Dirección General
Subdirección de Programación
Programa de Obras e
Inversiones del Sector Eléctrico
POISE 2014-2028
Por sus aportaciones para la elaboración de este
documento agradecemos a las Instituciones:
Secretaria de Energía (SENER)
Secretaria de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE)
Centro Mario Molina
Agradecemos la colaboración de:
Subdirección de Desarrollo de Proyectos
CFE
Subdirección de Distribución
CFE
Subdirección de Generación CFE
Subdirección de Proyectos y Construcción
CFE
Subdirección de Transmisión
CFE
Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía
CFE
.
Índice
INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE .................. i
LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028 ....... 1-1
CONSIDERACIONES INICIALES .........................................................................1-1 POLÍTICAS PÚBLICAS QUE RIGEN EL DESARROLLO DEL POISE ....................................1-1
Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio ....
Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE) ............1-2 Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y ........
eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo ....
(PND). ............................................................................................1-2 Abastecimiento de energía a toda la población .....................................1-2 Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores .........
y en todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento .............
Sustentable de la Energía (PRONASE). ................................................1-2 Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento ......
económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, ......
con un parque de generación diversificado en que se incremente la ..........
participación de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE). .1-3 Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto ...
invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC). .......................1-4 LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO. ESTRATEGIA NACIONAL .....
DE CAMBIO CLIMÁTICO .................................................................................1-4 LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GEI (CO2) CONSIDERADA EN ESTE EJERCICIO .................1-6
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN 2-1
GENERALIDADES ........................................................................................2-1 BASES DE PLANIFICACIÓN 2013 ......................................................................2-2
Bases Macroeconómicas ....................................................................2-3 Población ........................................................................................2-5 Precios de combustibles ....................................................................2-5 Precios de la energía eléctrica ............................................................2-6
PRONÓSTICOS GLOBAL Y SECTORIAL DE VENTAS MÁS AUTOABASTECIMIENTO ...................2-7 ESTUDIO REGIONAL DEL MERCADO ELÉCTRICO .................................................. 2-12
Distribución de la demanda máxima en 2012 ..................................... 2-12 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta ........................... 2-14 Crecimiento esperado del consumo bruto de energía .......................... 2-16 Consumo de cargas autoabastecidas................................................. 2-18 Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE .......................... 2-20 Reducción de pérdidas de energía eléctrica ........................................ 2-21 Exportación e importación de CFE .................................................... 2-24
COMPARATIVO DEL MERCADO ELÉCTRICO PARA LOS ESCENARIOS LÍNEA BASE Y DE ................
PLANEACIÓN ............................................................................................ 2-24
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ......... 3-1
EVOLUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL ...................................................3-1 ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE GENERACIÓN .........................................................3-2
Capacidad efectiva instalada ..............................................................3-2 Principales centrales generadoras .......................................................3-4
Centrales hidroeléctricas ........................................................................... 3-6 Centrales con generación a base de hidrocarburos ....................................... 3-6 Centrales carboeléctricas .......................................................................... 3-7 Centrales geotermoeléctricas .................................................................... 3-7 Central nucleoeléctrica ............................................................................. 3-7 Centrales eoloeléctricas ............................................................................ 3-8
Centrales solares fotovoltaicas................................................................... 3-8 Productores Independientes de Energía (PIE) ......................................3-9 Autoabastecimiento y cogeneración ....................................................3-9 Autoabastecimiento remoto ............................................................. 3-10
GENERACIÓN BRUTA .................................................................................. 3-11 CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL .......................... 3-11 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ............................................................................... 3-16
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión ................................... 3-16 Pérdidas de energía en el nivel de distribución ................................... 3-17
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN .................................................. 4-1
ASPECTOS PRINCIPALES DE LA PLANIFICACIÓN A LARGO PLAZO ...................................4-1 CONCEPTOS DE MARGEN DE RESERVA ................................................................4-2 PROYECTOS DE AUTOABASTECIMIENTO Y COGENERACIÓN ..........................................4-5
Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para ................................
autoabastecimiento ........................................................................ 4-10 Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California ......... 4-10
Autoabastecimiento remoto ............................................................. 4-11 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración ......... 4-15
RETIROS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN .......................................................... 4-15 PROYECTOS DE REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN (RM) ...................................... 4-20
Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC .................... 4-22 DISPONIBILIDAD DEL PARQUE DE GENERACIÓN ................................................... 4-22 CATÁLOGO DE PROYECTOS ESPECÍFICOS DE GENERACIÓN ....................................... 4-24
Catálogo de proyectos hidroeléctricos ............................................... 4-24 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño ..... 4-26 Proyectos con producción continua ................................................... 4-26 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad ........................ 4-27 Proyectos con fuentes de energía renovable ...................................... 4-28 Proyectos termoeléctricos................................................................ 4-29
PARÁMETROS TÉCNICOS DE TECNOLOGÍAS ......................................................... 4-31 ADICIONES DE CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO .......................................... 4-32
Participación de las tecnologías de generación en el programa de ..............
expansión ..................................................................................... 4-33 Capacidad en construcción o licitación............................................... 4-34 Capacidad adicional ........................................................................ 4-39
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO ................................... 4-42 Retrasos de proyectos de generación ............................................ 4-46 Repotenciaciones ........................................................................ 4-47 Centrales eoloeléctricas ............................................................... 4-47 Tecnología de carbón limpio ......................................................... 4-48 Nueva generación limpia .............................................................. 4-48 Tecnología solar .......................................................................... 4-48 Participación de tecnologías en la expansión ................................... 4-49 Proyectos de cogeneración ........................................................... 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental ......................... 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Central ............................. 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste ........................... 4-50
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................................... 4-51 MARGEN DE RESERVA DE CAPACIDAD ........................................................... 4-53
Margen de reserva por sistema eléctrico ........................................ 4-53 Margen de Reserva Regional ........................................................ 4-55
DIVERSIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN / ........................................ 4-60 FUENTES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL .................................................... 4-63 EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA GENERACIÓN BRUTA Y REQUERIMIENTOS DE ......................
