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Reporte de Confiabilidad del

Sistema Eléctrico Nacional

2016 - 2017

Reporte de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional 2016-2017

2

Resumen Ejecutivo

La Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) tiene la responsabilidad de desarrollar y vigilar el

cumplimiento del marco regulatorio en materia de Confiabilidad. Estas nuevas responsabilidades,

establecidas en la Ley de la Industria Eléctrica (LIE), han dado como resultado la emisión de diversos

instrumentos orientados a que los procesos de planeación y operación del Sistema Eléctrico Nacional

(SEN) se realicen bajo criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y

sustentabilidad. El Reporte de Confiabilidad 2016 – 2017 (el Reporte) es el primer informe que elabora

la Comisión con el objetivo de informar sobre el desempeño del SEN en materia de Confiabilidad.

El objetivo de la regulación de Confiabilidad expedida por la Comisión es garantizar que el suministro

eléctrico sea provisto bajo condiciones de seguridad, Calidad y Continuidad. Así, en este reporte se

utilizan diversos índices de confiabilidad, incluido el margen de reserva, como los principales indicadores

de seguridad del suministro eléctrico. Asimismo, se construyó un índice de Confiabilidad asociado a la

disponibilidad de las Unidades de Central Eléctrica (UCE) y se identifican los episodios en los que el

SEN estuvo en estados operativos de alerta o emergencia y sus posibles causas. Respecto a la Calidad

de la energía, ésta se aborda a través de indicadores que reflejan sus características principales: la

tensión, la frecuencia y el factor de potencia. Para valorar la Continuidad del suministro se presentan

indicadores del número y duración de las interrupciones que afectan en promedio a un usuario final.

Los parámetros de desempeño del sistema se evalúan considerando tres grandes rubros: seguridad del

suministro, Calidad de la energía y Continuidad en el servicio. En la evaluación de la seguridad del

suministro en el SEN, se analiza la disponibilidad de las Unidades de Central Eléctrica y se identifican

los eventos en que el SEN se ha encontrado en estado operativo de alerta o de emergencia y sus

posibles causas. Respecto a la Calidad de la energía, ésta se evalúa a través de indicadores que reflejen

sus características principales: tensión, frecuencia y factor de potencia. Por otro lado, para valorar la

Continuidad en el servicio, se presentan indicadores sobre la frecuencia y duración de las interrupciones

ocurridas, en la RNT y las RGD.

Así, durante los años 2016 y 2017, se observa que, en general, el SEN ha operado dentro de los

parámetros de Confiabilidad, Calidad y Continuidad previstos en el Código de Red y las metas que se

ha fijado el CENACE. Asimismo, se observa el cumplimiento por parte del CENACE, CFE Transmisión

y CFE Distribución del Código de Red emitido por la CRE.

1. Seguridad del suministro.

a) La congestión en la infraestructura de transmisión fue identificada por el CENACE como

una de las principales causas de que el SEN operará en estados de alerta o de

emergencia.

b) En 2016 la capacidad de generación entregada durante las 100 horas críticas fue

alrededor del 80% de la capacidad instalada.

c) Las salidas forzadas en 2017 tuvieron como resultado no contar con capacidad de

generación, en promedio, de 3.4 GW, lo que representa alrededor del 4.5% de la

capacidad instalada.

d) Falta de capacidad de generación en el Sistema de Baja California mitigada por la

interconexión a California y necesidad de realizar subastas de confiabilidad para

minimizar costos.


3

2. Calidad de la Energía Eléctrica. De manera general, la tensión y frecuencia del SEN se

encuentran la mayor parte del tiempo operando dentro de la banda de Calidad establecida en el

Código de Red. Sin embargo, con el incremento de la generación renovable variable en el SEN,

entre otros factores, será necesario mantener el monitoreo constante sobre dichas variables,

para identificar cualquier impacto en las mismas.

3. Continuidad en el servicio.

a) Con respecto a la RNT, en 2017 para la mayoría de regiones los índices de desempeño

asociados a las interrupciones presentan mejoras en cuanto a frecuencia y duración,

exceptuando el índice de disponibilidad.

b) Los índices SAIDI y SAIFI para las RGD, se reportaron mejoras en todas las Divisiones

de Distribución.


4

Índice

1. Introducción .................................................................................................................................... 9

2. Marco regulatorio .......................................................................................................................... 10

2.1 Disposiciones de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución .... 10

2.2 Código de Red ....................................................................................................................... 11

2.3 Protocolos correctivo y preventivo ......................................................................................... 12

2.4 Requerimiento de potencia .................................................................................................... 13

3. Contexto actual del Sistema Eléctrico Nacional ............................................................................ 13

3.1 Capacidad instalada en el SEN ............................................................................................. 14

3.1.1 Capacidad instalada por región de control ............................................................................. 16

3.1.2 Adiciones y retiros ................................................................................................................. 16

3.2 Generación de energía eléctrica en el SEN ........................................................................... 17

3.2.1 Generación de energía eléctrica por región de control ........................................................... 18

3.3 Consumo de energía eléctrica en el SEN .............................................................................. 18

3.4 Comportamiento de la demanda en el SEN ........................................................................... 20

3.5 Red Nacional de Transmisión ................................................................................................ 20

3.6 Redes Generales de Distribución .......................................................................................... 21

4. Desempeño del SEN en 2016 y 2017 ........................................................................................... 22

4.1 Operación del SEN en 2016 y 2017 ....................................................................................... 22

4.1.1 Margen de Reserva Operativo (MRO) ................................................................................... 22

4.1.2 Frecuencia ............................................................................................................................. 26

4.1.3 Tensión .................................................................................................................................. 30

4.1.4 Disturbios en el SEN .............................................................................................................. 32

4.1.4.1Estados de alerta, de emergencia y restaurativos del SEN

34

4.1.5 Principales disturbios en el SEN en 2016 y 2017 ................................................................... 38

4.1.5.1Pérdida de línea de transmisión en la zona Tapachula

38

4.1.5.2Aplicación del protocolo preventivo en Baja California

39

4.1.5.2.1 Impacto del déficit de potencia en el sistema de Baja California ..................................... 40

4.1.5.2.2 Opciones técnicas identificadas por CENACE para atender el déficit de potencia .......... 41

4.1.5.2.3 Resultados de la implementación del protocolo preventivo en el SBC ............................ 41

4.1.5.3Salida de operación de líneas de la RNT por fenómeno meteorológico

43


5

4.1.5.4Falla en línea de la RNT por incendio forestal no controlado

44

4.1.5.5Falla en la subestación Jerónimo Potencia (JEP)

45

4.1.5.6Afectación en el SIN por sismo de 7.1 grados en la escala de Richter

46

4.1.6 Indisponibilidad de generación en las 100 horas críticas del SEN en 2016 ............................ 46

4.1.6.1Salidas de centrales generadoras en 2016 y 2017

48

4.2 Planeación del SEN ............................................................................................................... 52

4.2.1 Criterios de planeación del Código de Red ............................................................................ 52

4.2.2 Principales obras incluidas en el PRODESEN 2017-2031 ..................................................... 53

5. Desempeño de la RNT en 2016 y 2017 ........................................................................................ 55

5.1 Índice de Disponibilidad de los elementos de la RNT ............................................................ 55

5.2 Índice de la frecuencia promedio de interrupciones en la RNT (SAIFI) .................................. 57

5.3 Índice de duración promedio de interrupciones en la RNT (SAIDI) ........................................ 58

5.4 Energía no suministrada en la RNT (ENS) ............................................................................ 60

6. Desempeño de las RGD en 2016 .......................................................................................... 63

6.1 Índice de duración promedio de interrupciones en Distribución (SAIDI) ................................. 63

6.2 Índice de frecuencia promedio de interrupciones en Distribución (SAIFI) .............................. 64

6.3 Índice de duración promedio de interrupciones por usuario en Distribución (CAIDI) .............. 66

6.4 Compensación de Potencia Reactiva .................................................................................... 68

7. Conclusiones ................................................................................................................................ 71

Anexo A Resumen de Índices de Desempeño en el SEN .................................................................... 74

Anexo B Horas críticas del SEN .......................................................................................................... 76

Anexo C Análisis comparativo entre Capacidad Entregada, Demanda promedio en las 100 horas

críticas, Disponibilidad de Entrega Física, Demanda Máxima en las 100 horas críticas y Capacidad

Instalada .............................................................................................................................................. 80

Índice de Figuras

Figura 1 Sistemas interconectados y regiones de control del SEN. ..................................................... 14

Figura 2 Capacidad instalada en el SEN por tecnología en 2016 [%]. ................................................. 15

Figura 3 Adiciones y retiros de capacidad de Centrales Eléctricas previstos en el SEN por tecnología

en el período 2017-2031 [MW]. ............................................................................................................ 17

Figura 4 Consumo de energía eléctrica en las regiones de control del SEN en 2016 [GWh]. ............. 19

Figura 5 Consumo de energía eléctrica en las regiones de control del SEN en 2015-2016 (GWh). ..... 19

Figura 6 Divisiones de Distribución. ..................................................................................................... 21

Figura 7 Tiempo en que el SEN estuvo en estado operativo normal en 2016 (%). ............................... 23


6

Figura 8 Tiempo en que el SEN estuvo en estado operativo normal en 2017 (%). ............................. 24

Figura 9 Índice de MRO correspondiente a cada sistema en 2016 (%). ............................................... 25

Figura 10 Índice de MRO correspondiente a cada sistema interconectado en 2017 (%). ..................... 26

Figura 11 Índice de calidad de la frecuencia en el SEN en 2016 (%). .................................................. 27

Figura 12 Índice de calidad de la frecuencia en el SEN en 2017 (%). .................................................. 28

Figura 13 Índice de calidad de la frecuencia por sistema interconectado, en el año 2016. .................. 29

Figura 14 Índice de calidad de la frecuencia por sistema interconectado, en el año 2017. .................. 29

Figura 15 Índice de calidad de la tensión en el SEN en 2016 (horas promedio). ................................. 30

Figura 16 Índice de calidad de la tensión en el SEN en 2017 (horas promedio). .................................. 31

Figura 17 Número de disturbios en el SEN, por clasificación de relevancia, en 2016. Fuente: Elaborado

por la CRE, con información del CENACE. .......................................................................................... 33

Figura 18 Número de disturbios en el SEN, por clasificación de relevancia, en 2017. ......................... 34

Figura 19 Principales causas de los estados de Alerta en el SEN en 2017. ......................................... 36

Figura 20 Indisponibilidad de generación, por falta de suministro de gas natural en el primer semestre

de 2017 (MW). ..................................................................................................................................... 37

Figura 21 Principales causas de los estados de Emergencia en el SEN en 2017. ............................... 38

Figura 22 Período de aplicación del protocolo preventivo. ................................................................... 42

Figura 23 Estados operativos de alerta, emergencia y restaurativo, en el sistema de Baja California,

durante la aplicación del protocolo. ...................................................................................................... 42

Figura 24 Índice de disponibilidad de las UCE en el SEN en 2016. ..................................................... 47

Figura 25 Índice de disponibilidad por región de control en el SIN en 2016. ........................................ 47

Figura 26 Índice de disponibilidad por tecnología en el SIN en 2016. .................................................. 48

Figura 27 Capacidad no disponible por Región de Control en el SEN en 2016 [MW]........................... 49

Figura 28 Promedio mensual de capacidad no disponible en el SEN asociadas a mantenimientos en

2016 y 2017. ........................................................................................................................................ 50

Figura 29 Promedio mensual de capacidad no disponible en el SEN asociadas a salidas forzadas en

2016 y 2017. ........................................................................................................................................ 51

Figura 30 Principales causas asociadas con la indisponibilidad de UCE en 2017. ............................... 52

Figura 31 Porcentaje de disponibilidad de los elementos de la RNT por Gerencia Regional de

Transmisión en 2016 y 2017. ............................................................................................................... 56

Figura 32 Acumulado mensual de SAIFI atribuible a causas operativas, en 2016 y 2017. ................... 57

Figura 33 Acumulado mensual de SAIFI Total atribuible a causas operativas y caso fortuito o de fuerza

mayor, en 2016 y 2017. ....................................................................................................................... 58

Figura 34 Acumulado mensual de SAIDI atribuible a causas operativas, en 2016 y 2017. .................. 59

Figura 35 Acumulado mensual de SAIDI Total atribuible a atribuible a causas operativas y caso fortuito

o de fuerza mayor, en 2016 y 2017. ..................................................................................................... 59

Figura 36 ENS atribuible a causas operativas y de caso fortuito o de fuerza mayor, en la RNT en los

años 2016 y 2017. ............................................................................................................................... 60

Figura 37 ENS acumulada mensual en la RNT en 2017. ..................................................................... 61

Figura 38 Causas de las interrupciones en la RNT en 2016. ............................................................... 62

Figura 39 Causas de las interrupciones en la RNT en 2017. ............................................................... 62

Figura 40 SAIDI acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017. ........................ 63

Figura 41 Acumulado mensual del SAIDI en las RGD en 2017. ........................................................... 64

Figura 42 SAIFI promedio acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017. ........ 65

Figura 43 Acumulado mensual del SAIFI en las RGD en 2017. ........................................................... 66

Figura 44 CAIDI promedio acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017. ........ 67

Figura 45 Acumulado mensual del CAIDI en las RGD en 2017. .......................................................... 68


7

Figura 46 Porcentaje de cumplimiento del requerimiento de compensación de potencia reactiva, por

División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017. .......................................................................... 69

Figura 47 Porcentaje de cumplimiento mensual del requerimiento de factor de potencia en las RGD en

2017 .................................................................................................................................................... 70

Índice de Tablas

Tabla 1 Capacidad total instalada en el SEN por tecnología en 2016 [MW]. ........................................ 15

Tabla 2 Generación de energía eléctrica en el SEN por tecnología en 2016. ...................................... 18

Tabla 3 Demanda máxima coincidente en las regiones de control del SEN presentada en julio de 2016.

............................................................................................................................................................ 20

Tabla 4 Longitud de la RNT por nivel de tensión. ................................................................................. 20

Tabla 5 Niveles de reserva operativa para los estados operativos del SEN. ........................................ 23

Tabla 6 Índice de calidad de la tensión por Gerencia de Control Regional en 2016 (horas promedio). 32

Tabla 7 Índice de calidad de la tensión por Gerencia de Control Regional en 2017 (horas promedio). 32

Tabla 8. Número de notificaciones de estados de Alerta y Emergencia en el SEN por año. ................ 35

Tabla 9. Principales causas de los estados de Alerta y Emergencia en el SEN en 2016. .................... 35

Tabla 10. Principales enlaces congestionados que dieron lugar a estados de Alerta y Emergencia en el

SEN en 2016. ...................................................................................................................................... 36

Tabla 11. Eventos de corte de carga del 23 y 24 de mayo de 2016 en la zona de Tapachula ............. 39

Tabla 12. Condición demanda y capacidad real de generación en el sistema de Baja California durante

los meses de mayo-octubre del 2016. ................................................................................................. 39

Tabla 13. Impacto en el SBC por déficit de potencia. ........................................................................... 40

Tabla 14. Opciones técnicas identificadas para cubrir el déficit en Baja California. .............................. 41

Tabla 15. Impacto en el servicio de suministro debido a disturbio meteorológico en la región Noreste. 43

Tabla 16. Impacto en el servicio de suministro debido a disturbio en la región Peninsular. .................. 44

Tabla 17. Impacto en índices de confiabilidad...................................................................................... 45

Tabla 18. Principales causas que dieron lugar a salidas de emergencia en el SEN en el segundo

semestre de 2016. ............................................................................................................................... 51

Tabla 19. Principales proyectos programados en la RNT de conformidad con el PRODESEN 2017-

2031. ................................................................................................................................................... 54


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Nomenclatura y Siglas

CAIDI Índice de duración promedio de interrupciones por usuario

CENACE Centro Nacional de Control de Energía

CFE Comisión Federal de Electricidad

Código de Red Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional

Disposiciones de la RNT y las RGD

Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de acceso abierto y prestación de los servicios de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución

DOF Diario Oficial de la Federación

el Reporte Reporte de Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional 2016-2017

FR Frenos Regenerativos

GD Generación Distribuida

la Comisión Comisión Reguladora de Energía

LIE Ley de la Industria Eléctrica

MEM Mercado Eléctrico Mayorista

PENS Eficiente Probabilidad de Energía No Suministrada Eficiente

PENS Máxima Probabilidad de Energía No Suministrada Máxima

PIIRCE Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas

PRODESEN Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional

RGD Redes Generales de Distribución

RLIE Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica

RNT Red Nacional de Transmisión

SAIDI Índice de duración promedio de interrupciones

SAIFI Índice de frecuencia promedio de interrupciones

SBC Sistema de Baja California

SBCS Sistema de Baja California Sur

SEN Sistema Eléctrico Nacional

Sener Secretaría de Energía

SIN Sistema Interconectado Nacional

SMulegé Sistema Mulegé

TIC Tecnologías de la Información y Comunicación

TIU Tiempo de Interrupción por Usuario

UCE Unidad de Central Eléctrica

VENS Valor de la Energía No Suministrada

VIRPe Valores Indicativos de la Reserva de Planeación Eficiente

VIRPm Valores Indicativos de la Reserva de Planeación Mínima


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1. Introducción

Con la emisión de la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y su Reglamento (RLIE), se le otorgaron a la

Comisión Reguladora de Energía (la Comisión) diversas atribuciones asociadas con la expedición,

aplicación, monitoreo y vigilancia de la regulación necesaria en materia de eficiencia, Calidad,

Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN).

Como parte de las actividades contempladas por la Comisión para llevar a cabo el monitoreo del

cumplimiento de la regulación en materia de Confiabilidad, se encuentra la elaboración anual del Reporte

de Confiabilidad del SEN (el Reporte), cuyo objetivo es informar sobre el estado que guarda el SEN en

materia de Confiabilidad, considerando los índices de desempeño establecidos en la regulación que

hasta el momento ha emitido la Comisión.

Considerando lo anterior, la estructura del Reporte considera las siguientes secciones:

I. Contexto actual del SEN. Se presentan las condiciones del SEN al cierre del año 2016, con

respecto a la capacidad instalada y retiro de centrales eléctricas, el portafolio de generación, la

demanda y consumo de energía, y el estado de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las

Redes Generales de Distribución (RGD).

II. Desempeño del SEN en 2016 y 2017. Se muestra información sobre el desempeño operativo

del SEN en los años 2016 y 2017, a través del análisis de indicadores de desempeño.

III. Desempeño de la RNT. Se presentan los índices de desempeño de la RNT en los años 2016 y

2017 reportados a la Comisión por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) Transmisión,

entidad responsable de realizar el control físico de la RNT.

