión interna 174 216 216 227 270 313 318 318 318 318 318

Eólica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Libre 0 0 0 0 0 0 0 43 86 172 215

Combustóleo 2,485 2,485 2,485 2,485 2,485 2,243 2,243 2,243 2,001 2,001 1,926

Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 700 700 1,400

Geotérmica 730 730 730 730 762 762 762 762 762 762 762

Noreste Subtotal 13,203 13,203 13,203 13,203 13,369 13,721 14,157 14,263 14,585 14,766 15,404

Hidráulica 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126

Ciclo combinado 7,765 7,765 7,765 7,765 8,231 8,883 9,619 9,619 9,241 9,702 9,702

Turbogás 602 602 602 602 602 602 602 602 602 572 510

Libre 0 0 0 0 0 0 0 672 1,372 1,372 2,072

Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600

Combustóleo 2,111 2,111 2,111 2,111 1,811 1,511 1,211 645 645 395 395

Centro-Occidente Subtotal 6,704 8,634 8,684 8,418 8,468 8,968 10,178 10,638 11,892 13,287 13,387

Hidráulica 1,857 2,617 2,667 2,717 2,767 2,807 3,557 3,557 3,707 3,707 3,707

Ciclo combinado 1,161 2,331 2,331 2,331 2,331 3,091 3,851 4,661 6,116 7,511 7,511

Turbogás 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 650


10 La cual no obstante se ha acumulado una importante experiencia operativa en varios países, aún se requiere cierto grado de madurez para lograr una mayor competitividad respecto a otras tecnologías.


114

Cuadro 36Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2006-2016 (no incluye autoabastecimiento)

(MW) Centro Subtotal 4,649 5,065 5,065 5,188 5,175 5,410 5,923 5,587 6,188 6,188 7,077

Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 3,466 3,466 3,466 3,150 3,150 2,850 2,550 2,200 1,850 1,850 1,300

Geotérmica 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195

Hidráulica2 729 729 729 729 729 729 729 843 843 843 843

Ciclo combinado 1,038 1,038 1,038 1,161 1,161 1,762 2,363 2,363 2,964 2,964 2,964

Turbogás3 672 1,088 1,088 1,088 1,024 802 714 714 714 714 714

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 889

Combustóleo 2,174 2,174 2,174 2,174 2,174 2,030 2,030 1,580 1,580 1,580 1,580

Geotérmica 35 35 35 35 86 86 86 86 86 86 86

Sur-Sureste Subtotal 17,496 17,530 17,380 17,482 18,399 18,308 18,308 18,308 18,308 19,908 19,837

Hidráulica 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 7,813 7,813

Ciclo combinado 3,906 3,906 3,906 3,906 3,680 3,454 3,454 3,454 3,454 3,454 3,454

Turbogás 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 477


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

Eólica 2 85 85 186 592 592 592 592 592 592 592

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 2,659 2,610 2,460 2,460 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385

Carboeléctrica 0 0 0 0 678 678 678 678 678 1,378 1,378

Nucleoeléctrica 1,365 1,365 1,365 1,365 1,499 1,634 1,634 1,634 1,634 1,634 1,634

Plantas móviles 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3

1 Incluye CFE y PIE.2 El proyecto Río Moctezuma consta de tres hidroeléctricas en el mismo cauce del río: Jiliapan y Tecalco en Hidalgo así como Piedra Blanca en Querétaro e Hidalgo.3 Incluye 416 MW del proyecto de generación distribuida de LFC.Debido al redondeo de cifras, los totales podrían no corresponder exactamente.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

de la expansión del sistema de generación efectuada por CFE, muestra que la expansión a costo mínimo se logra mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnología de ciclo combinado. Sin embargo, ante la posibilidad de que en el futuro se presente alta volatilidad en el precio del gas o existan limitaciones en el suministro, se estudian permanentemente otras fuentes.

Aspectos importantes sobre seguridad energética están orientando las políticas públicas hacia otras fuentes que brinden alternativas de solución a la dependencia respecto a un solo combustible. Tales fuentes son el carbón, el gas natural licuado, gas de síntesis (a partir de residuos de refinación) y uranio, entre otros. Respecto a este último, el desarrollo tecnológico en plantas nucleoeléctricas ha mostrado grandes avances y ahora se tienen en el mercado

reactores nucleares de tercera generación, tales como el ABWR, los cuales ofrecen mejores diseños e importantes avances en el aspecto económico.

En lo que se refiere a la participación de cada tipo de tecnología en el programa de expansión con respecto a la capacidad en construcción, licitación y adicional, se observa que los ciclos combinados son mayoritarios en ambas categorías (véase cuadro 37). La combinación de opciones de generación eléctrica se optimiza cuando los proyectos considerados en la expansión son aquellos que arrojan el costo mínimo para satisfacer la demanda prevista, con el nivel de confiabilidad requerido y acorde a los lineamientos de política energética y desarrollo sustentable.


115

4.3.4 Generación bruta del servicio público, 2007-2016

En 2006, la generación de energía eléctrica del servicio público ascendió a 225,079 GWh, lo cual representa un incremento de 2.8% respecto a 2005. Se estima que la electricidad generada crezca con un ritmo de 4.8% en promedio anual durante 2007-2016, para ubicarse en 365,156 GWh hacia el final del periodo.

4.3.5 Consumo de combustibles para generación de electricidad

Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se toma en consideración la eficiencia térmica de las plantas, precios de los combustibles, mínimos operativos,

así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. Asimismo, la canasta de tecnologías consideradas en el PRC es el criterio que define el tipo de combustible requerido. De acuerdo con una estrategia de diversificación de fuentes de energía, para el programa de expansión 2007-2016 se considera la posibilidad de asignar la capacidad libre a diversas fuentes de energía, tales como carbón, gas de síntesis11, uranio, y en algunos casos, importación de energía eléctrica.

La proyección del consumo de combustibles indica que en 2016, de un total de 6,427 Terajoules/día, la participación del gas natural dentro del mismo será de 64%, seguido por el carbón y el combustóleo con 20% y 17%, respectivamente (véase gráfica 40).

Cuadro 37Capacidad adicional por tecnología1 2007-20161

(MW)

TecnologíaComprometida

(MW)No comprometida

(MW)Total

(MW)Participación

porcentual

Total2 5,498 16,187 21,684 100.0

Ciclo combinado 2,677 8,385 11,062 51.0

Turbina de vapor 0 0 0 0.0

Hidroeléctrica 1,500 1,164 2,664 12.3

Combustóleo 0 0 0 0.0

Carbón 678 2,100 2,778 12.8

Geotermia 0 158 158 0.7

Nuclear 0 0 0 0.0

Turbogás3 416 36 452 2.1

Combustión interna 42 112 154 0.7

Eólica 185 406 591 2.7

Libre4 0 3,826 3,826 17.61 No incluye rehabilitaciones, modernizaciones ni autoabastecimiento remoto.2 Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.3 Incluye 416 MW del proyecto de generación distribuida de LFC.4 De acuerdo con el artículo 125 del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, las convocatoriaspermitirán a los participantes confirmar o proponer la tecnología y el combustible por utilizar en la central generadora.Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro

11 Proveniente de la gasificación de residuales sólidos y líquidos de la refinación.


116

Gráfica 40Proyección del consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, 2006-2016


Gráfica 39Proyección de la generación bruta del servicio público por tipo de tecnología, 2006-2016

(GWh)

* Incluye la central dual de Petacalco, la cual desde 2005 opera utilizando únicamente carbón importado como combustible.Fuente: Comisión Federal de Electricidad. Específicamente, el combustible de mayor crecimiento

en su utilización será el gas natural, con 6.8% en promedio anual, mientras que el diesel mostrará la mayor disminución anual con –15.8%, seguido por el combustóleo con –2.5%. Se prevé que el carbón aumente

Año 20064,407 Terajoules/día

Año 20166,427 Terajoules/día

Carbón20%

Gas natural licuado6%

Gas natural(importación

frontera norte)16%

Gas natural(origen nacional)

25%

Gas natural licuado21%

Combustóleo32%

Diesel1%

Carbón20%

Diesel0%

Combustóleo17%

Gas natural(importación

frontera norte)10%

Gas natural(origen nacional)

32%

Año 2006225,079 GWh

Año 2016365,156 GWh

Hidroeléctrica13.5%

Termoeléctricaconvencional

23.1%

Termoeléctricaconvencional

10.4%

Hidroeléctrica8.6%

Geotermoeléctrica y eoloeléctrica

3.0%

Geotermoeléctrica y eoloeléctrica

2.9%

Nuclear4.8%

Nuclear3.3%

Combustión interna0.4%

Combustión interna0.4%

Carboeléctrica*14.1%

Carboeléctrica*14.1%

Turbogas0.7%

Turbogas0.0%

Libre6.4%

Ciclo Combinado40.5%

Ciclo Combinado53.3%


117

Figura 3Sistema Eléctrico Nacional


con un ritmo de 3.9% anual, sin embargo, esta variación promedio podría aumentar si se considera que parte de la capacidad libre podría ser asignada a proyectos que hagan uso de este combustible.

4.4 Autoabastecimiento y cogeneración

Los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración han incrementado su participación en los últimos años, de forma que representan una capacidad importante en el sistema eléctrico nacional. Estos proyectos atienden parte del consumo nacional de energía eléctrica e impactan en el sistema del servicio público al requerir servicios de transmisión y respaldo. Esto ocasiona que sea necesario instalar reserva adicional de generación y realizar ajustes en el programa de expansión de la red de transmisión.

Esquemáticamente (véase figura 3), el análisis y planeación del SEN incluye las centrales de autoabastecimiento y cogeneración para valorar su impacto en la expansión del sistema de generación, dado que la localización geográfica de las nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, así como la de sus cargas locales y remotas, tiene una incidencia importante

sobre el margen de reserva regional y la expansión de la red de transmisión.

Por el lado de la oferta se consideró la capacidad de las plantas destinadas al servicio público (CSP) y la de autoabastecimiento y cogeneración (CAC). Por otro lado, en la demanda, se incluyeron los requisitos de los usuarios del servicio público (DSP), así como la demanda de los autoabastecedores y cogeneradores con los componentes siguientes:

Demanda remota (DAR): corresponde a las cargas ubicadas en sitios alejados de la central generadora, las cuales son alimentadas mediante la red de transmisión del servicio público.

Demanda local (DAL): corresponde a la carga que se encuentra ubicada cercanas al sitio de la central generadora y no hace uso de la red de transmisión del servicio público.

En 2006 la mayor capacidad instalada por parte de permisionarios se concentró en grandes sociedades de autoabastecimiento y cogeneración, tales como: Iberdrola Energía Monterrey, Tractebel, Termoeléctrica Peñoles,

•

•

Capacidad deplantas para elservicio público(CSP)

Capacidad de plantasde autoabastecimientoy cogeneración(CAC)

Demandaautoabastecidaen forma local(DAL)

Demandaautoabastecidaen forma remota(DAR)

Demandausuariosservicio público(DSP)Red de

Transmisión


118

Termoeléctrica del Golfo, Energía Azteca VIII y Enertek. Asimismo, es importante indicar que Pemex tiene una importante capacidad autorizada para autoabastecimiento y cogeneración destinada para la satisfacción de una parte de sus necesidades de energía eléctrica.

Por otra parte, desde 2004 con la puesta en operación de dos termoeléctricas (Peñoles y del Golfo), no se han puesto en marcha proyectos de autoabastecimiento de gran capacidad. Sin embargo, durante 2005 y 2006 se ha observado un importante incremento en el número de permisos otorgados para autoabastecimiento en pequeña escala. Como una estrategia de mitigación de costos, muchas empresas del sector servicios han optado por desconectarse de la red del servicio público en horario punta y generar su propia electricidad mediante plantas de pequeña capacidad y en su mayoría, utilizando diesel. Este tipo de autoabastecimiento es primordialmente local.

En términos de capacidad instalada para autoabastecimiento remoto, destacan Iberdrola Energía Monterrey con 527 MW, Termoeléctrica Peñoles y del Golfo con 230 MW cada una, así como Tractebel, con 229 MW (véase cuadro 38).

Es importante señalar que a diferencia de la Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015, en este ejercicio de planeación no se considera el proyecto de cogeneración de Pemex Tula, debido a que las evaluaciones de Pemex al cierre de este programa señalan que en principio los proyectos con mayor factibilidad para realizarse son Nuevo Pemex con 313 MW de capacidad y un proyecto de autoabastecimiento local en la Refinería de Minatitlán de 43 MW (véase cuadro 39). Asimismo, en lo referente a los combustibles considerados para estos proyectos, en esta Prospectiva se considera que en ambos casos se utilizará gas natural como combustible primario.

En lo que se refiere al autoabastecimiento remoto de Pemex, se tiene considerado el proyecto de Nuevo Pemex,

Cuadro 38Capacidad adicional de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración*, 2006-2016

(MW)

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

Total 1,548 1,621 1,990 2,066 3,697 3,697 4,129 4,129 4,129 4,129 4,129

Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Enertek 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75 75

Micase 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

Iberdrola Energía Monterrey 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527 527

Energía Azteca VIII 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

Termoeléctrica del Golfo 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

Termoeléctrica Peñoles 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230 230

Hidroelectricidad del Pacífico 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

Impulsora Mexicana de Energía 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10

Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7

Tractebel (Enron ) 229 229 229 229 229 229 229 229 229 229 229

Agrogen 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Proveedora de Electricidad de Occidente 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18 18

Italaise 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Pemex Cosoleacaque 12 12 12 12 0 0 0 0 0 0 0


119

Cuadro 38 (continuación)Capacidad adicional de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración*, 2006-2016

(MW)

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

Pemex Lázaro Cárdenas 6 6 6 6 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Independencia 46 46 46 46 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Petroquímica Morelos 20 20 20 20 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Pajaritos 16 16 16 16 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Escolín 14 14 14 14 0 0 0 0 0 0 0

Pemex La Venta 17 17 17 17 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Petróleos Mexicanos (Independencia) 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6 6

Pemex Cactus 21 21 21 21 0 0 0 0 0 0 0

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29

Procter & Gamble Manufactura 44 44 44 44 44 44 44 44 44 44

Eoliatec del Istmo 20 20 20 20 20 20 20 20 20

BII NEE STIPA Energía Eólica 22 22 22 22 22 22 22 22 22

Parques Ecológicos de México 79 79 79 79 79 79 79 79 79

Eurus 248 248 248 248 248 248 248 248 248

Eléctrica del Valle de México 49 49 49 49 49 49 49 49

Fuerza Eólica del Istmo (1a. Etapa) 27 27 27 27 27 27 27 27

Fuerza Eólica del Istmo (2a. Etapa) 49 49 49 49 49 49 49

Preneal México 393 393 393 393 393 393 393

Desarrollos Eólicos Mexicanos 226 226 226 226 226 226 226

Gamesa Energía 285 285 285 285 285 285 285

Eoliatec del Pacifico 159 159 159 159 159 159 159

Eoliatec del Istmo 141 141 141 141 141 141 141

Unión Fenosa 226 226 226 226 226 226 226

Pemex Nuevo Pemex 304 304 304 304 304 304 304

GDC Generadora 432 432 432 432 432

* Considera sólo autoabastecimiento remoto.** Capacidad existente a diciembre de 2006.Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


120

Cuadro 39Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración*, 2006-2016

(MW)

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

Total 6,315 6,390 6,764 6,907 8,713 8,713 9,193 9,193 9,193 9,193 9,193

Proyectos existentes (sin Pemex) 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992 1,992

Pemex 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514 2,514

Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29

Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120

Micase 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11

Iberdrola Energía Monterrey 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619 619



Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260 260




Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284

Agrogen 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10 10


Italaise 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4






Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250 250

Pemex Minatitlán 43 43 43 43 43 43 43 43


Fuerza Eólica del Istmo (1ra. Etapa) 50 50 50 50 50 50 50 50

Fuerza Eólica del Istmo (2da. Etapa) 50 50 50 50 50 50 50

Preneal México 396 396 396 396 396 396 396


Gamesa Energía 288 288 288 288 288 288 288


Eoliatec del Istmo 142 142 142 142 142 142 142

Unión Fenosa 228 228 228 228 228 228 228

Pemex Nuevo Pemex 313 313 313 313 313 313 313

GDC Generadora 480 480 480 480 480

* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento local, remoto, usos propios y excedentes.** Capacidad existente a diciembre de 2006.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


121

que iniciará operaciones en 2010 con 304 MW12. Asimismo, en este ejercicio de planeación se consideran los proyectos de autoabastecimiento de temporada abierta a partir de energía eólica en el Istmo de Tehuantepec, los cuales en conjunto adicionarán 1,479 MW. Adicionalmente, se espera que en 2012 inicie operaciones el proyecto de GDC Generadora, que se ubicará en el estado de Sonora y consistirá de tecnología de caldera de lecho fluidizado para utilizar carbón, con una capacidad de autoabastecimiento remoto de 432 MW y generará en promedio 2,913 GWh hacia 2016 (véase cuadro 40).

Cabe señalar que a principios del periodo de estimación, el comportamiento de la capacidad es estable, sin embargo a partir de 2010 y 2012 con la entrada en operación del proyecto de Nuevo Pemex y GDC Generadora, respectivamente, la capacidad se incrementa.

En el mapa 9 se muestra la ubicación geográfica de las nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, mismas que representan un efecto importante en el margen de reserva del sistema y en la expansión de la red de transmisión.