COMBUSTIBLES ..................................................................................... 4-65 Restricciones ecológicas ............................................................... 4-65 Externalidades en la generación de energía eléctrica ....................... 4-66
Eficiencia del proceso termoeléctrico ............................................. 4-68 Composición de la generación bruta .............................................. 4-69 Combustibles fósiles requeridos .................................................... 4-71 Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva .........
generación limpia ....................................................................... 4-75
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ................................................ 5-1
INTRODUCCIÓN ..........................................................................................5-1 METODOLOGÍA PARA EXPANDIR LA RED DE TRANSMISIÓN ..........................................5-1
Plan de transmisión de costo mínimo ..................................................5-1 Escenario de demanda ......................................................................5-2 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte .......................5-2 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión ........................5-2
EXPANSIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN .............................................................5-2 PROYECTOS POR ÁREA DE CONTROL ..................................................................5-4
Área Central ....................................................................................5-4 Obras principales ..................................................................................... 5-5 Red de transmisión asociada a la central Centro .......................................... 5-8
Área Oriental ...................................................................................5-9 Obras principales ................................................................................... 5-10 Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase) ........................... 5-14 Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B ........... 5-15 Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en la ..........
Segunda Temporada Abierta de Oaxaca .................................................... 5-16 Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II .................................. 5-17
Área Occidental .............................................................................. 5-18 Obras principales ................................................................................... 5-19 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I ....................... 5-24 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I .......... 5-25 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II......... 5-26 Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces ..................... 5-27 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I 5-28 Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I .... 5-29 Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí .. 5-30
Área Noroeste ................................................................................ 5-31 Obras principales ................................................................................... 5-32 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II ... 5-37 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II ...... 5-38 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III .... 5-39 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II 5-40 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III5-41
Área Norte .................................................................................... 5-42 Obras principales ................................................................................... 5-43 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) ................... 5-47 Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV) ..................... 5-48
Área Noreste ................................................................................. 5-49 Obras principales ................................................................................... 5-50 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste .................
(Escobedo) ........................................................................................... 5-54 Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III ........... 5-55
Área Baja California ........................................................................ 5-56 Obras principales ................................................................................... 5-57 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III ............... 5-61 Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III ............. 5-62 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II ................. 5-63
Sistema Baja California Sur ............................................................. 5-64 Obras principales ................................................................................... 5-65 Red de transmisión asociada a la central CC La Paz .................................... 5-69 Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos .......................... 5-70
Área Peninsular .............................................................................. 5-71 Obras principales ................................................................................... 5-72
PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN .................................. 6-1
DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................6-1 Infraestructura actual de distribución ..................................................6-2
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .....................................6-4 Introducción ....................................................................................6-4 Planificación de la red de distribución ..................................................6-4 Integración del Plan Rector de Distribución ..........................................6-5
PROGRAMA DE OBRAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................6-7 Metas y proyectos de obras ...............................................................6-7
OBRAS E INVERSIONES CON FINANCIAMIENTO EXTERNO (PIDIREGAS) ........................6-7 SISTEMAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ........................................ 6-12
Sistema de información geográfica ................................................... 6-12 Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de ........
Control de Solicitudes de Servicio (SICOSS) ...................................... 6-12 Georreferenciación de localidades sin electrificar ................................ 6-13
PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ................................. 6-13 Reducción de pérdidas de distribución ............................................... 6-13 Evolución de las pérdidas de energía de distribución ........................... 6-14 Metodología para la estimación de pérdidas de distribución ................. 6-15 Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas ..................... 6-16
ATENCIÓN A CLIENTES EMPRESARIALES Y ESTRATÉGICOS POR MEDIO DE EJECUTIVOS DE ........
CFECTIVA EMPRESARIAL ............................................................................. 6-16 Antecedentes ................................................................................. 6-16 Infraestructura actual para la atención a clientes empresariales y .............
estratégicos ................................................................................... 6-17 Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la ................
capacidad de atención a los clientes empresariales y estratégicos ........ 6-18 Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales ...................... 6-18 Objetivos .............................................................................................. 6-19 Integración ........................................................................................... 6-19 Implantación ......................................................................................... 6-19 Metas Programadas ................................................................................ 6-19
TIEMPO DE INTERRUPCIÓN POR USUARIO EN DISTRIBUCIÓN ..................................... 6-20 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN DISTRIBUCIÓN ..................................................... 6-22
Antecedentes ................................................................................. 6-22 Expectativa ................................................................................... 6-23 Efectos en las redes de distribución .................................................. 6-23 Ventajas y Desventajas ................................................................... 6-23 Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación ...................
distribuida ..................................................................................... 6-24 ELECTRIFICACIÓN RURAL ......................................................................... 6-25
Antecedentes ............................................................................. 6-25 Pobreza energética...................................................................... 6-25 Análisis de factibilidad ................................................................. 6-27 Meta de electrificación ................................................................. 6-27
PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028 ........................................ 7-1
INVERSIONES EN GENERACIÓN ........................................................................7-5 INVERSIONES EN TRANSMISIÓN .......................................................................7-6 INVERSIONES EN DISTRIBUCIÓN ......................................................................7-9
ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL .................................................. A-1
A.1 ANTECEDENTES ....................................................................................... A-1 A.2 NIVELES RECOMENDADOS DE OPERACIÓN (NRO) EN LAS GRANDES CENTRALES ...............