IV. Desempeño de las RGD. Se presentan los índices de desempeño de las RGD en 2016 y 2017,

reportados a la Comisión por la CFE Distribución, entidad responsable de realizar el control físico

de las RGD.

V. Recomendaciones y conclusiones. En esta sección se presenta un resumen con respecto a

los principales retos identificados para el SEN en materia de Confiabilidad y se incluyen también,

algunas recomendaciones asociadas a dichos retos.


10

2. Marco regulatorio

El Marco Regulatorio en materia de Confiabilidad está compuesto de diversos ordenamientos que han

sido emitidos por la Comisión desde el 2016, en ejercicio de las facultades que le confiere la LIE. Dichos

ordenamientos están asociados con aspectos técnicos sobre la operación del SEN, incluyendo la RNT

y las RGD, así como con la operación del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).

En concreto, la Comisión ha expedido los siguientes instrumentos regulatorios en materia de

Confiabilidad:

1) Disposiciones Administrativas de Carácter General en materia de acceso abierto y prestación de

los servicios de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución

(Disposiciones de la RNT y las RGD)1;

2) Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen los criterios de eficiencia,

Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional:

Código de Red (Código de Red)2;

3) Protocolos correctivos y preventivos para que el Centro Nacional de Control de Energía gestione

la contratación de potencia en caso de emergencia3; y

4) Requisito mínimo de potencia para asegurar la Confiabilidad4.

En estos instrumentos se han definido guías operativas, lineamientos de actuación e indicadores de

Confiabilidad en la prestación de los servicios públicos de transmisión y distribución.

2.1 Disposiciones de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de

Distribución

En ejercicio de la atribución a que hace referencia el artículo 12, fracción III de la LIE, la cual prevé que

es facultad de la Comisión establecer las condiciones generales para la prestación del servicio público

de transmisión y distribución, el 16 de febrero de 2016, se publicó en el Diario Oficial de la Federación

(DOF) la resolución RES/948/2015, por la que se emitieron las Disposiciones de la RNT y las RGD, las

cuales, establecen que la prestación del servicio público de transmisión y de distribución deberá

realizarse bajo principios que garanticen la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y

sustentabilidad, tanto de las instalaciones y equipos que componen la RNT y las RGD, como de las

instalaciones y equipos correspondientes a los usuarios finales.

En este contexto, las Disposiciones de la RNT y las RGD, tienen por objeto, entre otros, regular las

actividades de transmisión y distribución, a través de parámetros de desempeño que permiten evaluar

la calidad y continuidad en los servicios de transmisión y distribución. Por lo anterior, en dicho

instrumento se describen los parámetros cuyos valores mínimos de desempeño deberán ser observados

con la finalidad de mantener las condiciones de disponibilidad, calidad y continuidad en el servicio. Antes

1 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5425779&fecha=16/02/2016 2 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5432507&fecha=08/04/2016 3 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5426015&fecha=17/02/2016 4 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5422663&fecha=14/01/2016

http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5425779&fecha=16/02/2016




11

de la emisión de dichas Disposiciones, la CFE utilizaba indicadores propios para medir la calidad en el

suministro de energía eléctrica a sus clientes. Un ejemplo es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU)

que indicaba el tiempo medio en que el usuario no disponía del suministro eléctrico por un período

determinado y que, en la regulación vigente, se desagregó en un conjunto de indicadores utilizados

internacionalmente como el Índice de duración promedio de interrupciones (SAIDI), el Índice de

frecuencia promedio de interrupciones (SAIFI) y el Índice de duración promedio de interrupciones por

usuario (CAIDI).

2.2 Código de Red

De conformidad con el artículo 12, fracción XXXVII, de la LIE, es facultad de la Comisión expedir y aplicar

la regulación necesaria en materia de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y

sustentabilidad del SEN. Asimismo, el artículo 12, fracción XLII, de la LIE, prevé que la Comisión tiene

la facultad para dictar o ejecutar, entre otras, las medidas necesarias para proteger los intereses del

público en relación con la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del suministro eléctrico. En

este contexto, la Comisión emitió la resolución RES/151/2016, el Código de Red, cuyo objeto es

establecer los requerimientos técnicos mínimos que deben ser observados por lo integrantes de la

industria eléctrica, en el desarrollo de sus funciones, para asegurar la operación segura y confiable del

SEN.

Los requerimientos técnicos incluidos en el Código de Red tienen como finalidad que el SEN se

desarrolle, mantenga, opere, amplíe y modernice de manera coordinada con base en requerimientos

técnicos-operativos de manera eficiente. Tales requerimientos se establecen de manera que el SEN

alcance y mantenga una condición técnica, de modo que sea capaz de soportar la ocurrencia de la

contingencia sencilla más severa (criterio n-1), la cual se refiere a la contingencia que, de manera

subsecuente, pudiera resultar en la mayor pérdida simultánea de generación o de suministro eléctrico

(medida en MW); todo lo anterior sin que se violen límites operativos de elementos en condiciones post-

disturbios.

Las características asociadas a que el SEN tenga un nivel adecuado de Confiabilidad, están

relacionadas con los siguientes objetivos:

El SEN debe ser controlado de modo que se mantenga en las condiciones normales de operación;

El SEN debe ser operado de tal manera que sea capaz de soportar la contingencia sencilla más severa en condiciones normales de operación, sin incumplir las condiciones de suministro eléctrico establecidas;

La infraestructura física del SEN debe estar protegida contra daños ocasionados por la operación de sus elementos, fuera de los límites técnicos establecidos;

Un área eléctrica que haya sido aislada por la ocurrencia de un evento debe ser reintegrada de manera segura, eficiente y en el menor tiempo posible;

La ampliación y la modernización de la infraestructura del SEN deben tener como objetivo la mejora continua de los niveles de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;

La interconexión de Centrales Eléctricas debe llevarse a cabo con el objetivo de mejorar los niveles de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN;


12

La conexión de Centros de Carga al SEN no debe afectar negativamente los niveles de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN;

Los sistemas de información y comunicaciones que se emplean en el SEN deben promover la eficiencia de la industria eléctrica y funcionar dentro de un marco de interoperabilidad y seguridad de la información;

En general, debe contribuir a mantener y mejorar el desempeño del SEN y del MEM.

Para lograr los objetivos anteriores, en el Código de Red se han definido los siguientes criterios:

1. Criterios P: criterios técnicos generales para el proceso de planeación;

2. Criterios OP: criterios para la operación en estado operativo normal del SEN;

3. Criterios INTG: criterios requeridos a las centrales eléctricas para su interconexión;

4. Criterios CONE: criterios definidos para la conexión de centros de carga;

5. Criterios REI: criterios de telemetría en tiempo real para el control de la RNT, las RGD, los

Participantes del Mercado y para la integración de elementos de medición, monitoreo y operación

en el SEN que utilizan Tecnologías de la Información y Comunicación (TIC); y

6. Criterios SEA: criterios aplicables a los sistemas que se encuentran eléctricamente aislados del

Sistema Interconectado Nacional (SIN) y que forman parte de la RNT y de las RGD.

2.3 Protocolos correctivo y preventivo

Con base en los artículos 12, fracción XXII y 135 de la LIE, entre otros, la Comisión emitió el acuerdo

A/073/2015 por el que expidió los Protocolos correctivos y preventivos, cuya finalidad es proporcionar al

CENACE una herramienta adicional para asegurar que se cuenta con la capacidad suficiente para

asegurar la operación confiable del SEN. Los Protocolos consisten en procedimientos expeditos que

debe seguir el CENACE para gestionar la contratación de potencia, en caso de emergencia, cuando los

demás mecanismos de Confiabilidad, previstos en la LIE, las Bases del Mercado Eléctrico o en el Código

de Red, como las Subastas por Confiabilidad, no le permitan responder ante condiciones de emergencia

que afectan o puedan afectar los márgenes de reserva, al punto de colocar al SEN en una situación

inminente de racionamiento que puede afectar el suministro de energía eléctrica a los usuarios. Este

instrumento también prevé la información a través de la cual el CENACE deberá acreditar que existen

las condiciones de racionamiento inminente, y, entre otros, las acciones operativas necesarias para

asegurar la operación confiable del SEN.

Se han establecido los siguientes tipos de Protocolos, en función del periodo de tiempo en el que se

presente una condición operativa de emergencia en el SEN:

1. Protocolo preventivo: Se aplica cuando el CENACE identifica que el SEN está próximo a entrar

en estado operativo de emergencia, y existen las condiciones suficientes para llevar a cabo un

proceso de evaluación competitivo para la contratación de potencia. En este protocolo, la

Comisión evalúa ex-ante que la alternativa, o combinación de alternativas, que presente el

CENACE, represente la opción técnica más conveniente para evitar la condición de emergencia.

2. Protocolo correctivo: Se aplica cuando el CENACE identifica que el SEN está próximo a entrar

en estado operativo de emergencia, y no hay suficiente tiempo para llevar a cabo un proceso de

evaluación competitivo para la contratación de potencia. En este protocolo, la Comisión evalúa

de manera ex-post, las acciones tomadas por el CENACE.


13

2.4 Requisito de adquisición de potencia

El 14 de enero de 2016, se publicó en el DOF la resolución RES/916/2015, por la que la Comisión

estableció el requisito mínimo de potencia que deberán cumplir los suministradores y los usuarios

calificados participantes del mercado para adquirir potencia en términos del artículo 12, fracción XXI, de

la LIE (Requisito de adquisición de potencia). El Requisito de adquisición de potencia se determina a

partir de la demanda de los centros de carga en las horas críticas del SEN y de la Reserva de Planeación

mínima prevista en la Política de Confiabilidad5 emitida por la Secretaria de Energía (Sener). El objeto

de dicho Requisito es proporcionar una herramienta de Confiabilidad a través de la cual se garantice la

instalación de capacidad de generación suficiente en el SEN para cumplir con los márgenes de reserva

de planeación.

El Requisito de adquisición de potencia está alineado con la Política de Confiabilidad, la cual incluye los

siguientes indicadores que deben ser observados en los procesos de planeación del SEN:

a) La Probabilidad de Energía No Suministrada Máxima aceptable para el SEN (PENS Máxima),

b) El Valor de la Energía No Suministrada (VENS),

c) La Probabilidad de Energía No Suministrada Eficiente para el SEN (PENS Eficiente),

d) Los valores indicativos de la Reserva de Planeación Mínima (VIRPm, para cada uno de los

sistemas interconectados y calculados con base en la PENS Máxima), y

e) Los valores indicativos de la Reserva de Planeación Eficiente (VIRPe, para cada uno de los

sistemas interconectados y de acuerdo con la PENS Eficiente).

Para 2016, la Sener determinó que la PENS Máxima sería de 0.2178%, el VENS de 2,600 dólares por

MWh y la PENS Eficiente de 0.0315%.

3. Sistema Eléctrico Nacional El SEN está integrado por la RNT, que corresponde a todos los elementos eléctricos operando en

tensiones ≥ 69 kV; por las RGD, correspondientes a todos los elementos operando en tensiones < 69

kV; por centrales eléctricas que entregan energía a la RNT o a las RGD; por los equipos e instalaciones

del CENACE utilizados para llevar a cabo el control operativo del SEN y por los demás elementos que

determine la Sener.

Desde un enfoque eléctrico, el SEN está conformado por 4 sistemas interconectados: el SIN, el Sistema de Baja California (SBC), el Sistema de Baja California Sur (SBCS) y el Sistema de Mulegé (SMulegé). El SBC se encuentra eléctricamente aislado del SIN, sin embargo, opera interconectado de manera síncrona a la red de la región oeste de Estados Unidos de América, por medio de dos líneas de transmisión de 230 kV en corriente alterna con una capacidad total de exportación de 800 MW y de 408 MW de importación. El SBCS y SMulegé están eléctricamente aislados tanto del SIN como del SBC.

Para su control operativo, el SEN se encuentra dividido en 9 regiones de control y un pequeño sistema eléctrico. La operación de estas regiones de control se encuentra bajo la responsabilidad de los 10 centros de control regional ubicados en las siguientes ciudades: Ciudad de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey, Mexicali, La Paz, y Santa Rosalía para el sistema de Mulegé. En

5 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5473221&fecha=28/02/2017



14

este contexto, el centro nacional de la Ciudad de México coordina el despacho económico y la operación segura y confiable del SEN, con un centro nacional de respaldo en la ciudad de Puebla. En la figura 1, se observan los sistemas interconectados y las regiones de control.

Figura 1 Sistemas interconectados y regiones de control del SEN.

Fuente: Elaborado por la CRE, con información del CENACE.

3.1 Capacidad instalada en el SEN

La capacidad instalada del SEN al cierre del año 2016 fue de 73,510 MW, de los cuales 71.2% (52,331 MW) correspondieron a centrales eléctricas convencionales (ciclo combinado, termoeléctrica convencional, carboeléctrica, turbogás, combustión interna y lecho fluidizo); mientras que el restante 28.8% (21,179 MW) correspondió a centrales basadas en tecnologías limpias (hidroeléctrica, eólica, nucleoeléctrica, geotérmica, solar, FIRCO6, generación distribuida (GD), frenos regenerativos (FR), bioenergía y cogeneración eficiente). En la Tabla 1, se muestra la capacidad instalada por tecnología de generación, en MW. Asimismo, en la figura 2, se observa la capacidad instalada en el SEN por tipo de tecnología, en porcentaje de participación.

6 El Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO) opera programas dirigidos para el desarrollo integral del sector rural, mediante la producción de energía eléctrica sustentable y la implementación de medidas de eficiencia energética en las unidades productivas.


15

Tabla 1 Capacidad total instalada en el SEN por tecnología en 2016 [MW].

Tecnología de generación Capacidad instalada [MW]

Ciclo combinado 27,274.19

Termoeléctrica convencional 12,593.67

Hidroeléctrica 12,588.99

Carboeléctrica 5,378.36

Turbogás 5,052.31

Combustión interna y lecho fluidizo 2,032.60

Eólica 3,735.40

Nucleoeléctrica 1,608.00

Geotérmica, Solar, FIRCO, GD y FR 1,322.15

Bioenergía y Cogeneración eficiente 1,924.79

Total [MW] 73,510.45

Fuente: Elaborado por la CRE, con información del PRODESEN 2017-20317.

Figura 2 Capacidad instalada en el SEN por tecnología en 2016 [%].


7 Liga al PRODESEN 2017-2031: http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf

Ciclo combinado37%

Termoeléctrica convencional

17%

Hidroeléctrica17%

Carboeléctrica7%

Turbogás7%

Combustión interna y lecho fluidizo

3%

Eólica5%

Nucleoeléctrica2%

Geotérmica, Solar, FIRCO, GD y FR2%

Bioenergía y Cogeneración eficiente

3%

Otras Energías límpias

12%

http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf


16

3.1.1 Capacidad instalada por región de control

Al cierre del año 2016, la mayor parte de la capacidad de generación instalada se concentró en las regiones de control Oriental, Occidental y Noreste, las cuales en conjunto representaron 62% de la capacidad instalada en el SEN. En segundo lugar, se encontraron las regiones de control Central, Noroeste, Norte y Peninsular, con 29.6% de la capacidad total del SEN, y 7.40% se encontró instalado en las regiones correspondientes a Baja California, Baja California Sur y Mulegé. Además, se cuenta con 262 MW de capacidad asociada a las unidades relacionadas a FIRCO y GD.

3.1.2 Adiciones y retiros

El Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE), elaborado por la

Sener, contiene la proyección a 15 años de la nueva capacidad de generación por tipo de tecnología y

ubicación geográfica, así como las unidades o centrales eléctricas notificadas por los generadores para

su retiro. De acuerdo con el PIIRCE, contenido en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico

Nacional (PRODESEN) 2017-2031, la capacidad total que se espera se adicione al SEN para satisfacer

la demanda eléctrica en el período 2017-2031 es de 55,840 MW. Por otro lado, para ese mismo período,

en el PIIRCE se sugiere el retiro de alrededor de 15,814 MW. En la figura 3, se presentan los retiros y

adiciones de capacidad previstos para el SEN, por tecnología, para el año 2017. Como se observa, se

considera que las adiciones de capacidad serán principalmente de centrales eléctricas basadas en

energías limpias, las cuales podrían representar hasta el 63% de la nueva capacidad total instalada. Por

otro lado, se prevé que los retiros de centrales eléctricas podrían ser principalmente de centrales

termoeléctricas.


17

Figura 3 Adiciones y retiros de capacidad de Centrales Eléctricas previstos en el SEN por tecnología en el período 2017-20318 [MW].


3.2 Generación de energía eléctrica en el SEN

En 2016, en el SEN se generaron 319,364 GWh de energía eléctrica, lo que representó un incremento

de 3.2% con respecto al año 2015. Del total de la energía generada, 79.7% provino de tecnologías

convencionales, mientras que el 20.3% restante provino de generación basada en tecnologías limpias.

En la Tabla 2 se presenta la generación de energía eléctrica por tipo de tecnología en el SEN en 2016.

De las tecnologías convencionales, la que representó el mayor porcentaje de generación, con 50%, fue

el ciclo combinado. De las tecnologías limpias, la hidroeléctrica fue la de mayor aportación con 10% de

la generación total de energía eléctrica.

8 TC (Termoeléctrica convencional), CI (Combustión interna), TG (Turbina de gas), LF (Lecho fluidizo), C (Carboeléctrica), CC (ciclo combinado) y CE (Cogeneración Eficiente)

1,927

18,950

13,498

7,699

5,3594,081

1,681 1,298 1,348

-13,711

-2,043-60

Adición [MW] Retiro [MW]


18

Tabla 2 Generación de energía eléctrica en el SEN por tecnología en 2016.

Tecnología de generación Generación (GWh)

2016 Porcentaje (%)

Ciclo combinado 160,378 50.22%

Termoeléctrica convencional 40,343 12.63%

Hidroeléctrica 30,909 9.68%

Carboeléctrica 34,208 10.71%

Turbogás 12,600 3.95%

Combustión interna y lecho fluidizo 6,966 2.18%

Eólica 10,463 3.28%

Nucleoeléctrica 10,567 3.31%

Geotérmica, solar, FIRCO, GD y FR 6,404 2.01%

Bioenergía y cogeneración eficiente 6,524 2.04% Fuente: Elaborado por la CRE, con información del PRODESEN 2017-2031.

3.2.1 Generación de energía eléctrica por región de control

En el 2016, la generación se concentró en las regiones de control Oriental, Central y Noreste, las cuales

aportaron 62.3% de toda la energía eléctrica producida en el SEN; el 30.7% se registró en las regiones

de control Norte, Occidental, Noroeste y Peninsular, y el 7.0% restante se produjo en los sistemas

aislados de Baja California, Baja California Sur y Mulegé. Del total de la energía generada, se exportaron

alrededor de 6,312 GWh.