Mapa 9Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 2007-2016

(capacidad de autoabastecimiento remoto)

1 Considera 152 MW de porteo que será sustituido por Nuevo Pemex.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

12 Véase cuadro 31.

Total 2,581 MW�

GDC Generadora(2012:432 MW)

Procter & Gamble(2007:44 MW)

Pemex Nuevo Pemex(2010:304 MW)

Temporada Abierta (2010:1,479 MW)Eurus (2008:248 MW)Eollatec del Istmo (2008:20 MW)BIILEE STEPA Energía Eólica (2008:79 MW)Parques Ecológicos de México (2008:79)Fuerza Eólica del Istmo (2009:27 MW)Eléctrica del Valle de México (2009: 49 MW)

Mexicana de Hidroelectricidad(2007:29 MW)


122

Cuadro 40Evolución de la energía generada de autoabastecimiento y cogeneración*, 2006-2016

(GWh)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Total 8,937 9,791 10,140 11,117 12,962 18,516 21,154 21,060 20,437 21,024 20,912

Arancia 35 49 54 49 49 49 54 49 49 54 49

Enertek 446 450 431 474 430 430 475 430 430 474 431

Micase 28 38 38 42 38 38 38 42 38 38 42

Iberdrola Energía Monterrey 2,859 3,336 3,303 3,249 3,136 3,236 3,478 3,236 3,211 3,482 3,246



Termoeléctrica del Golfo 1,461 1,443 1,466 1,412 1,357 1,499 1,461 1,412 1,382 1,412 1,461

Termoeléctrica Peñoles 1,580 1,459 1,484 1,426 1,229 1,429 1,413 1,488 1,399 1,429 1,480




Tractebel (Enron ) 1,643 1,464 1,499 1,418 1,321 1,484 1,553 1,404 1,344 1,549 1,409

Agrogen 19 34 34 37 34 37 34 34 34 37 34


Italaise 1 6 7 6 6 6 7 6 6 7 6

Pemex Cosoleacaque 61 70 70 77 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Lázaro Cárdenas 7 7 7 7 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Independencia 172 172 172 172 38 47 52 47 47 52 47

Pemex Petroquímica Morelos 73 73 73 73 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Pajaritos 118 118 118 118 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Escolín 72 72 72 72 0 0 0 0 0 0 0

Pemex La Venta 32 32 32 32 0 0 0 0 0 0 0

Pemex Cactus 72 115 116 114 0 0 0 0 0 0 0





Eurus 72 869 619 869 869 869 869 869 869



Fuerza Eólica del Istmo (1ra. Etapa) 47 75 95 95 95 95 95 95

Fuerza Eólica del Istmo (2da. Etapa) 96 176 176 177 192 176 178

Preneal México 584 1,555 1,414 1,423 1,542 1,410 1,427


Gamesa Energía 369 1,129 1,026 1,033 1,119 1,023 1,036


Unión Fenosa 351 894 814 818 887 811 821


123

Cuadro 40Evolución de la energía generada de autoabastecimiento y cogeneración*, 2006-2016

(GWh)

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Pemex Nuevo Pemex 1,330 2,061 1,875 2,061 1,789 2,039 1,898

GDC Generadora 2,934 2,926 2,654 2,654 2,913

* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento remoto.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

4.5 Evolución de la red nacional de transmisión

Las adiciones de capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda esperada a costo mínimo se determinan con base en los siguientes criterios:

Seguridad.- capacidad para mantener operando en sincronismo las unidades generadoras, inmediatamente después de una contingencia crítica de generación o transmisión.

Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los rangos aceptables.

Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la energía que no es posible suministrar debido a posibles fallas de los elementos del sistema.

Economía.- reducción de los costos de operación del sistema eléctrico.

Los proyectos a incorporar a la red de transmisión se evalúan mediante modelos probabilísticos y determinísticos que permiten calcular los costos de producción y los parámetros del comportamiento eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como índices de confiabilidad.

De acuerdo con el programa de transmisión de mediano plazo se tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico 13,168 km de líneas en niveles de tensión de 69 kV a 400 kV y 29,302 MVA en subestaciones reductoras para el periodo 2007-2011 (véase mapa 10).

•

•

•

•

En el cuadro 41, se presenta un resumen de la capacidad de transmisión de los principales enlaces internos y externos a las áreas de control integrantes del SEN, que incrementan la capacidad de transmisión entre las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros de consumo, para el periodo 2007-2011.

Esto ilustra la capacidad de transmisión a través de los enlaces entre las regiones del SEN durante 2007-2011, en condiciones de operación normal del sistema. Asimismo, en el cuadro 43 se muestra la evolución de la capacidad de transmisión entre enlaces en condiciones de demanda máxima del sistema.

La utilización máxima de los enlaces se debe principalmente a operaciones de mantenimiento en las unidades generadoras, la salida forzada de elementos de generación y/o transmisión, así como a condiciones de demanda máxima del sistema.

En los cuadros 42, 44 y 45 se muestran los principales proyectos de transmisión, transformación y compensación, respectivamente, considerados para el periodo 2007-2011.

Es importante destacar los proyectos de interconexión México-Guatemala a través de la línea de transmisión Tapachula Potencia-Suchiate, así como entre México y EUA por medio de los enlaces Ciudad Industrial-Laredo y Cumbres-Sharyland. Estos proyectos facilitarán el apoyo durante emergencias e incrementarán la confiabilidad de la operación. Asimismo, permitirán la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía (véase cuadro 42).


124

Mapa 10SEN: Capacidad de transmisión entre regiones, 2011

(MW)


Regiones

46

90

1 2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14 15

16

17

18

19

24

21

22

23

20

26 27

28

29 31

32

33

3435

36 37

38

39

40 41

42

43

44

45

47

48

49

50240

800

350 520

370

500

400

650

650

600

550

250

300300

300

200

400

900

1950

525

80

2100

1300

1000

2650

480

650

1200

1800

1550 1600

3250

1340

1100

1100

560

260

30

360

450

11001200

7651385

1100 900

1200

1500

1500

3500 1300

700

400

2100270

2560

310600

1500 370

1290

1500

1750

1393

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

18) Valles19) Huasteca20) Tamazunchale21) Tepic22) Guadalajara23) Aguascalientes24) San Luis Potosí25) Salamanca26) Manzanillo27) Carapan28) Lázaro Cárdenas29) Querétaro30) Central31) Poza Rica32) Veracruz33) Puebla34) Acapulco

35) Temascal36) Coatzacoalcos37) Tabasco38) Grijalva39) Lerma40) Mérida41) Cancún43) WECC (EUA)

44) Tijuana45) Ensenada46) Mexicali47) San Luis R. C.48) Villa Constitución49) La Paz 50) Los Cabos


125

Cuadro 41SEN: expansión de la capacidad de transmisión 2007-2011

(MW)

ENLACE Capacidad inicial 2007

MW

Aumento de capacidad

MW

Capacidad total 2011

MWRegión RegiónTensión

kV

Nacozari Hermosillo 400a, 230 150 350 500

Obregón Los Mochis 400a, 230 400 250 650

Mazatlán Culiacán 400c, 230 750 450 1,200

Mazatlán Durango 400b, 230 250 50 300

Mazatlán Tepic 400 750 150 900

Río Escondido Nvo. Laredo 400, 230 330 195 525

Manzanillo Guadalajara 400, 230 1,700 950 2,650

Guadalajara Aguascalientes 400 950 600 1,550

Guadalajara Salamanca 400, 230 550 650 1,200

Querétaro San Luis Potosí 230 200 200 400

Lázaro Cárdenas Central 400 1,700 400 2,100

Lázaro Cárdenas Acapulco 400a, 230, 115 250 400 650

Veracruz Temascal 230 250 120 370

Temascal Puebla 400 3,110 140 3,250

Coatzacoalcos Temascal 400 1,064 226 1,290

Grijalva Tabasco 400d, 230 561 779 1,340

Nacozari Moctezuma 400a 180 180 360

Moctezuma Chihuahua 400a, 230 500 50 550

Laguna Durango 400b, 230 250 50 300

Río Escondido Chihuahua 400 350 50 400

Tabasco Lerma 400d, 230 480 620 1,100

Lerma Mérida 400 , 230, 115 450 650 1,100

Mérida Chetumal 230, 115 150 110 260

Tijuana Ensenada 230, 115 200 150 350

Mexicali S. Luis R. Colorado 230, 161 215 155 370

La Paz Los Cabos 230, 115 130 110 240a LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.b LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2008.c LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2009.d LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2010.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


126

Cuadro 42SEN:Principales líneas de transmisión programadas, 2007-2011

Línea de transmisiónTensión

(kV)Número de

circuitosLongitud

(km-c)Inicio de

operación

Total 5,760.2

Ciudad Industrial - Laredo 230 2 19.0 Jan-07

Cruz Azul Maniobras - Cycna 400 1 15.6 Apr-07

El Salero - Peñasquito 400 1 45.0 May-07

Santa Lucía - Macuspana II 400 2 131.5 May-07

Nogales Aeropuerto - Nogales Norte 230 2 24.1 Jun-07

Parque Industrial San Luis Entq. Cerro Prieto I - Hidalgo 230 2 51.0 Jun-07

Jilotepec Potencia - Dañu 230 2 37.3 Jul-07

Mesteñas Entq. Francisco Villa - Minera Hércules 230 2 51.6 Jul-07

La Parota Entq. Amates - Playa Diamante 230 2 50.0 Jul-07

Samalayuca Sur - Valle de Juárez 230 2 116.2 Aug-07

Terranova Entq. Samalayuca Sur - Valle de Juárez 230 2 28.2 Aug-07

Tula CT - Nochistongo 230 2 44.0 Sep-07

Hermosillo 4 - Esperanza I 230 2 63.1 Sep-07

El Potosí - Moctezuma 230 1 49.4 Nov-07

Tapachula Potencia - Suchiate 400 2 27.0 Dec-07

Moctezuma - Nuevo Casas Grandes II 400 2 164.8 Apr-08

Las Américas - PI El Fresnal 400 2 16.8 Sep-08

El Fresnal - Cananea 230 2 150.8 Sep-08

Metrópoli - Tijuana I 230 4 8.2 Sep-08

Cerro Prieto II - Parque Industrial San Luis 230 2 54.1 Oct-08

La Trinidad - Jerónimo Ortiz 230 2 77.0 Oct-08

Nacozari - Hermosillo 5 400 2 200.0 Nov-08

Victoria - Valle de México 400 2 50.0 Nov-08

Tula CT - Teotihuacan 230 2 132.0 Nov-08

Sabancuy II - Concordia (Repotenciación) 230 2 82.0 Jan-09

Las Glorias Entq. Villa de García - Aeropuerto 400 2 30.0 May-09

Las Glorias - Huinalá 400 1 8.0 May-09

Regiomontano Entq. Huinalá - Laja 400 2 26.0 May-09

La Ciénega - Oaxaca Potencia 230 1 26.5 May-09

Tapeixtles Potencia - Tecomán 230 2 76.0 May-09

Temascal II - Oaxaca Potencia 230 2 132.9 May-09

Malpaso - Macuspana II 400 2 113.0 Jun-09

Mexicali II - Tecnológico 230 2 16.0 Jun-09

Encino II Entq. Francisco Villa - Chihuahua Norte 230 2 16.0 Oct-09

Encino II Entq. Francisco Villa - Ávalos (L1) 230 2 16.0 Oct-09

Ixtapa Potencia - Pie de la Cuesta Potencia 400 2 206.5 Nov-09

Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia 400 2 75.3 Nov-09


127

Cuadro 42 (continuación)SEN:Principales líneas de transmisión programadas, 2007-2011

Línea de transmisiónTensión

(kV)Número de

circuitosLongitud

(km-c)Inicio de

operación

Juile - Cerro de Oro 400 2 154.1 Dec-09

La Ventosa - Juile C1 y C2 400 2 290.0 Dec-09

La Ventosa - Juile C3 400 1 145.0 Dec-09

Laguna Verde - Jamapa 400 2 180.0 Dec-09

Tabasco - Escárcega 400 2 185.0 Dec-09

Jamapa - Dos Bocas 230 2 10.0 Dec-09

Jamapa Entq. Jardín - Temascal II 230 2 20.0 Dec-09

Jamapa Entq. Veracruz II - Dos Bocas 230 2 7.0 Dec-09

Jamapa Entq. Veracruz II - Temascal II 230 2 20.0 Dec-09

Las Américas - El Fresnal 230 2 17.4 Mar-10

Angostura - Tapachula Aeropuerto 400 2 193.5 May-10

Ixtlahuacan - Zapotlanejo 400 1 21.0 Aug-10

Zapotlanejo Entq. Atequiza - Aguascalientes Potencia 400 2 38.0 Aug-10

Carapan II - Uruapan Potencia 230 2 69.1 Aug-10

Carapan II - Zamora Potencia 230 1 32.7 Aug-10

CC Ensenada Entq. Presidente Juárez - Lomas 230 2 22.0 Oct-10

CC Ensenada Entq. Presidente Juárez - Ciprés 230 2 22.0 Oct-10

San Luis de la Paz II - Las Delicias 230 2 10.0 Feb-11

Santa Ana - Loma 230 2 150.0 Apr-11

Nuevo Vallarta Entq. Tepic II - Vallarta Potencia 230 2 20.0 Jun-11

Arroyo del Coyote - Carbón II 400 2 179.1 Jul-11

La Parota - Yautepec Potencia 400 2 550.0 Jul-11

Hermosillo 4 - Hermosillo 5 230 2 33.0 Jul-11

Piedras Negras Potencia - Acuña II 230 2 172.0 Jul-11

Atlacomulco Potencia - Vidrio Potencia 400 2 84.0 Oct-11

Manzanillo I - Chapala 400 2 170.0 Oct-11

Obregón 4 - Pueblo Nuevo 400 2 70.0 Oct-11

Planta Guaymas II - Obregón 4 400 2 128.4 Oct-11

Pueblo Nuevo - Guamuchil 2 400 2 260.0 Oct-11

Juchitán II - Salina Cruz 230 2 76.0 Dec-11



128

Cuadro 43SEN: capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema

2007-2011(MW)

Enlace 2007 2008 2009 2010 2011

Región RegiónTensión

kVCapacidad

MW

Nacozari Hermosillo 400a, 230 150 500 500 500 500

Hermosillo Obregón 230 400 400 400 400 400

Obregón Los Mochis 400a, 230 400 400 400 400 650

Los Mochis Culiacán 400a, 230 650 650 650 650 650

Mazatlán Culiacán 400c, 230 750 750 1,200 1,200 1,200

Mazatlán Durango 400b, 230 250 300 300 300 300

Mazatlán Tepic 400 750 800 900 900 900

Río Escondido Nuevo Laredo 400, 230 330 330 330 330 525

Reynosa Nuevo Laredo 138 80 80 80 80 80

Matamoros Reynosa 400, 230, 138 1,385 1,385 1,385 1,385 1,385

Río Escondido Monterrey 400, 230 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

Reynosa Monterrey 400, 230 1,393 1,393 1,393 1,393 1,393

Monterrey Huasteca 400 765 765 765 765 765

Saltillo Aguascalientes 400 1,200 1,200 1,200 1,200 1,200

Huasteca Poza Rica 400, 230 1,000 1,000 1,000 1,000 1,000

Valles San Luis Potosí 400 1,100 1,100 1,100 1,100 1,100

Tamazunchale Querétaro 400 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

Huasteca Valles 400 1,100 1,100 1,100 1,100 1,100

Huasteca Tamazunchale 400 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

Monterrey Saltillo 400 1,300 1,300 1,300 1,300 1,300

Tepic Guadalajara 400 1,950 1,950 1,950 1,950 1,950

Manzanillo Guadalajara 400, 230 1,700 1,700 1,700 1,700 2,650

Guadalajara Aguascalientes 400 950 950 950 1,550 1,550

Guadalajara Salamanca 400, 230 550 550 550 1,200 1,200

Guadalajara Carapan 230, 400 700 700 700 700 700

Guadalajara Lázaro Cárdenas 400 480 480 480 480 480

Lázaro Cárdenas Carapan 400 450 450 450 450 450

Carapan Salamanca 400, 230 750 750 750 750 750

Aguascalientes Salamanca 400, 230 1,600 1,600 1,600 1,600 1,600

San Luis Potosí Aguascalientes 400 ,230 900 900 900 900 900

Querétaro San Luis Potosí 230 200 200 200 200 400

Salamanca Querétaro 400, 230 1,300 1,300 1,300 1,300 1,300

Querétaro Central 400, 230 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800

Lázaro Cárdenas Central 400 1,700 1,700 2,100 2,100 2,100

Lázaro Cárdenas Acapulco 400a, 230, 115 250 250 650 650 650


129

Cuadro 43 (continuación)SEN: capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema

2007-2011(MW)