HIDROELÉCTRICAS (GCH) ........................................................................ A-3 A.3 APORTACIONES HIDRÁULICAS ..................................................................... A-6 A.4 DEGRADACIÓN EN POTENCIA POR UNIDAD DE ENERGÍA EXTRAÍDA ............................ A-8
A.5 CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA MENSUAL DISPONIBLE ........................................... A-9 A.6 CONCEPTO DE ENERGÍA ALMACENADA ........................................................... A-11 A.7 EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA ENERGÍA ALMACENADA ......................................... A-12 A.8 EXPECTATIVAS FUTURAS PARA LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA ........................... A-12 A.9 REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE UNIDADES HIDROELÉCTRICAS ..................... A-13
ANEXO B CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES .... B-1
B.1 INTRODUCCIÓN...................................................................................... B-1 B.2 PROCEDIMIENTO UTILIZADO .......................................................................... B-1
B.2.1 Premisas y criterios aplicados ........................................................... B-2 B.2.2 Diferencial de costos ........................................................................ B-4
B.3 RESUMEN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................. B-5 B.3.1 Beneficios ...................................................................................... B-6 B.3.2 Combustibles ................................................................................. B-7
B.4 CONCLUSIONES ....................................................................................... B-8
ANEXO C GLOSARIO ................................................................................. C-1
ANEXO D ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ................................................... D-1
ANEXO E SIGLAS Y ACRÓNIMOS .............................................................. E-1
i
INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE1
El sector eléctrico se distingue por una larga y fuerte tradición en materia de planificación. Hace
62 años, en 1952, Comisión Federal de Electricidad estableció un “Departamento de Planeación”
el cual se dedicaba a hacer estudios para proyectos hidroeléctricos y a realizar estudios eléctricos
con el fin de decidir la expansión de las entonces incipientes redes de transmisión.
A principios de los años 60, se comenzó a elaborar en forma estructurada el Estudio de Desarrollo
del Mercado Eléctrico, entendido como el análisis de la demanda de potencia y energía y la
elaboración de proyecciones de las mismas. Al mismo tiempo nació el Programa de Obras e
Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) cuya versión POISE 2014-2028 se presenta en este
documento.
Desde hace más de 50 años ambos documentos, el Estudio de Desarrollo del Mercado Eléctrico
y el POISE, se actualizan y publican anualmente.
En 1964 se iniciaron estudios de interconexiones eléctricas entre regiones previamente aisladas
y, en el área civil, estudios de selección de sitios para centrales termoeléctricas. Entre ese mismo
año y 1973 se prepararon las primeras proyecciones financieras.
En 1973 se estableció la “Gerencia de Planeación y Programa” la que, entre 1973 y 1976, en
colaboración con Électricité de France desarrolló una batería de modelos para la planificación
integral de los sistemas eléctricos de generación y transmisión al nivel nacional. Estos modelos
se calibraron y empezaron a utilizar formalmente en 1982.
En 1973 también se iniciaron estudios sobre el diseño de las tarifas eléctricas; exploraciones
sobre carbón y geotermia; y el desarrollo de ingeniería estandarizada para centrales
termoeléctricas.
En 1977 se formó el Comité de Planeación y Organización cuyo secretariado desarrolló los
trabajos de planificación corporativa entre ese año y 1980, cuando dicho Comité dejó de sesionar.
El secretariado tuvo a su cargo el desarrollo de modelos de planificación financiera y programas
de desempeño para cada área operativa de CFE. Los planes financieros y de desempeño sirvieron
para establecer convenios de desempeño y para adoptar políticas estratégicas de carácter
técnico, económico y financiero en CFE.
A partir de 1980 la ingeniería preliminar pasó a formar parte de la nueva Subdirección de
Construcción. Por su parte, la entonces Gerencia de Estudios antes Gerencia de Planeación y
Programa, se concentró en el desarrollo de estudios eléctricos, tecnológicos, económicos y
financieros; actividad que culminó en 1990 con la formación de la nueva Subdirección de
Programación, encargada de la planificación integral – técnica, económica, financiera y de
estructura orgánica – del sector eléctrico.
Como parte de esa década de desarrollo de procesos de planificación, en 1981 se publicó por
primera vez el documento “Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos
de Inversión en el Sector Eléctrico” (COPAR), inicialmente para proyectos de generación y poco
después se hizo extensivo a proyectos de transmisión. El COPAR ha sido una herramienta valiosa
para dar congruencia a la evaluación económica y financiera de proyectos de inversión y para su
selección e incorporación al POISE.
En los ochenta se desarrollaron nuevas versiones, más modernas, de los modelos de planificación
eléctrica, de planificación financiera, de escenarios de precios de los combustibles y de los
modelos para el diseño de tarifas eléctricas.
1 Fuente: “La función de planificación en el sector eléctrico”, José Luis Aburto Ávila, CFE, enero de 1989, y notas personales de J. L. Aburto
ii
Tras años de altos índices de inflación, con ajustes a las tarifas siempre muy inferiores, para
1986 la situación financiera de CFE era precaria. Los ingresos propios no eran suficientes siquiera
para cubrir el gasto corriente, por lo que se acudía, parcialmente, al endeudamiento, para ajustar
las cuentas. En ese año los planes financieros desarrollados por la Gerencia de Estudios
permitieron llegar a un “Convenio de Rehabilitación Financiera del Sector Eléctrico”, mediante el
cual el gobierno asumió la mayor parte de la deuda de CFE y, a cambio, ésta emprendió
programas de productividad más ambiciosos.
En 1988 entraron en vigor en el país las tarifas eléctricas horarias, con estructuras basadas en
los costos marginales de largo plazo. Entre 1988 y 1991 las tarifas horarias fueron de carácter
optativo, mientras se perfeccionaban sus diseños y se capacitaba a empleados de CFE y a los
usuarios en la administración y el uso de estas tarifas. En 1991 las tarifas horarias ya fueron de
aplicación obligatoria para todos los usuarios de alta tensión y para los de media tensión con
demandas superiores a mil kW. Durante los noventa gradualmente se incorporaron a las tarifas
horarias otros usuarios de media tensión hasta alcanzar a los de 100 kW o más de demanda
(en el año 2000). Los ahorros en inversión derivados de la aplicación de estas tarifas fueron
estimados en más de 5 mil millones de dólares de aquellos años. Adicionalmente, por más de 20
años estas tarifas han generado ahorros anuales significativos en la operación de los sistemas
eléctricos y en los costos de suministro. También cabe destacar que estas tarifas inculcaron
dentro de CFE, en los usuarios de las tarifas horarias y en las autoridades, la conciencia del costo
económico del suministro. Conceptos económicos que eran totalmente desconocidos en México
son hoy en día vocabulario común para todos los interesados cuando se habla, por ejemplo, de
los Costos Totales de Corto Plazo.