,

3.3 Consumo de energía eléctrica en el SEN

El consumo bruto de energía del SEN en 2016 fue de alrededor de 298,792 GWh, principalmente en las regiones de control Occidental, Central, Noreste y Oriental, las cuales, en conjunto, representaron el 74% del consumo total del SEN. Cabe destacar que el consumo de energía eléctrica presenta un comportamiento estacional durante el año, presentándose el 46% del consumo anual durante los meses de mayo a septiembre, mientras que en los meses restantes se presentó el 54%. Este consumo está integrado por las ventas de energía a través de suministro básico, suministro calificado, suministro de último recurso, autoabastecimiento remoto, importación, pérdidas de electricidad, los usos propios de Transportistas y Distribuidores y generadores.

De acuerdo con información del PRODESEN 2017-2031, las regiones de control que presentaron una mayor tasa media de crecimiento anual de consumo de energía eléctrica fueron: Baja California Sur, Peninsular, Noroeste, Mulegé, Norte, Occidental y Noreste. En la figura 4 se muestra el consumo que representó cada región de control del SEN, en GWh y en porcentaje.


19

Figura 4 Consumo de energía eléctrica en las regiones de control del SEN en 2016 [GWh].

Fuente: Elaborado por la CRE con información del PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaría de Energía.

En la figura 5, se presenta el consumo que cada región de control tuvo en 2015 y se compara con el consumo registrado en 2016. Se observa que en la mayoría de las regiones se tuvo un incremento en el consumo de energía eléctrica, y que la región que representó el mayor crecimiento fue la Central.

Figura 5 Consumo de energía eléctrica en las regiones de control del SEN en 2015-2016 (GWh).

Fuente: Elaborado por la CRE con información del PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaría de Energía.

Central Oriental Occidental Noroeste Norte Noreste PeninsularBaja

California

BajaCalifornia

SurMulegé

Consumo 2015 53,649 46,587 65,220 21,642 23,734 50,114 11,610 13,122 2,400 146

Consumo 2016 59,103 47,642 63,407 23,389 24,696 52,297 12,129 13,438 2,541 151

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

Co

nsu

mo

de

ener

gía

(GW

h)

Noreste 52 297 GWh

(17.5%)

Noroeste 23 389 GWh

(7.8%) Baja

California

13 438 GWh (4.5%)

Baja California Sur

2 541 GWh

(0.9%)

Oriental 47 642 GWh

(15.9%)

Peninsular 12 129 GWh

(4%)

Central 59 103 GWh

(20%)

Occidental 63 407 GWh

(21.2%)

Norte 24,696 GWh

(8.2%)


20

3.4 Comportamiento de la demanda en el SEN

La demanda del SEN presenta un comportamiento estacional y existe una importante diferenciación regional en la demanda máxima integrada durante el año. En los meses de verano se registran los niveles más altos de demanda máxima en nueve regiones de control. Dichos niveles se asocian, entre otros, al uso de equipos de aire acondicionado debido a altas temperaturas del medio ambiente. Por otro lado, en la región Central, la demanda máxima se presenta en la temporada invernal, asociado al uso de sistemas de calefacción y de iluminación residencial para fines decorativos y por ser días más cortos y noches más largas.

La Tabla 3 indica la demanda coincidente en las regiones de control del SEN en 2016, la cual se registró el 8 de julio de 2016, con un total de 43,448 MWh/h.

Tabla 3 Demanda máxima coincidente en las regiones de control del SEN presentada en julio de 2016.

Región de Control Demanda Coincidente (MW)

2016 Porcentaje (%)

Central 7,668 17.65%

Oriental 6,425 14.79%

Occidental 8,214 18.90%

Noroeste 4,244 9.77%

Norte 4,076 9.38%

Noreste 8,439 19.42%

Peninsular 1,827 4.20%

Baja California 2,133 4.91%

Baja California Sur 398 0.92%

Mulegé 25 0.06% Fuente: Elaborado por la CRE con información del PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaría de Energía.

3.5 Red Nacional de Transmisión

La RNT comprende elementos que operan en niveles de tensión de 69 kV a 400 kV en corriente alterna,

corriente directa, así como enlaces internacionales síncronos y asíncronos conectados a los niveles de

tensión mencionados.

La RNT se encuentra agrupada en 53 regiones de transmisión, con una capacidad total de enlaces entre

regiones de 74,208 MW, con la mayor capacidad de transmisión concentrada en la región de control

Noreste, con el 25% del total. En la Tabla 4, se presenta la longitud de las líneas de transmisión actuales

en la RNT.

Tabla 4 Longitud de la RNT por nivel de tensión.

Nivel de tensión Longitud de la red

230 a 400 kV 51,538 km

69 a 161 kV 50, 853 km

TOTAL 102,391 km Fuente: Elaborado por la CRE con información del PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaría de Energía.


21

Para su operación y control, la RNT está dividida en Gerencias Regionales de Transmisión, las cuales

coinciden con las regiones de control del SEN. Los índices de desempeño que el Transportista está

obligado a observar, de conformidad con las Disposiciones de la RNT y de las RGD, se deben reportar

por Gerencia Regional de Transmisión.

3.6 Redes Generales de Distribución

Las RGD se integran por los elementos de la red en niveles de tensión menores a 69 kV. Como se

muestra en la figura 6, actualmente se tiene un total de 16 Divisiones de Distribución, las cuales son

operadas por la CFE Distribución. El Distribuidor es el responsable de asegurar la calidad del servicio

en dichas redes, así como de reportar de manera oportuna a la Comisión, los índices de desempeño

correspondientes a la operación y control de las RGD.

Figura 6 Divisiones de Distribución.

Fuente: PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaría de Energía.


22

4. Desempeño del SEN en 2016 y 2017

En el Código de Red se definen los parámetros de desempeño que deben ser observados de manera obligatoria por el CENACE, el Transportista y el Distribuidor, al llevar a cabo el control operativo y el control físico del SEN, así como la planeación del mismo. El monitoreo constante de los parámetros de desempeño permitirá conocer el avance hacia el cumplimiento en las metas de confiabilidad.

La Comisión evalúa y monitorea el desempeño del SEN considerando los siguientes criterios operativos:

1. Operación del SEN

1.1 Margen de reserva operativo; 1.2 Frecuencia; 1.3 Tensión; 1.4 Ocurrencia e impacto de Disturbios en el SEN; 1.5 Estados de alerta y de emergencia en el SEN; 1.6 Déficit de potencia en el SEN, y 1.7 Salidas de centrales generadoras;

Asimismo, la Comisión analiza que los criterios de Planeación del Código de Red sean considerados en la elaboración del PAM y del PRODESEN.

2. Planeación del SEN

2.1 Criterios del Código de Red aplicables a la planeación del SEN, y 2.2 Principales obras del PRODESEN.

4.1 Operación del SEN en 2016 y 2017

4.1.1 Margen de Reserva Operativo (MRO)

La reserva operativa se refiere a la capacidad en MW de Centrales Eléctricas o Recursos de Demanda Controlable para incrementar su generación o consumo dentro de un lapso establecido, que combina reserva rodante y no rodante9. Esta reserva es utilizada por el CENACE para asegurar la Confiabilidad del SEN ante la ocurrencia de la contingencia sencilla más severa. El MRO se calcula como la suma de la reserva rodante y la reserva no rodante. La reserva rodante se refiere a la capacidad en MW de centrales eléctricas o recursos de demanda controlable sincronizados a la red eléctrica de incrementar su generación o reducir su consumo dentro de un lapso establecido, generalmente de 10 minutos. Asimismo, la reserva no rodante es la capacidad en MW de centrales eléctricas o recursos de demanda controlable desconectados de la red eléctrica, pero que pueden sincronizarse y entregar su potencia disponible en un lapso establecido. El CENACE debe asegurar que la reserva operativa este compuesta por al menos 50% de reserva rodante

El Código de Red establece los niveles de reserva operativa que determinan los distintos estados operativos del SEN. Como se observa en la Tabla 5, la reserva operativa requerida en estado normal, debe ser mayor o igual al 6% en el SIN, mientras que para los demás sistemas debe ser mayor o igual

9 Definición 2.1.118, de las Bases del Mercado. Liga al DOF: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5407715&fecha=08/09/2015


23

al 11%, con la finalidad de que en el SEN se maximice el tiempo de operación en estado operativo normal.

Tabla 5 Niveles de reserva operativa para los estados operativos del SEN.

Estado Operativo

Reserva Operativa (RO)

SIN Otros

Normal ≥6% ≥11%

Alerta 3%≤RO< 6% 4%≤RO<11%

Emergencia RO<3% RO<4%

Restaurativo N/A N/A Fuente: Código de Red.

Para calcular el índice de MRO en estado operativo normal, se mide el número de horas en los que la reserva operativa fue igual o mayor a los porcentajes correspondientes al estado operativo normal, como se muestra en la Tabla 5, y se divide entre el número de horas del período de evaluación. Para el cálculo del indicador, el CENACE no considera los primeros 105 minutos posteriores a eventos de pérdida de generación, en los que se haya tenido que hacer uso de la reserva ante contingencia, y en los que la reserva operativa sea menor al 6% de la demanda del sistema de esa hora.

En las figuras 7 y 8, se presentan los índices de MRO, correspondientes a los años 2016 y 2017, respectivamente. La meta operativa es que, al menos, el 95% del tiempo, el SEN opere con los porcentajes de MRO obligatorio. Para los años 2016 y 2017 en el SEN, se observa que, durante todos los meses, la reserva operativa se mantuvo dentro del porcentaje requerido, e incluso, para el año 2017, el MRO se mantuvo por encima del 99% del tiempo dentro del porcentaje establecido.

Figura 7 Tiempo en que el SEN estuvo en estado operativo normal en 2016 (%).


97.41%

99.12%

98.28%98.04%

99.55%99.21% 99.19%

99.94%

99.28%

99.82% 99.88% 99.93%

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre


Meta=95%

M

EJOR

A


24

Figura 8 Tiempo en que el SEN estuvo en estado operativo normal en 2017 (%).


En las figuras 9 y 10, a continuación, se presenta el índice de MRO correspondiente a cada sistema, durante los años 2016 y 2017, respectivamente.

Como se muestra en la figura 9, para el año 2016, el MRO en el SIN y en el SBC se mantuvo gran parte

del año en niveles iguales o superiores al porcentaje correspondiente al estado operativo normal. Cabe

señalar que en el SIN, durante los meses de abril y mayo, se presentaron horas en las que el MRO

estuvo por debajo del 6%. Asimismo, en el SBC, durante el mes de septiembre, también se presentaron

condiciones en las que la reserva operativa estuvo por debajo del porcentaje mínimo establecido en el

Código de Red. Sin menoscabo de lo anterior, en ambos sistemas el porcentaje del tiempo en que el

MRO fue menor al requerido, no superó la meta operativa del 95%.

Por otro lado, de conformidad con la figura 9, el SBCS y el SMulegé operaron durante algunas horas

con márgenes de reserva operativa por debajo del nivel establecido en el Código de Red. En particular,

en Mulegé, durante el mes de enero, se observa que el 93.82% del tiempo se operó con un MRO dentro

de los límites permisibles.

99.89% 99.98% 99.94% 99.95%99.63%

99.13%

99.96% 99.98% 99.91% 99.86% 99.82%

99.18%

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre


Meta=95%

ME

JO

R

A


25

Figura 9 Índice de MRO correspondiente a cada sistema en 2016 (%).


En la figura 10 se presenta el índice de MRO correspondiente al año 2017. En este caso, se observa

que, en todos los meses, el MRO en el SIN se mantuvo dentro de los rangos previstos en el Código de

Red. Por otro lado, en el SBCS, el 100% del tiempo se presentó un MRO igual o mayor al límite previsto

en el Código de Red.

En el SBCS y el SMulegé se observan mejoras en el índice de MRO en la mayoría de los meses del año

2017 con respecto a los presentados en el año anterior.


26

Figura 10 Índice de MRO correspondiente a cada sistema interconectado en 2017 (%).


4.1.2 Frecuencia

El Código de Red establece que la frecuencia debe de mantenerse dentro de una banda de calidad en estado operativo normal en el SIN definida por el rango de 59.8 y 60.2 Hz, mientras que para el SBC y SBCS se define en el rango de 59.7 a 60.3 Hz. El CENACE, como responsable de controlar la frecuencia en el SEN, debe asegurarse que dicho parámetro se encuentre dentro de las bandas de calidad definidas, para lo cual, de conformidad con el Código de Red, podrá utilizar los recursos de potencia activa que se encuentren disponibles. Las desviaciones de la frecuencia fuera de la banda de calidad, pueden tener como consecuencia que las máquinas y equipo eléctrico conectado a la red operen de manera anormal, lo que puede ocasionar desconexión de elementos, que, en caso de no controlarse adecuadamente, puede llevar a un colapso del sistema.

El índice utilizado para medir el cumplimiento con respecto a la banda de calidad de la frecuencia, se determina a partir del tiempo contabilizado en segundos en que la frecuencia estuvo dentro de la banda


27

de calidad establecida durante un periodo de evaluación, entre el tiempo total en segundos de dicho período. Asimismo, cuando la frecuencia incursione a valores fuera del rango requerido y estas incursiones se deban a salidas de generación o carga mayor a un límite definido por el CENACE10, son contabilizadas como parte del índice de calidad. Al respecto, deberá de incluirse un índice específico dentro del Código de Red, para registrar las condiciones cuando se presenten dichos casos, con el objetivo de analizar los eventos que provoquen dichas incursiones.

Para el caso del SBC, el CENACE se coordina con el Operador Independiente del Sistema de California (CAISO, por sus siglas en inglés) para el control de la frecuencia, como resultado de la interconexión síncrona que mantiene con el Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste (WECC, por sus siglas en inglés).

En la figura 11, se presenta el índice de calidad de la frecuencia en el SEN en 2016, evaluado en un período mensual, mientras que en la figura 12 se presenta el índice correspondiente para el año 2017.

Se identifica que, en los dos años evaluados, la banda de frecuencia se encontró por encima del 99.99% del tiempo dentro de su valor permisible. Por otro lado, en ambos años coincide que el mes de abril es el periodo que cuenta con un menor índice de calidad de la frecuencia.

Figura 11 Índice de calidad de la frecuencia en el SEN en 2016 (%).


10 De conformidad con información del CENACE, los límites corresponden a los siguientes: SIN=500 MW, SBCS=18 MW, y Mulegé=1.2 MW.

100.000% 100.000% 100.000%

99.999%

100.000% 100.000% 100.000% 100.000% 100.000% 100.000% 100.000% 100.000%

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

MEJORA


28

Figura 12 Índice de calidad de la frecuencia en el SEN en 2017 (%).


En la figura 13, se presenta el índice de calidad de la frecuencia correspondiente al año 2016, para el SIN, el SBCS y el pequeño sistema de Mulegé, mientras que en la figura 14 se presenta el mismo índice, pero correspondiente al año 2017. Como se observa, en ambos años, el índice de la calidad de la frecuencia en los sistemas analizados, se mantuvo cerca del 100% del tiempo dentro de la banda de calidad.

Sin embargo, se considera necesario evaluar las condiciones que afectaron la frecuencia en los sistemas interconectados, así como identificar si fueron condiciones de sub o sobre frecuencia, en particular en el SIN, en donde se presentó el mayor tiempo de operación fuera de los límites permisibles para el año 2016, mientras que para el año 2017 se presentó en el SBCS, lo anterior, con la finalidad de identificar las razones por las que se están presentando dichas desviaciones en la frecuencia y proponer posibles soluciones.

100.000%100.000% 100.000%

99.998%

100.000% 100.000% 100.000% 100.000%

99.999%

100.000% 100.000% 100.000%

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

MEJORA


29

Figura 13 Índice de calidad de la frecuencia por sistema interconectado, en el año 2016.


Figura 14 Índice de calidad de la frecuencia por sistema interconectado, en el año 2017.


99.990%

99.991%

99.992%

99.993%

99.994%

99.995%

99.996%

99.997%

99.998%

99.999%

100.000%

Ener

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May

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Sep

tiem

bre

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No

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bre

Dic

iem

bre

SIN SBCS S Mulegé

99.9900%

99.9910%

99.9920%

99.9930%

99.9940%

99.9950%

99.9960%

99.9970%

99.9980%

99.9990%

100.0000%

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

SIN SBCS S Mulegé

ME

JO

R

A

MEJ

OR

A


30

4.1.3 Tensión

El Código de Red establece que los elementos de la RNT comprenderán niveles de tensión de 69 kV a 400 kV en corriente alterna, redes de corriente directa y enlaces internacionales asíncronos conectados a los niveles de tensión mencionados y la responsabilidad del control operativo de estas redes corresponde al CENACE. En este contexto, el criterio OP-7 del Código de Red, define que el CENACE podrá utilizar de forma óptima los recursos de potencia reactiva disponibles, así como el uso de cambiadores de derivación de los autotransformadores y transformadores de potencia para mantener los niveles de tensión de los nodos o subestaciones, de su ámbito operativo, dentro de los límites establecidos en el Código de Red para preservar la confiabilidad y calidad en la operación del SEN. Los límites de tensión establecidos en el Código de Red para niveles de tensión de 69 kV a 400 kV son de ±5% de la tensión nominal.

El índice para evaluar la calidad de la tensión se calcula a partir de la suma de la duración en horas que la tensión de los nodos controlados11 se encontró fuera de los límites establecidos en el Código de Red, dividido entre el número total de nodos controlados. Este índice se calcula para cada Gerencia de Control Regional que conforma el SEN y en periodos mensuales.

La meta del CENACE como operador del sistema, es que el tiempo de desviación de la tensión fuera de los límites establecidos en el Código de Red no sobrepasen 0.00243 horas promedio al mes.

En las figuras 15 y 16, se presenta el índice de calidad de la tensión correspondiente al SEN para el año 2016 y 2017, respectivamente.

Figura 15 Índice de calidad de la tensión en el SEN en 2016 (horas promedio).


11 Nodo controlado: Se refiere a un nodo que es supervisado a través del equipo de control supervisorio desde un centro de control.

0.0001

0.0006

0.0011

0.0016

0.0021

0.0026

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Julio

Ago

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Sep

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Oct

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No

viem

bre

Dic

iem

bre


Meta = 0.00243

MEJORA


31

Figura 16 Índice de calidad de la tensión en el SEN en 2017 (horas promedio).


Como se observa en la figuras anteriores, en ambos años analizados, el índice de calidad de la tensión estuvo durante los meses analizados, por debajo del tiempo máximo establecido como meta, por lo que se considera en cumplimiento.