Enlace 2007 2008 2009 2010 2011

Región RegiónTensión

kVCapacidad

MW

Tijuana Mexicali 230 520 520 520 520 520

Tijuana Ensenada 230, 115 200 220 220 220 350

CFE - ACBC EUA - WECC 230 800 800 800 800 800

Mexicali San Luis Río Colorado 230, 161 215 215 370 370 370

Villa Constitución La Paz 115 90 90 90 90 90

La Paz Los Cabos 230, 115 130 130 240 240 240

Acapulco Puebla 230 270 270 270 270 270

Poza Rica Central 400 3,500 3,500 3,500 3,500 3,500

Puebla Central 400, 230 2,560 2,560 2,560 2,560 2,560

Veracruz Puebla 400 1,500 1,500 1,500 1,500 1,500

Veracruz Temascal 400, 230 250 250 370 370 370

Veracruz Poza Rica 400 600 600 600 600 600

Grijalva Temascal 400 2,150 2,150 1,500 1,500 1,500

Grijalva Coatzacoalcos 400 1,960 1,960 1,750 1,750 1,750

Poza Rica Puebla 230 310 310 310 310 310

Temascal Puebla 400 3,110 3,110 3,250 3,250 3,250

Coatzacoalcos Temascal 400 1,064 1,064 1,290 1,290 1,290

Grijalva Tabasco 400d, 230 561 561 993 1,340 1,340

Nacozari Moctezuma 400a 180 360 360 360 360

Juárez Moctezuma 230 600 600 600 600 600

Moctezuma Chihuahua 400a, 230 500 500 500 550 550

Chihuahua Laguna 230 250 250 250 250 250

Laguna Durango 400b, 230 250 300 300 300 300

Durango Aguascalientes 230 200 200 200 200 200

Laguna Saltillo 400, 230 300 300 300 300 300

Río Escondido Chihuahua 400 350 350 350 400 400

Tabasco Lerma 400d, 230 480 480 480 1,100 1,100

Lerma Mérida 400d, 230, 115 450 450 450 1,100 1,100

Mérida Cancún 400a, 230, 115 560 560 560 560 560

Mérida Chetumal 230, 115 150 150 150 150 260

a LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.b LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2008.c LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2009.d LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2010.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


130

Cuadro 44Principales equipos de transformación programados, 2007-2011

Subestación Cantidad Equipo Capacidad (MVA)Relación de

transformaciónInicio de operación

Total 19,300

Arroyo del Coyote Bco. 3 4 T 500 400 /138 May-07

Puerto Altamira Bco. 1 4 T 500 400 /115 May-07

Llano Grande Bco.1 4 AT 300 230 /138 May-07

Xul-Ha Bco. 3 3 AT 100 230 /115 May-07

Jilotepec Potencia Bco. 1 4 AT 300 230 /115 Jul-07

Chilpancingo Potencia Bco.1 4 AT 133 230 /115 Jul-07

Guadalajara Industrial Bco. 1 4 T 300 230 /69 Oct-07

Niños Héroes Bco. 3 (SF6) 4 T 133 230 /69 Oct-07

El Potosí Bco. 3 4 T 500 400 /115 Nov-07

Mazatlán II Bco. 8 4 T 500 400 /115 Aug-08

Bacum Bco. 1 4 AT 300 230 /115 Aug-08

Guaymas Cereso Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Aug-08

La Higuera Bco. 2 4 AT 500 400 /230 Jan-09

Guerreño Bco.1 4 T 500 400 /138 May-09

Papantla Bco. 1 4 T 500 400 /115 May-09

Las Glorias Bco. 1 4 T 500 400 /115 May-09

Cerro de Oro Bco. 1 4 T 500 400 /115 May-09

Tapeixtles Potencia Bco. 3 4 T 500 400 /115 May-09

Regiomontano Bco. 1 4 T 500 400 /115 May-09

La Malinche Bco. 1 4 AT 300 230 /115 May-09

Tabasco Bcos. 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Jun-09

Tesistán Bco. 5 4 T 500 400 /69 Aug-09

Lázaro Cárdenas Potencia Bco. 4 3 AT 375 400 /230 Nov-09

Vicente Guerrero II Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Nov-09

La Ventosa Bcos. 4, 5 y 6 10 AT 1,250 400 /230 Dec-09

Jamapa Bcos. 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Dec-09

Ticul II Bcos. 2 y 3 7 AT 875 400 /230 Dec-09

La Ventosa Bcos. 1, 2 y 3 10 T 1,250 400 /115 Dec-09

Dos Bocas Bco. 7 (SF6) 4 AT 300 230 /115 Dec-09

Tepic II Bco. 2 Sust. 4 AT 300 230 /115 Feb-10

Loma Bco. 2 3 AT 225 230 /115 Mar-10

Cañada Bco. 3 4 T 500 400 /115 Apr-10

Carapan II Bco. 3 4 T 500 400 /115 Jun-10

San Luis de la Paz II Bco. 2 4 AT 300 230 /115 Feb-11

Metrópoli Bco. 2 4 AT 300 230 /115 Mar-11

Potrerillos Bco. 4 4 T 500 400 /115 Apr-11

Yautepec Potencia Bco. 5 3 T 375 400 /115 Apr-11


131

Cuadro 44 (continuación)Principales equipos de transformación programados, 2007-2011

Subestación Cantidad Equipo Capacidad (MVA)Relación de

transformaciónInicio de operación

Ramos Arizpe Potencia Bco. 2 3 T 375 400 /115 May-11

Nuevo Vallarta Bco. 1 4 AT 300 230 /115 Jun-11

El Fresnal Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Aug-11

Salamanca II Bco. 2 Sust. 4 T 500 400 /115 Nov-11

Panamericana Potencia Bcos. 1 y 2 Sust. 7 AT 233 230 /69 Dec-11

Jardín (Aluminio) SF6

Bco. 1 4 AT 300 230 /115 Dec-11

Tagolaba Potencia Bco. 1 4 AT 300 230 /115 Dec-11

Villahermosa Norte Bco. 2 3 AT 225 230 /115 Dec-11


Cuadro 45Principales equipos de compensación reactiva programados, 2007-2011

Subestación Equipo Tensión (kV) Capacidad (MVAr) Inicio de operación

Total 2,384

Arroyo del Coyote MVAr Reactor 400 82.6 May-07

Cumbres MVAr Capacitor 138 18.0 Aug-07

Jerónimo Ortiz MVAr Reactor 400 100.0 Dec-07

Cetys MVAr Capacitor 161 57.6 May-08

Centro MVAr Capacitor 161 45.6 May-08

González Ortega MVAr Capacitor 161 12.0 May-08

Hermosillo 5 MVAr Reactor 230 28.0 Nov-08

La Higuera MVAr Reactor 400 175.0 Jan-09

El Palmar CEV CEV1 115 0.0/150.0 Jun-09

Donato Guerra MVAr Ampliación Compensación Serie 400 535.7 Nov-09

La Ventosa CEV CEV1 400 300.0/300.0 Dec-09

Escárcega MVAr Reactor 400 233.3 Dec-09

Juile MVAr Reactor 400 75.0 Dec-09

Arroyo del Coyote MVAr Capacitor 138 30.0 Jan-10

La Parota MVAr Reactor 400 233.3 Jul-11

Arroyo del Coyote MVAr Reactor 400 62.0 Jul-11

Guamuchil 2 MVAr Reactor 230 21.0 Oct-11

Compensación 22.5-45 MVAr Capacitor 115 285.0 Jul-11

Compensación 15 MVAr Capacitor 115 300.0 Jul-11

Compensación 7.5 MVAr Capacitor 115 90.0 Jul-111 Compensación estática.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


132

En lo que se refiere al Sistema Interconectado Nacional (SIN), se han realizado estudios para evaluar la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Se ha identificado que con esta interconexión se obtendrían, entre otros beneficios: atender la demanda de punta del sistema Baja California a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre estos dos sistemas. Con esto se logrará una reducción en los costos de inversión de infraestructura de generación y en los costos de producción totales. Además, la interconexión de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del occidente de EUA mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California.

Dicha interconexión se realizará con un enlace asíncrono de 300 MW de capacidad como primera etapa y se ha programado su entrada en operación hacia 2011.

4.6 Requerimientos de inversión del sector eléctrico 2007-2016

Para el periodo 2007-2016, los recursos estimados para cumplir con el programa de expansión del sistema eléctrico nacional y así atender las necesidades futuras de energía eléctrica, ascienden a 696,539 millones de pesos de 2007 (véase cuadro 46). Esta cantidad considera los rubros de inversión en generación, transmisión, distribución, mantenimiento y otras inversiones. Asimismo, se incluye la inversión a realizarse por medio de los esquemas de obra pública financiada, producción independiente de energía, así como la inversión presupuestaria de CFE y LFC.

La composición de la inversión es la siguiente: 43.4% para generación, 19.5% para transmisión, 24.2% para distribución, 11.8% para mantenimiento y 1.1% para otras inversiones.

Del total requerido, 33.6% corresponde a Obra Pública Financiada; 4.7% a Producción Independiente de Energía; 48.7% a obras presupuestales y el restante 13.0% a esquemas financieros aún por definir.

Los requerimientos presentados corresponden a inversiones instantáneas, las cuales excluyen costos financieros e incluyen una cantidad para contingencias.

(Inversión presupuestaria, obra pública financiada y producción independiente)

4.7 Opciones técnicas para la expansión del sistema de generación

A continuación se presenta una cartera de proyectos que cuentan con estudios de factibilidad y estimaciones de costo, en la cual se consideran:

a) Proyectos típicos de capacidades y tecnologías de generación disponibles comercialmente y

b) Proyectos específicos que requieren de un diseño especial para el aprovechamiento de los recursos primarios.

Las principales características físicas y económicas de los proyectos típicos considerados en el análisis de la expansión del SEN se muestran en el cuadro 47.

Asimismo, se incluyen los proyectos termoeléctricos actualmente en evaluación (véase cuadro 48). Estos proyectos representan una capacidad adicional de 12,055 MW.

Para hacer factible su construcción, se requieren varios estudios a fin de seleccionar el sitio así como el posible impacto ambiental. Con objeto de ubicar las centrales, se realiza la evaluación técnica de los insumos principales (disponibilidad del predio, interconexión al SEN, suministro de agua, combustible, e infraestructura de acceso); la evaluación económico-financiera (costos de inversión y operación); la evaluación social; así como los aspectos legales y la normatividad ambiental aplicable a cada sitio candidato, considerando siempre la mejor opción para el país.


133

Cuadro 46Sistema Eléctrico Nacional

Requerimientos de Inversión 2007-2016 (millones de pesos de 2007)1(Obra Presupuestaria, Obra Pública Financiada y Producción Independiente)

Concepto 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total

Total 52,927 64,200 78,611 75,756 73,201 76,698 70,451 70,519 68,161 66,014 696,539

Generación 17,108 20,091 31,671 32,403 30,236 34,271 37,047 36,407 33,256 29,825 302,315

Ciclos Combinados (PIE) 1,169 1,819 3,809 5,306 4,077 1,618 2,095 2,458 615 - 22,966

Centrales eólicas (PIE) 1,007 1,043 3,778 4,175 - - - - - - 10,003

Inversión Privada (OPF) 12,592 13,060 18,716 17,356 16,340 17,700 17,991 16,962 12,296 6,867 149,880

Hidroeléctricas 2,521 2,211 3,194 4,482 4,626 5,179 3,190 3,156 2,891 1,851 33,301

Geotermoeléctricas y Eólicas 395 684 2,348 851 - - - - - - 4,278

Ciclos Combinados 5,259 2,321 6,868 7,838 6,235 3,269 1,659 2,364 2,585 803 39,201

Carboeléctricas 1,388 1,960 784 1,698 4,734 8,572 12,115 10,221 5,665 3,227 50,364

Unidades Diesel 24 346 781 684 497 680 1,027 1,221 1,155 986 7,401

Rehabilitación y modernización 3,005 5,538 4,741 1,803 248 - - - - - 15,335

Inversión Presupuestal* 2,340 4,169 5,368 3,988 4,819 4,790 1,698 1,320 204 202 28,898

Obras con Esquema por definir 0 0 0 1,578 5,000 10,163 15,263 15,667 20,141 22,756 90,568

Transmisión 14,053 11,828 15,497 14,231 15,760 15,351 12,398 11,730 12,147 12,916 135,912

Inversión Privada (OPF) 8,286 7,080 8,907 6,433 2,620 7,158 5,303 4,751 4,916 5,087 60,541

Inversión Presupuestal* 5,767 4,748 6,590 7,798 13,140 8,193 7,095 6,979 7,231 7,829 75,371

Distribución 13,110 22,859 22,830 20,210 18,294 18,430 12,279 13,194 13,596 14,015 168,817

Inversión Privada (OPF) 1,850 3,609 4,631 1,456 449 1,998 2,017 2,478 2,566 2,657 23,711

Inversión Presupuestal* 11,260 19,250 18,199 18,754 17,845 16,432 10,262 10,716 11,030 11,358 145,106

Mantenimiento 7,938 8,202 7,992 8,277 8,269 7,989 8,039 8,486 8,445 8,526 82,165

Unidades Generadoras (PIE) 1,368 1,504 1,561 1,561 1,630 1,671 1,725 1,784 1,810 1,810 16,424

Unidades Generadoras (CFE y LFC) 6,570 6,698 6,431 6,716 6,639 6,318 6,314 6,681 6,560 6,587 65,516

Obras con Esquema por definir - - - - - - - 21 75 129 225

Otras Inversiones Presupuestales* 718 1,220 622 635 642 656 688 702 717 732 7,331

1 Costos instantáneos de obras (excluyendo costos financieros) a precios constantes e incluyen un monto de 6% para contingencias en proyectos de transmisión y subtransmisión (CFE), con información disponible al 18 de octubre de 2007.Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no coincidir exactamente.*Incluye CFE y LFC.Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro.


134

Gráfica 41Requerimientos de inversión en el sector eléctrico nacional, 2007-2016

(millones de pesos de 2007)

Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Luz y Fuerza del Centro.

-

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Inversión presupuestal Inversión privada Inversiones con esquema por definir

6.8%13.3%

22.2%21.7%

52.9%

47.1%

58.5%

41.5%

49.3%

50.7%

52.1%

45.8%

61.1%

32.1%

49.6%

37.1%

39.4%

38.9%

40.0%

37.8%

29.9%

34.7%

43.2%

22.1%

29.7%

40.4%

2.1%


135

Cuadro 47Características y datos técnicos de proyectos típicos

Central Potencia (MW) Eficiencia bruta (%)Vida económica

(años)Factor de

planta típicoUsos propios (%)

Térmica convencional 2 x 350 37.56 30 0.75 5.8

2 x 160 36.31 30 0.65 6.2

2 x 84 32.42 30 0.65 6.4

2 x 37.5 30.63 30 0.65 8.3

Turbogás1

Aeroderivada gas 1 x 43.4 37.97 30 0.125 1.1

Industrial gas 1 x 85 30.00 30 0.125 1.0

Industrial gas "F" 1 x 190 33.49 30 0.125 0.8

Industrial gas "G" 1 x 267 35.55 30 0.125 1.2

Aeroderivada diesel 1 x 41.3 38.40 30 0.125 0.8

Ciclo combinado gas1

1 x 1 F 1 x 291 51.83 30 0.8 2.9

2 x 1 F 1 x 583 51.99 30 0.8 2.8

1 x 1 G 1 x 400 52.28 30 0.8 2.8

2 x 1 G 1 x 802 52.47 30 0.8 2.7

Diesel2 2 x 18.4 45.17 25 0.65 6.6

4 x 9.7 43.64 25 0.65 7.4

3 x 3.4 40.40 25 0.65 9.1

Carboeléctrica 2 x 350 37.84 30 0.8 7.2

C. supercrítica s/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.8 6.4

C. supercrítica c/desulfurador 1 x 700 43.08 30 0.8 10.6

Nuclear (ABWR) 1 x 1,356 34.54 40 0.85 4.11 La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión a nivel del mar.2 La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 3046/1-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar.Fuente:Comisión Federal de Electricidad


136

Cuadro 48Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminado o en proceso

Área ProyectoNúmero de

unidadesCapacidad total

factible (MW)Estado actual Observaciones

Total SEN 12,055

Baja California Presidente Juárez conversión TG/CC 1 X 93 93 Sitio definido Sitio CT Presidente Juárez

CC Baja California III (Ensenada) 1X280 280Estudios en

procesoSitio La Jovita

Baja California Sur CI Baja California Sur III (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio definido Sitio San Francisco

CI Baja California Sur IV (Coromuel) 1 X 43 43 Sitio definido Sitio San Francisco

CI Guerrero Negro III 3X3.6 11 Sitio definido Sitio Vizcaíno

Noreste Noreste (Monterrey) 1 X 736 736Estudios en

procesoÁreas Escobedo y Huinalá

CC Tamazunchale II 1 x 750 750 Sitio definido El Tepetate

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

Norte CC Norte II (Chihuahua) 1 X 652 652 Sitio definido Sitio El Encino

CC Norte III (Juárez) 1 X 672 672Estudios en

proceso

Occidental Manzanillo I repotenciación U1 760 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Manzanillo I repotenciación U2 760 Sitio definido CT Manuel Álvarez

Manzanillo II repotenciación U1 810 Sitio definido CT Manzanillo II

Manzanillo II repotenciación U2 810 Sitio definido CT Manzanillo II

Guadalajara I 1 X 645 645Estudios en

procesoÁrea Parques Industriales

Guadalajara II 1 X 645 645Estudios en

procesoÁrea Parques Industriales

Central Valle de México II 1 X 601 601 Sitio definido CT Valle de México

Valle de México III 1 X 601 601 Sitio definido CT Valle de México

Valle de México IV 1 X 601 601Estudios en

procesoCT Valle de México

Central I (Tula) 1 X 889 889 Sitio definido CT Tula

Central II (Tula) 1 X889 889 Sitio definido CT Tula

Oriental San Lorenzo conversión TG/CC 1 X 123 123 Sitio definido TG San Lorenzo, Puebla1 Incluye 25 MW de campo solar.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


137

Por otra parte, de los proyectos hidroeléctricos en etapa de evaluación, La Parota (900 MW) se encuentra en etapa de diseño y los proyectos de Ixtayutla (900 MW) y Paso de la Reina (825 MW), en Oaxaca, se encuentran en etapa de factibilidad (véase cuadro 49).