En los noventa se desarrollaron modelos sectoriales de proyección de la demanda de electricidad
y durante este siglo se han incorporado explícitamente las demandas asociadas a los generadores
que operan con la modalidad de autoabastecimiento. También se han incorporado los impactos
asociados al ahorro y uso eficiente de la energía. En el mismo período se ha continuado
trabajando en el perfeccionamiento de los modelos de planificación eléctrica.
En los últimos años la atención ha estado centrada en incorporar criterios de política pública
ambiental en la planificación del sector eléctrico y en organizar a CFE para incrementar la
participación de las energías renovables intermitentes en la generación eléctrica. Estos conceptos
se detallan a lo largo de este documento.
El POISE 2014-2028 que aquí se presenta fue desarrollado en coordinación con la Secretaría de
Energía durante el segundo semestre de 2013. Fue sometido a la autorización de la Junta de
Gobierno y a la Secretaría de Energía en enero de 2014, para ser publicado en este mes de
febrero de conformidad con los lineamientos establecidos en el Plan Nacional de Desarrollo
2013-2018.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-1
LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028
Consideraciones iniciales
En la planificación del sector eléctrico las estimaciones de consumo y de demanda máxima para
el mediano y largo plazos son hipótesis fundamentales para dimensionar y diseñar de manera
óptima la expansión de la capacidad de los sistemas de generación y transmisión, a fin de
satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad el suministro de energía eléctrica.
Adicionalmente se toman en cuenta las políticas públicas incluyendo las que se refieren al costo
mínimo, la seguridad del suministro, al desarrollo sostenible y al cuidado del ambiente.
En el capítulo 2 se presentan las bases macroeconómicas y de precios de combustibles que fueron
proporcionadas por la Secretaría de Energía para los diversos ejercicios de planificación y
programación de los organismos del sector.
En este capítulo se enuncian los lineamientos básicos que norman y orientan la elaboración del
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). De acuerdo con las políticas
públicas plasmadas en las diversas leyes, reglamentos, planes, programas y estrategias
nacionales y sectoriales, se ha construido el escenario de planificación para el periodo
2014 a 2028.
En este ejercicio las estimaciones de consumo y demanda máxima consideran explícitamente las
acciones necesarias para cumplir las metas específicas formuladas en: la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica y su Reglamento, el Plan Nacional de Desarrollo (PND), la Estrategia Nacional
de Energía (ENE), la Estrategia Nacional de Cambio Climático 2013 (ENCC) y el Programa
Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE).
Entre las metas consideradas se incluyen las siguientes: disminuir las pérdidas de electricidad en
las redes de transmisión y distribución a niveles comparables a estándares internacionales,
8% a diciembre de 2024; capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica
identificado en el PRONASE; y lograr la mitigación de gases de efecto invernadero que para el
2020 señala un porcentaje del 30% respecto a la línea base construida con la intensidad de
emisiones del año 2010.
Políticas Públicas que rigen el desarrollo del POISE
Las políticas públicas que norman y orientan la planificación de la expansión del sector eléctrico
nacional se pueden agrupar en seis aspectos fundamentales respecto al tipo de suministro y las
características de consumo que requiere el país: 1) mínimo costo; 2) precio competitivo;
3) acceso a la electricidad para toda la población; 4) ahorro y uso eficiente de energía;
5) seguridad, lo que a su vez implica diversificación de fuentes de energía; 6) sostenibilidad
ambiental, mediante la participación creciente de fuentes limpias de generación.
Como se describe a continuación, estos criterios provienen de ordenamientos legales y
reglamentarios, y de estrategias y programas que dan perfil a las políticas públicas que norman
la planificación de la expansión del servicio público de electricidad.
Es importante tomar en cuenta que los criterios implícitos en las distintas políticas públicas no
siempre son congruentes entre sí. Por ejemplo, algunas fuentes de generación limpia implican
mayores costos nivelados de la energía generada que otras fuentes basadas en combustibles
fósiles. Asimismo, las tecnologías disponibles para eliminar o reducir emisiones contaminantes
encarecen la inversión y generalmente la operación y el mantenimiento de las fuentes de energía
basadas en combustibles fósiles.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-2
Por otra parte, la concentración de la generación en una sola tecnología de costo mínimo actual,
conduce a una estrategia vulnerable en relación con la seguridad de suministro. Es por ello
indispensable tomar en cuenta los riesgos intrínsecos en las decisiones de inversión para
desarrollar una estrategia de expansión robusta. Cuando se cuenta con diversificación de las
fuentes de energía para generación eléctrica, ajustes en el despacho eléctrico permiten hacer
frente a fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a incrementos en su costo.
Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio
Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE)
En su artículo 36 bis la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) indica que para la
prestación del servicio público de energía eléctrica deberá aprovecharse tanto en el corto como
en el largo plazo, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para la Comisión
Federal de Electricidad. Y que para cada tecnología de producción de electricidad deberán
considerarse no sólo sus externalidades ambientales asociadas, sino la capacidad de cada una
de ellas para garantizar óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público de
electricidad.
Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y
eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo
(PND).
En la estrategia general del PND se plantea el imperativo de elevar la productividad de la
economía para llevar al país a su máximo potencial. A decir del mismo PND esto requiere un
Estado capaz de establecer programas y políticas públicas que eleven la productividad a lo largo
y ancho del país, y que alcancen a todos los sectores de la economía. Uno de ellos es el
Sector Eléctrico, que hoy se compone del Servicio Público y de los Permisionarios del
Autoabastecimiento y de la Pequeña Producción, y que tiene el cometido de apoyar con precios
competitivos, calidad en el suministro y eficiencia en los procesos de generación, control,
transmisión, transformación, distribución y comercialización del fluido eléctrico.
Abastecimiento de energía a toda la población
Desde su origen en 1937 Comisión Federal de Electricidad ha mantenido la misión de lograr la
máxima cobertura nacional del servicio público de electricidad, y de hacerlo al menor costo
posible. En 1992 las modificaciones a la LSPEE y su Reglamento, vinieron a ratificar este criterio
fundamental de la expansión del servicio público de electricidad.