Debido a que la tensión se controla de manera local, en las Tablas 6 y 7 se presenta el índice de calidad de tensión por Gerencia de Control Regional. Como se puede observar en la Tabla 6, en el año 2016, las Gerencias de Control Regional Central, Occidental y Noreste presentaron el mayor tiempo promedio en el que la tensión estuvo fuera de los límites permisibles. En la Tabla 7, la cual corresponde al periodo 2017, el mayor tiempo promedio de operación fuera de la banda de calidad de tensión se presentó en las Gerencias Central y Noroeste. La Gerencia de Control Regional Central en ambos periodos de estudio, presentó en el mes de diciembre, la operación en el mayor tiempo fuera de los límites permisibles de los índices de calidad de tensión, por lo cual, se considera necesario analizar las condiciones que afectaron a la tensión en esta región, y determinar si las afectaciones fueron por sobre tensión o por baja tensión, con la finalidad de identificar requerimientos de elementos de control de tensión en la región.

0.0001

0.0006

0.0011

0.0016

0.0021

0.0026

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

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May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre


Meta = 0.00243 M

EJORA


32

Tabla 6 Índice de calidad de la tensión por Gerencia de Control Regional en 2016 (horas promedio).

Gerencia de Control Regional

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sep. Octubre Nov. Dic.

Central 0.00005 0.00032 0.001 0.00021 0.00067 0.00068 0.00042 0.0039 0.00167 0.0003 0.00303 0.00467

Oriental 0.0002 0.00018 0.0002 0.00037 0.00006 0 0.00038 0.00001 0.00016 0.00004 0 0.00019

Occidental 0.00229 0.00127 0.00236 0.00067 0.00106 0.00052 0.00064 0.00044 0.00093 0.00001 0.00003 0.00009

Noroeste 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00004 0.00001 0.00009 0.00003

Norte 0 0.0001 0.00003 0.0001 0.00013 0.00007 0.00017 0.00015 0.0001 0.00006 0.0001 0.0001

Noreste 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00004 0.00224

Peninsular 0 0.00044 0 0 0 0.00009 0 0 0.00018 0.00058 0 0

Baja California 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Baja California Sur 0.00037 0.00011 0 0 0 0 0 0.0001 0.00013 0.00026 0.00003 0

Mulegé 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


Tabla 7 Índice de calidad de la tensión por Gerencia de Control Regional en 2017 (horas promedio).

Gerencia de Control Regional

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Sep. Octubre Nov. Dic.

Central 0.00328 0.00153 0.0021 0.00218 0.00092 0.00027 0.00022 0.00014 0.00342 0.00015 0.00133 0.01062

Oriental 0.00024 0.00004 0.00004 0.00016 0.00004 0.0001 0.00019 0.00032 0.00008 0.00027 0.00041 0.00008

Occidental 0 0.00005 0.0013 0.0007 0.0006 0.00039 0.00022 0.00023 0.00008 0.00036 0.00025 0.00021

Noroeste 0.00256 0.0005 0 0.00207 0.00307 0.00612 0.00184 0 0.00244 0.003 0.00784 0.00249

Norte 0 0.00014 0.00023 0.00028 0.00019 0.00025 0.00023 0.00021 0.00255 0.00019 0.00023 0.00028

Noreste 0 0.00011 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Peninsular 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Baja California 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Baja California Sur 0.00007 0.00001 0.00003 0 0 0.00001 0 0.00025 0 0.00033 0.00006 0

Mulegé 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0.00111 0


4.1.4 Disturbios en el SEN

Un disturbio se define como la alteración de las condiciones normales del SEN, que afectan en su totalidad o a una de sus partes y que puede llegar a producir una interrupción en el suministro eléctrico. De acuerdo con el Código de Red, los disturbios se dividen en cuatro categorías:

1. Disturbios de alta relevancia

Disparo con afectaciones de carga o generación superiores a 30 MW, Barridas de barras, Inundaciones o incendios en instalaciones de la RNT, RGD, Centro de Control de Generación (CCG) o de usuario calificado, torres de transmisión caídas o ladeadas, eventos meteorológicos como huracanes o depresiones tropicales, sismos que conlleven disparos de elementos, operación de esquemas de baja frecuencia, disparos de elementos debido a personal accidentado, tiros de carga manual y explosiones de equipo primario.


33

2. Disturbios de media relevancia

Disturbios con afectaciones de carga o generación menores a 30 MW, pero iguales o mayores a 10 MW, disparos múltiples sin afectaciones de carga, operación de esquemas de bajo voltaje, fallas permanentes en líneas de transmisión y disparos múltiples con y sin afectación de carga.

3. Disturbios de baja relevancia

Disparos de elementos debido a vandalismo, maniobras erróneas, disparos de líneas debido a personas ajenas al SEN accidentadas, disparos transitorios de líneas superiores o iguales a 230 kV y sismos mayores a 5°R sin afectaciones.

4. Disturbios de mínima relevancia Disturbios con afectaciones de carga o generación menores a 10 MW, disparo transitorio de capacitores, disparo transitorio de compensadores estáticos de VAR y disparo transitorio de reactores. Considerando la clasificación anterior, en la figura 17 se presenta el total de disturbios que hubo en el

SEN, en 2016, en base mensual. Como se muestra, la mayoría de los disturbios ocurridos en el SEN

fueron de mínima relevancia, seguidos por los de media relevancia. En 2016, se acumularon un total de

8,449 disturbios en el SEN, de los cuales 1,298 fueron de alta relevancia, 1,704 fueron de media

relevancia, 802 de baja relevancia y 4,645 fueron de mínima relevante.

Figura 17 Número de disturbios en el SEN, por clasificación de relevancia, en 2016.


Por otro lado, en la figura 18 se presenta el total de disturbios que hubo en el SEN, en el año 2017. Al

igual que en el año 2016, la mayoría de los disturbios ocurridos en el SEN fueron de mínima relevancia,

sin embargo, en este caso, el segundo lugar lo ocupan los disturbios de alta relevancia. En 2017, se

acumularon un total de 15,878 disturbios en el SEN, alrededor de 80% más que en 2016. El incremento

en el número de disturbios de alta relevancia en los meses de agosto y septiembre, con respecto al mes

de julio, fue de 252% y 376%, respectivamente.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

Núm

ero

de d

istu

rbio

s a

cum

ula

dos

Nú

mer

o d

e d

istu

rbio

s

Alta relevancia Media relevancia Baja relevancia Mínima relevancia Acumulado


34

Figura 18 Número de disturbios en el SEN, por clasificación de relevancia, en 2017.


Por lo anterior, se considera necesario analizar cuáles fueron las causas que resultaron en los disturbios

y se identifique las razones por las cuales el número de disturbios de un año a otro aumentó, en

particular, con respecto a los disturbios de alta relevancia.

4.1.4.1 Estados de alerta, de emergencia y restaurativos del SEN

En el Código del Red, se definen los siguientes cuatro estados operativos en los que puede incurrir el

SEN, de conformidad con las siguientes características:

1. Estado Operativo Normal: En este estado todas las variables de SEN (tensión, ángulos,

frecuencia, entre otros) se encuentran dentro de los límites operativos y se cuenta con suficiente

capacidad de transmisión y transformación para mantener la seguridad del SEN ante una

contingencia sencilla más severa que se pudiera presentar. En condiciones posteriores a la

contingencia sencilla más severa, el equipo eléctrico debe mantenerse operando dentro de sus

límites permisibles tanto operativos como de diseño y no debe presentarse pérdida de carga.

2. Estado Operativo de Alerta: En este estado, todas las variables del SEN aún se encuentran

dentro de sus límites operativos, sin embargo, en caso de presentarse una contingencia, el SEN

puede seguir siendo estable sin la acción de los esquemas de control suplementarios, o bien, se

puede conducir al Estado Operativo de Emergencia en el cual el sistema se encuentra en riesgos

potenciales de inestabilidad.

3. Estado Operativo de Emergencia: En este estado, la ocurrencia de una Contingencia sencilla

más severa conduciría al SEN a una condición de inestabilidad y la operación en este estado

requiere de la ejecución de acciones remediales.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

0

200

400

600

800

1000

1200

Núm

ero

de d

istu

rbio

s a

cum

ula

dos

Nú

mer

o d

e d

istu

rbio

s

Alta relevancia Media relevancia Baja relevancia Mínima relevancia Acumulado


35

4. Estado Operativo Restaurativo: Cuando sea el caso, las islas eléctricas que permanezcan

activas, suministrarán una parte de la demanda total con el equipo operando dentro de sus límites

de diseño. En este estado, todos los esfuerzos de control deben estar enfocados a integrar

nuevamente el SEN y suministrar la demanda total en el menor tiempo posible siguiendo lo

establecido en el Procedimiento de Restablecimiento que es parte de las Disposiciones

Operativas del Código de Red.

En la Tabla 8, se reporta el número de notificaciones de estados de alerta y de emergencia que se presentaron en el SEN, en los años 2016 y 2017. Como se observa, en ambos casos, la mayor parte de las notificaciones fueron de alerta, con el 86% de las notificaciones en 2016 y el 96% de las notificaciones del 2017.

Tabla 8. Número de notificaciones de estados de Alerta y Emergencia en el SEN por año.

Año Alerta Emergencia

201612 228 35

2017 1156 44 Fuente: Elaborado por la CRE, con información del CENACE.

Las principales causas asociadas a los estados operativos de alerta y emergencia en el SEN en el año

2016, se indican en la Tabla 9, a continuación. La congestión de las redes de transmisión se identificó

como la principal causa que detonó los estados de alerta y de emergencia en el SEN. La congestión es

una condición no deseable en el sistema relacionada con los límites permisibles de flujo de energía a

través de las líneas de transmisión. La condición de congestión puede dar como resultado que centrales

eléctricas que se encuentran disponibles no puedan entregar energía a la red debido a que se originaría

una sobrecarga en los elementos de la RNT. Lo anterior ocasiona que no se contabilice la aportación de

esas centrales eléctricas al margen de reserva dando como resultado la incursión en estados operativos

de alerta o de emergencia.

De conformidad con la Tabla 9, alrededor del 95% de las notificaciones de estado de alerta y emergencia

estuvieron asociadas a la congestión en transmisión, siendo los enlaces mostrados en la Tabla 10 los

que presentaron mayores problemas de congestión. El 5% restante de las notificaciones de estados

operativos de alerta y de emergencia, estuvo asociado a diversas causas como: pérdida de generación,

falla de líneas de 230 kV, ciclones tropicales, fallas de autotransformadores, fallas de gasoductos, y

salida de centrales de ciclo combinado.

Tabla 9. Principales causas de los estados de Alerta y Emergencia en el SEN en 2016.

Causa Porcentaje de notificaciones (%)

Congestión de transmisión 94.74%

Pérdida de generación 2.19%

Falla línea de 230 kV 0.88%

Ciclón Tropical 1.32%

Falla autotransformador 0.44%

Indisponibilidad de gas 0.44%

12 Para el año 2016, se presentan las notificaciones del segundo semestre únicamente.


36

Tabla 10. Principales enlaces congestionados que dieron lugar a estados de Alerta y

Emergencia en el SEN en 2016.

Enlace Notificaciones Porcentaje de notificaciones (%)

Mazatlán-Culiacán 66 30%

Grijalva-Tabasco 54 25%

Huasteca-Güemez 37 17%

Hermosillo-Obregón 35 16%

Chihuahua-Laguna 10 5%

Tabasco-Campeche 6 3%

Obregón-Los Mochis 4 2%

Por otro lado, en las figuras 19 y 21, se reportan para el año 2017, las principales causas asociadas a

los estados de alerta y de emergencia, respectivamente.

La indisponibilidad de gas natural fue la principal causa que detonó estados de alerta en el SEN en 2017,

debido a que afectó la disponibilidad de la generación como se muestra en la figura 20, en la que se

observa que, en promedio, se presentó una indisponibilidad de generación de 3,929 MW por día en el

primer semestre de 2017, como resultado de la falta de suministro de gas natural en el SEN. El día 2 de

abril se presentó la capacidad máxima indisponible asociada a la falta de gas natural en 2017,

correspondiente a 6,073 MW, lo cual representó alrededor del 8% de la capacidad instalada en el SEN.

Figura 19 Principales causas de los estados de Alerta en el SEN en 2017.


39.6%

39.0%

8.5%

8.4%

3.5%0.7% 0.2%

0.1%Indisponibilidad de Gas Natural

Falta de infraestructura de RNT

Indiponibilidad de gas /condicionesclimatológicas/Falla/Otras

Falla en RNT

Falla en Generación

Condiciones climatológicas

Fallas por Sismo

Evento Mayor


37

Figura 20 Indisponibilidad de generación, por falta de suministro de gas natural en el

primer semestre de 2017 (MW).

Fuente: Elaborado por el CENACE.

De la figura 19, se observa que la segunda causa de los estados de alerta en el SEN, fue la falta de

infraestructura en la RNT, lo que tuvo como resultado condiciones de congestión en la red. Al respecto,

se considera necesario identificar cuáles fueron las regiones afectadas por la falta de infraestructura, y

evaluar los efectos o posibles efectos sobre la operación confiable de la RNT. Asimismo, la Comisión

evaluará que en los Programas de Ampliación y Modernización que el CENACE somete a su opinión en

febrero de cada año, se propongan obras que tengan como finalidad atender las restricciones de

infraestructura que están resultando en estados de alerta o incluso, de emergencia en el SEN.

En la figura 21, se muestran las principales causas de estados de emergencia en 2017. La

indisponibilidad de gas aparece como la principal causa, seguida por la agrupación de condiciones

climatológicas, falla, entre otros. Se observa en la figura 21 que, las fallas asociadas al sismo que tuvo

lugar el 19 de septiembre de 2017, provocaron el 6.8% de los estados de emergencia. Otras causas

relacionadas con dicho estado operativo fueron: falla en la RNT, falla en generación y falta de

infraestructura de RNT.

MAX. 6,073 MW / 2 DE ABRIL


38

Figura 21 Principales causas de los estados de Emergencia en el SEN en 2017.


4.1.5 Principales disturbios en el SEN en 2016 y 2017

En esta sección se reportan los principales disturbios que tuvieron lugar en el SEN, indicando la

información asociada a cada uno de ellos: causas, afectaciones al SEN, afectaciones al suministro,

medidas de restablecimiento, así como las acciones correctivas y de rehabilitación tomadas por el

CENACE y por los Integrantes de la Industria Eléctrica relacionados, con la finalidad de salvaguardar la

Confiabilidad de la red y la Continuidad del suministro eléctrico.

4.1.5.1 Pérdida de línea de transmisión en la zona Tapachula

El 23 de mayo de 2016, como resultado del colapso de dos torres de transmisión debido a esfuerzos

mecánicos, se imposibilitó la transmisión de energía a través de la línea de transmisión de 400 kV, que

se encuentra entre la subestación Angostura y la subestación Tapachula Potencia, en la gerencia

regional de transmisión Sureste, lo cual llevó a la red eléctrica de la zona a una condición operativa de

emergencia.

Con la finalidad de mantener el perfil de tensión dentro de los valores mínimos operables para evitar el

colapso de la zona y la sobrecarga en otros elementos de la red, el CENACE llevó a cabo diversas

acciones operativas correctivas y de prevención, entre las que se encontraron el corte de carga afectada

y compra de energía al Administrador del Mercado Eléctrico Mayorista de Guatemala.

43.2%

22.7%

9.1%

9.1%

6.8%

4.5%

2.3% 2.3% Indisponibilidad de Gas

Indiponibilidad de gas /condicionesclimatológicas/Falla/Otras

Falla en RNT

Evento Mayor

Fallas por Sismo

Condiciones climatológicas

Falla en Generación

Falta de infraestructura de RNT


39

Se realizaron tres eventos de corte de carga los días 23 y 24 de mayo, con la finalidad de mantener la

confiabilidad de la red. Dichos eventos resultaron en una carga total afectada de 68.2 MW, y en una

acumulación total de energía afectada de 214.47 MWh, como se indica en la Tabla 11, a continuación.

Tabla 11. Eventos de corte de carga del 23 y 24 de mayo de 2016 en la zona de Tapachula

Fecha Evento Carga Afectada (MW) Energía no suministrada (MWh) Hora inicio Hora conclusión

23 de mayo Primer corte 23.2 63.9 11:48 15:37

23 de mayo Segundo corte 45 115.3 14:25 17:37

24 de mayo Tercer corte n.d. 35.27 16:20 17:06

Total 68.2 214.47

n.d. Dato no reportado Fuente: Elaborado por la CRE, con información del CENACE.

Debido a que se identificó que la falla de la línea de transmisión mantendría el estado operativo de

emergencia en la red de la zona de Tapachula por un periodo estimado de alrededor de 10 días, y con

la finalidad de evitar más cortes de carga subsecuentes, se determinó necesario realizar la compra de

hasta 50 MW de capacidad al Administrador del MEM de Guatemala. La compra de potencia y la energía

asociada se llevó a cabo en el período del 25 de mayo al 2 de junio del 2016. La energía total comprada

en dicho período fue de 9,190 MWh.

4.1.5.2 Aplicación del protocolo preventivo en Baja California

El 19 de mayo del 2016, el CENACE informó a la Comisión que el sistema eléctrico de Baja California

se encontraba en una condición inminente de racionamiento que podía afectar el suministro de la energía

eléctrica a los usuarios finales para el verano de ese año. La situación que dio origen al requerimiento

de potencia en el sistema de Baja California, estuvo asociada, entre otros, a los siguientes motivos:

1. Crecimiento en la demanda para el periodo de verano, en específico durante los meses de junio

a septiembre, e

2. Insuficiencia de capacidad de generación en el sistema de Baja California, debido, entre otros, al

retraso en los desarrollos de proyectos de generación programados, a la degradación del campo

geotérmico de Cerro Prieto y a la indisponibilidad de unidades de central eléctrica que se

encuentran en operación.

En la Tabla 12, se presenta la situación prevista por el CENACE, con respecto a la demanda y la

capacidad de generación esperada en Baja California, durante los meses de verano, considerando los

requerimientos de reserva de planeación establecidos en el Código de Red.

Tabla 12. Condición demanda y capacidad real de generación en el sistema de Baja California

durante los meses de mayo-octubre del 2016.

Datos Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre

Demanda Bruta Esperada (MW)

2,016 2,278 2,439 2,586 2,436 1,975


40

Capacidad real de generación

(en MW) 2,452 2,388 2,409 2,405 2,405 2,750

Requerimiento de Reserva de Planeación (%)

15% 15% 15% 15% 15% 15%

Requerimiento de Reserva de Planeación (MW)

302 342 366 388 365 296

Déficit de Capacidad de Generación (MW)

0 232 396 568 396 0

Elaborado por la CRE, con información del CENACE.