Con respecto a los proyectos geotérmicos, Cerro Prieto V (107 MW) está por licitarse. Asimismo, de acuerdo con los estudios realizados por CFE respecto a los proyectos eólicos con mayor factibilidad, La Venta III se encuentra en licitación, mientras que los proyectos Oaxaca I-IV cuentan con estudios de factibilidad (véase cuadro 51).

Cuadro 49Proyectos hidroeléctricos con estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño, o en proceso

Área Proyecto UbicaciónNúmero de unidades x

potencia por unidad1

Capacidad total1 (MW)

Generación media anual (GWh)

Nivel de estudio6

Total 7,718 19,051

Oriental San Juan Tetelcingo Guerrero 3 x 203 609 1,313 F

Oriental Xúchiles Veracruz 2 x 39 78 499 P

Oriental Tenosique (Kaplan) Tabasco/Chiapas 3 x 140 420 2,328 F

Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 P

Occidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 F

Noreste PAEB Monterrey Nuevo León 2 x 100 200 292 F

Oriental Omitlán Guerrero 2 x 115 230 789 F

Baja California PAEB El Descanso Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Norte Madera Chihuahua 2 x 138 276 726 F

Occidental Pozolillo Nayarit 2 x 250 500 826 F

Oriental Ixtayutla Oaxaca 3 x 300 900 1,841 F

Oriental Paso de la Reina Oaxaca 3 x 275 825 2,022 F

Oriental La Parota2 Guerrero 3 x 300; 2 x 3 906 1,372 D

Oriental Copainalá ( Kaplan)3 Chiapas 3 x 75 225 502 F

Occidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 P

Occidental PAEB Agua Prieta Jalisco 2 x 120 240 310 P

Baja California PAEB Tecate Baja California 2 x 300 600 1,252 P

Oriental Acala (Bulbo) Chiapas 3 x 45 135 310 P

Oriental Sistema Cosautlán Veracruz 3 x 12 36 151 GV

Oriental Sistema Pescados Veracruz 3 x 66 198 940 GV

Occidental Amuchiltite Jalisco 2 x 39 78 173 P

Noroeste Guatenipa Sinaloa 2 x 87 174 380 P

Norte Urique Chihuahua 2 x 95 190 419 P

Oriental Rehabilitación Bombaná4 Chiapas ----- ----- 66

Occidental Sistema Río Moctezuma5 Hidalgo y Querétaro 2 x 40; 1 x 20; 1 x 14 114 871

F

1 Potencia expresada a la salida del generador. 2 La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos. 3 Considera las condiciones actuales de la C. H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,430 MW instalados. 4 Aporta únicamente el caudal al vaso de la presa Chicoasén. 5 Incluye los proyectos Jiliapan, Piedra Blanca y Tecalco. 6 D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión.Fuente:Comisión Federal de Electricidad.


138

Cuadro 51Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloelectricos

Área Proyecto Número de unidades

Número de unidades xpotencia por unidad (MW)

Entidad federativa

Generación media anual (GWh)

Nivel de estudio1

Total 798 3,871

Geotermoeléctricos 291 2,018

Baja California Cerro Prieto V 2 107 Baja California 745 L

Occidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 27 Jalisco 186 F

Oriental Los Humeros II condensación 1 27 Puebla 186 L

Oriental Los Humeros II baja presión 7 24 Puebla 156 L

Occidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 53 Jalisco 372 P

Oriental Los Azufres III 1 54 Michoacán 372 P

Eoloeléctricos 507 1,853

Oriental La Venta III 78 101 Oaxaca 361 L

Oriental Oaxaca I 78 101 Oaxaca 373 F

Oriental Oaxaca II 78 101 Oaxaca 373 F

Oriental Oaxaca III 78 101 Oaxaca 373 F

Oriental Oaxaca IV 78 101 Oaxaca 373 F

Notas:1 L: por licitar F: factibilidad P: prefactibilidad Fuente:Comisión Federal de Electricidad

Cuadro 50Ampliación de capacidad instalada en proyectos hidroeléctricos

Área Proyecto UbicaciónNúmero de unidades x

potencia por unidad1 Capacidad total1

(MW)Generación media

anual (GWh)Nivel

de estudio4

Total 778 925

Central Villita Ampliación2 Michoacán 2 x 75 150 110 D

Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F

Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 F

Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 F

Central Ampliación Zimapán3 Hidalgo 2 x 283 566 706 D1 La potencia y generación corresponden a la ampliación.2 La generación media anual corresponde a la ampliación de capacidad. No considera la repotenciación de la central.3 La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de plantade 0.53 a 0.14.4 D: diseño F: factibilidad Fuente:Comisión Federal de Electricidad

Capítulo

Los sistemas energéticos requieren un equilibrio entre la oferta y la demanda. La mayoría de los esfuerzos actuales y retos políticos, están enfocados a la discusión sobre la calidad, la disponibilidad y la seguridad de las fuentes de energía. Sin embargo, existen oportunidades importantes para nuestro país, para preservar el medio ambiente y nuestros recursos naturales, así como para mejorar nuestra competitividad por el lado de la demanda.

La energía se puede ahorrar, aplicando la tecnología apropiada para mejorar la intensidad de la energía de un proceso industrial, sustituyendo el equipo que consume gran cantidad de energía por dispositivos de bajo consumo en los sectores industrial, comercial o residencial, sustituyendo el combustible o el consumo eléctrico por energía renovable de pequeña escala, o evitando el consumo innecesario por acciones individuales.

5.1 Programas de ahorro de energía

A continuación, se expone la estimación de los ahorros logrados con la implantación de programas de ahorro y uso eficiente de la energía, tanto por el lado de la oferta, como del de la demanda, con objeto de preservar los recursos energéticos no renovables, modernizar la planta productiva, proteger el medio ambiente y racionalizar el consumo de electricidad, así como una proyección de los ahorros que se alcanzarán en el periodo 2007-2016. Con la aplicación de estos programas, para finales de 2007, se estima obtener un ahorro equivalente a 22,200 GWh en consumo y 3,300 MW en capacidad diferida, y mientras que en 2016, se alcanzaría un ahorro de 33,300 GWh y 5,864 MW, respectivamente.

Ahorro de energía en el sector eléctrico cinco


140

5.1.1 Normalización

La Secretaría de Energía, a través de la Conae, expide las Normas Oficiales Mexicanas (NOM’s) de eficiencia energética, elaboradas por el Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos (CCNNPURRE), en colaboración y con el consenso de los sectores público, privado, social, y de investigación y desarrollo tecnológico.

La aplicación de las NOM’s de eficiencia energética es obligatoria y regula los consumos de energía de aparatos y sistemas que ofrecen un mayor potencial de ahorro, cuya relación costo-beneficio resulta favorable para el país. En la actualidad, existen 18 normas de eficiencia energética vigentes, de las cuales 16 están relacionadas con el consumo de energía eléctrica y se aplican a más de 6.5 millones de equipos y sistemas en operación (véase cuadro 52). Para 2007, los ahorros estimados por su aplicación son del orden de 17,962 GWh en consumo de energía y 3,299 MW acumulados de potencia evitada.

Con objeto de lograr el cabal cumplimiento de las normas vigentes, la Conae promueve y apoya el proceso de evaluación de la conformidad, en coordinación con la Entidad Mexicana de Acreditación (EMA), para la evaluación y acreditación de los organismos de certificación, laboratorios de prueba y unidades de verificación. A la fecha, se encuentran acreditados y aprobados en las normas de eficiencia: dos organismos de certificación, 50 laboratorios de prueba y 200 unidades de verificación.

Con la aplicación efectiva de las NOM de eficiencia energética, se estima que para 2016 se alcanzarán ahorros acumulados de 29,294 GWh en el consumo de energía eléctrica y 5,826 MW en diferimiento de capacidad (véase cuadro 53).

5.1.2 Horario de verano

El cambio de horario en el verano, representa una estrategia importante para el uso racional de la luz solar durante los meses de mayor insolación; abril a octubre, obteniendo así la reducción en el consumo de energía eléctrica para iluminación, equivalente a una hora por las noches.

Este fenómeno tiene un impacto directo en el ahorro de energía, situación que cobra especial importancia debido a las implicaciones económicas, sociales y ambientales, que conlleva el uso de recursos energéticos.

El Horario de Verano consiste en adelantar el reloj una hora a escala nacional durante los meses de mayor insolación, con el fin de aprovechar mejor la luz solar y, con ello, reducir el consumo de electricidad que implica la iluminación artificial en horas pico del Sistema Eléctrico Nacional. La medida se instituyó por Decreto Presidencial en 1996, comienza el primer domingo de abril y termina el último domingo de octubre de cada año.

Con su aplicación se optimiza la utilización de la infraestructura eléctrica, a la vez que permite aplazar las inversiones en nuevas plantas generadoras. Asimismo, contribuye a disminuir el uso de energéticos primarios para la generación de electricidad y reducir las emisiones contaminantes asociadas. Además, favorece la convivencia familiar, el desarrollo de actividades personales y disminuye las situaciones de riesgo y accidentes (por ejemplo, automovilísticos).

Desde que se implantó la medida en 1996, el Instituto de Investigaciones Eléctricas y la CFE han evaluado los beneficios energéticos alcanzados por el programa. De manera acumulada, en el periodo de 1996-2007 se han obtenido ahorros del orden de 13,464 GWh de energía y 900 MW de disminución en demanda máxima coincidente (véase cuadro 54).


141

Cuadro 52Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética vigentes y en proceso

Norma / equipo o sistema Entrada en vigor Unidades vendidas en 2007*

NOM-001-ENER-2000 Bombas verticales XII/2000 2,871

NOM-004-ENER-1995 Bombas centrífugas VII/1996 393,625

NOM-005-ENER-2000 Lavadoras de ropa X/2000 2,020,065

NOM-006-ENER-1995 Sistemas de bombeo XI/1996 n.a.

NOM-007-ENER-2004 Alumbrado en edificios 08/2005 n.a.

NOM-008-ENER-2001 Edificios no residenciales VI/2001 n.a.

NOM-010-ENER-2004 Bombas sumergibles VII/2005 1,326

NOM-011-ENER-2006 Acondicionadores de aire tipo central VIII/2007 13,467

NOM-013-ENER-2004 Alumbrado en vialidades VIII/2005 n.a.

NOM-014-ENER-2004 Motores monofásicos VII/2005 422,237

NOM-015-ENER-2002 Refrigeradores y congeladores V/2003 1,885,352

NOM-016-ENER-2002 Motores trifásicos IV/2003 198,649

NOM-017-ENER-1997 Lámparas fluorescentes VI/1998 515,456

NOM-018-ENER-1997 Aislantes térmicos para edificaciones X/1998 n.a.

NOM-021-ENER/SCFI/ECOL-2000 Acondicionadores de aire tipo cuarto VI/2001 496,724

NOM-022-ENER/SCFI/ECOL-2000 Aparatos de refrigeración comercial VI/2001 528,123

En proceso de elaboración

Proyecto de Norma Equipo / sistema Característica

NOM-ENER Sombreado de vidrios para ventanas Tema nuevo, 2007

NOM-ENER Acondicionadores de aire tipo dividido descarga libre

Tema nuevo

NOM-019-ENER Maquinas para elaborar tortillas Tema nuevo: reprogramado

NOM-020-ENER Edificios de uso habitacional hasta tres niveles

Tema nuevo: reprogramado

* Estimaciones con base en tasas de crecimiento en las ventas, proporcionadas por los fabricantes y comercializadores de los productos y sistemas cubiertos por las normas.n.a.: No aplica.Fuente: Comisión Nacional para el Ahorro de Energía.


142

Cuadro 53Ahorros estimados por la aplicación de Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética

AñoAhorro de Energía

(GWh)Demanda evitada acumulada

(MW)*

2007 17,962 3,299

2008 15,776 2,926

2009 17,392 3,323

2010 18,992 3,701

2011 20,659 4,062

2012 22,397 4,423

2013 24,168 4,779

2014 25,910 5,135

2015 27,608 5,483

2016 29,294 5,826

* Suma de demanda evitada sin considerar la aplicación de factores de coincidencia.Fuente: Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, 2006. Basado en estudios costo/beneficio desarrollados por ley para la implantación de la NOM.

Cuadro 54Aplicación del Horario de Verano

Año Ahorro de energía Demanda evitada acumulada

(GWh) (MW)

1996 943 529

1997 1,100 550

1998 1,012 683

1999 1,092 613

2000 1,182 823

2001 933 908

2002 1,118 900

2003 1,165 935

2004 1,287 898

2005 1,301 982

2006 1,131 931

2007 a 1,200 900a Ahorro esperado.Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE y Fide.


143

5.1.2.1 Metodología para estimar el ahorro en consumo y demanda de energía eléctrica debido a la aplicación

del horario de verano en México

Desde 1993, se comenzó a analizar el impacto que tendría la implementación del cambio de horario de verano; y se hizo evidente la necesidad de coordinar los esfuerzos de los diversos organismos que conforman el sector energético nacional en esta materia. Es así que se conformó un grupo de trabajo técnico interdisciplinario, formado por el CENACE, Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE), Subdirecciones de Distribución, Programación, y Técnica de CFE; además de especialistas de LFC, FIDE y el IIE. Este último se dio a la tarea de establecer una metodología de análisis acorde con la situación nacional.

En una primera etapa, se realizó un estudio en 12 ciudades del país, en el cual se analizaron puntualmente las mediciones de 560 usuarios domésticos, 26 usuarios comerciales y 14 usuarios industriales. Adicionalmente

se recopiló información de consumos horarios del CENACE.

La medición de demanda horaria fue capturada cada 15 minutos, 96 datos por día por cada usuario o ciudad, durante dos años. Durante este tiempo, se procesaron más de 42 millones de datos.

Como se puede observar en la figura 4, los datos fueron analizados desde diversas perspectivas. El consumo de cada usuario fue analizado puntualmente, clasificándose por su forma de consumo, región y ámbito social.

El análisis de curvas de consumo promedio diario determinó que, además del cambio de horario de verano, existen factores geográficos y culturales que influyen en el consumo de energía. Fue entonces necesario analizar datos en cada una de las ciudades sobre temperaturas; horas de iluminación, entrada y salida del sol, así como hábitos y costumbres en periodo de vacaciones, días festivos y fines de semana.

Figura 4Estrategia de análisis

Fuente: FIDE.

• Medidor

USUARIO

DATOSTIEMPO

UBICACIÓN

• Tarifa• Región• Estrato social• Otros factores

• Latitud• Longitud• Altitud• Región CFE• Ciudad

• Consumo (kWh)• Meteorológicos• Restricciones

• Horas• Días• Mes• Cambio de horario• Estación del año

• Periodo


144

Fuente: FIDE.

Figura 5Impacto del horario de verano en la demanda de energía eléctrica

19,000

18,500

18,000

17,500

17,000

16,500

16,000

15,500

15,000

14,500

14,000

13,500

13,000

12,500

12,000

11,500

11,000

10,500

10,000

1 2 3 4 5 20 21 22 23 246 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

Demandamw

HORAS DEL DÍA

ResumenDebido al cambio de horario:Se tiene un desplazamiento de la demanda en la hora picoSe reduce el pico de la demandaSe reduce el consumo de energía eléctricaEn algunas ciudades por la mañanase requerirá iluminación eléctrica

Por la noche la demanda baja.Se usa en Alumbrado Públicoen empresas y electrodomésticose iluminación en hogares.

En la madrugada aumentala demanda, se usa más energía en casa y empresas.

En abril y octubre enalgunas ciudades se demanda más iluminacióneléctrica en la mañana.

El consumo y la demandacontinuán en ascenso porlas labores en oficinas,comercios, industrias.

Al terminar las labores, laspersonas se trasladan a casao sitios de recreo y se reducela demanda en empresas.

Por el HV se desplazay se reduce la demandapico.

Las luces de empresasy casas se apagan paulatinamente.

Las luces de callesy casas se encienden,aumenta el consumoen el hogar.

Se inicia la demandade energía enAlumbrado Públicoy en casa habitación,UNA hora más tarde.

Con el análisis de las curvas de consumo, se determinó realizar el cálculo de ahorro de energía en los intervalos que muestran una variación en el consumo de energía. El análisis de los datos en las curvas de consumo, permitió observar que las diferencias de consumo eran notables en determinados periodos del día, por lo que se determinaron los siguientes intervalos:

1. Matutino, de las 5:00 a las 8:00 horas

2. Vespertino, de las 17:01 a las 21:00 horas.

3. Nocturno, de 21:01 a las 24:00 horas.

De esta forma, se obtuvieron los ahorros de energía por cada mes con respeto a la primera transición, así como por región; haciendo posible la integración de los ahorros nacionales. El proceso fue comparado con información obtenida del CENACE, buscando simplificar el proceso de información. Se determinó que había que segregar el consumo de los grandes usuarios con tarifas

horarias, para observar con mayor claridad el efecto de otros factores, como el alumbrado eléctrico en las horas pico.