Actualmente la cobertura del servicio eléctrico llega a más del 98% de la población y, en
coordinación con la política nacional de desarrollo social, CFE continúa avanzando en el empeño
de hacer asequible el servicio eléctrico a toda la población. El acceso a un mejor nivel de vida, la
consolidación de una sociedad más equitativa y el abatimiento de la pobreza en el país, exigen
el abasto universal de energía eléctrica, con más eficiencia y con tarifas competitivas.
Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores y en
todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de
la Energía (PRONASE).
Sería insuficiente tener un suministro suficiente y eficiente de electricidad si no se lograra
–al mismo tiempo– un uso más eficiente en el consumo en todos los sectores de la economía y
en los usos finales. Por un lado, es preciso que se apoye a los usuarios Residenciales,
Comerciales, de Alumbrado Público, de Bombeo de Aguas Potables y Negras, de Servicios
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-3
Temporales, de Bombeo de Aguas para Riego Agrícola, de las Empresas Medianas y de las
Grandes Industrias y Comercios para que dispongan de los instrumentos y equipos más
modernos y eficientes que les permitan consumir óptimamente el fluido eléctrico. Y por otro, es
prioritario alentar al máximo las líneas de innovación tecnológica para lograr ahorro en los usos
de iluminación, en aparatos electrodomésticos -primordialmente refrigeradores y aires
acondicionados-, en acondicionamiento de viviendas y edificios tanto privados como públicos, y
en motores de uso industrial, entre otros.
El uso eficiente comprende tanto al suministro como al consumo. En cuanto al suministro del
fluido eléctrico, la ENE señala la necesidad de ejecutar programas que permitan reducir las
pérdidas de energía, primordialmente en el proceso de distribución, en el que es imprescindible
la modernización de redes y de medidores, para lograr el abatimiento de las pérdidas técnicas y
no técnicas.
Además, el ahorro y uso eficiente de la energía es la única medida que contribuye al logro
simultáneo de todos los objetivos de las políticas públicas en materia de energía: economía,
seguridad en el suministro y sostenibilidad ambiental. Finalmente, estudios internacionales
diversos coinciden en concluir que el ahorro y uso eficiente de energía es la medida de política
con mayor alcance potencial en la optimización del balance de energía tanto de países
desarrollados como en desarrollo. Por todo lo anterior, este lineamiento es el de mayor prioridad
para el sector eléctrico.
Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento
económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, con
un parque de generación diversificado en que se incremente la participación
de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE).
En el marco de estos grandes lineamientos del PND, en la Estrategia Nacional de Energía (ENE)
se ratifica que el abastecimiento de todas las formas de energía –incluida la energía eléctrica–
debe sustentar las expectativas de crecimiento económico y poblacional, no sólo de forma cada
vez más eficiente, sino con un incremento sostenido de las fuentes limpias de generación,
incluyendo a las energías renovables.
La electricidad tiene la virtud de ser una fuente limpia de energía, versátil en sus aplicaciones y
de alta eficiencia en sus usos finales. Adicionalmente la electricidad se distingue porque
prácticamente cualquier fuente de energía, primaria o secundaria, puede transformarse en
energía eléctrica. Por ello, la diversificación de fuentes de energía para generar electricidad es
una medida fundamental para promover la seguridad mediante una estrategia robusta, menos
vulnerable a las fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a elevaciones en su costo.
Asimismo, la diversificación contribuye a la sostenibilidad ambiental cuando se orienta a la mayor
participación de fuentes limpias de energía.
El POISE que aquí se presenta manifiesta una creciente dependencia del gas natural. En 2012
este combustible dio origen al 51% de la energía generada para servicio público, porcentaje que
aumentará a 66% en el año 2028 si todas las centrales identificadas como de nueva generación
limpia (NGL) utilizan otras fuentes de energía diferentes al gas natural. En el extremo opuesto,
si todas estas centrales NGL utilizaran gas natural, en 2028 el porcentaje generado con dicho
combustible alcanzaría el 79% de la energía eléctrica para servicio público. Es por ello muy
importante dar atención al desarrollo tecnológico de otras fuentes de energía limpia como son
las renovables, la energía nuclear y los combustibles fósiles con captura y confinamiento de
carbono, y a su incorporación en el POISE.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-4
Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto
invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC).
En el artículo 7 fracción XXXIII de la Ley General de Cambio Climático (LGCC) se señala la
responsabilidad gubernamental de desarrollar estrategias, programas y proyectos integrales de
mitigación y adaptación al cambio climático en materia de hidrocarburos y energía eléctrica. Y
en el artículo 32 se indica que la política nacional de mitigación se instrumentará con base en un
principio de gradualidad, promoviendo el fortalecimiento de capacidades nacionales para la
mitigación de emisiones y la adaptación a los efectos adversos del cambio climático, priorizando
en los sectores de mayor potencial de reducción hasta culminar en los que representan los costos
más elevados, además de atender los compromisos internacionales de los Estados Unidos
Mexicanos en la materia.
La Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENCC) es el instrumento rector de la política nacional
para enfrentar los efectos del cambio climático y transitar hacia una economía competitiva,
sustentable y de bajas emisiones de carbono y se integra por los siguientes dos temas
principales:
Adaptación a los efectos del cambio climático, que incluye escenarios climáticos, y la
evaluación y diagnóstico de la vulnerabilidad y capacidad de adaptación en el país.
Desarrollo bajo en emisiones/mitigación, que incorpora un panorama sobre las emisiones
del país, las oportunidades de mitigación, el escenario y las emisiones de línea base, y la
trayectoria objetivo de las mismas.
Línea Base de emisiones de gases con efecto invernadero.
Estrategia Nacional de Cambio Climático
La ENCC define la Línea Base de emisiones como una proyección tendencial de las emisiones de
gases con efecto invernadero, en ausencia de acciones de mitigación. Este escenario tendencial
es el punto de partida para el diseño de políticas y acciones que permitan alcanzar las metas de
reducción de emisiones en México:
Al año 2020, abatir las emisiones en un 30% en comparación con la Línea Base, y
Al 2050, reducir las emisiones a un 50% de las registradas en el año 2000.
La ENCC construye la Línea Base a partir de los datos del Inventario Nacional de Emisiones de
Gases con Efecto Invernadero (INGEI), de las Prospectivas Sectoriales y de las proyecciones de
crecimiento del PIB y de población.