Considerando lo anterior, el CENACE, con la finalidad de asegurar el suministro de energía eléctrica en

la región, en condiciones operativas confiables, aplicó el protocolo preventivo en el SBC.

La entrada en operación en 2017 de dos centrales eléctricas13, aumentó la capacidad instalada del

sistema y la capacidad disponible, por lo que no fue necesaria la implementación del protocolo en el

SBC debido a que las condiciones del sistema cumplieron con los requerimientos previstos para el

estado operativo normal.

4.1.5.2.1 Impacto del déficit de potencia en el sistema de Baja California

El CENACE identificó cuáles serían los posibles impactos que tendría la falta de potencia en Baja

California, en términos del número de usuarios afectados, tiempo de interrupción del suministro (horas)

y energía no suministrada (MWh). Los resultados de los análisis realizados por CENACE se indican en

la Tabla 13. Para el cálculo del número de usuarios, el CENACE supuso 326 usuarios por cada MW, de

conformidad con la información de usuarios facturados sobre la demanda del sistema.

Tabla 13. Impacto en el SBC por déficit de potencia.

Impactos sobre el Sistema Junio Julio Agosto Septiembre Total

Número de Usuarios afectados 3,522,798 15,598,577 37,465,948 7,564,630 64,151,953

Tiempo de interrupción del suministro (horas)

155 311 442 180 1,088

Energía no suministrada (MWh) 10,806 47,848 114,926 23,204 196,785


13 Fuente: En el Reporte de Diagnóstico Operativo 2017 del CENACE, se menciona que, en 2017, entró en operación la central eléctrica Baja California Tres y la operación dentro del mercado eléctrico de Baja California de la unidad 1 del Ciclo Combinado Mexicali.


41

4.1.5.2.2 Opciones técnicas identificadas por CENACE para atender el déficit

de potencia

Se analizaron las opciones técnicas más factibles para cubrir el requerimiento de potencia y energía en

el SBC. De dicho análisis, se identificaron las opciones que se presentan en la Tabla 14, considerando

el recurso, su capacidad, si requiere obras para interconectarse y si la interconexión puede ser o no

inmediata. De las opciones técnicas identificadas, solo dos pueden ser interconectadas de forma

inmediata, la central eléctrica Rosita I y la importación de energía del mercado de California Independent

System Operator (CAISO). Sobre este último, se tiene la limitación de que la compra de energía se

realizaría mediante los enlaces de Baja California con CAISO lo cual no representaría capacidad de

generación firme, toda vez que las transacciones dependerían de la liquidez y la disponibilidad de la

energía en el mercado en día en adelanto. Por lo anterior, la opción de la central eléctrica La Rosita I

resultó en la opción técnica más factible para llevar a cabo la compra de potencia.

Tabla 14. Opciones técnicas identificadas para cubrir el déficit en Baja California.

Recurso Capacidad (MW) Requiere obras Interconexión inmediata

Central eléctrica La Rosita I 165 No Si

Central eléctrica La Rosita II 310 Si No

Central eléctrica Termoeléctrica de Mexicali 625 Si No

Importación de energía CAISO 380 No Si Elaborado por la CRE, con información del CENACE.

El monto asociado con la compra de potencia a la central La Rosita I, fue de 10,290 USD/MW-mes14:

4.1.5.2.3 Resultados de la implementación del protocolo preventivo en el SBC

El CENACE gestionó la contratación de potencia en el período del 1 de julio al 30 de septiembre, siendo la central eléctrica La Rosita I el recurso más factible, en términos técnicos y económicos. En la figura 22, se muestran los tiempos asociados con el período de aplicación, desde que el CENACE notificó a la Comisión la necesidad de aplicar el protocolo preventivo hasta la implementación del mismo.

14 Información del CENACE.


42

Figura 22 Período de aplicación del protocolo preventivo.


Aún con la aplicación del protocolo, el CENACE tuvo que realizar diversas acciones operativas, con la finalidad de asegurar la confiabilidad el sistema, tales como: instrucciones excepcionales de despacho, cambios en la topología de la red, corte de carga interrumpible, etc. Asimismo, debido, entre otros, a salidas de emergencia de centrales eléctricas, durante la aplicación del protocolo, el sistema de Baja California incurrió en los siguientes estados operativos de alerta, emergencia y restaurativo, mostrados en la figura 23. En dicha figura no se incluye el mes de julio debido a que durante ese mes no se presentaron horas de operación fuera del estado de operación normal.

Figura 23 Estados operativos de alerta, emergencia y restaurativo, en el sistema de Baja California, durante la aplicación del protocolo.

Fuente: Elaborado por la CRE con información del CENACE.

Además de la energía contratada a través del mecanismo del protocolo, el sistema de Baja California

importó energía del mercado de CAISO. En total, se adquirieron alrededor de 430,369 MWh para

satisfacer la demanda de la zona, de los cuales, 289,522 MWh fueron adquiridos de la central La Rosita

I, y 140,847 MWh de importación de CAISO. Fue necesario adquirir más energía que la prevista

inicialmente por el CENACE, debido a que, durante los meses de agosto y septiembre, se presentaron

las salidas de operación por falla de unidades de central eléctrica.

Junio Agosto Septiembre

Alerta 12 12 0

Emergencia 0 0 14

Restaurativo 0 0 0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

Ho

ras


43

4.1.5.3 Gerencia de Control Noreste: Salida de operación de líneas de la RNT

por fenómeno meteorológico

El 21 de mayo de 2017, salieron de operación diversas líneas de transmisión de 400, 230 y 138 kV,

asociadas a la región Noreste, debido, entre otros, a los daños estructurales que sufrió la infraestructura

derivado de un fenómeno meteorológico que provocó, entre otros, presencia de tornados en la región.

Debido a la salida de operación de las líneas, la zona tuvo que operar en isla eléctrica con desbalance

carga-generación, provocando inestabilidad en la red y la interrupción de 2,089 MW de generación y 950

MW de carga. En la Tabla 15, se presenta el impacto que dicho evento tuvo en la región, en términos de

tiempo de interrupción, energía no suministrada y número de usuarios afectados. El sistema operó en

estado de emergencia desde el 21 de mayo y se mantuvo hasta el 7 de junio, debido a las afectaciones

físicas en la RNT.

Tabla 15. Impacto en el servicio de suministro debido a disturbio meteorológico en la región

Noreste.

Tiempo de interrupción Energía no suministrada Número de usuarios afectados

23 horas con 15 minutos 11.88 GWh 506,000

Fuente: Elaborado por la CRE con información del CENACE.

Con la finalidad de restablecer el servicio de suministro, el CENACE y la CFE Transmisión llevaron a

cabo acciones operativas, de conformidad con el Procedimiento de Restablecimiento, contenido en el

Código de Red, las que incluyeron, entre otras: definición de la estrategia de restablecimiento, con los

elementos disponibles, para recuperación de carga afectada, y compra de energía de emergencia a

Estados Unidos de América por hasta 150 MW.

Durante el disturbio, se vio afectado el margen de reserva operativo. Asimismo, se incumplieron otros

criterios técnicos incluidos en el Código de Red debido, entre otros, a que se afectó la disponibilidad de

la comunicación y supervisión de la información en tiempo real de las instalaciones de la RNT

involucradas.

Los criterios incumplidos son los siguientes:

Criterio OP-101. Los Transportistas y Distribuidores deben enviar la información que se

encuentre bajo su responsabilidad y que requiera el CENACE, considerando los medios de

comunicación que permitan el Control Operativo, y aseguren la Disponibilidad Calidad y

confiabilidad de información para la operación en tiempo real del SEN por parte del

CENACE.

Criterio OP-104. Es responsabilidad de los Transportistas y de los Distribuidores proveer y

mantener los canales de comunicación entre ellos y el CENACE, tal que les permitan enviar

a este último la información de la RNT y de las RGD que requiera para ejercer el Control

Operativo del SEN, según se establezca en la regulación en materia de tecnologías de la

información.

Finalmente, la CFE Transmisión presentó y ejecutó el programa de obras para la rehabilitación de la

infraestructura dañada de la RNT. Dicho programa, incluyó, entre otras, las siguientes acciones como

la rehabilitación de caminos de acceso, levantamiento topográfico y localización de estructuras,


44

desmantelamiento de estructura autosoportada, transporte de materiales y equipo de instalación

permanente, etc. La fecha objetivo para finalizar las acciones planteadas fue el 4 de junio.

4.1.5.4 Gerencia de Control Peninsular: Falla en línea de la RNT por incendio

forestal no controlado

En la región Peninsular, la demanda se suministra a través de un corredor de transmisión formado por

dos líneas de 400 kV y dos líneas de 230 kV. Se cuenta con unidades de central eléctrica en la región

que utilizan como fuente primaria el gas natural, sin embargo, la generación de estas centrales eléctricas

se encuentra restringida debido a la falta de gas natural en la Península, lo que provoca que se transmita

más energía por el corredor de transmisión para cubrir la demanda en la zona.

El 23 de mayo del 2017, dos líneas de 400 kV se dispararon debido a un corto circuito, atribuido a un

incendio forestal no controlado en el derecho de vía de las líneas. El disparo ocasionó una serie de

eventos en cadena, el cual incluyó que, tras la desconexión de las dos líneas de 400 kV, las dos líneas

de 230 kV que mantenían conectada la región de la Península con el resto del SIN, se sobrecargaron y

provocaron la actuación de esquemas de protecciones, procediendo con la apertura de interruptores de

forma automática, lo que provocó un colapso parcial de la red de la Península de Yucatán, y la salida de

servicio de 637 MW, con lo que se tuvo una afectación de carga de 1,635 MW en la zona. En la Tabla

16, se muestra el impacto sobre el suministro eléctrico, como resultado del disturbio.

Tabla 16. Impacto en el servicio de suministro debido a disturbio en la región Peninsular.

Tiempo de interrupción Energía no suministrada Número de usuarios afectados

7 horas con 47 minutos 3.05 GWh 1,272,262


Debido a las acciones operativas que se llevaron a cabo, el evento no se prolongó más allá del 23 de

mayo, sin embargo, se presentaron en la región estados operativos de alerta y de emergencia, como

resultado de los bajos niveles de reserva operativa. Además del incumplimiento al criterio de margen de

reserva operativo, durante el disturbio se incumplieron los siguientes criterios del Código de Red:

Criterio OP-101. Los Transportistas y Distribuidores deben enviar la información que se

encuentre bajo su responsabilidad y que requiera el CENACE, considerando los medios de

comunicación que permitan el Control Operativo, y aseguren la Disponibilidad Calidad y

confiabilidad de información para la operación en tiempo real del SEN por parte del

CENACE.

Criterio OP-104. Es responsabilidad de los Transportistas y de los Distribuidores proveer y

mantener los canales de comunicación entre ellos y el CENACE, tal que les permitan enviar

a este último la información de la RNT y de las RGD que requiera para ejercer el Control

Operativo del SEN, según se establezca en la regulación en materia de tecnologías de la

información.

Criterio P-18. Ante eventos críticos extremos en los que se presente la desconexión

consecutiva o simultanea de tres o más elementos creíbles de ocurrir, el sistema eléctrico

de Transmisión, que involucra las RNT, deberá de mantener la estabilidad con la operación

de esquemas de protecciones especiales como el Disparo Automático de Carga por baja


45

frecuencia y Disparo Automático de Carga por Bajo Voltaje; de acción remedial como el

Disparo Automático de Carga y Disparo Automático de Generación, etc.

De conformidad con información del CENACE, las causas asociadas al incumplimiento de los

criterios OP-101 y OP-104, fueron resultado de que durante el disturbio se vio afectada la

comunicación de información en tiempo real de las instalaciones de la RNT involucradas. Por otro

lado, el incumplimiento al criterio P-18, se debió a que la operación de los esquemas de acción

remedial no fue la adecuada al no lograr la desconexión de carga por condiciones de baja

frecuencia.

4.1.5.5 Gerencia de Control Noreste: Falla en la subestación Jerónimo

Potencia (JEP)

El 10 de septiembre de 2017, se presentó una interrupción en la red eléctrica asociada a la Gerencia de

Control Regional Noreste, como resultado de una falla en la Subestación JEP. La falla provocó cambios

súbitos y de gran magnitud en las variables eléctricas (frecuencia y tensión) y equipos interconectados

a la RNT, por lo que se presentó la salida de todas las unidades de central eléctrica (7,246 MW) que

estaban interconectadas a la RNT en la esa región, así como la salida de diversas líneas que la

interconectan con otras zonas. Lo anterior provocó el colapso total de la zona, afectando a 5,168,521 de

usuarios, ubicados principalmente en algunas zonas de los estados de Nuevo León, Tamaulipas,

Coahuila y Chihuahua. En la Tabla 17 se muestra el impacto de la falla en los índices de desempeño de

la RNT.

Tabla 17. Impacto en índices de confiabilidad.

Índices RNT

Energía no Suministrada (ENS) 14,226 MWh

SAIDI (min) 12.066

SAIFI 0.119

Carga afectada 5,306 MW Fuente: Elaborado por la CRE con información de CFE Transmisión.

Como resultado del colapso, el CENACE declaró en estado operativo de emergencia a la Gerencia de

Control Regional Noreste, de las 17:23 hrs. del 10 de septiembre a las 6:10 am del 11 de septiembre15.

Ante este disturbio, se puso en marcha el procedimiento de restablecimiento del sistema por colapso parcial

o total, priorizando el restablecimiento de la red a otorgarle servicios propios a las centrales eléctricas para

su arranque, así como la provisión de electricidad a las cargas prioritarias. Asimismo, como parte de las

acciones de restablecimiento, CENACE solicitó el apoyo del Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas

(ERCOT por sus siglas en inglés), para importar energía, iniciando el intercambio a las 19:34 horas, con 50

MW, y aumentando el monto a las 21:06 horas, a 290 MW de importación proveniente de ERCOT.

Actualmente, se continúa analizando las causas específicas que provocaron la falla y, finalmente el colapso.

15 Nota de Estados Operativos de CENACE 1213.

http://www.cenace.gob.mx/Docs/EstadoOperativoSEN/2017/2017%2009%2011%20Condiciones%20del%20SIN%201213.pdf

http://www.cenace.gob.mx/Docs/EstadoOperativoSEN/2017/2017%2009%2011%20Condiciones%20del%20SIN%201213.pdf


46

4.1.5.6 Afectación en el SIN por sismo de 7.1 grados en la escala de Richter

El 19 de septiembre de 2017, se presentó en el estado de Morelos un sismo de magnitud de 7.1 grados

en la escala de Richter, con impacto en la Ciudad de México y los estados de Puebla, Tlaxcala, Morelos

y parte de Guerrero.

Previo al sismo, la demanda en el SIN era de 40,967 MW, la cual estaba siendo suministrada sin

contratiempos y en cumplimiento con los requisitos de MRO. Como resultado del sismo, se afectaron

alrededor de 10,000 MW de demanda, en los lugares mencionados previamente.

Los efectos sobre la infraestructura del SIN, se indican a continuación:

Salida de servicio de 19 unidades generadoras con un total de 1,185 MW;

Equipos que salieron de servicio en la RNT:

17 subestaciones, la mayor parte de ellas en el Valle de México.

10 líneas de 400 kV;

20 líneas de 230;

25 líneas de 115;

24 líneas de 85 kV;

3 compensadores estáticos de VAR;

64 transformadores de potencia.

Salida de operación de 634 circuitos de las RGD en media tensión.

El CENACE, en coordinación con el Transportista, el Distribuidor y los demás Integrantes de la Industria

Eléctrica asociados, iniciaron la recuperación de la carga 11 minutos después de ocurrido el sismo,

continuando este proceso de manera paulatina en todos los sitios afectados. Para normalizar el suministro

eléctrico de manera confiable fue necesario recuperar la mayor parte de estos elementos del SIN.

4.1.6 Indisponibilidad de generación en las 100 horas críticas del SEN en 2016

En el Mercado para el Balance de Potencia correspondiente al año 2016, se reportó la Capacidad

Entregada y la Disponibilidad de Entrega Física de la Unidades de Central Eléctrica (UCE) del SEN,

durante las 100 horas críticas de cada sistema interconectado o zona de Potencia, las cuales se refieren

a las horas de máxima demanda, calculadas de conformidad con el Manual del Mercado para el Balance

de Potencia16.

La Capacidad Entregada (CE), se refiere al promedio de la cantidad de potencia que una UCE haya

puesto a disposición del SEN en las horas críticas del año evaluado. Por otro lado, la Disponibilidad de

Entrega Física (DEF) se refiere a la porción de la capacidad instalada declarada y verificable de una

UCE, que tomando en cuenta la capacidad de transmisión y distribución del SEN, puede contribuir a

suministrar la demanda en cada una de las horas críticas17.

16 En el Anexo B de este Reporte se presentan las horas críticas del año 2016. 17 En el Anexo C de este Reporte se presenta un breve análisis comparativo entre la Capacidad Entregada, la Demanda promedio en las 100 horas críticas, la Demanda Máxima en las 100 horas críticas, la Capacidad instalada y la Disponibilidad de Entrega Física.


47

Con la finalidad de analizar cuánta de la capacidad instalada en el SEN, se puso efectivamente a

disposición de la red en las horas críticas en el año 2016, se definió y calculó el índice de disponibilidad

como razón de la CE y la DEF durante las 100 horas críticas. Cabe señalar que el índice se calculó

únicamente para las UCE que pertenecen a la CFE Generación, debido a que la capacidad instalada en

el SEN correspondiente a estas UCE de la CFE, es de alrededor del 80% de toda la capacidad instalada.

En la figura 24, se presenta el índice de disponibilidad correspondiente a cada sistema interconectado.

Como se observa, el SBCS presentó el índice de disponibilidad más alto, con 91%, mientras que el

índice más bajo se presentó en el SIN, con 64%. Lo anterior se traduce en capacidad instalada en el

SEN, que no está disponible durante las horas críticas, determinadas de conformidad con los previsto

en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia.

Figura 24 Índice de disponibilidad de las UCE en el SEN en 201618.


Figura 25 Índice de disponibilidad por región de control en el SIN en 2016.


18 Elaborado por la CRE con información de la página del CENACE: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/MercadoBalancePotencia.aspx

64%

83%

91%

SIN

SBC

SBCS


70%

64%

70%

62%

69%

58%

75%

NORESTE

NORTE

NOROESTE

OCCIDENTAL

CENTRAL

ORIENTAL

PENINSULAR

Regiones de Control


48

Los índices de disponibilidad en cada región de control del SIN se presentan en la figura 25. Se observa

que las UCE en la región oriental, fueron las que presentaron el menor porcentaje de disponibilidad

durante las 100 horas críticas. Por otro lado, la región Peninsular, mostró el porcentaje más alto de

disponibilidad del SIN, con 75%.