Como resultado de este análisis, se estableció la siguiente metodología para el cálculo de los ahorros en consumo de energía eléctrica, por la aplicación del cambio de horario de verano, con la ventaja de que requiere menos datos, logrando así una mayor simplificación. Las consideraciones básicas son:

1.Se utiliza como información fuente, la demanda horaria por áreas de control del sistema eléctrico, así como la demanda máxima de tarifa horaria por divisiones que proporciona el CENACE.

2. El análisis de esta información se realiza en los tres intervalos comentados anteriormente, los cuales muestran, como se ve en la figura 6, una variación en el consumo de energía.


145

Figura 6Variación del consumo durante el día

Fuente: FIDE.

Los pasos para el análisis y evaluación del cambio de horario de verano son:

1. Obtención de la curva de demanda DIARIA promedio. Se obtiene la curva de demanda diaria promedio mensual del mes de referencia (marzo, noviembre) y del mes de transición (abril, octubre). Esto se obtiene promediando los valores de demanda horaria de los días laborables del mes, excluyendo de este promedio los días de fin de semana y festivos, ya que presentan un comportamiento diferente a los días laborales. La figura 7 siguiente ilustra el procedimiento de la obtención de la curva de demanda diaria promedio en un edificio de oficinas.

Puede observarse en la figura 7a la demanda semanal, medida en intervalos de 10 minutos; la demanda de un día laborable y un día de fin de semana en las figuras 7b y 7c respectivamente; y en la figura 7d1 la superposición de los siete días de la semana y el día promedio.

1 El promedio de los días hábiles constituye el día típico o de demanda diaria promedio.

Energía y Potencia en marzo y abrilDemanda(MW)

9.000

8.000

7.000

6.000

5.000

4.000

3.000

2.000

1.000

0.00000 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

marzo

abril

2. Ajuste diferencial mensual. Para aislar el impacto del consumo debido a los efectos del clima, se hace un ajuste en las curvas a lo largo del día. Este ajuste consiste en reducir la curva promedio del mes de mayor calor (mes de transición), hasta obtener la misma magnitud de demandas horarias que tiene la curva promedio del mes de menor calor (mes de referencia). Esto se logra restándole a los consumos de las 24 horas de la curva del mes de transición, el consumo promedio de las diferencias entre las 10:00 de la mañana y las 5:00 de la tarde, de la curva promedio del mes de referencia y la curva promedio del mes de transición2.

3. Ajuste por tarifa horaria. La información del CENACE corresponde a las plantas generadoras del país, por lo que esta información contiene los sectores industrial, comercial, servicios, agrícola y doméstico. A esta información se les resta la información de usuarios del sector industrial que corresponden a la tarifa horaria en alta

2 Es decir, la diferencia de consumos entre abril y marzo.


146

Figura 7Obtención de la demanda diaria promedio

Fuente: FIDE.

0,000

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

00 00 01 02 02 03 04 04 05 06 06 07 08 08 09 10 10 11 12 12 13 14 14 15 16 16 17 18 18 19 20 20 21 22 22:0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

23:20

00 00 01 02 02 03 04 04 05 06 06 07 08 08 09 10 10 11 12 12 13 14 14 15 16 16 17 18 18 19 20 20 21 22 22:0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4

00 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

23:20 00 00 01 02 02 03 04 04 05 06 06 07 08 08 09 10 10 11 12 12 13 14 14 15 16 16 17 18 18 19 20 20 21 22 22

:0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :4 :2 :0 :40 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

23:2

00: 01: 02: 03: 04: 05: 05: 06: 07: 08: 09: 10: 10: 11: 12: 13: 14: 15: 15: 16: 17: 18: 19: 20: 20: 21: 22: 23:50 40 30 20 10 00 50 40 30 20 10 00 50 40 30 20 10 00 50 40 30 20 10 00 50 40 30 20

0

0,000

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

10,000

0,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

10,000

0,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

Figura 7aDemanda cada 10 minutos

Figura 7b

Figura 7d

Jueves Viernes Sábado Domingo Lunes Martes Miércoles

Jueves12 nov

Viernes13 nov

Lunes16 nov

Martes16 nov

Horas laborablesHoras laborables

Horas laborables

Miércoles17 nov

Día hábiltípico

KW

KW

Figura 7c

Gráfica 42Efecto de la temperatura en el consumo

Fuente: FIDE.

0.8

1.0

0.6

0.4

0.2

00 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Marzo Junio Junio ajustado

Hora

kWh


147

tensión. Como resultado, se elimina el impacto de los usuarios industriales; quedando los sectores comercial, mediana industria, servicios, agrícola y domésticos dentro del análisis.

4. Evaluación de ahorro del consumo en las transiciones. Una vez hechos los ajustes siguiendo los puntos anteriores, el ahorro por cambio de horario de verano se obtiene de las diferencias de consumos mostrados en las curvas representativas o típicas de los periodos de transición3 en los tres intervalos de horarios comentados anteriormente. El ahorro de la transición es el valor obtenido, multiplicado por la suma algebraica de los ahorros obtenidos en los tres horarios, durante 30 días.

5. Proyección del ahorro anual. Para obtener el ahorro anual debido al cambio de horario de verano, se realizó un análisis en los usuarios domésticos, y se determinó un factor de incremento en el ahorro durante los meses de mayo, junio, julio, agosto y septiembre, mostrados en el cuadro 55.

6. Ahorro anual. Es resultado de aplicar el factor incremento de ahorro para los meses de mayo, junio, julio, agosto y septiembre, sobre el ahorro de la primera transición, más el ahorro (“X”)

3 Los periodos de transición son marzo abril, y octubre noviembre.

Cuadro 55Factores de ajuste mensual

Mes Factor de incremento de ahorro

Abril 1ª transición = 1.00

Mayo 1.17

Junio 1.55

Julio 1.79

Agosto 1.79

Septiembre 1.25

Octubre 2ª transición =“X”

Fuente: FIDE.

calculado para la segunda transición (Cuadro 55). El ahorro calculado corresponde finalmente al ahorro de consumo anualizado por los 7 meses de duración del cambio de horario en el verano.

5.1.2.1.1 Estimación de la demanda evitada

Para el cálculo de reducción de la demanda, se determinó la demanda esperada si no hubiese cambio de horario de verano, haciendo posteriormente dos proyecciones. La primera, tomando el decremento de la transición marzo abril; y la segunda, tomando el incremento en la transición octubre noviembre. En la figura 8 se observa la forma en que el cambio de horario de verano impacta en el pico de demanda en el verano.

La información fuente utilizada, corresponde a las demandas máximas de tarifa horaria por divisiones que proporciona el CENACE. Como se observa en la figura 8, el sistema tiene dos picos máximos, uno en el verano (llamado pico de verano) y otro al final del otoño (llamado pico de invierno). De esta manera, se determinó implementar dos estrategias para el cálculo de la demanda, de acuerdo a los valores picos de la misma.


148

Figura 8Comportamiento real y esperado de la demanda máxima en 1996

Fuente: FIDE.

529 MW

20,382

19,964

ESPERADO

17 DICOCT23 MAYABRENE

REAL

19,853

Cuadro 56Disminución de la demanda

Evento FechaProyección

1a transición 2a Transición

Demanda máxima en verano 23-Mayo 19,694 19,694

Reducción T-1 Marzo-abril 823

Aumento T-2 Octubre-noviembre 688

Proyección sin HV 20,517 20,382

Demanda máxima en invierno 17-Diciembre 19,853 19,853

Disminución de la demanda (MW) 664 529

Fuente: FIDE.

1. Cuando el pico de invierno es mayor que el pico de verano, situación que ocurrió en 1996, 1997, 1999 y 2001; el cálculo de la demanda evitada por el cambio de horario de verano se obtiene restando la demanda máxima de invierno menos la demanda máxima de verano. El resultado se le resta a los valores obtenidos en las transiciones de marzo-abril y octubre-noviembre. Al menor de estos valores de demanda se le llama resultado conservador, y es el que se reporta para fines de divulgación.

3. En 1998, 2000, 2002, 2003, 2004, 2005 y 2006, sucedió que el pico de invierno fue inferior al pico del verano, aún con cambio de horario de verano. Para este segundo escenario, la demanda evitada por cambio de horario en el verano se determinó igual a la misma cantidad que se obtiene en las transiciones.

Como resultado de estos dos análisis, se obtienen dos valores de reducción de la demanda. Al menor de estos valores de demanda se le llama resultado conservador, y es el que se reporta para fines de divulgación.


149

5.1.3 Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica (Fide)

El Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica es un organismo privado, sin fines lucrativos, cuya misión es impulsar el ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica en la industria, el comercio, los servicios y los municipios, así como en el sector doméstico nacional, al tiempo que promueve el desarrollo de una cultura del uso racional de este fundamental energético, para contribuir al desarrollo económico, social y a la preservación del medio ambiente.

Para lograr estos objetivos, el Fide implementa los siguientes rubros estratégicos:

Figura 9Reducción de la demanda

Fuente: FIDE Demanda máxima semanal 1999.Demandas horarias máximas (MW/h) del 1o. de enero de 1999 al 31 diciembre 1999.

25,000

24,000

23,000

22,000

21,000

20,0001 3 5 7 9 11 13 15 17 1 21 23 25 27 29 1 1 1 37 39 41 43 45 47 49 51

Demanda 1999 MedidaDemanda 1999 2a Trans

Demanda 1999 1a Trans

613 MW

VERANO CON HV

VARIACIÓN OCT-NOV

VERANO SIN HV

INVIERNO

VARIACIÓN REAL

23,421

788

24,209

23,596

22,500 23,000 23,500 24,000 24,500

613

DEMANDA (MW)

5.1.3.1 Programa de Financiamiento para el Ahorro

de Energía Eléctrica (sector residencial)

Con base en las líneas de descuento y crédito otorgadas por Nacional Financiera (NAFIN), se lleva a cabo la sustitución de equipos de aire acondicionado y refrigeradores, así como la aplicación de aislamiento térmico en techos y muros de viviendas. De noviembre de 2002 a diciembre de 2006 se han aplicado 778,550 medidas, lo que representa la puesta en funcionamiento de 623,317 refrigeradores, 129,887 aires acondicionados y la aplicación de aislamiento térmico a 25,346 viviendas; con un financiamiento de $4,950 millones de pesos.


150

5.1.3.2 Programa de alumbrado doméstico

En estrecha colaboración con la CFE, se ha promovido la sustitución de más de 26.3 millones de lámparas incandescentes por igual número de lámparas fluorescentes compactas.

5.1.3.3 Proyectos para el sector productivo

Al cierre de 2006, el Fide ha aportado recursos financieros para 3,654 proyectos de ahorro de energía eléctrica, de los cuales 30% corresponden a empresas industriales, 16% a comercios y servicios, 10% a servicios municipales y 44% a pequeñas empresas. Además, había facilitado la realización de 22,171 diagnósticos energéticos.

5.1.3.4 Programa de incentivos

Con un préstamo otorgado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) y con la aportación correspondiente a CFE y el Fide, se llevó a cabo un programa de incentivos que consistió en estimular el mercado de tecnologías de alta eficiencia, otorgando bonificaciones económicas a los usuarios industriales, comerciales y de servicios.

Entre los resultados se pueden mencionar: la comercialización de 211,246 motores de alta eficiencia y la conversión en un 100% del mercado, con la aplicación de la Norma Oficial Mexicana en 2003. Asimismo, se estimuló la instalación, en reemplazo de equipos convencionales, de 1,109 compresores de aire eficientes y 5,490,151 equipos de iluminación fluorescentes tipo T-8, con los correspondientes balastros de bajas pérdidas.

5.1.3.5 Programa de sustitución y optimización

de sistemas centrales de enfriamiento de aire.

Con una donación del Protocolo de Montreal, a través del Banco Mundial, y con asignación de recursos por parte del Fide, se llevaron a cabo 20 proyectos en los que se han sustituido equipos de enfriamiento de aire con gas que daña la capa de ozono por equipos eficientes que emplean gas ecológico.

5.1.3.6 Formación de una cultura del uso eficiente de la energía eléctrica

A través de la publicación de literatura especializada y, en coordinación con diversos organismos empresariales, profesionales y educativos, la capacitación de recursos humanos que puedan aplicar estos programas y acciones, pero sobre todo, mediante el Programa EDUCAREE, por el que se promueve que los maestros de Primaria y Secundaria impartan el tema, con material pedagógico que les proporciona el Fide, de manera que los niños aprenden, en forma divertida y clara, la importancia de ahorrar y cuidar la energía eléctrica.

Hasta 2006, se habían realizado 8,676 jornadas de ahorro en los niveles de preescolar, primaria y secundaria, con la participación de más de 97 mil profesores y casi tres millones de alumnos.

5.1.3.7 Contribución del Fide al ahorro

de energía eléctrica, a 2006.

En forma global, con las acciones enumeradas, el Fide había generado ahorros directos por 11,795 GWh en consumo de energía y 1,473 MW en potencia. Con ello, se evitó la combustión de más de 23 millones de barriles de petróleo y la emisión a la atmósfera de más de 8.7 millones de toneladas de CO2.

Por otra parte, la visión del Fideicomiso hacia 2016 plantea promover con sus acciones que el ahorro de energía eléctrica en el país crezca tres veces el resultado acumulado hasta 2006, lo que significa obtener un ahorro acumulado de 39,771 GWh en consumo y 4,120 MW en capacidad diferida. En este sentido, en el cuadro 57, se detallan los ahorros que se espera obtener por cada uno de los programas que lleva a cabo el Fide, así como los financiamientos que se estiman necesarios para alcanzar las metas propuestas.


151

Cuadro 57Proyección de ahorro de energía eléctrica por acciones del FIDE a

2007-2016

2007 2007 -2016

Proyectos y Programas (millones de pesos) 239 2,560

Industria 27 737

Incentivos a industria b 0 0

Comercio 31 859

Municipios 18 355

MIPYMES 23 472

Lámparas 82 1,804

Subtotal GWh 181 4,227

Apoyo Técnico

Industrial 932 4,968

Comercial 149 631

Municipal 605 4,185

Subtotal GWh 1,686 9,784

Residencial (millones de pesos) 1,372 17,504

Aire Acondicionado 138 1,054

Refrigeradores 1,042 10,869

Aislamiento Térmico 39 392

Subtotal GWh 1,219 12,765

Total ahorro de energía (GWh) 3,086 26,776a Crecimiento de ahorro de energía con niveles de inversión actual.b Incluye Programa de Incentivos BID/CFE/Fide a la industria, comercio y servicios.Fuente: Fide

Fin

anci

amie

nto

terc

eros

No

requ

iere

fin

anci

amie

nto

Fin

anci

amie

nto

NA

FIN

5.1.4 Administración Pública Federal (APF)

Con el fin de reducir los niveles de consumo de energía eléctrica en edificios de la APF, desde 1999 la Conae ha operado un programa que ha evolucionado positivamente a través del tiempo.

Durante 2003, se publicó en el Diario Oficial de la Federación (DOF), el Acuerdo que establece las Disposiciones Generales para el Programa de Ahorro de Energía en la Administración Pública Federal, con el objeto de establecer un proceso de mejora continua que permita paulatinamente incrementar la eficiencia energética en las dependencias y entidades del gobierno federal, mediante

la implantación de buenas prácticas e innovación tecnológica, así como la utilización de herramientas de operación, control y seguimiento, que propicien el uso eficiente y eficaz de los recursos públicos, y contribuyan a la preservación de los recursos energéticos y la ecología de la Nación.

De esta manera, en 2006 se registraron en el programa 655 inmuebles de oficina (1,425 edificaciones) que representan 4.97 millones de m2 de superficie construida y un consumo de 401 GWh/año. En lo que se refiere a los inmuebles de otro uso, se registraron 487 inmuebles (1,519 edificaciones) con un área de 3.26 millones de m2 y un consumo de 283 GWh/año.


152

Gráfica 43Reducción del índice de consumo de energía eléctrica (ICEE)

en las oficinas públicas de la APF con y sin programa, 1998–2007(kWh/m2-año)

Fuente: Comisión Nacional para el Ahorro de Energía.

1998

75

80

85

90

95

100

105

110

115

120

1999 2000

99.0

82.6 82.781.4 81.0 81.4 81.2 80.7 81.0

116.2115.1114.0112.8111.7110.6109.5108.4107.4

117.4

2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

ICCE sin programa ICCE

Particularmente, la CFE, a través del PAESE, reforzó la promoción del ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica en sus instalaciones, mediante la aplicación de medidas en usos propios de centrales generadoras y en los sistemas de iluminación, acondicionamiento ambiental y asilamiento térmico de sus inmuebles.

Como parte de las actividades de evaluación de resultados, se analizan los registros trimestrales de consumo de energía eléctrica de los inmuebles inscritos al programa que envían información a la Conae. En este sentido, para 2006, se calculó un índice global de consumo de energía en inmuebles de uso de oficina, de 80.7 kWh/m2-año, equivalente a 30% menos de lo que se tendría en caso de no haberse aplicado el programa, y que representa 212 millones de kWh ahorrados durante el año (véase gráfica 43).

5.1.5 Programas internos de ahorro de energía en CFE

A través del Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico (PAESE), se impulsa el desarrollo de proyectos de ahorro de energía dentro de las instalaciones de Comisión

Federal de Electricidad, con la aplicación de medidas en usos propios de centrales generadoras y en sistemas de iluminación, acondicionamiento ambiental y aislamiento térmico en inmuebles de la Comisión.