Específicamente, el cálculo de las emisiones asociadas a la generación de electricidad partió del
consumo proyectado de los combustibles que se obtiene de la Prospectiva del Sector Eléctrico
2012-2026 de SENER, tal como se describe en su Anexo Metodológico II, en el cual la demanda
proyectada de estos combustibles se afecta por los factores de emisión definidos en
el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático-1996 (IPCC por sus siglas en inglés),
tanto para el sector público, como para el sector privado. Así, la Línea Base de la ENCC reporta
las emisiones de gases con efecto invernadero agregadas de ambos sectores.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-5
La Línea Base obtenida con este procedimiento se presenta en la siguiente gráfica y corresponde
a las emisiones de referencia para el sector eléctrico nacional, que incluye la generación para el
servicio público y la generación de los autoabastecedores.
Gráfica 1.1
Sin embargo, la proyección incorporada en el POISE, que es el elemento principal en esta
metodología, no es una proyección inercial de las condiciones observadas del sistema eléctrico
en 2010; es una proyección evolutiva ya que incorpora gradualmente nuevas tecnologías más
eficientes y cambios en la composición del parque de generación, los cuales alteran la mezcla de
combustibles fósiles consumidos y, por tanto, el volumen de emisiones.
Por ejemplo, en la Prospectiva 2012-2026, la participación en la generación bruta para el servicio
público por ciclos combinados a gas natural pasa de 46% en 2011 a 60% en 2026 en el escenario
de planificación.
La proyección de generación de esta Prospectiva también incorpora diversas acciones que
disminuyen la cantidad de energía necesaria, como son la reducción de pérdidas que se
desprende de la ENE y los programas de ahorro de energía del Programa Nacional de
Aprovechamiento Sustentable de la Energía, ambos mencionados en incisos anteriores de este
capítulo.
La Prospectiva 2012-2026 considera un aumento en los programas de ahorro de energía que
pasa de 1.4 TWh en 2011 a 39.2 TWh en 2026, lo cual representa el 8.6% del consumo de
electricidad originalmente estimado. Dicha Prospectiva considera también una reducción en las
pérdidas en redes de transmisión y distribución, que pasan de 18% en 2011 a 8% en el año
2026, lo que representa una reducción de 50 TWh, el 11% del consumo de electricidad
originalmente estimado.
123
134 136 138 140 141 143 144 145 148 150
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Emisiones de GEI (Línea Base)
Millones de toneladas de CO2 por año
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
1-6
Línea Base de Emisiones de GEI (CO2) considerada en este ejercicio
Por lo anterior, se considera que la Línea Base descrita no refleja condiciones inerciales del año
de referencia, sino que evoluciona considerando cambios significativos que disminuyen el
volumen de emisiones, los que de ser internalizados en la Línea Base dejarían de contribuir al
logro de las metas programáticas.
Para calcular la Línea Base de emisiones inerciales que se utilizará en este ejercicio de
planificación, se aplica el mismo volumen unitario de emisiones por kWh de energía bruta
generada en el año base. Es decir que la Línea Base de emisiones se construye aplicando la
intensidad observada en el año 2010 a la generación para el servicio público de electricidad
proyectada en cada año del horizonte de planificación del POISE, sin considerar los programas
de ahorro en usos finales ni la reducción de pérdidas técnicas y no-técnicas.
En el año 2010 el parque de generación existente en el Sistema Interconectado Nacional con
8 áreas (SIN-8) tuvo una intensidad de emisiones estimada en 0.4459 millones de toneladas de
CO2 por TWh de energía bruta necesaria. Esto corresponde a emisiones totales de CO2 calculadas
en 105.81 millones de toneladas2, para una energía bruta necesaria de 237.28 TWh, destinada
al servicio público.
Para establecer el grado de cumplimiento de las metas de emisiones, en el POISE que aquí se
presenta, la trayectoria anual de Línea Base se compara con las emisiones realmente obtenidas
en el ejercicio de planificación, asociadas a la energía bruta necesaria, después de considerar los
efectos de los programas de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.
2 Esta cifra difiere de la mostrada en la Gráfica 1.1 debido a que dicha gráfica incluye las emisiones asociadas a los Autoabastecedores de energía eléctrica
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-1
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN
Generalidades
En la planeación del sector eléctrico, las estimaciones de demanda máxima de potencia y
consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazos constituyen un dato fundamental
para dimensionar y diseñar de manera óptima la expansión de capacidad de los sistemas de
generación, transmisión y distribución, a fin de satisfacer con calidad, confiabilidad, estabilidad,
economía y sostenibilidad, las necesidades en materia de energía eléctrica.
Este capítulo presenta las proyecciones nacionales correspondientes al escenario de planeación
2013 para el consumo de energía eléctrica —suma de las ventas del servicio público más el
autoabastecimiento— y de la demanda máxima de potencia asociada. Asimismo, muestra las
expectativas más probables de autoabastecimiento —tanto remoto como local— de energía
eléctrica, a partir de las cuales se determina el volumen de electricidad que será suministrado
por el servicio público.
Estas proyecciones consideran explícitamente el cumplimiento de tres lineamientos y metas
oficiales que afectan el nivel y la estructura del consumo de energía eléctrica: 1) capturar el
potencial de ahorro identificado en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable
de la Energía del 2009 (PRONASE); 2) reducir en 2020 un 30% las emisiones de CO2 respecto a
la línea base señalada en el capítulo 1 y un 50% en el 2050 en relación con las emisiones
registradas en el año 2000 según se señala en la Estrategia Nacional de Cambio Climático del
2013 (ENCC); 3) lograr que a fines de 2024 las pérdidas de energía eléctrica se encuentren en
niveles comparables a los estándares internacionales (8%), en cumplimiento con la Estrategia
Nacional de Energía del 2010 (ENE10).
Mediante modelos sectoriales, las metodologías econométricas utilizadas permiten analizar y
explicar el comportamiento histórico del consumo de electricidad al especificar las variables que
resultan relevantes. Esta explicación de las trayectorias históricas del consumo de electricidad es
la base para elaborar estimaciones prospectivas de dicho consumo, siempre en términos del
comportamiento supuesto o esperado de las diversas variables que han sido consideradas en el
diseño de esos modelos.