Figura 26 Índice de disponibilidad por tecnología en el SIN en 2016.


En la figura 26, se reportan los porcentajes de disponibilidad en el SIN por tecnología de generación. La

nucleoeléctrica tuvo un porcentaje de disponibilidad con un 96%, seguida por las UCE carboeléctricas

con un 89% de disponibilidad. Por otro lado, la disponibilidad eólica fue de 14%.

Se considera necesario analizar el impacto de los índices de disponibilidad sobre el margen de reserva

de planeación de cada sistema interconectado y, cuando el CENACE defina más zonas de Potencia en

el SEN, el análisis deberá realizarse por zona de Potencia.

4.1.6.1 Salidas de centrales generadoras en 2016 y 2017

Es responsabilidad del CENACE realizar la planeación y coordinación de las solicitudes de salida de las

unidades de central eléctrica, para que los Generadores realicen los trabajos de mantenimiento, las

modificaciones, ampliaciones y otras actividades necesarias para el correcto funcionamiento de los

elementos del SEN, conforme a criterios de confiabilidad incluidos en el Código de Red.

El criterio OP-105 del Código de Red prevé que, cuando se presenten salidas de operación de elementos

del SEN, por ejemplo, unidades de central eléctrica, que no se encuentren consideradas en el programa

de mantenimientos conciliado con el CENACE, serán consideradas como salidas de emergencia bajo el

66%

60%

89%

79%

60%

14%

81%

96%

Turbogás

Hidroeléctrica

Carboeléctrica

Ciclo Combinado

Termoeléctrica Convencional

Eólica

Geotérmica

Nucleoeléctrica

Tecnología


49

concepto de salida forzada, de acuerdo con el Manual Regulatorio de Programación de Salidas, incluido

en el Código de Red.

En la figura 27, se observa la capacidad indisponible para cada Región de Control en el SEN en el 2016.

Se observa que las regiones que presentaron mayores porcentajes de indisponibilidad fueron la Oriental,

Noreste y Occidental.

Figura 27 Capacidad no disponible por Región de Control en el SEN en 2016 [MW].


La figura 28, muestra el promedio mensual de la capacidad indisponible en el SEN en el 2016 y 2017

como resultado de los mantenimientos programados. De la información presentada, se observa que las

salidas por mantenimiento disminuyen conforme se acerca el período de verano, en el cual se presenta

la demanda máxima en el SEN, y tiende a aumentar, conforme se acerca al período de invierno.

0

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

7,000

8,000

9,000

10,000

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

ril

May

o

Jun

io

Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

re

No

viem

bre

Dic

iem

bre

Cap

acid

ad n

o d

isp

on

ible

[M

W]

Central Noreste Noroeste Norte Occidental Oriental Peninsular Baja California Baja California Sur


50

Figura 28 Promedio mensual de capacidad no disponible en el SEN asociadas a mantenimientos en 2016 y 2017.

Fuente: Elaborado por la CRE, con información del CENACE

En la figura 29, se observa el porcentaje de la capacidad indisponible en el SEN atribuibles a salidas

forzadas de Unidades de Central Eléctrica (UCE), comparando los años 2016 y 2017. Se observa que,

en 2017, y en particular en el período de verano, hay un incremento en la capacidad no disponible debido

a salidas forzadas. Resulta necesario analizar si estas salidas fueron provocadas por falla de elementos

resultado de la falta de mantenimiento oportuno.

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2016 2017


51

Figura 29 Promedio mensual de capacidad no disponible en el SEN asociadas a salidas forzadas en 2016 y 2017.


Para el segundo semestre del año 2016, las salidas de operación de centrales eléctricas por emergencia

y las principales causas asociadas a dichas salidas, se muestran en la Tabla 18.

Tabla 18. Principales causas que dieron lugar a salidas de emergencia en el SEN en el

segundo semestre de 2016.

Núm. Causas

1 Fuga en caldera de unidad térmica

2 Tubos rotos de unidad térmica

3 Causa aún pendiente

4 Alta presión en el hogar de unidad térmica

5 Fuga de agua en recuperador de calor

6 Falta de suministro de gas

7 Falla en compresor de gas de unidad térmica

8 Revisión por disparo

9 Bajo nivel de aceite en compresor de gas

10 Falla en bomba de lubricación de unidad térmica

Fuente: Elaborado por la CRE, con información del CENACE

En la figura 30, se indican las principales causas identificadas, que provocaron la salida de UCE en el

SEN. Como se observa, la principal causa asociada a la salida de UCE se definió como otras causas.

Con el objetivo de analizar las mejores prácticas de la industria que pudieran ayudar a prevenir, y en su

caso, corregir las fallas de las UCE, es necesario que las UCE reporten de manera clara y especifiquen

al CENACE las causas asociadas a su indisponibilidad. En segundo lugar, se identifica a las fallas en la

turbina o en alguno de sus componentes como causante de la indisponibilidad de las UCE. Otras causas

-

1,000

2,000

3,000

4,000

5,000

6,000

2016 2017


52

reportadas son: falla en los sistemas de control, falla en el generador, falla externa de la UCE y falta de

combustible.

Figura 30 Principales causas asociadas con la indisponibilidad de UCE en 2017.


4.2 Planeación del SEN

De conformidad con la LIE y su Reglamento (RLIE), la Sener es la entidad responsable de autorizar y emitir el PRODESEN incorporando los aspectos más relevantes de los Programa de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD que hayan sido sometidos por el CENACE y los Distribuidores, respectivamente. Asimismo, la LIE y su RLIE, establecen principios y elementos específicos que deben ser observados en el proceso del desarrollo del PRODESEN. Por otro lado, el Código de Red prevé criterios técnicos de observancia obligatoria en el proceso de planeación, y cuyo objetivo, entre otros, es asegurar que el SEN se diseñe, desarrolle y opere en condiciones de estado operativo normal, de tal forma que se minimicen las restricciones en la transmisión y pérdidas de energía eléctrica y que, ante la contingencia sencilla más severa, se mantenga el suministro eléctrico a los usuarios. En este contexto, a continuación, se presentan los principales criterios de planeación incluidos en el Código de Red, y las principales obras previstas en el PRODESEN, así como su impacto esperado sobre la confiabilidad del SEN.

4.2.1 Criterios de planeación del Código de Red

Las Disposiciones generales de observación para el proceso de planeación prevén los criterios técnicos que deben ser observados por el CENACE y los Distribuidores, en los procesos de planeación de la RNT y de las RGD, y que incluyen, entre otros, los siguientes:

Criterio P-2. En la elaboración de los PAM de la RNT y las RGD, se buscará la minimización de los costos de prestación del servicio, reduciendo los costos de congestión, incentivando

10%

30%

12%10%

7%

31%

Falla en el generador o suscomponentes

Falla en la turbina o sus componentes

Falla en los sistemas de control

Falla externa de la UCE

Falta de combustible

Otras causas


53

una expansión eficiente de la generación, y considerando los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

Criterio P-7. Las ampliaciones y obras de Modernización que sean propuestas por el CENACE y los Distribuidores deberán de satisfacer la demanda eléctrica pronosticada para cualquier intervalo de tiempo contenido en el horizonte de planeación de largo plazo; considerando su entorno y sus condiciones de servicio para operar durante el estado normal de operación y ante la Contingencia Sencilla más Severa.

Criterio P-12. El CENACE determinará las necesidades de que el SEN cuente con nuevos o refuerce los enlaces asíncronos internacionales. Criterio P-13. El CENACE evaluará escenarios operativos de demandas máximas y mínimas en estaciones de verano e invierno para determinar las necesidades de infraestructura en la RNT para atender la demanda en cualquiera de esos escenarios. Criterio P-14. El CENACE y los Distribuidores deberán considerar las metas con respecto a la integración de energía limpia establecidas por la SENER en sus procesos de planeación.

Criterio P - 16. El CENACE y los Distribuidores deberán de considerar el criterio de seguridad (N-1); Contingencia sencilla en transformadores, líneas de Transmisión, Unidades de Centrales Eléctricas, equipo de compensación, etc. Por lo anterior, en los PAM se deberá procurar que el comportamiento tanto de la RNT como de las RGD deberán mantener estabilidad, y operación en niveles de tensión y transferencias de potencia dentro de los rangos de diseño y operativos.

Criterio P - 19. El CENACE determinará las necesidades en la RNT y las RGD que pertenezcan al MEM de refuerzos de Transmisión, Transformación y compensación de potencia reactiva, considerando la inclusión de elementos de la REI que reduzcan el costo total de provisión del Suministro Eléctrico o eleven la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del SEN de forma económicamente viable.

4.2.2 Principales obras incluidas en el PRODESEN 2017-2031

En el PRODESEN 2017-2031, se incluye el PAM de la RNT, cuyo objetivo es minimizar los costos de prestación del servicio, reduciendo los costos de congestión e incentivar una expansión eficiente de la generación, considerando los criterios incluidos en el Código de Red. De conformidad con lo anterior, se incluyeron diversos proyectos, cuyos objetivos específicos son incrementar la capacidad de transmisión entre zonas de exportación y propiciar que los proyectos de generación de energía eléctrica tengan acceso abierta a la RNT. En la Tabla 19, se presentan los principales proyectos incluidos en el PRODESEN, indicando el problema que abordan, el impacto previsto sobre la confiabilidad, así como los criterios del Código de Red que se observaron.


54

Tabla 19. Principales proyectos programados en la RNT de conformidad con el PRODESEN

2017-2031.

Proyecto Problema que atiende Impacto sobre la

confiabilidad

Criterio P

Interconexión Baja California Sur-SIN

Debido al tamaño del sistema de Baja California Sur, la demanda se satisface con generación basada en combustibles fósiles, con un alto costo operativo para el sistema. Con la interconexión, se permitirá incrementar la integración de generación renovable, con lo que se reducirán los costos de producción del sistema.

Mejoras en la confiabilidad operativa, y la eficiencia del sistema de Baja California Sur.

Criterio P-2, Criterio P-7, Criterio P-13, Criterio P-14, Criterio P-19.

Interconexión Baja California –Imperial

Irrigation District

La región que será interconectada, actualmente presenta problemas para suministrar la demanda, debido a que el margen de reserva de la zona se prevé disminuirá en el corto y mediano plazo, como resultado del retiro de centrales eléctricas y el incremento en la demanda del sistema.

La infraestructura propuesta proveerá una fuente permanente de potencia activa y reactiva en los puntos de interconexión, e incrementará la confiabilidad al interconectar los sistemas ante situaciones de emergencia, arranque negro e integración de energía renovable en ambas zonas.

Criterio P-7, Criterio P-12, Criterio P-13, Criterio P-14, Criterio P-16,

Interconexión Regiones de Control Sureste-Peninsular

Actualmente, la región Peninsular presenta problemas de suministro, debido a la indisponibilidad de centrales eléctricas y a la saturación y fallas de los enlaces que abastecen la región.

La infraestructura propuesta tiene como objetivo reducir los costos de producción de la región, satisfacer el suministro de la demanda, preservar y mejorar la confiabilidad del SEN, así como permitir una mayor integración de generación renovable e incluir proyectos de redes eléctricas inteligentes.

Criterio P-2, Criterio P-7, Criterio P-13, Criterio P-14, Criterio P-16, Criterio P-19.


Sin menoscabo de lo anterior, en la opinión emitida por la Comisión a través del acuerdo A/013/2017, con respecto a los PAM de la RNT y de las RGD, la Comisión solicitó que el CENACE se apegue a los siguientes criterios del Código de Red, cuyo cumplimiento no se observó en la propuesta:

Criterio P - 3. Siguiendo los lineamientos de la LIE, en su Artículo 14, fracción IV, el proceso de elaboración de los programas de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD deberá ser abierto e incorporará mecanismos que permitan conocer la opinión de los integrantes de la Industria Eléctrica. Criterio P - 11. El CENACE se coordinará con los Distribuidores para definir los requerimientos de refuerzos de Transformación de alta a media/baja tensión, de compensación de potencia reactiva y necesidades de Modernización de las RGD que no pertenecen al MEM. Dentro de la propuesta realizada por el CENACE no se menciona la coordinación que se estableció con el Distribuidor para la definición los requerimientos de refuerzos.


55

Criterio P - 21. Anualmente el CENACE y los Distribuidores deberán integrar un reporte de resultados de los estudios realizados para la planeación de la RNT y de las RGD con objeto de verificar que los requerimientos técnicos se cumplan para el periodo de planeación, tanto en Condición Normal de Operación como para la Contingencia Sencilla más Severa. En el PAM presentado por el CENACE no se menciona los resultados de los estudios realizados donde se pueda verificar que los requerimientos de planeación se van cumpliendo. Para el 2017 se deberá mencionar como se ha cumplido lo propuesto en el PAM 2016 – 2030.

Criterio P - 26. El CENACE y los Distribuidores deberán definir los criterios generales para determinar que la Ampliación de los elementos es más conveniente que la Modernización de los elementos de la RNT y de las RGD existentes. Dichos criterios generales tendrán como objetivo verificar la conveniencia técnica y económica de las obras de Ampliación sobre aquellas que maximicen la utilización de la infraestructura existente. Al respecto no se ha mencionado los criterios generales que el CENACE ha definido.

Criterio P - 37. Los Distribuidores propondrán al CENACE los requerimientos de compensación reactiva que, a su juicio, sean necesarios incluir en la RNT y RGD que pertenezcan al MEM. El CENACE deberá analizar las propuestas realizadas por el Distribuidor evaluando su impacto en el SEN. No se presentan las propuestas realizadas por el Distribuidor hacia el CENACE sobre los requerimientos de compensación reactiva.

5. Desempeño de la RNT en 2016 y 2017

El artículo 18 de las Disposiciones de la RNT y de las RGD, establece los indicadores de disponibilidad, continuidad y calidad, que deben ser observados por la CFE Transmisión, con la finalidad de garantizar la prestación del servicio de transmisión en condiciones de Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, tanto de las instalaciones y equipos que componen la RNT, así como de las instalaciones y equipos de los usuarios finales. A continuación, se presentan los valores de cada indicador, reportados por la CFE Transmisión, correspondientes al desempeño de la RNT en los años 2016 y 2017.

5.1 Índice de Disponibilidad de los elementos de la RNT

Las Disposiciones de la RNT y las RGD prevén que la CFE Transmisión debe asegurar la disponibilidad

de los elementos de la RNT, los cuales incluyen a los siguientes:

i. Líneas de transmisión en 69, 85, 115, 138, 161, 230 y 400 kV,

ii. Equipos de transformación en los niveles del inciso anterior, y

iii. Equipos de compensación de potencia reactiva: reactores de potencia, bancos de capacitores,

ramas inductivas de compensadores estáticos de VAR y sus ramas capacitivas.

Para la evaluación de la disponibilidad de la RNT, se establecieron dos índices: uno para cada Gerencia

Regional de Transmisión y otro a nivel nacional. Asimismo, se definieron los siguientes casos de

excepción, los cuales no deberán ser considerados para evaluar la disponibilidad de un elemento:

i. Cuando la duración de la interrupción sea menor a 5 minutos,


56

ii. Cuando el elemento deba salir de operación por otras obras en construcción,

iii. Por caso fortuito o fuerza mayor,

iv. Cuando sea necesario desenergizar el elemento en estado operativo de alerta o estado operativo

de emergencia, de conformidad con el Código de Red, y

v. Cuando haya un disturbio en la RNT.

De conformidad con lo anterior, en la figura 31 se reporta la disponibilidad promedio que presentaron los

elementos de la RNT, en los años 2016 y 2017, por Gerencia Regional de Transmisión y se compara

con el porcentaje de disponibilidad obligatorio para cada Gerencia, establecido en las Disposiciones de

la RNT y las RGD. Como se observa, para el año 2016, en todos los casos se cumplió con el porcentaje

obligatorio, siendo la gerencia Sureste la que presentó el menor porcentaje de disponibilidad y la

gerencia Central la que presentó el mayor porcentaje.

Por otro lado, se observa que, en el año 2017, las Gerencias Norte, Central, Oriental, Peninsular,

Occidental y Sureste mejoraron su índice de disponibilidad en comparación con el 2016. Sin embargo,

también se observa que tres de las Gerencias presentaron un menor índice de disponibilidad en 2017,

en comparación con 2016; y en el caso de la Gerencia de Baja California, el índice estuvo por debajo

del requerimiento establecido por la Comisión.

Figura 31 Porcentaje de disponibilidad de los elementos de la RNT por Gerencia Regional de

Transmisión en 2016 y 2017.

Fuente: Elaborado por la CRE, con información de la CFE Transmisión.

97.8

98

98.2

98.4

98.6

98.8

99

99.2

99.4

99.6

99.8

100

BajaCalifornia

Noroeste Norte Noreste Central Oriental Peninsular Occidental Sureste

% de Disponibilidad Promedio 2016 % de Disponibilidad Promedio 2017 % Disponibilidad Requerida


57

5.2 Índice de la frecuencia promedio de interrupciones en la RNT (SAIFI)

El SAIFI es el índice de la Frecuencia Promedio de Interrupciones en la RNT, y tiene como objetivo

evaluar la continuidad de la RNT, y se refiere al número de interrupciones promedio ocasionadas en la

RNT, que experimenta un usuario final. Para determinar el índice, se consideran las interrupciones con

duración mayor a cinco minutos, ocurridas en la RNT, así como las interrupciones atribuibles a la

operación de la RNT y debido a casos fortuitos o fuerza mayor. El SAIFI máximo permitido en el SEN,

de conformidad con las Disposiciones de la RNT y de las RGD, correspondiente a las interrupciones

atribuibles a la operación, deberá ser no mayor a 0.20 interrupciones promedio anual por usuario final

de la RNT a nivel nacional. Por otro lado, no se establece una meta para el índice de interrupciones

atribuibles a casos fortuitos o fuerza mayor.

En la figura 32 se observa el promedio acumulado del SAIFI atribuible a cuestiones operativas,

correspondiente a los años 2016 y 2017. Como se observa, durante el 2016, el índice se mantuvo muy

por debajo de su meta establecida y al final de año se observó el cumplimiento con la misma. Por otro

lado, en 2017, se observa un incremento en el índice en comparación con el año anterior, en particular

a partir del mes de mayo y hasta agosto, el índice crece alrededor de tres veces, con respecto a su valor

del año pasado. Asimismo, a partir del mes de septiembre, se observa que el índice incrementa,

superando en este mes el valor máximo permitido. Por lo anterior, para el año 2017, se considera el

SAIFI en incumplimiento, con respecto al requerimiento de la Comisión.