En 2006, se realizaron 43 proyectos de ahorro de energía eléctrica en inmuebles de la CFE: dos en oficinas nacionales, 14 en gerencias divisionales, 15 en centrales generadoras, nueve en áreas de transmisión, dos en la Subdirección de Construcción y uno en la Subdirección Técnica, en los que destacan la aplicación de tecnologías de alta eficiencia energética en los sistemas: acondicionamiento ambiental, iluminación, aire acondicionado, asilamiento térmico, aire comprimido y variadores de velocidad para bombas de condensado y compresores. En este sentido, y como resultado de estos proyectos se obtuvieron ahorros de 15.7 GWh en consumo y 2,972 kW en demanda.

En 2007 se tienen en proceso 87 proyectos de ahorro de energía eléctrica en diversas instalaciones de CFE, a través de los cuales se obtendrán ahorros anuales de 38.7 GWh/año en consumo de energía eléctrica y 6.3 MW de demanda evitada.


153

Con la realización de estas acciones, se estima que para 2016 se alcanzarán ahorros anuales en consumo de energía eléctrica del orden de 185 GWh y 38 MW en demanda evitada acumulada.

5.2 Avances en investigación y desarrollo tecnológico en tecnologías de generación eléctrica

En la actualidad, las grandes preocupaciones del sector eléctrico en materia de generación son el costo de la energía eléctrica y la seguridad de su suministro, relacionados con la disponibilidad y precios de combustibles, así como los impactos ambientales de la generación, particularmente el calentamiento global y, en México, la reducción de emisiones de SOx.

Un hecho observable en el sector eléctrico, es la implementación de estrategias de diversificación de fuentes de energía y mitigación de riesgos derivados de la alta volatilidad de los precios del gas natural, lo cual ha resultado del análisis de varias opciones tecnológicas adicionales al ciclo combinado, tales como la nuclear y el carbón, en las cuales los costos de generación eléctrica son más estables debido a la menor volatilidad del precio del combustible.

Una vertiente de los desarrollos se ha orientado a las energías renovables. En energía eólica se han reducido los costos de inversión por kW instalado a montos que van de 1,200 a 1,400 dólares, lo cual sigue siendo alto dadas las limitaciones de disponibilidad de esta fuente primaria. La misma tecnología básica se está desarrollando para el aprovechamiento de corrientes marinas, aunque está opción es incipiente.

En energía solar se tienen las opciones de la energía solar térmica y la fotovoltaica. En solar térmica hay algunos desarrollos, que normalmente se asocian a centrales termoeléctricas (fósiles) y se utilizan para mejorar su eficiencia. Los sistemas fotovoltaicos para generación eléctrica todavía resultan demasiado caros, pero se espera que en el mediano plazo tengan un papel importante. Estos equipos fotovoltaicos, por ser de tamaños pequeños, requieren que se establezcan sistemas para operar una red con generación distribuida, lo cual también presenta sus problemas técnicos que tomará tiempo resolver.

Cuadro 58Ahorro estimado por programas internos en CFE

AñoAhorro de energía

GWhDemanda evitada acumulada

MW

2006 45 9

2007 71 12

2008 84 15

2009 96 18

2010 109 21

2011 121 23

2012 134 26

2013 147 29

2014 159 32

2015 172 35

2016 185 38

Fuente: Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2007.


154

4 Específicamente los reactores de Generación III+ y generación IV.

Otra vertiente de los desarrollos ha sido el aprovechamiento más eficiente de los combustibles fósiles, con tecnologías que a la vez se presten a la eventual separación y captura del bióxido de carbono. La tecnología que ha resultado, es la Gasificación Integrada a Ciclos Combinados (IGCC), utilizando ya sea carbón, coque de petróleo, residuales de refinación o biomasa. Esta tecnología aprovecha las ventajas de la alta eficiencia de las turbinas de gas, así como la facilidad de manejar corrientes de gases que son relativamente fáciles de limpiar, reteniendo el azufre y facilitando la separación del CO2, aunque esta última función no está operando todavía. En la actualidad las centrales de gasificación requieren inversiones que oscilan entre 1,250 y 1,600 dólares por kW instalado y tienen eficiencias netas del orden del 42%, que se comparan con el 38% de las centrales convencionales.

En las tecnologías de gasificación hay que considerar el impacto del proyecto FutureGen que está impulsando EUA, invirtiendo más de 1,000 millones de dólares para tener una central de gasificación con separación y captura de CO2, que ciertamente impulsará esta tecnología en el futuro. La tecnología de gasificación ha venido a desplazar en el mediano plazo a la tecnología de combustión en lecho fluidizado, que tiene la gran ventaja de retener el azufre, pero que no se presta a la separación del CO2. Sin embargo, a corto plazo esta tecnología está encontrando aplicación en nichos particulares en los que conviene utilizar combustibles de muy mala calidad por su contenido de cenizas.

Finalmente, la otra rama tecnológica que resurge en el sector eléctrico mundial es la nuclear. Dependiendo de la fuente que se consulte, esta tecnología se presenta como la más económica para generar electricidad, por los bajos precios del combustible nuclear; o, en evaluaciones menos optimistas, como muy cercana a ser competitiva.

En materia de avances tecnológicos, las mejoras en los diseños de los reactores4 así como la necesidad de reducir emisiones de gases de efecto invernadero en la generación de electricidad, ha derivado en un renovado interés por la construcción de nuevas unidades y la extensión de la vida útil de algunos reactores en operación alrededor del mundo. Las inversiones requeridas están en la actualidad entre 1,800 y 2,000 dólares por kW instalado y se espera que al tener más experiencia con los reactores de nuevo diseño actual, estos montos de inversión se puedan reducir a niveles de 1,500 dólares por kW instalado. La tecnología tiene además la ventaja de tener muy bajas emisiones de CO2 comparadas con cualquier combustible fósil, aunque todavía tiene rechazo entre varios sectores de la población mundial.

AnexoResumen de las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética, 2007

NOM-011-ENER-2002 Establece los niveles mínimos de eficiencia energética estacional que deben cumplir los acondicionadores de aire tipo central.

NOM-015-ENER-2002 Fija los límites máximos de consumo de energía de los refrigeradores y congeladores electrodomésticos.

NOM-016-ENER-2002 Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo de jaula de ardilla, de uso general, en potencia nominal de 0.746 hasta 373 KW.

NOM-008-ENER-2001 Limita la ganancia de calor de las edificaciones a través de su envolvente, con objeto de racionalizar el uso de la energía en los sistemas de enfriamiento.

NOM-022-ENER-/SCFI /ECOL-2000

Para aparatos de refrigeración comercial, establece las especificaciones y los métodos de prueba de los valores de consumo de energía por litro, así como las especificaciones de seguridad al usuario y de eliminación de cloro-floro-carbonos (CFC’s).

NOM-021-ENER-/SCFI /ECOL-2000

Para acondicionadores de aire tipo cuarto, establece las especificaciones y los métodos de prueba de la Relación de Eficiencia Energética (REE), así como las especificaciones de seguridad al usuario y la eliminación de cloroflorocarbonos (CFC’s).

NOM-005-ENER-2000 Establece los niveles de consumo de energía eléctrica máximos permisibles que deben cumplir las lavadoras de ropa electrodomésticas.

NOM-001-ENER-2000 Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir las bombas verticales tipo turbina con motor externo.

NOM-018-ENER-1997 Establece las características y métodos de prueba que deben cumplir los materiales, productos componentes y elementos termo-aislantes para techos, plafones y muros de las edificaciones.

NOM-017-ENER-1997 Fija los límites mínimos de eficacia de las lámparas fluorescentes, con potencias hasta de 28 W y de los balastros con que operan.

NOM-014-ENER-1997 Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0.18 hasta 1,500 KW.

NOM-013-ENER-1996 Establece niveles de eficiencia energética en términos de valores máximos de Densidad de Potencia Eléctrica de Alumbrado (DPEA).

NOM-010-ENER-1996 Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir el conjunto motor-bomba sumergibles.

uno


156

NOM-007-ENER-1995 Establece niveles de eficiencia energética en términos de DPEA que debe cumplir los sistemas de alumbrado en edificios no residenciales nuevos y ampliaciones de los ya existentes. También establece el método de cálculo para determinar la DPEA de los sistemas de alumbrado para uso general de edificios no residenciales.

NOM-006-ENER-1995 Establece los valores de eficiencia energética que deben cumplir los sistemas de bombeo para pozo profundo instalados en campo.

NOM-004-ENER-1995 Establece los niveles mínimos de eficiencia energética que deben cumplirse para las bombas centrífugas de uso doméstico.

Fuente: Comisión Nacinal para el Ahorro de Energía

Anexo

Tablas regionales

Tabla 1Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Área Región Principales localidades Área Región Principales localidades

Noroeste Sonora Norte Pto. Peñasco Central Central Cd. de México

Nogales Toluca

Hermosillo Cuernavaca

Cananea Tula

Nacozari Pachuca

Sonora Sur Guaymas Oriental Oriental Poza Rica

Cd. Obregón Xalapa

Navojoa Tuxpan

Los Mochis El Fuerte Veracruz

Los Mochis Boca del Río

Guasave Orizaba

Culiacán Puebla

Mazatlán Mazatlán Tehuacán

Norte Juárez Cd.Juárez San Martín Texmelucan

Moctezuma Tlaxcala

Nvo. Casas Grandes Cuautla

Chihuahua Chihuahua Acapulco Acapulco

Cuauhtémoc Chilpancingo

Delicias Zihuatanejo

Camargo Temascal Oaxaca

Parral Juchitán

Laguna Torreón Huatulco

G. Palacio Puerto Escondido

Durango Durango Salina Cruz

Noreste Río Escondido Piedras Negras Coatzacoalcos Coatzacoalcos

Nva. Rosita Minatitlán

Río Escondido Grijalva San Cristobal

Nuevo Laredo Tuxtla Gutiérrez

Monterrey Monterrey Tapachula

Monclova Cárdenas

Cerralvo Macuspana

Saltillo Villahermosa

Reynosa Reynosa Peninsular Lerma Escárcega

Río Bravo Champotón

Matamoros Campeche

Tamazunchale Tamazunchale Cd. del Carmen

dos


158

Tabla 1 (continuación)Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Occidental

Huasteca

Guadalajara

AltamiraTampicoCd. VictoriaCd. VallesManteRío VerdeGuadalajaraCd. GuzmanTepic BCN

Mérida

Cancún

ChetumalMexicali

MéridaMotulTiculCancúnValladolidCozumelTizimínChetumalMexicali

Puerto Vallarta San Luis R. C.

Manzanillo Manzanillo Tijuana Tijuana

Colima Tecate

Aguascalientes - S.L.P. Zacatecas Ensenada Ensenada

Aguascalientes BCS V. Constitución C. Constitución

San Luis Potosí La Paz La Paz

Matehuala Los Cabos Cabo San Lucas

Bajío Irapuato San José del Cabo

Guanajuato

León

Salamanca

Celaya

Querétaro

San Luis de la Paz

San Juan del Río

Uruapan

Morelia

Zamora

Apatzingan

Pátzcuaro

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas

Infiernillo

Fuente: CFE.


159

Mapa 11Regiones operativas del Sistema Eléctrico Nacional

Fuente: CFE.

1

6

5

4

3

2

9

8

7

1

6

5

4

3

2

9

8

71. Central2. Oriental3. Occidental4. Noroeste5. Norte6. Noreste7. Baja California8. Baja California Sur9. Peninsular


160

Tabla 2Sistema Eléctrico Nacional: ventas totales por área operativa1

(GWh)

Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006tmca

1996-2006 (%)

Total nacional 122,752 130,598 137,284 145,127 155,544 157,475 160,547 161,337 164,515 171,048 176,670 3.7

Variación (%) 6.5 6.4 5.1 5.7 7.2 1.2 2.0 0.5 2.0 4.0 3.3

Noroeste 9,357 9,872 10,020 10,541 11,015 11,259 11,229 11,699 12,312 12,974 13,356 3.6

Variación (%) 9.3 5.5 1.5 5.2 4.5 2.2 -0.3 4.2 5.2 5.4 2.9

Norte 9,741 10,264 11,113 11,701 12,651 13,197 13,576 13,882 13,413 14,112 14,427 4.0

Variación (%) 7.2 5.4 8.3 5.3 8.1 4.3 2.9 2.3 -3.4 5.2 2.2

Noreste 20,490 22,209 23,746 25,629 27,565 27,773 28,633 27,006 27,975 29,085 30,464 4.0

Variación (%) 9.7 8.4 6.9 7.9 7.6 0.8 3.1 -5.7 3.6 4.0 4.7

Occidental 26,017 27,986 29,724 31,724 34,049 33,758 34,858 35,454 36,205 37,585 38,884 4.1

Variación (%) 6.7 7.6 6.2 6.7 7.3 -0.9 3.3 1.7 2.1 3.8 3.5

Central - CFE 2,265 2,510 2,527 2,645 2,669 2,684 2,762 2,768 2,759 3,017 2,959 2.7

Variación (%) 24.2 10.8 0.7 4.7 0.9 0.6 2.9 0.2 -0.3 9.4 -1.9

Central - LFC 24,055 25,461 26,499 27,563 29,422 29,611 29,233 28,859 29,036 29,474 29,693 2.1

Variación (%) 2.5 5.8 4.1 4.0 6.7 0.6 -1.3 -1.3 0.6 1.5 0.7

Subtotal Central 26,320 27,971 29,026 30,208 32,091 32,295 31,995 31,627 31,795 32,491 32,652 2.2

Variación (%) 4.1 6.3 3.8 4.1 6.2 0.6 -0.9 -1.2 0.5 2.2 0.5

Oriental 19,902 21,198 22,337 22,983 24,439 24,742 25,576 25,628 25,976 27,304 28,163 3.5

Variación (%) 7.5 6.5 5.4 2.9 6.3 1.2 3.4 0.2 1.4 5.1 3.1

Peninsular 3,264 3,652 3,961 4,169 4,525 4,869 5,125 5,431 5,741 5,893 6,341 6.9

Variación (%) 1.0 11.9 8.5 5.3 8.5 7.6 5.3 6.0 5.7 2.6 7.6

Baja California 5,606 6,184 6,347 7,020 7,939 8,195 8,115 8,519 8,868 8,981 9,622 5.6

Variación (%) 15.1 10.3 2.6 10.6 13.1 3.2 -1.0 5.0 4.1 1.3 7.1

Baja California Sur 811 845 863 944 995 1,026 1,007 1,052 1,131 1,239 1,365 5.3

Variación (%) 17.4 4.2 2.1 9.4 5.4 3.2 -1.9 4.5 7.5 9.5 10.2

Pequeños Sistemas2 65 73 71 77 80 90 89 86 93 93 97 4.1

Variación (%) 14.0 12.3 -2.5 8.0 4.0 12.9 -1.4 -3.4 8.1 0.0 4.3

Exportación 1,179 344 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291 1,299 1.0

tmca: tasa media de crecimiento anual.1 No incluye el consumo de energía eléctrica de autoabastecimiento y cogeneración.2 Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.


161

Tabla 3Estructura tarifaria del Sistema Eléctrico Nacional, 2006

Usuario Tarifa Tensión CargoAplicación

Ajuste mensualregional estacional horaria interrumpible4

Residencial1 1 Baja Por energía en tres niveles: - Básico -Intermedio2 -Excedente

Política de precios administrados. Aplicación de un factor de ajuste mensual acumulativo de 1.00327 a partir del 1 de enero de 2006.

1A Baja X X

1B Baja X X

1C Baja X X

1D Baja X X

1E Baja X X

1F Baja X X

DAC Baja Fijo y por energía X X Ajuste mensual automático que considera las variaciones en los precios de combustibles así como un promedio ponderado en la variación del índice de precios al productor de tres divisiones económicas.

Comercial 2 Baja Fijo y por energía en tres niveles

3 Baja Por demanda y energía

Temporal 7 Baja

Servicios públicos 5 Baja/media Por energía X X Política de precios administrados. Aplicación de un factor de ajuste mensual acumulativo de 1.00483.Política de precios administrados. Aplicación de un factor de ajuste mensual acumulativo de 1.02.

5-A Baja/media X X

6 Baja/media Fijo y por energía

Agrícola5 9 Baja Por energía con cuatro niveles

X

9M Media X

9-CU Baja/media Por energía X

9-N Baja/media X

Industrial O-M Media Por demanda y energía X X Ajuste mensual automático que considera las variaciones en los precios de combustibles así como un promedio ponderado en la variación del índice de precios al productor de tres divisiones económicas.

H-M Media X X En tres periodos: - Punta- Intermedia - Base

H-MC2 Media X X

H-S3 Alta, nivel subtransmisión X X X

H-SL3 Alta, nivel subtransmisión X X X

H-T3 Alta, nivel transmisión X X X

H-TL3 Alta, nivel transmisión X X X

HM-R Media Fijo, por demanda y energía. Aplica en el servicio de respaldo para falla y mantenimiento

X X

HM-RF3 Media X X

HM-RM Media X X

HS-R Alta, nivel subtransmisión X X

HS-RF3 Alta, nivel subtransmisión X X

HS-RM3 Alta, nivel subtransmisión X X

HT-R3 Alta, nivel transmisión X X

HT-RF3 Alta, nivel transmisión X X

HT-RM3 Alta, nivel transmisión X X

1 La aplicación de estas tarifas en cada región depende de la temperatura mínima promedio en verano. En el caso de la tarifa 1, ésta se aplica a nivel nacional todo el año, mientras que la tarifa DAC se aplica únicamente cuando el consumo mensual promedio del usuario es superior a al límite superior de alto consumo definido para cada localidad y para cada tarifa doméstica contratada.2 Cuando el consumo mensual es mayor a 1,200 kWh, en la tarifa 1F se aplican cuatro niveles, al dividirse el rango intermedio en bajo y alto.3 En la región de Baja California durante el verano (del 1º de mayo al sábado previo al último domingo de octubre), se aplican los siguientes periodos horarios: intermedio, semipunta y punta.4 Tarifas I-15 e I-30 para bonificación de demanda interrumpible.5 El 29 de diciembre de 2006 se publicó en el Diario Oficial de la Federación un acuerdo que establece un cargo de 38 centavos por kWh en la tarifa 9-CU, así como cargos de 38 y 19 centavos por kWh para los consumos diurnos y nocturnos, respectivamente, en la tarifa 9-N.Fuente: CFE.