En dichos análisis las variables son muy específicas, como el Producto Interno Bruto (PIB) o el
precio (de combustibles, electricidad o incluso, de su relación), y en otros casos son variables
de tiempo, que reflejan los efectos de los cambios técnicos graduales y los programas específicos
de ahorro y uso eficiente de electricidad.
En consecuencia, la construcción de trayectorias prospectivas del consumo de electricidad supone
la determinación de diversas variables que han sido reconocidas como relevantes en los modelos
econométricos. Las proyecciones así construidas no incluyen los efectos de los nuevos programas
que incidan en el comportamiento del consumo, como los del Ahorro PRONASE y de recuperación
de pérdidas no-técnicas. Por lo anterior, es necesario elaborar estimaciones sobre estos efectos
e integrarlas a las proyecciones originales derivadas de los modelos sectoriales.
En el orden macroeconómico, tradicionalmente estos supuestos se han traducido en tres posibles
escenarios para la evolución del PIB en un horizonte prospectivo de 15 años —según lo establece
desde 2010 el último párrafo de la fracción VI del artículo 33 de la Ley Orgánica de la
Administración Pública Federal— llamados de planeación, alto y bajo. El escenario de planeación
que se presenta en este capítulo se identifica como la trayectoria económica más probable, dadas
ciertas determinaciones oficiales de política económica y supuestas las estrategias
gubernamentales en el sector.
En el orden demográfico se supone una sola trayectoria.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-2
En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres
trayectorias de precios, normalmente identificados por tres referentes: crudo WTI, gas natural
Henry Hub y carbón entregado en el noreste de Europa (cif ARA). Estas trayectorias son la base
para estimar la evolución futura de los precios de la electricidad. En el ejercicio que aquí se
presenta sólo han sido considerados los precios de combustibles del escenario de planeación.
Finalmente, en el ámbito del cambio técnico y de los programas orientados hacia un uso más
eficiente de la electricidad, se diseñan dos estimaciones para cada uno de los tres escenarios:
Una con base en la variable tiempo de los modelos, que recoge el impacto futuro
de la evolución tecnológica y del horario de verano, y supone que el efecto de
los otros programas previos de ahorro permanece constante
La otra estimación que recoge el impacto de las estrategias y acciones del
PRONASE en el uso final de energía eléctrica, por el cambio de las normas en la
eficiencia de lámparas, refrigeradores, equipos de aire acondicionado, motores,
o por acciones como la sustitución acelerada de focos en los diversos sectores,
principalmente el doméstico
Adicionalmente, por tratarse también de nuevos programas, es necesario considerar las
trayectorias esperadas al incluir la recuperación en la facturación de una proporción de pérdidas
no-técnicas de electricidad.
Para las proyecciones regionales se requiere de la aplicación de modelos de estimación que
consideran cuatro aspectos principales:
1) Análisis de tendencias y del comportamiento de los sectores económicos a escala
regional
2) Estudio de algunas cargas específicas de importancia regional y nacional
3) Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones
particulares del mercado regional
4) Estimaciones regionales sobre los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
con mayor probabilidad de realización
Bases de planificación 2013
En primer término de la serie de bases para el ejercicio de planificación están los supuestos
económicos y demográficos para el periodo. Uno de ellos el de la trayectoria y la estructura
estimadas del Producto Interno Bruto (PIB). Otro el de la evolución de la población y,
consecuentemente, de las familias.
En segundo término están los supuestos de precios de combustibles y de precios de electricidad.
En el caso de los precios de combustibles es importante estimar las trayectorias de precios de
referencia como el crudo (West Texas Intermediate y Mezcla Mexicana de Exportación), el
residual (residual Fuel Oil. No. 6, 3.0%S Gulf Coast), el gas natural (Henry Hub, Europa, Asia
Pacífico) y el carbón (Appalachian de los Estados Unidos y Amberes-Rotterdam-Amsterdam
(cif ARA) de Europa). Y a partir de ellos, se estiman primero las trayectorias de los precios
internos: 1) combustóleo de las refinerías de México; 2) gas natural de Ventas de Primera Mano
de Reynosa y del referente en Ciudad Pemex; 3) carbón nacional de las mineras de Coahuila y
del importado para la central de Petacalco.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-3
En segundo lugar se estima la evolución de precios de electricidad por sector de usuarios:
residenciales, comerciales, de servicios, agrícolas, de empresa mediana y de gran industria. A
este respecto y como elemento complementario para la estimación de los precios medios
sectoriales residencial y a agrícola, es necesaria una estimación de la evolución de los subsidios
a estos dos grupos de usuarios.
Bases Macroeconómicas
La SENER definió para este ejercicio el escenario económico de Planeación, para utilizarse como
base de las estimaciones del consumo de electricidad.
Este escenario constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) 2013 − 2028 y la base para estimar los niveles y trayectorias del
consumo de energía por sector y región.
En el escenario de Planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante
2013 − 2028 es de 3.7 %.
En la gráfica 2.1 se muestran las tasas anuales históricas del PIB total y de las ventas más
autoabastecimiento.
Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento
Tasas medias de crecimiento anual 1990 — 2012
Gráfica 2.1
En la gráfica 2.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los
escenarios de Planeación de 1996 a 2013. En general el conjunto de trayectorias económicas
muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del
anterior.
Se observa que los pronósticos del PIB de 1996 a 2000 tenían una tendencia alta. Sin embargo,
por el estancamiento del PIB real de 2001 a 2003, las proyecciones 2002 a 2004 fueron más
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
PIB Ventas más autoabastecimiento
tmca
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-4
conservadoras. Y por los resultados económicos de 2004 a 2007, los pronósticos económicos
2005 a 2008 recuperaron cierto optimismo. Sin embargo, la retracción de 2008 y la crisis de
2009 han sido antecedente de perspectivas más conservadoras para la revisión de las bases
económicas para el pronóstico de 2008 y 2009: 2.3% y 2.7% respectivamente.