Figura 32 Acumulado mensual de SAIFI atribuible a causas operativas, en 2016 y 2017.


0

0.05

0.1

0.15

0.2

0.25

2016 2017 Meta


58

Figura 33 Acumulado mensual de SAIFI Total atribuible a causas operativas y caso

fortuito o de fuerza mayor, en 2016 y 2017.


En la figura 33, se reportan los valores acumulados de SAIFI Total correspondiente tanto a causas

operativas como a los casos fortuitos o de fuerza mayor que afectaron la RNT. De la información

presentada, se observa que el índice en 2017, creció en comparación con el 2016. Se observa que el

crecimiento se dio en el mes de septiembre, y se atribuye al sismo de magnitud de 7.1 grados en la

escala de Richter, que tuvo impacto en la Ciudad de México y los estados de Puebla, Tlaxcala, Morelos

y parte de Guerrero.

5.3 Índice de duración promedio de interrupciones en la RNT (SAIDI)

El índice SAIDI se refiere al tiempo promedio que un usuario final permanece sin servicio de energía

eléctrica durante un período evaluado. Su objetivo, es medir el tiempo (en horas) de afectación que

experimenta un usuario final, ya sea debido a causas operativas o a casos fortuitos o de fuerza mayor.

Para este índice, se miden únicamente las interrupciones con duración mayor a cinco minutos. El valor

máximo de SAIDI a nivel nacional, sin considerar las interrupciones por caso fortuito o fuerza mayor,

deberá ser de máximo 3 minutos promedio al año. No se establece una meta de SAIDI para los casos

fortuitos o de fuerza mayor.

La figura 34 indica el promedio acumulado mensual del SAIDI atribuible a causas operativas en los años

2016 y 2017. Para el año 2016 se observa el cumplimiento del índice, sin embargo, en el año 2017, a

partir de septiembre se identifica que un incremento del índice, además del incumplimiento con el valor

máximo permitido de 3 minutos.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

2016 2017


59

Figura 34 Acumulado mensual de SAIDI atribuible a causas operativas, en 2016 y 2017.


Figura 35 Acumulado mensual de SAIDI Total atribuible a atribuible a causas operativas y

caso fortuito o de fuerza mayor, en 2016 y 2017.


0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

SAID

I (m

inu

tos)

2016 2017 Meta

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

SAID

I (m

inu

tos)

2016 2017


60

Los valores de SAIDI Total atribuibles a causas operativas y a casos fortuitos o de fuerza mayor en la

RNT, se indican en la figura 35. Nuevamente, se observa un incremento del SAIDI en el año 2017, con

respecto al 2016. Al final del año, se reporta un acumulado de 45 minutos, un valor mayor al SAIDI del

año anterior que estuvo en 2.21.

5.4 Energía no suministrada en la RNT (ENS)

Otro de los indicadores que son evaluados para determinar el desempeño de la RNT es el de ENS, a

través del cual se mide la energía que se deja de suministrar a los usuarios finales debido a

interrupciones mayores a cinco minutos en la RNT y cuyo objetivo es evaluar la continuidad del servicio

para identificar medidas correctivas y/o preventivas que promuevan la reducción de las interrupciones.

Este índice se evalúa para cada Gerencia Regional de Transmisión y considera interrupciones

provocadas por caso fortuito o fuerza mayor o atribuibles a la operación de la RNT.

La figura 36 presenta la ENS total que se presentó en la RNT, desagregada en causas operativas y por

eventos de caso fortuito o de fuerza mayor, correspondiente a los años 2016 y 2017. Resalta la diferencia

en la ENS presentada un año, en comparación con el siguiente, en específico, el incremento en la ENS

por causas atribuibles a la operación de la RNT. Para el año 2016, la energía no suministrada total

representó menos del 1% del total de la energía consumida en el SEN.

Figura 36 ENS atribuible a causas operativas y de caso fortuito o de fuerza mayor, en la

RNT en los años 2016 y 2017.


.

601.03 3,932.611,038.96

44,584.91

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

2016 2017

MW

h

Causas operativas Caso fortuito o de fuerza mayor


61

Figura 37 ENS acumulada mensual en la RNT en 2017.


En la figura 37, se observa el acumulado mensual de la ENS, en el año 2017. De esta figura se identifica

que en los meses de mayo y de septiembre, son en los que se presentan los principales eventos que

tienen mayor contribución al valor de la ENS. En estos meses, de conformidad con los apartados 4.1.5.4

y 4.1.5.6 anteriores, tuvieron lugar una falla en la RNT por incendio forestal no controlado y el sismo de

7.1 grados en la escala de Richter, respectivamente.

Por otro lado, las principales causas asociadas a las interrupciones en la RNT en 2016 y 2017, se

presentan en las figuras 38 y 39, a continuación. De conformidad con la figura 38, la principal causa a la

que se le atribuyen las interrupciones en la RNT en 2016, fue la falla en interruptores, que representó el

25% total de las fallas, seguido por las fallas en bus, con un 23%. Se considera necesario analizar

cuáles se las causas de las interrupciones fueron consecuencia de la falta de mantenimiento oportuno

de los elementos.

Asimismo, en la figura 39, se observa que la principal causa de las interrupciones en la RNT en 2017,

fueron las fallas en línea. Debido a que el 67% del total de las interrupciones de la RNT fueron debido a

estas causas, es necesario analizar cuáles fueron dichas fallas, y particularmente, las causa raíz. Por

otro lado, se presenta la clasificación otras, como la segunda causante de las interrupciones. Dentro de

otras se identifican las siguientes: daños en apartarrayo, falla en interruptor, equipo eléctrico primario

dañado, colapso de torres, falla de banco de capacitores, falla en transformador, etc.

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

2017 740.80 1137.92 1384.30 3237.15 20696.12 22351.00 22897.76 23481.55 43863.04 44079.65 44325.89 44584.91

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

MW

h


62

Figura 38 Causas de las interrupciones en la RNT en 2016.


Figura 39 Causas de las interrupciones en la RNT en 2017.


25%

13%

17%

23%

3%1%3%

10%

1%

4%

Falla en interruptor

Falla en línea

Falla en transformador

Falla en el bus

Falla en alimentador

Colapso de estructuras de transmisión

Aislamiento

Factor humano

Falla en protecciones

Incendio

67%

7%

7%

5%

3%

2% 9%

Falla en línea

Falla en bus

Afectación de carga endiferentes zonas del país

Por Sismo

Por licencia

Falla en protecciones

Otras


63

6. Desempeño de las RGD en 2016 y 2017

El artículo 18 de las Disposiciones de la RNT y las RGD, al que se hizo referencia en la sección anterior, también incluye los índices de desempeño que deberán ser observados y reportados por los Distribuidores, para asegurar la disponibilidad, continuidad y calidad de los elementos y la operación de las RGD. A continuación, se presentan los valores de cada indicador, reportados por la CFE Distribución, correspondientes al desempeño de las RGD en el año 2016.

6.1 Índice de duración promedio de interrupciones en Distribución (SAIDI)

El SAIDI correspondiente a las RGD, se evalúa contabilizando las interrupciones que superan los cinco

minutos de duración, y considera las causas de interrupción atribuibles al Distribuidor y a casos fortuitos

o de fuerza mayor. De conformidad con las Disposiciones de la RNT y las RGD, el SAIDI correspondiente

a las RGD debe ser menor a 50 minutos promedio anual a nivel nacional, para las causas atribuibles al

proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor. Por otro lado, el SAIDI Total considerando tanto

las causas atribuibles a la operación de la RGD, como los casos fortuitos o de fuerza mayor, no deberá

de exceder de 108 minutos promedio anual, incluyendo todas las empresas Distribuidoras a nivel

nacional.

En la figura 40, se presenta el SAIDI promedio acumulado de las Divisiones de Distribución de las RGD para el año 2016 y el año 2017. Dicho SAIDI considera causas atribuibles a la operación de la RGD. Como se observa, la División Sureste, fue la que presentó el mayor SAIDI de las RGD en los dos años analizados, con un valor de alrededor de 50 minutos en el 2016 y de cerca de 70 minutos en 2017. Para el resto de las Divisiones de Distribución, se observa una mejora en el valor del índice.

Figura 40 SAIDI acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017.

Fuente: Elaborado por la CRE, con información de la CFE Distribución.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

SAID

I (M

inu

tos)

SAIDI 2016 SAIDI 2017


64

En la figura 41 se presenta el valor de SAIDI acumulado mensual correspondiente a causas atribuibles a la operación, para el año 2017. Se observa que, a diciembre de 2017, el acumulado del SAIDI se encontró por debajo de la meta de 50 minutos establecida en las Disposiciones de la RNT y de las RGD, por lo que para ese año se considera en cumplimiento del índice.

Figura 41 Acumulado mensual del SAIDI en las RGD en 2017.


6.2 Índice de frecuencia promedio de interrupciones en Distribución (SAIFI)

El índice SAIFI representa la cantidad de interrupciones promedio que un usuario final experimenta en un periodo determinado derivado de fallas o libranzas en las RGD, subestaciones o circuitos de media tensión, y tiene el objetivo de evaluar la eficacia en la operación y mantenimiento de las RGD. El SAIFI se evalúa considerando interrupciones superiores a cinco minutos. Asimismo, la evaluación del índice considera las causas atribuibles al proceso de operación de las RGD, en cuyo caso el SAIFI no debe ser mayor a 0.94 interrupciones promedio anual por usuario final a nivel nacional, sin considerar las causas atribuibles a casos fortuito o de fuerza mayor. El SAIFI Total, considerando causas atribuibles a la operación y a casos fortuitos o de fuerza mayor, no deberá exceder de 1.52 interrupciones promedio anual por usuario final incluyendo todas las empresas Distribuidoras a nivel nacional.

El SAIFI nacional asociado a las causas atribuibles a la operación de las RGD, registrado para el año 2016, fue de 0.7119, por debajo del valor máximo permitido. En la figura 42 se indica el SAIFI promedio anual correspondiente a cada División de Distribución de las RGD, considerando causas atribuibles a la operación y a casos fortuitos o de fuerza mayor, para los años 2016 y 2017. Los datos muestran que las Divisiones Noroeste, Centro Sur y Sureste, fueron las que presentaron el mayor tiempo de SAIFI en los años analizados. Sin embargo, se observan disminuciones en el índice en el 2017 con respecto al año

19 CFE Distribución. Informe Público Anual 2016. Información enviada a la Comisión a través de oficio por CFE Distribución

0

10

20

30

40

50

60

SA

IDI

(Min

uto

s)

SAIDI Acumulado Meta


65

2016, en todas las Divisiones de Distribución, en particular en la División Centro Sur, cuyo SAIFI en 2016 fue de 1.07 y en 2017 se reportó en 0.7.

Figura 42 SAIFI promedio acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016

y 2017.


Con la finalidad de mejorar el índice, la CFE Distribución ha identificado las siguientes acciones que

implementará para el año 201720:

Reemplazo de aislamiento en las redes eléctricas de media tensión. Al mes de diciembre del 2017 se tenía programado realizar 280,000 piezas,

Reemplazo de apartarrayos en las redes eléctricas de media tensión. Al mes de diciembre del 2017 se tiene programado realizar 102,000 piezas, y

Ejecución oportuna del programa de poda en las redes eléctricas de media tensión. Al mes de diciembre del 2017 se tiene programado podar 4,500,000 árboles.

En la figura 43 se muestra el acumulado mensual del SAIFI reportado por la CFE Distribución, correspondiente al año 2017. Se observa una mejora del índice con respecto al año anterior, con un acumulado en diciembre de 0.58, muy por debajo de la meta establecida por la Comisión.

20 CFE Distribución. Informe Público Anual 2016. Información enviada a la Comisión a través de oficio por CFE Distribución

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20B

aja

Cal

ifo

rnia

No

roes

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rte

Go

lfo

No

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Go

lfo

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o

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Val

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o S

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SAIF

I

2016 2017


66

Figura 43 Acumulado mensual del SAIFI en las RGD en 2017.


6.3 Índice de duración promedio de interrupciones por usuario en Distribución

(CAIDI)

El CAIDI es el índice de duración promedio de interrupciones a los usuarios finales ante falla de un

elemento de las RGD. Para evaluar el índice, se consideran las interrupciones superiores a cinco

minutos. El CAIDI para las causas atribuibles a operación o mantenimiento debe ser menor a 53 minutos

anuales a nivel nacional, mientras que el CAIDI considerando causas asociadas a la operación más las

causas de caso fortuito o de fuerza mayor, tiene un valor mínimo de referencia de 70.93 minutos en

promedio al año, de conformidad con las Disposiciones de la RNT y de las RGD. En la figura 44 se

reportan los valores de CAIDI promedio por División de Distribución de las RGD para los años 2016 y

2017. La División con el mayor CAIDI, de conformidad con la información, fue la Golfo Centro con un

CAIDI de 67 minutos, valor que incrementó en 2017 hasta un CAIDI de 100.4 minutos. Se observa un

incremento en el valor del CAIDI en las RGD en 2017, con respecto al 2016.

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Ener

o

Feb

rero

Mar

zo

Ab

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May

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Jun

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Julio

Ago

sto

Sep

tiem

bre

Oct

ub

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bre

Dic

iem

bre

SAIF

I

SAIFI Acumulado Meta


67

Figura 44 CAIDI promedio acumulado por División de Distribución de las RGD en 2016

y 2017.


A continuación, en la figura 45 se presenta el acumulado mensual del CAIDI correspondiente al año 2017. Se muestra que, el acumulado al final del 2017, se encontró en 50.87, un valor por debajo de la meta prevista por la Comisión.

0

20

40

60

80

100

120B

aja

Cal

ifo

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Val

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e M

éxic

o S

ur

CA

IDI (

Min

uto

s)

2016 2017


68

Figura 45 Acumulado mensual del CAIDI en las RGD en 2017.


6.4 Compensación de Potencia Reactiva

Con la finalidad de optimizar la utilización de las RGD, el Distribuidor debe vigilar y controlar el flujo de

potencia reactiva que circula en la red. Para lograr lo anterior, el Distribuidor está obligado a monitorear

el cumplimiento del factor de potencia de los circuitos que componen las RGD, considerando que un

circuito se considera en cumplimiento cuando el promedio de los registros obtenidos evaluados con base

mensual y en un intervalo de medición de 10 minutos, es mayor o igual a un factor de potencia de 0.95.

El criterio mencionado se debe cumplir en al menos el 80% de los circuitos de las RGD que cuenten con

medidor digital.

Para el 2016 y 2017, la CFE Distribución registró los porcentajes de cumplimiento, por Divisiones de Distribución, que se muestra en la figura 46. De la información presentada, se identifica que las Divisiones de Distribución Norte y Bajío no cumplen con el porcentaje de cumplimiento establecido. Por otro lado, se observa incremento en el porcentaje de circuitos en cumplimiento de las Divisiones, en particular, las Divisiones de Distribución Golfo Centro, Oriente y Peninsular, en 2016 mostraban incumplimiento del índice y en 2017 cumplen el requerimiento.

0

10

20

30

40

50

60

CA

IDI

CAIDI Acumulado Meta


69

Figura 46 Porcentaje de cumplimiento del requerimiento de compensación de potencia

reactiva, por División de Distribución de las RGD en 2016 y 2017.


En 2017, el porcentaje de cumplimiento mensual que se presentó en las RGD se indica en la figura 47. Se observa que, en los meses de abril, mayo y junio, se presentaron porcentajes por debajo de la meta de cumplimiento, establecida en 80%.

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100B

aja

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s (%

)

2016 2017 Meta


70

Figura 47 Porcentaje de cumplimiento mensual del requerimiento de factor de potencia

en las RGD en 2017


76.0%

77.0%

78.0%

79.0%

80.0%

81.0%

82.0%

83.0%

84.0%

85.0%

Porcentaje de Cumplimiento de Factor de Potencia Meta


71

7. Conclusiones

A través del análisis del desempeño del SEN en sus diversos componentes (UCE, RNT y RGD), es

posible identificar los principales retos técnicos que son consecuencia, entre otros, del desarrollo de

infraestructura, seguridad de abastecimiento de combustibles, altos índices de indisponibilidad de UCE,

control de frecuencia y tensión ante la entrada de más UCE renovables variables, entre otros.

Durante los años 2016 y 2017, se observa que, en general, el SEN ha operado dentro de los parámetros

de Confiabilidad, Calidad y Continuidad previstos en el Código de Red y las metas que se ha fijado el

CENACE. Asimismo, se observa el cumplimiento por parte del CENACE, CFE Transmisión y CFE

Distribución del Código de Red emitido por la CRE.

Las principales conclusiones del análisis realizado en este reporte:

1. Seguridad del suministro.

a. La congestión en la infraestructura de transmisión fue identificada por el CENACE como

una de las principales causas de que el SEN operara en estados de alerta o de

emergencia. De lo anterior, la Comisión considera necesario hacer una evaluación detallada

de los próximos Programas de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD que

pertenecen al MEM, con la finalidad de asegurar que las obras propuestas atiendan de manera

eficaz los problemas de congestión identificados. De igual importancia será la ejecución en

tiempo de dichos programas.

b. Disponibilidad de Unidades de Central Eléctrica en las horas críticas del año. De

conformidad con la información publicada por el CENACE, durante las 100 horas críticas del

sistema en 2016, la capacidad entregada al SEN fue alrededor del 80% de la capacidad

instalada declarada y verificable. Esta razón, índice de disponibilidad, varió entre el 64% para

el SIN y el 91% para el SBCS. Por tecnología, las de menor índice de disponibilidad fueron la

eólica (14%), hidráulica y termoeléctrica convencional (60%) y turbogás (66%).

c. Las salidas forzadas en 2017 tuvieron como resultado no contar con capacidad de

generación, en promedio, de 3.4 GW, lo que representa alrededor del 4.5% de la

capacidad instalada. El CENACE reportó que, alrededor del 52% de las indisponibilidades de

las Unidades de Central Eléctrica en el SEN estuvieron asociadas con fallas del generador, la

turbina o los sistemas de control. Por lo anterior, resulta importante confirmar con mayor detalle

si se trata de problemas técnicos de mantenimiento para determinar las medidas que permitan

asegurar la disponibilidad de las centrales, particularmente durante las horas críticas.

Esta situación también puede representar un riesgo financiero para los generadores. De

acuerdo con las Bases del Mercado, los generadores que han firmado contratos de cobertura

de potencia deberán cubrir la diferencia entre el precio del Mercado de Balance de Potencia y

el pactado en los contratos para aquellas horas que las Unidades de Central Eléctrica que

representan, no estuvieron disponibles durante las 100 horas críticas y que el contrato de

cobertura lo preveían.

d. Falta de capacidad de generación en el Sistema de Baja California. Derivado del nivel de

demanda que se presenta en este sistema, principalmente en verano, la capacidad de

generación disponible no es suficiente para poder cubrir la demanda para mantener el sistema


72

en estado operativo normal. Sin embargo, la interconexión con el sistema de California mitiga

esta situación. En el pasado, se ha activado el Protocolo Preventivo emitido por la Comisión

para atender esta situación.