162

Tabla 4Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2006

No. Nombre de la central Municipio Estado Tecnología Combustible ÁreaNúmero

deunidades

Capacidadefectiva

MW

GeneraciónbrutaGWh

Factorde

planta (%)

Total 603 48,769 225,079 52.7

Noroeste

10 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Soyopa Sonora HID Noroeste 3 135 327 27.6

11 Comedero (Raúl J. Marsal) Cosalá Sinaloa HID Noroeste 2 100 220 25.1

12Bacurato Sinaloa de

LeyvaSinaloa HID Noroeste

2 92 251 31.1

14 Huites (Luis Donaldo Colosio) Choix Sinaloa HID Noroeste 2 422 866 23.4

30 Puerto Libertad Pitiquito Sonora TC COM Noroeste 4 632 2,792 50.4

31 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Guaymas Sonora TC COM Noroeste 4 484 1,439 33.9

32 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Mazatlán Sinaloa TC COM Noroeste 3 616 2,988 55.4

33 Presidente Juárez Rosarito Baja California TC/CC/TG COM y GAS Baja California 11 1,026 3,833 42.6

36 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Ahome Sinaloa TC COM Noroeste 3 320 2,034 72.6

40 Cerro Prieto Mexicali Baja California GEO Baja California 13 720 4,843 76.8

42 San Carlos (Agustín Olachea A.) San Carlos Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 3 104 546 59.9

43 Baja California Sur I La Paz Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 1 43 225 59.8

52 Punta Prieta La Paz Baja California Sur TC COM Baja California 3 113 571 57.9

56 El Fuerte (27 de Septiembre) El Fuerte Sinaloa HID Noroeste 3 59 323 62.1

60 Humaya Badiraguato Sinaloa HID Noroeste 2 90 277 35.2

65 Hermosillo Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 2 227 1,382 69.5

66 Hermosillo ( PIE ) Hermosillo Sonora CC GAS Noroeste 1 250 1,686 77.0

67 Tres Vírgenes Mulegé Baja California Sur GEO Aislados 2 10 25 28.4

82 Mexicali ( PIE ) Mexicali Baja California CC GAS Baja California 1 489 2,545 59.4

84 Naco Nogales ( PIE ) Agua Prieta Sonora CC GAS Noroeste 1 258 1,947 86.1

Total Noroeste 66 6,190 29,119

Noreste

24 Altamira Altamira Tamaulipas TC COM y GAS Noreste 4 800 1,859 26.5

26 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Río Bravo Tamaulipas TC/TG COM y GAS Noreste 4 520 341 7.5

27 Francisco Villa Delicias Chihuahua TC COM y GAS Norte 5 300 1,268 48.3

28 Samalayuca Cd. Juárez Chihuahua TC COM y GAS Norte 2 316 1,067 38.5

29 Lerdo (Guadalupe Victoria) Lerdo Durango TC COM Norte 2 320 1,887 67.3

38 Río Escondido (José López Portillo) Río Escondido Coahuila CAR K Noreste 4 1,200 9,676 92.1

39 Carbón II Nava Coahuila CAR K Noreste 4 1,400 8,255 67.3

45 Samalayuca II Cd. Juárez Chihuahua CC GAS Norte 6 522 3,940 86.2

46 Huinalá I y II Pesquería Nuevo León CC/TG GAS Noreste 8 978 4,547 53.1

50 Gómez Palacio Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 3 200 603 34.4

68 La Amistad Acuña Coahuila HID Noreste 2 66 91 15.8

69 El Encino (Chihuahua II) Chihuahua Chihuahua CC GAS Norte 5 619 3,226 59.5

72 Saltillo ( PIE ) Ramos Arizpe Coahuila CC GAS Noreste 1 248 1,656 76.4

73 La Laguna II ( PIE ) Gómez Palacio Durango CC GAS Norte 1 498 3,823 87.6

75 Río Bravo II ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,751 63.4

76 Río Bravo III ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 2,548 58.8

77 Río Bravo IV ( PIE ) Valle Hermoso Tamaulipas CC GAS Noreste 1 500 3,086 70.5

78 Monterrey III ( PIE ) S. N. Garza Nuevo León CC GAS Noreste 1 449 3,669 93.3

79 Altamira II ( PIE ) Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 495 3,322 76.6

80 Altamira III y IV ( PIE ) Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,036 6,644 73.2

83 Chihuahua III ( PIE ) Juárez Chihuahua CC GAS Norte 1 259 1,226 54.0

85 Altamira V (PIE) Altamira Tamaulipas CC GAS Noreste 1 1,121 2,044 20.8

Total Noreste 59 12,837 67,529


163

Tabla 4 (continuación)Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2006

Centro Occidente

8 Villita (José María Morelos) Lázaro Cárdenas Michoacán HID Central 4 280 1,067 43.5

13 Aguamilpa Solidaridad Tepic Nayarit HID Occidental 3 960 684 8.1

15 Agua Prieta (Valentín Gómez Farías) Zapopan Jalisco HID Occidental 2 240 231 11.0

20 Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo Colima TC COM Occidental 4 1,200 4,819 45.8

21 Manzanillo II Manzanillo Colima TC COM Occidental 2 700 3,181 51.9

22 Salamanca Salamanca Guanajuato TC COM y GAS Occidental 4 866 3,082 40.6

23 Villa de Reyes Villa de Reyes San Luis Potosí TC COM Occidental 2 700 2,129 34.7

49 El Sauz P. Escobedo Querétaro CC GAS Occidental 7 601 2,939 55.8

53 Azufres Cd. Hidalgo Michoacán GEO Occidental 15 195 1,522 89.3

55 Cupatitzio Uruapan Michoacán HID Occidental 2 72 384 60.4

58 Cóbano G. Zamora Michoacán HID Occidental 2 52 222 48.7

61 Lerma (Tepuxtepec) [LyFC] Contepec Michoacán HID Central 3 67 236 40.2

62 Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) Amatitán Jalisco HID Occidental 2 61 225 41.9

74 Colimilla Tonalá Jalisco HID Occidental 4 51 39 8.7

81 El Sauz (Bajío) ( PIE ) S. Luis de la Paz Guanajuato CC GAS Occidental 1 560 4,555 92.9

Total Centro Occidente 57 6,605 25,316

Centro

9 Necaxa [LyFC] J. Galindo Puebla HID Central 10 107 405 43.2

16Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama)

Zimapán Hidalgo HID Occidental2 292 1,227 48.0

17 Tula (Francisco Pérez Ríos) Tula Hidalgo TC/CC COM y GAS Central 11 1,989 10,105 58.0

18 Valle de México Acolman México TC y CC GAS Central 10 1,087 5,147 54.0

19 Jorge Luque [LyFC] Tultitlán México TC/TG GAS Central 8 362 550 17.4

54 Mazatepec Tlatlauquitepec Puebla HID Oriental 4 220 406 21.1

59 Humeros Chignautla Puebla GEO Oriental 7 35 295 96.3

63 Patla [LyFC] Zihuateutla Puebla HID Central 3 39 156 45.7

Total Centro 55 4,131 18,292

Sur Sureste

1 Angostura (Belisario Domínguez) V. Carranza Chiapas HID Oriental 5 900 3,297 41.8

2 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Chicoasén Chiapas HID Oriental 8 2,400 6,682 31.8

3 Malpaso Tecpatán Chiapas HID Oriental 6 1,080 4,220 44.6

4 Peñitas Ostuacán Chiapas HID Oriental 4 420 1,967 53.5

5 Temascal San Miguel Oaxaca HID Oriental 6 354 1,538 49.6

6 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Apaxtla Guerrero HID Oriental 3 600 804 15.3

7 Infiernillo La Unión Guerrero HID Central 6 1,000 2,519 28.8

25 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Tuxpan Veracruz TC/TG COM y GAS Oriental 7 2,263 11,120 56.1

34 Lerma (Campeche) Campeche Campeche TC COM Peninsular 4 150 526 40.0

35 Mérida II Mérida Yucatán TC COM y GAS Peninsular 2 168 909 61.7

37 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Valladolid Yucatán TC/CC COM y GAS Peninsular 5 295 1,316 50.9

41 Laguna Verde Alto Lucero Veracruz NUC UO2 Oriental 2 1,365 10,866 90.9

44 Petacalco (Plutarco Elías Calles) La Unión Guerrero DUAL COM y K Occidental 6 2,100 13,875 75.4

47 Campeche ( PIE ) Palizada Campeche CC GAS Peninsular 1 252 1,861 84.2

48 Dos Bocas Medellín Veracruz CC GAS Oriental 6 452 2,766 69.8

51 Poza Rica Tihuatlán Veracruz TC COM Oriental 3 117 309 30.2

57 Nachi-Cocom Mérida Yucatán TC/TG COM y DIE Peninsular 3 79 233 33.6

64 Mérida III (PIE) Mérida Yucatán CC GAS Peninsular 1 484 3,092 72.9

70 Tuxpan II (PIE) Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 3,692 85.1

71 Tuxpan III y IV (PIE) Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 983 7,253 84.2

86 Tuxpan V (PIE) Tuxpan Veracruz CC GAS Oriental 1 495 1,674 38.6

87 Valladolid III (PIE) Valladolid Yucatán CC GAS Peninsular 1 525 1,869 40.6

Total Sur Sureste CC GAS 82 16,997 82,388

Otras1 284 2,028 2,436 13.7

1 En 107 centrales generadoras.HID: Hidroeléctrica, TC: Térmica convencional, CC: Ciclo combinado, TG: Turbogás, CAR: Carbón.NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna.COM: Combustóleo, DIE: Diesel, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio.Fuente: CFE.


164

Mapa 12Distribución geográfica de las principales centrales en operación, 2006

Nota: Los números que aparecen en cada central corresponden a la numeración de las centrales en la Tabla 4.Fuente: CFE.

18

32

39

30

10

27

2612

11

28

38

25

31

21

22

1720

19

8

42

564

2

1

349

Hidroeléctrica

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

13

Ciclo combinado

36

14

35

15

44

4033

45

46

48

49

51

53

5862

61

16 64

65

67

6869

72

74

60

75

78

8163

3

54

82

84

83

47

7629 50

59

7071

79

Geotermoeléctrica

Combustión interna

43

66

73

77

2380

37

41

52

56

57

2485

86

87

Capacidad total efectiva48,769 MW

755


165

Tabla 5Evolución de la generación bruta por tecnología y región estadística, 2006-2016

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

Total 225,079 239,165 252,899 264,948 278,569 287,949 300,428 315,442 331,749 347,446 365,156

Noroeste 29,655 31,086 34,031 36,886 37,830 41,633 43,709 44,254 47,249 48,489 51,074

Hidráulica 2,433 2,070 1,938 2,070 2,070 2,070 2,070 2,070 2,070 2,070 2,070

Ciclo combinado 10,348 12,111 12,769 13,267 13,944 19,115 21,646 22,927 23,191 23,552 23,622

Turbogas 422 4 4 10 3 3 7 4 1 54 5

Combustión interna 850 1,432 1,583 1,639 1,916 2,163 2,277 2,220 2,119 1,802 1,588

Carbón 0 0 0 0 0 0 0 0 2,785 4,741 7,865

Eólica 0 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

Libre 0 0 0 0 0 0 0 278 618 1,248 1,670

Combustóleo 10,734 10,069 12,263 14,216 14,169 12,373 11,424 10,945 10,635 9,019 8,189

Geotermia 4,868 5,398 5,473 5,682 5,727 5,907 6,283 5,808 5,829 6,001 6,065

Noreste 67,668 68,796 73,217 79,057 84,150 86,853 86,846 94,201 97,490 99,396 100,717

Hidráulica 205 282 222 282 282 282 282 282 282 282 282

Ciclo combinado 42,661 40,870 43,396 49,312 55,597 61,963 62,427 67,563 66,409 66,564 64,851

Turbogas 557 0 0 0 0 0 0 0 0 110 6

Libre 0 0 0 0 0 0 0 2,756 8,156 10,317 13,740

Carbón 17,931 19,223 20,436 19,897 20,066 19,576 20,110 19,897 20,066 19,560 20,125

Combustóleo 6,315 8,421 9,163 9,566 8,205 5,032 4,029 3,704 2,578 2,563 1,714

Centro-Occidente 25,606 37,815 44,516 46,052 47,984 45,589 51,517 55,655 61,629 70,648 79,714

Hidráulica 3,377 4,864 5,176 5,547 5,587 5,587 6,219 6,346 6,346 6,346 6,346

Ciclo combinado 7,494 10,828 16,630 17,114 18,790 19,491 27,780 34,420 43,113 53,688 58,529

Turbogas 0 0 0 0 0 0 0 0 0 10 0


Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 4,026

Combustóleo 13,212 20,652 21,154 21,872 22,108 19,007 15,950 13,408 10,667 9,097 9,282

Geotermia 1,522 1,471 1,557 1,520 1,499 1,503 1,568 1,481 1,503 1,506 1,531

Centro 18,841 15,608 13,502 13,054 16,802 17,891 21,618 24,497 27,785 28,640 30,564

Hidráulica 2,431 2,420 2,474 2,555 2,555 2,555 2,555 2,599 2,621 2,621 2,621

Ciclo combinado 7,374 3,094 3,457 3,401 6,188 7,620 12,223 16,179 18,553 21,249 20,766

Turbogas 386 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Generación distribuida (LFC) 17 246 426 1,241 1,105 1,301 820 718 1,382 1,084 391

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 3,827

Combustóleo 8,338 9,508 6,827 5,532 6,298 5,678 5,274 4,274 4,483 2,949 2,234

Geotermia 295 339 319 326 656 738 747 727 745 738 725

Sur-Sureste 83,309 85,861 87,632 89,899 91,803 95,983 96,738 96,836 97,597 100,273 103,086

Hidráulica 21,859 18,572 16,601 18,850 17,438 18,653 18,655 18,657 18,657 19,670 20,005

Ciclo combinado 23,187 26,104 27,534 27,578 29,110 27,729 27,151 27,199 27,282 27,002 26,814

Turbogas 142 0 0 0 0 0 0 0 0 117 2


Carboeléctrica 13,875 14,850 15,702 15,370 19,018 19,779 20,306 20,229 20,273 22,745 25,694

Eólica 45 304 305 588 1,375 2,182 2,147 2,195 2,197 2,158 2,201

Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Combustóleo 13,332 16,703 16,954 16,755 16,464 15,767 16,567 16,608 16,382 15,700 16,460

Nuclear 10,866 9,327 10,535 10,758 8,397 11,872 11,910 11,948 12,804 12,880 11,910

Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no corresponder exactamente.Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

Anexo

A. Desarrollo Normal

A.1 Residencial

Modelo de saturación de usuarios: RSAT

t = f ( RSAT

t-1 , RSAT

t-2, T, VI

SAT )

Modelo de ventas por usuario: VU

t = f ( VU

t-1 , SAT

t, CP/V

t, P

t, PRED

t, T, VI

VUR )

A.2 Comercial

Modelo de número de usuarios:U

t = f ( U

t-1 , U

t-2 , UR

t, UR

t-1, UR

t-2, CP/V

t, T )

Modelo de ventas por usuario:VU

t = f (VU

t-1 , CP/V

t , P

t, T, VI

VUC )

A.3 Alumbrado público

Modelo de ventas totales:V

t = f ( V

t-1, V

t-2, PIB

t, P

t, UR

t )

A.4 Bombeo de aguas negras y potables


t = f ( U

t-1 , PREL

t, UR

t, T )


t = f (V

t-1, V

t-2, CP/V

t, P

t, T, VI

VUB )

A.5 Servicio temporal


t = f ( V

t-1, FBKF

t, FBKF

t-1, P

t, P

t-1 )

Modelos econométricos sectoriales para la proyección del mercado eléctrico

tres


168

B. Industria

B.1 Mediana empresa


t = f ( V

t-1 , Y

t, PEG

t, PEC

t, T )

B.2 Gran industria

Modelo de Intensidad Energética Eléctrica:IEE

t = f ( IEE

t-1 , Y/K

t, PEG

t, PEC

t, T )

C. Bombeo agrícola


t = f ( U

t-1 , SCR

t, P

t, T, VI

VUG )


t = f (VU

t-1, PLU

t, SCR/U

t, P

t )

Nomenclatura

ResidencialUsuarios: UR = Número de usuarios del sector residencial VIV = Número de viviendas SAT = Coeficiente de saturación de usuarios = UR/VIV RSAT = (1 - SAT)/SAT T = Tiempo. VI

SAT = 1 en 1996, 0 en el resto

Ventas porusuario: VU = Ventas por usuario del sector residencial SAT = Coeficiente de satración de usuarios = UR/VIV. CP/V = Consumo privado por vivienda P = Precio medio real de electricidad en el sector residencial PRED = Precio relativo de los

electrodomésticos T = Tiempo VI

VUR = Variable indicadora de pérdidas

no técnicas extraordinarias en el sector residencial

ComercialUsuarios: U = Número de usuarios del sector comercial UR = Número de usuarios del sector residencial CP/V = Consumo privado por vivienda T = Tiempo

Ventas porusuario: VU = Ventas por usuario del sector comercial CP/V = Consumo privado por vivienda P = Precio medio real de electricidad en el sector comercial T = Tiempo VI

VUC = Variable indicadora de pérdi

das no técnicas extraordinarias en el sector comercial

Alumbrado públicoVentas V = Ventas del sector alumbrado público PIB = Producto Interno Bruto Global P = Precio medio real de electricidad en el sector alumbrado público UR = Número de usuarios del sector residencial

Bombeo de aguas negras y potablesUsuarios: U = Usuarios del sector bombeo de aguas negras y potables PREL = Precio medio del kWh en bombeo / precio medio del kWh en el sector de empresa mediana UR = Número de usuarios del sector residencial T = Tiempo


169

Ventas porusuario: VU = Ventas por usuario del sector bombeo de aguas negras y potables CP/V = Consumo privado por vivienda P = Precio medio real del kWh del bombeo de aguas negras y potables T = Tiempo VI

VUB = Variable indicadora de recla-

sificación de usuarios de bombeo

Servicio temporalVentas: V = Ventas en el sector temporal FBKF = Formación Bruta de Capital Fijo P = Precio medio real del kWh en el sector temporal

Mediana empresaVentas V = Ventas totales Y = PIB de la industria manufacturera PEG = Precio medio real del kWh en el sector empresa mediana/precio del gas natural PEC = Precio medio real del kWh en el sector empresa mediana/precio del combustóleo T = Tiempo

Gran industriaIntensidad deEnergíaEléctrica: IEE= C/Y C = Consumo del modelo del sector gran industria = ventas del sector público + autoabastecimiento – car gas importantes Cargas importantes = Sersiinsa, Alumsa, Hylsa y los acueductos Cutzamala y Tijuana-Mexicali Y = PIB de las ramas intensivas en el consumo de electricidad K = Acervo de capital fijo bruto de las ramas intensivas Y/K = Relación producto / capital PEG = Precio medio real del kWh en el

sector gran industria / precio del gas natural PEC = Precio medio real del kWh en el sector gran industria / precio del combustóleo T = TiempoBombeo agrícolaUsuarios: U = Usuarios del sector de bombeo agrícola SCR = Superficie cosechada de riego P = Precio medio real del kWh en el sector de bombeo agrícola T = Tiempo VI

VUG = Variable indicadora de recla-

sificación de usuarios agrícolas.

Ventas porusuario: VU = Ventas por usuario del sector de bombeo agrícola PLU = Precipitación pluvial en el primer semestre del año SCR/U = Superficie cosechada de riego por usuario del sector agrícola P = Precio medio real del kWh en el sector de bombeo agrícola

Anexo

Glosario de términos

Adiciones de capacidad por modernización

Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos.

Adiciones de capacidad por rehabilitación

Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha degradado.

Arrendamiento Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente) acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), por el derecho de usarlo(s) durante un período determinado.

Autoabastecimiento Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia.

Autoabastecimiento remoto

Es el suministro a cargo de proyectos de autoabastecimiento localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando la red de transmisión del servicio público.

Capacidad Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.

Capacidad adicional no comprometida

Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.

Capacidad adicional total

Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida.

Capacidad bruta Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación.

cuatro


172

Capacidad efectiva Es la capacidad de una unidad generadora que se determina tomando en cuanta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.

Capacidad existente Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo decenal que comprende el estudio.

Capacidad de placa Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene generalmente cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo condiciones de diseño.

Capacidad de transmisión

Es la potencia máxima que se puede transmitir a través de una línea de transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.

Capacidad neta Es igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se requiere para los usos propios de las centrales generadoras.

Capacidad retirada Capacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.

Carga Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.

Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas


173

Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del servicio público, (CFE, LFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación.

Curva de carga Gráfica que muestra la variación de la magnitud de la carga a lo largo de un periodo determinado.

Degradación Es la reducción obligada de la capacidad de una unidad como consecuencia de la falla o deterioro de uno de sus componentes o por cualquier otra condición limitante.

Demanda Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo (MWh/h).

Demanda base Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva se indica el promedio de las demandas mínimas diarias).

Demanda máxima Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h).

Demanda máxima coincidente

Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional y estacional de los patrones de consumo de la energía eléctrica.

Demanda máxima no coincidente

Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda máxima no coincidente es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.

Demanda media Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el número de horas del año (MWh/h).

Disponibilidad Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.


174

Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.

Energía bruta Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la energía de exportación.

Energía neta Es la energía total entregada a la red y es igual a la generación neta de las centrales del sistema más la energía de importaciones de otros sistemas eléctricos, más la energía adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores.

Factor de carga Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda máxima registradas en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.

Factor de diversidad Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno significa que las demandas máximas no ocurren simultáneamente.

Factor de planta Es un indicador del grado de utilización de la capacidad de unidades generadoras en un periodo específico. Se calcula como el cociente entre la generación media de la unidad y su capacidad efectiva.

Gas dulce Gas natural que sale libre de gases ácidos de algunos yacimientos de gas no asociado o que ha sido tratado en plantas endulzadoras.


175

Gas natural Mezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano que se encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa con el crudo, o bien en yacimientos que no contienen aceite.

Gas seco Gas Natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas de proceso.

Gas natural licuado Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.

Generación bruta Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en las terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía es utilizada para alimentar los equipos auxiliares de la propia central (usos propios) y el resto es entregado a la red de transmisión (generación neta).

Generación neta Es la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.

Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora esta inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía por causa de alguna acción programada o fortuita tal como: mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas.

Indisponibilidad por causas ajenas

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora esta fuera de operación a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc.

Indisponibilidad por degradación

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por problemas de funcionamiento en algunos de sus componentes.

Indisponibilidad por fallas

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una unidad generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la central.


176

Margen de reserva = Capacidad efectiva bruta - Demanda máxima bruta coincidente x 100%

Margen de reserva operativo = Capacidad efectiva bruta disponible - Demanda máxima bruta coincidente x 100%

Donde:Capacidad efectiva bruta disponible = Capacidad efectiva bruta - Capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación o causas ajenas.

Los valores mínimos adoptados para la planeación del Sistema Interconectado (SI) y del área noroeste, son los siguientes:Margen de reserva = 27%Margen de reserva operativo = 6%

Estos niveles se consideran adecuados cuando no hay restricciones en la red de transmisión.Para el área de Baja California se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva, después de descontar la capacidad indisponible por mantenimiento, lo que sea mayor de: a) La capacidad de la unidad mayor ó b) 15% de la demanda máxima.Para el área de Baja California Sur se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad de las dos unidades mayore.

Demanda máxima bruta coincidente

Demanda máxima bruta coincidente

Indisponibilidad por mantenimiento

Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo no disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios de conservación del equipo principal

Margen de reserva Diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente.

Margen de reserva operativo

Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda máxima coincidente. Donde la capacidad disponible es igual a la capacidad efectiva del sistema, menos la capacidad fuera de servicio por mantenimiento, falla, degradación y causas ajenas.

Megawatt (MW) Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts.

Megawatt hora (MWh) Energía consumida por una carga de un MW durante una hora.


177

Pérdidas Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW), que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.

Permisionario Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

Proyecto de autoabasteci-miento

Desarrollo de una unidad de generación construida por particulares, con la finalidad de abastecer los requerimientos de energía eléctrica propia o entre los miembros de una sociedad de particulares.

Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación, interconectados para el transporte de energía..

Sector eléctrico Conjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía eléctrica.

Sincronismos Es la forma en que todos los generadores conectados a una red de corriente alterna deben mantenerse operando para garantizar una operación estable del sistema eléctrico. En esta forma de operación, la velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) se mantiene igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión.

Sistema eléctrico Integrado por los participantes públicos y privados, conectados a la red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión y distribución de energía eléctrica.

Sistema mallado Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos.


178

Subestación Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar y edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace entre dos o más circuitos.

Suministrador Comisión Federal de Electricidad y/o Luz y Fuerza del Centro.

Voltaje Potencia electromotriz medida en voltios entre dos puntos.

Anexo

Abreviaturas y siglas

ABWR Advanced Boiling Water Reactor

APF Administración Pública Federal

AT Alta tensión

BID Banco Interamericano de Desarrollo

BP British Petroleum

bpc Billones de pies cúbicos

BWR Boiling Water Reactor

CAR Carboeléctrica

CAC Capacidad de plantas de autoabastecimiento y cogeneración

CAT Construcción Arrendamiento-Transferencia

CC Ciclo combinado

CCNNPURRE Comité Consultivo Nacional de Normalización para la Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos

Cenace Centro Nacional de Control de Energía

CFE Comisión Federal de Electricidad

CI Combustión Interna

CNA Comisión Nacional del Agua

CO2 Dióxido de carbono

Conae Comisión Nacional para el Ahorro de Energía

Conapo Consejo Nacional de Población

COPAR Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión

CRE Comisión Reguladora de Energía

CSP Capacidad de plantas para el servicio público

CTCP Costo Total de Corto Plazo

DAC Tarifa Doméstica de Alto Consumo

DAL Demanda autoabastecida de forma local

DAR Demanda autoabastecida de forma remota

DOE Department of Energy

cinco


180

DOF Diario Oficial de la Federación

DSP Demanda de usuarios del servicio público

EDF Électricité de France

EDUCAREE Educación para el uso racional y ahorro de energía eléctrica

EIA Energy Information Administration

EMA Entidad Mexicana de Acreditación

EOL Eoloeléctrica

EPE El Paso Electric Company

ERCOT Electric Reliability Council of Texas

EUA Estados Unidos de América

FBR Fast Breeder Reactor

Fide Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica

FIPATERM Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de la Vivienda

FRCC Florida Reliability Coordinating Council

GCR Gas Cooled Reactor

GEO Geotermoeléctrica

GNL Gas Natural Licuado

GW Gigawatt

GWh Gigawatt-hora

HID Hidroeléctrica

HV Horario de Verano

IAEA International Atomic Energy Agency

IEA International Energy Agency

ICEE Índice de Consumo de Energía Eléctrica

IGCC Integrated Gasification Combined Cycle

IEA: International Energy Agency

IIE Instituto de Investigaciones Eléctricas

km-c Kilómetro-circuito

kV Kilovolt

kW Kilowatt

kWh Kilowatt-hora

kWh/habitante Kilowatt-hora por habitante

LFC Luz y Fuerza del Centro

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

LWGR Light Water Graphite Reactor


181

mmpcd Millones de pies cúbicos diarios

MR Margen de Reserva

MRO Margen de Reserva Operativo

MT Media tensión

MVA Megavolt ampere

MW Megawatt

MWe Megawatt eléctrico

MWh Megawatt-hora

n.a. No aplica

NERC North American Electric Reliability Corporation

NOM Norma Oficial Mexicana

NPCC Northeast Power Coordinating Council

OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico

OLADE Organización Latinoamericana de Energía

OPF Obra Pública Financiada

PAESE Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico

PEF Presupuesto de Egresos de la Federación

Pemex Petróleos Mexicanos

PHWR Pressurized Heavy Water Reactor

PIB Producto Interno Bruto

PIDIREGAS Proyectos de Infraestructura con Impacto Diferido en el Registro del Gasto

PIE Producción Independiente de Energía

PRC Programa de Requerimientos de Capacidad

PRIS Power Reactor Information System

PWR Pressurized Water Reactor

RFC Reliability First Corporation

R/P Relación reservas-producción

SE Secretaría de Economía

SEN Sistema Eléctrico Nacional

Sener Secretaría de Energía

SERC Southeastern Electric Reliability Council

SIN Sistema Interconectado Nacional

SPP Southwest Power Pool

SOx Óxidos de azufre


182

TA Temporada Abierta

TC Termoeléctrica Convencional

TG Turbogás

TGM Turbogás Móvil

Tmca Tasa media de crecimiento anual

TWh Terawatt-hora

UPI Unidad de Promoción de Inversiones

VFT Variable Frequency Transformer

WECC Western Electricity Coordinating Council

Anexo

Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión “COPAR”(tomo de generación) 2005.Comisión Federal de Electricidad.México D.F., 2005.

Información básica para evaluar financiera y económicamente los proyectos del presentados en el programa de expansión del sector eléctrico. Identifica los costos y parámetros de referencia para evaluar las diferentes tecnologías en el mercado, y elegir la de mínimo costo.

Catálogo de Unidades Generadoras en Operación, 2006Comisión Federal de Electricidad.México D.F., 2007.En este documento se presenta la información relativa a la capacidad efectiva de generación actualizada al 31 de diciembre de 2006. La información contenida está organizada con amplio nivel de detalle, específicamente en lo que se refiere a capacidad instalada (de placa y efectiva), generación de electricidad, consumo de combustibles y eficiencias. Asimismo, el documento incluye el balance del sistema eléctrico nacional.

International Energy Outlook 2007Office of Integrated Analysis and Forecasting. Energy Information Administration, U.S. Department of Energy.Washington, D.C., 2007.Este documento presenta una evaluación de las perspectivas energéticas internacionales hacia 2030, elaborada por la EIA. Las proyecciones del International Energy Outlook 2007 (IEO) están divididas de acuerdo a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), entre países miembros y no miembros. El IEO 2007 se enfoca exclusivamente sobre la energía comercializada y, por tanto, las fuentes de energía que no están siendo comercializadas no están incluidas en las proyecciones.

International Energy Annual 2005Energy Information Administration, U.S. Department of Energy.Washington, D.C., 2007.El International Energy Annual 2005 (IEA) presenta un panorama de las principales tendencias internacionales en lo que se refiere a producción, consumo, y comercio exterior de energía primaria en más de 220 países y dependencias. Esta información está disponible en formato numérico mediante tablas de Excel.

seisConsulta base para la elaboración de la prospectiva


184

Electricity Information 2007, Energy Balances of OECD Countries 2007, Energy Balance of Non-OCDE Countries 2007International Energy Agency (IEA).Paris Cedex 15-France, 2007.

Diversas publicaciones y bases de datos de estadísticas energéticas internacionales. La IEA es una agencia autónoma vinculada con la OCDE y establecida en París, Francia. La junta directiva de la agencia está integrada por los representantes de los ministerios de energía de cada país miembro.

Power Reactor Information System (PRIS)International Atomic Energy Agency (IAEA).Viena, Austria. 2007.

El Power Reactor Information System (PRIS) es un sistema de información que cubre dos tipos de datos: información general y de diseño sobre reactores nucleares e información relativa a la experiencia operacional en plantas nucleares en todo el mundo. El PRIS hace posible la identificación de reactores nucleares y sus principales características. Asimismo, permite determinar el estatus y tendencias mundiales, regionales o por cada país en el desarrollo de la energía nuclear.

Direcciones electrónicas de interés sobre el sector:

http://www.energia.gob.mx Secretaría de Energía

http://www.cfe.gob.mx Comisión Federal de Electricidad

http://www.lfc.gob.mx Luz y Fuerza del Centro

http://www.pemex.gob.mx Petróleos Mexicanos

http://www.conae.gob.mx Comisión Nacional para el Ahorro de la Energía

http://www.cre.gob.mx Comisión Reguladora de Energía

http://www.fide.org.mx Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica

http://www.iie.org.mx Instituto de Investigaciones Eléctricas

http://www.imp.mx Instituto Mexicano del Petróleo

http://www.inin.mx Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares

http://www.cnsns.gob.mx Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y

La suma directa de los datos numéricos o porcentuales en el texto, cuadros, tablas, gráficas o figuras, podría no coincidir de manera exacta con los totales, debido al redondeo de cifras

La información correspondiente al último año histórico (2006) está sujeta a revisiones posteriores

De manera análoga al caso de suma directa de cifras, el cálculo manual de tasas de crecimiento promedio anual podría no coincidir en forma precisa con los valores reportados debido al redondeo de cifras.

En la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE), las cifras reportadas bajo el concepto capacidad autorizada y capacidad en operación no necesariamente deben coincidir con las cifras reportadas bajo el concepto de capacidad neta contratada por CFE.

•

•

•

•

Notas aclaratorias

Los particulares interesados en aportar comentarios, realizar observaciones o formular consultas pueden dirigirse a:

Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo TecnológicoSecretaría de EnergíaInsurgentes Sur 890, piso 3, Col. del ValleMéxico D.F. 03100Tel: 5000-6000 ext. 2207

Coordinación de la publicación:

Dirección General de Planeación EnergéticaTel: 5000-6000 ext. 2207 y 2208E-mail: [email protected] Los particulares que deseen precisar la información sobre las alternativas de inversión en el sector, favor de dirigirse a:

Dirección General de Promoción de InversionesSecretaría de EnergíaTel: 50 00 60 00 / 1131

Referencia para la recepción de comentarios

Comprometidos con el medio ambiente, la Secretaría de Energía decidió no imprimir las Prospectivas 2007-2016, lo cual permitió conservar 62 árboles adultos, ahorrando 86,000 litros de agua y más de 40 barriles de petróleo.

prospectiva sector electrico finas

Documents