Sin embargo, esta solución no es necesariamente la más eficiente en costo, por lo que es

necesario que, cuando se prevea un déficit en la capacidad de generación del Sistema de Baja

California, el CENACE lleve a cabo, preferentemente, subastas por confiabilidad. En dichas

subastas se debe permitir la participación de recursos de demanda controlable, reactivación de

potencia disminuida en Unidades de Central Eléctrica, sistemas de almacenamiento de energía

y Unidades de Central Eléctrica Móvil a los que se deberá indicar en dónde conectarse, además

de Unidades de Central Eléctrica interconectadas directamente al sistema de California pero

que pueden interconectarse al sistema Baja California de manera expedita. En un horizonte de

mayor plazo, la interconexión prevista entre el Sistema de Baja California con el SIN y las

subastas de largo plazo cambiarán significativamente esta situación.

e. Comunicaciones. Los reportes del CENACE sobre los eventos de salida de operación de

líneas en la RNT por fenómenos meteorológicos en la región Noreste y la falla en la línea de la

RNT por incendio forestal en la región Peninsular, evidencian la necesidad de mejorar los

sistemas de comunicación de las Unidades de Central Eléctrica, Centros de Carga y otros

elementos de las infraestructuras de transmisión y distribución con el CENACE, para mejorar la

Confiabilidad del SEN, así como la revisión de la coordinación de las protecciones eléctricas,

para mejorar la efectividad y selectividad de su operación.

2. Calidad de la Energía Eléctrica. De manera general, se identificó que las variables eléctricas de

tensión y frecuencia del SEN se encuentran la mayor parte del tiempo operando dentro de la banda

de Calidad establecida en el Código de Red. Sin embargo, con el incremento de la generación

renovable variable en el SEN, entre otros factores, será necesario mantener el monitoreo constante

sobre dichas variables, para identificar cualquier impacto en las mismas.

a. Tensión. La tensión en los nodos del SEN durante los años evaluados se mantuvo dentro de

los límites establecidos en el Código de Red, y el tiempo de desviación de la tensión fuera de

dichos límites no sobrepasó el tiempo máximo establecido como meta. La Gerencia de Control

Regional Central presentó en el mes de diciembre, el mayor tiempo de operación de la tensión

fuera de los límites operativos permisibles en periodos de madrugadas, que no implicaron en

ningún caso riesgo a los usuarios finales o al equipo eléctrico debido a que no operó por

periodos prolongados. De acuerdo al análisis de la situación realizada por el CENACE, se tiene

prevista la instalación de reactores en las subestaciones donde se está presentando esta

problemática.

b. Frecuencia. En los dos años evaluados, la banda de frecuencia se mantuvo por encima del

99% del tiempo dentro de la banda de calidad prevista en el Código de Red. En el SIN se

presentó el mayor tiempo de operación fuera de los límites permisibles para el año 2016,

mientras que para el año 2017 se presentó en el SBCS, por lo anterior, se considera necesario

evaluar las condiciones que afectaron la frecuencia en los sistemas interconectados, así como

identificar las razones por las que se están presentando dichas desviaciones.

c. Factor de potencia. El índice de desempeño asociado al requerimiento de compensación de

potencia reactiva en las RGD, mejora en 2017, con respecto a 2016, en particular, en las


73

Divisiones de Distribución Golfo Centro, Oriente, Centro Occidente y Peninsular. Por otro lado,

algunas Divisiones de Distribución presentan cierto deterioro en el índice de desempeño.

3. Continuidad en el servicio.

a. Con respecto a la RNT, en 2017 para la mayoría de regiones los índices de desempeño

asociados a las interrupciones presentan mejoras en cuanto a frecuencia y duración,

exceptuando el índice de disponibilidad. El índice de disponibilidad mejora en todas las

Gerencias Regionales de Transmisión, excepto las Gerencias de Baja California y la Noreste.

Por otro lado, para los índices SAIDI, SAIFI y ENS, cuyas causas son atribuibles a la operación

de la RNT, es necesario identificar las razones del incremento en dichos índices.

b. Con respecto a las RGD, se observó el cumplimiento de las metas de los índices de

desempeño, en particular para los índices SAIDI y SAIFI, se reportaron mejoras en todas las

Divisiones de Distribución.

Finalmente, a manera de reflexión para la mejora continua, es conveniente hacer una revisión de los

índices de Continuidad y Calidad de la energía, para evaluar la conveniencia de incluir que se midan los

índices independientemente de si su origen fue debido a causas posibles o no de controlar por el

CENACE, el Transportista o el Distribuidor. Asimismo, con respecto a los índices de Calidad, se

considera conveniente analizar el procedimiento y los insumos utilizados para la definición de las metas

establecidas actualmente y evaluar la conveniencia de mantenerlas o actualizarlas a las condiciones

actuales o futuras de la red eléctrica.

Anexo A Resumen de Índices de Desempeño en el SEN

Indicador Aplicación Nivel Meta Anual Sistema 2016 2017

Margen de Reserva Operativa [%]

CENACE Sistema

Interconectado 95%21

SEN 99.16 99.77

SIN 99.96 99.60

SBC 99.90 100

SBCS 98.56 99.60

Mulegé 98.27 99.87

Índice de calidad de Frecuencia [seg]

CENACE Sistema

Interconectado 15022

SIN 99.99 100

Mulegé 100 99.99

SBCS 100 99.99

Índice de calidad de Tensión [Hrs. al mes]

CENACE SEN y

Regional 0.002423

Central 0.00141 0.00218

Oriental 0.00015 0.00016

Occidental 0.00086 0.00037

Noroeste 0.00001 0.00266

Norte 0.00009 0.00040

Noreste 0.00019 0.00001

Peninsular 0.00011 0.00000

Baja California 0.00000 0.00000

Baja California Sur 0.00008 0.00006

Mulegé 0.00000 0.00009

Disturbios [# eventos]

CENACE Alta, Media y Baja relevancia

No aplica SEN 8, 449 15,878

Estados de Operativos

CENACE Alerta,

Emergencia y Restaurativo

No aplica

Alerta 228 1156

Emergencia 35 44

Restaurativo 2 0

% Índice de disponibilidad 161, 230 y 400kV

Transmisión Regional

Baja California 99 Baja California 99.02 98.74

Noreste 99 Noroeste 99.41 99.19

Norte 99 Norte 99.44 99.56

Noreste 99 Noreste 99.2 99.09

21 Meta operativa definida por el CENACE. 22 Meta operativa definida por el CENACE. 23 Meta operativa definida por el CENACE.


75

Central 99 Central 99.65 99.73

Oriental 99 Oriental 99.53 99.73

Peninsular 99 Peninsular 99.51 99.58

Occidental 98.5 Occidental 98.39 99.75

Sureste 98.5 Sureste 98.72 99.66

Índice SAIFI [interrupciones]

Transmisión Regional y Nacional

Nacional: 0.20 SEN 0.0655 0.231

Distribución División de Distribución

Nacional: 0.9424 y 1.5225 Promedio 0.71 0.58

Índice SAIDI [minutos]

Transmisión Regional y Nacional

Nacional: 3 SEN 2.21 4.601


5026 y 10827

Promedio 29.93 28.41

Índice CAIDI [minutos]


Nacional: 5328 y 70.9329

Promedio 44 51

Energía no suministrada en la RNT [MWh]

Transmisión Regional No aplica RNT 601.03* y 1038.96** 3932.60 y 44584.9

Compensación de Potencia Reactiva [%]


80% Promedio 80.625%

84.78%

24 Eventos atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor. 25 Evento debido a causas atribuibles al Distribuidor y a caso Fortuito y Fuerza Mayor. 26 Eventos atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor. 27 Evento debido a causas atribuibles al Distribuidor y a caso Fortuito y Fuerza Mayor. 28 Eventos atribuibles al proceso de operación y mantenimiento del Distribuidor. 29 Evento debido a causas atribuibles al Distribuidor y a caso Fortuito y Fuerza Mayor.

Anexo B Horas críticas del SEN

De conformidad con las Bases del Mercado30 y el Manual del Mercado para el Balance de Potencia31,

ambos emitidos por la Secretaría de Energía, el CENACE es el responsable de identificar las 100 horas

críticas (HC) para cada zona de Potencia, y para cada año que sea analizado. Las horas críticas

corresponden a horas exactas y se determinan en los siguientes términos:

a) Para los años 2016 y 2017, las 100 horas críticas serán las 100 horas de demanda máxima del

sistema interconectado o zona de Potencia correspondiente;

b) Para el año 2018 en adelante, las 100 horas críticas serán las 100 horas de menores reservas

totales de generación en el sistema interconectado o zona de Potencia correspondiente.

La metodología de cálculo específica que el CENACE utiliza para determinar las 100 HC se describe en

el Manual del Mercado para el Balance de Potencia. De conformidad con lo términos mencionados en

el párrafo anterior, para el año 2016 que corresponde al año del análisis presentado en este reporte, las

100 HC fueron determinadas como las de demanda máxima en cada sistema interconectado o zona de

Potencia. Cabe señalar que actualmente se consideran como existentes las siguientes tres zonas de

Potencia: Sistema Interconectado Nacional, Sistema Interconectado de Baja California y Sistema

Interconectado de Baja California Sur.

En las figuras B.1, B.2 y B.3, a continuación, se presentan las 100 HC determinadas por el CENACE,

para el año 2016, y por cada zona de Potencia.

En la figura B.1, se muestran las 100 HC correspondientes al Sistema Interconectado Nacional. Como

se puede apreciar, las HC en dicho sistema ocurrieron durante los meses de mayo, junio, julio, agosto y

septiembre del 2016, y se presentaron principalmente en el horario de 15:00 a 18:00 horas.

De igual forma, en la figura B.2, se observan las 100 HC del Sistema Interconectado de Baja California

en el año 2016. Para este caso, las HC ocurrieron en los meses de junio, julio y agosto, correspondientes

al período de verano. Asimismo, se observa que cerca del 90% de las HC se concentraron en los meses

de julio y agosto, y abarcaron desde las 12:00 hasta las 19:00 horas.

Finalmente, en la figura B.3, correspondiente a las HC en el Sistema Interconectado de Baja California

Sur, se observa que los meses en los que se presentaron dichas horas críticas fueron julio, agosto,

septiembre y octubre, con una clara concentración en el mes de julio, en el que se presentaron el 50%

de las HC del sistema.

30 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5407717&fecha=08/09/2015 31 Liga al Diario Oficial de la Federación: http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5453483&fecha=22/09/2016




77

Figura B.1 Horas Críticas en el Sistema Interconectado Nacional

Día 1

Día 2

Día 3

Día 4

Día 5

Día 6

Día 7

Día 8

Día 9

Día 10

Día 11

Día 12

Día 13

Día 14

Día 15

Día 16

Día 17

Día 18

Día 19

Día 20

Día 21

Día 22

Día 23

Día 24

Día 25

Día 26

Día 27

Día 28

Día 29

Día 30

Día 31

Septiembre

Hora

Día

14

15

16

17

23

Mayo Junio Julio Agosto 18

19

20

21

22

24

24

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

14

14

15

16

17

18

19

20

21

22

23

24

23

24

14

15

15

16

17

18

19

20

22

23

24

16

17

18

19

20

21

21

22


78

Figura B.2 Horas Críticas en el Sistema Interconectado de Baja California

Día 1

Día 2

Día 3

Día 4

Día 5

Día 6

Día 7

Día 8

Día 9

Día 10

Día 11

Día 12

Día 13

Día 14

Día 15

Día 16

Día 17

Día 18

Día 19

Día 20

Día 21

Día 22

Día 23

Día 24

Día 25

Día 26

Día 27

Día 28

Día 29

Día 30

Día 31

22

23

24

16

17

18

19

20

21

10

11

12

13

14

15

19

20

21

22

23

24

18

22

23

24

10

11

12

13

14

15

16

17

21

Junio Julio Agosto

Hora

Día 10

11

12

13

14

15

16

17

18

19

20


79

Figura B.3 Horas Críticas en el Sistema Interconectado de Baja California Sur

Día 1

Día 2

Día 3

Día 4

Día 5

Día 6

Día 7

Día 8

Día 9

Día 10

Día 11

Día 12

Día 13

Día 14

Día 15

Día 16

Día 17

Día 18

Día 19

Día 20

Día 21

Día 22

Día 23

Día 24

Día 25

Día 26

Día 27

Día 28

Día 29

Día 30

Día 31

Hora

Día

15

16

17

18

15

Julio Agosto Septiembre Octubre

19

20

21

22

23

24

17

16

17

18

19

20

21

22

23

24

15

16

24

15

16

17

18

19

18

19

20

21

22

23

20

21

22

23

24


80

Anexo C Análisis comparativo entre Capacidad Entregada,

Demanda promedio en las 100 horas críticas, Disponibilidad de

Entrega Física, Demanda Máxima en las 100 horas críticas y

Capacidad Instalada en el SEN en 2016

En este Anexo C se presenta un análisis comparativo con respecto a los parámetros de Capacidad

Entregada, Demanda promedio en las 100 HC, Disponibilidad de Entrega Física, Demanda Máxima en

las 100 HC y Capacidad instalada32. El objetivo de este análisis es mostrar las diferencias cuantitativas

entre los parámetros mencionados e identificar para cada zona de Potencia, lo siguiente:

a) La capacidad entregada para satisfacer la demanda promedio, en las 100 HC, y

b) La capacidad disponible para contribuir al suministro de la demanda en comparación con la

Capacidad Instalada, en las 100 HC.

La Capacidad Entregada (CE), se refiere al promedio de la cantidad de potencia que una Unidad de

Central Eléctrica (UCE) haya puesto a disposición del SEN, o de la zona de Potencia que corresponda,

en las horas críticas del año evaluado, mientras que la Disponibilidad de Entrega Física (DEF) se refiere

a la porción de la capacidad instalada declarada y verificable de una UCE, que, tomando en cuenta la

capacidad de transmisión y distribución del SEN, puede contribuir a suministrar la demanda en cada una

de las HC33. Asimismo, la Capacidad Instalada se entiende como la cantidad de potencia que una UCE

está diseñada para producir o dejar de consumir; también conocida como la capacidad de placa.

Por otro lado, la Demanda promedio en las 100 HC, se entenderá como el promedio de la demanda

determinada por el CENACE en cada una de las 100 HC de la zona de Potencia analizada, de

conformidad con lo previsto en el Manual del Mercado para el Balance de Potencia. Asimismo, la

Demanda Máxima, corresponderá a la demanda máxima determinada por el CENACE, dentro de las

100 HC de la zona de Potencia de interés.

En este contexto, y considerando las definiciones anteriores, para una zona de Potencia en particular,

si el valor de la DEF en las horas críticas es muy cercano (menor o igual) a la Capacidad Instalada en

la zona de Potencia, es indicador de que un alto porcentaje de la Capacidad Instalada, se pone

efectivamente a disposición del sistema en condiciones de operación crítica.

En las figuras C.1, C.2 y C.3, a continuación, se presenta el análisis comparativo de los parámetros

descritos.

32 Elaborado por la CRE con información tomada de la página del CENACE: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/AcreditacionReqPotencia.aspx 33 En el Anexo C de este Reporte se presenta un breve análisis comparativo entre la Capacidad Entregada, la Demanda promedio en las 100 horas críticas, la Demanda Máxima en las 100 horas críticas, la Capacidad instalada y la Disponibilidad de Entrega Física.

http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/AcreditacionReqPotencia.aspx


81

Figura C.1 Análisis del Sistema Interconectado Nacional en 2016

En la figura C.1, se observan los valores que presentaron los parámetros analizados en las horas críticas

de dicha zona de Potencia. La CE supera a la Demanda promedio por 5,286 MW. Asimismo, se observa

que la CE fue mayor a la Demanda Máxima. Por otro lado, la DEF fue menor a la Capacidad Instalada,

por 9,881 MW. Esto indica que, de la Capacidad Instalada34, cerca del 85% se puso efectivamente a

disposición de la zona de Potencia en las horas críticas.

34 Fuente: PRODESEN 2017-2031: http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf

44,309

39,023

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

Sistema Interconectado Nacional

Capacidad Entregada (MW)

Demanda promedio 100 HC(MWh/h)

Demanda Máxima (100 HC): 39,747 MWDemanda Mínima (100 HC):38,682 MW

Capacidad Instalada: 67,776 MW

Disponibilidad de Entrega Física: 57,895 MW



82

Figura C.2 Análisis del Sistema Interconectado Baja California en 2016

En la figura C.2, se presentan los valores de los parámetros analizados en las HC. Para esta zona de

Potencia, al igual que la anterior, se observa que la CE es mayor a la Demanda promedio, sin embargo,

en este caso, la Demanda Máxima supera la CE registrada por el CENACE, por alrededor de 80 MW.

Por otro lado, de conformidad con la información publicada por el CENACE, se identificó que alrededor

1,594 MW de la Capacidad Instalada35, no se acreditó como DEF, indicador de que dicha capacidad no

estuvo disponible en las HC.

35 Fuentes: PRODESEN 2017-2031: http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf y Sistema de Información Energética: http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions

2,472 2,429

0

500

1,000

1,500

2,000

2,500

3,000

3,500

4,000

4,500Sistema Interconectado Baja California



Demanda Máxima (100 HC): 2,556 MWDemanda Mínima (100 HC)2,371 MW

Disponibilidad de Entrega Física: 2,832 MW

Capacidad instalada: 4,426 MW


http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions


83

Figura C.3 Análisis del Sistema Interconectado Baja California Sur en 2016

Finalmente, en la figura C.3 se muestran los parámetros correspondientes a la zona de Potencia del

Sistema Interconectado Baja California Sur. Se observa que el valor de la CE reportado por el CENACE

es mayor que la Demanda promedio y la Demanda Máxima en las 100 HC. Se identifica que la DEF es

menor que la Capacidad Instalada36, por 346 MW.

36 Fuentes: PRODESEN 2017-2031: http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf y Sistema de Información Energética: http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions

557

409

0

200

400

600

800

1,000

1,200

Sistema Interconectado Baja California Sur



Disponibilidad de Entrega Física: 667 MW

Demanda Máxima (100 HC): 429 MW Demanda Mínima (100 HC): 402 MW

Capacidad instalada: 1,013 MW


http://sie.energia.gob.mx/bdiController.do?action=cuadro&subAction=applyOptions

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