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto
Fuente: SENER
Gráfica 2.2
En el cuadro 2.1 se indica el comportamiento histórico de las tasas de crecimiento anual del PIB
2003 — 2012.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
Mil Mill $2003
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-5
Crecimiento anual del PIB en 2003 − 2012
1/ Tasa de crecimiento anual
2/ Datos revisados con la nueva base INEGI
Fuente: INEGI
Cuadro 2.1
Población
Se utilizó la serie de población proporcionada por la SENER que integra cifras históricas
actualizadas con base en el X Censo Nacional de Población y Vivienda del 2010, que para ese
año estimó una población de 112.3 millones de habitantes en el país. La proyección para el
crecimiento de la población utilizada presenta una tasa media de crecimiento anual de 1.0%
durante el periodo de pronóstico.
Precios de combustibles
La gráfica 2.3 muestra los precios en dólares constantes de 2013 para el escenario de Planeación.
En relación con el nivel del año 2012, en el periodo de pronóstico el precio del combustóleo
nacional disminuye a una tasa media anual de -1.7%. Similarmente el del combustóleo importado
que lo hace a una tasa media anual de -1.6%. Por su parte el gas natural nacional e importado
aumentan al 5.5% y 5.3% promedio al año, respectivamente. Para los precios del carbón
nacional, se estima un incremento medio anual del orden de 2.3% y del 1.2% para el carbón
importado.
PIB
tca1/
(%)
2003 1.36
2004 4.05
2005 3.21
2006 5.15
2007 3.26
2008 1.19
2009 -5.95
2010 5.282/
2011 3.892/
2012 3.92
Año
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-6
Trayectorias de precios de combustibles1/
Escenario de planeación 2013 – 2028
1/ Los precios nacionales son los promedios aritméticos de los precios entregados en planta.
Incluyen costos de transporte
Fuente: SENER
Gráfica 2.3
Precios de la energía eléctrica
Las tarifas eléctricas en 2012 continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las tarifas residenciales
—excepto la doméstica de alto consumo DAC—, las agrícolas, las de bombeo de aguas potables
y negras, y las de alumbrado público, se incrementaron mediante factores fijos para recuperar
la inflación.
Las tarifas industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las
comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial la tarifa DAC, se ajustaron con factores variables
determinados mensualmente, como función de las variaciones en el costo de suministro.
En todos los casos, la proyección para el periodo de pronóstico 2013 − 2028 del precio medio de
los diferentes sectores de usuarios, se realiza con la proyección de ajustes anuales. En un caso
—tarifas sujetas a movimientos derivados de la inflación— el ajuste anual depende de las
previsiones inflacionarias del periodo, expresadas en el Índice Nacional de Precios al Consumidor.
En este caso se ha considerado que se continúa con el mismo nivel de subsidio, lo que supone
una relación precio/costo fija en el periodo. En tal grupo se encuentran básicamente las tarifas
del sector Residencial 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y del sector Agrícola 9CU y 9N. Asimismo la
tarifa 6 de bombeo de aguas potables y negras.
En el otro caso —tarifas sujetas a ajustes automáticos mensuales vinculados a los movimientos
del costo de suministro— el ajuste anual resulta de esas mismas previsiones inflacionarias del
periodo y de los movimientos de los precios de combustibles. Ambos determinantes provienen
del escenario económico y del escenario de precios de combustibles preparados por la SENER.
Los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a las trayectorias de los escenarios
económico y de precios de los combustibles. En consecuencia, las relaciones precio/costo se
modifican como resultado de los diferentes movimientos de estos escenarios.
Gas importado
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
6.0
7.0
8.0
9.0
10.0
11.0
12.0
13.0
14.0
15.0
16.0
17.0
18.0
USD13 /MMBTU
Carbón Pacífico y Golfo (<1.0 % S)
Combustóleo importado
Combustóleo nacional
Carbón nacional (1.0 % S)
Uranio enriquecido
Gas Nacional
Gas Henry Hub
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-7
La gráfica 2.4 muestra las trayectorias estimadas del precio medio total para el Escenario de
Planeación.
Trayectorias del precio medio total de electricidad
Escenario de planeación 2013 – 2028
Fuente: SENER y CFE
Gráfica 2.4
Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto del de los sectores subsidiados
como de los sectores sujetos al mecanismo de ajuste automático— respecto al nivel de 2012 y
en 2013 − 2028, el precio medio total experimenta un comportamiento relativamente estable en
el periodo, con una tasa media anual del orden del 0.1%.
Pronósticos global y sectorial de ventas más autoabastecimiento
La estimación de ventas más autoabastecimiento para un periodo dado está correlacionada con
el pronóstico del PIB para el mismo lapso. Como se muestra en la gráfica 2.2, en los años
anteriores al 2008, la estimación del PIB había sido cada vez menor. En consecuencia los
pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también mostraron ese
comportamiento. Sin embargo, de 2008 en adelante estos pronósticos del PIB han sido muy
similares. Así lo han sido también los pronósticos del agregado de ventas más autoabastecimiento
de 2008 al presente.
Este año, el pronóstico del PIB en 2013 — 2028 es muy cercano al del ejercicio anterior, con un
optimismo moderado, dada la recuperación de la economía en 2010 y su crecimiento en 2011 y
2012. Sin embargo, dado que en 2013 se espera un crecimiento menor al supuesto en el ejercicio
anterior, la trayectoria económica en este ejercicio de planeación es inferior a la del ejercicio
anterior.
Así, y en correspondencia con todos los supuestos de ahorro y de recuperación de pérdidas
no-técnicas en la facturación, en el actual pronóstico de ventas más autoabastecimiento durante
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
1.80
2.00
2.20
$13/kWh
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-8
2013 — 2028 se prevé una evolución ligeramente inferior a la del ejercicio anterior. En términos
generales —y en relación al pronóstico del ejercicio anterior— se espera un rezago de un año en
los volúmenes anuales de ventas más autoabastecimiento. Véase gráfica 2.5.
En el capítulo de planificación de la generación se analizan los efectos debidos al pronóstico de
consumo y demanda en 2013 — 2028.
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
Gráfica 2.5
En el cuadro 2.2 se muestran las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento
en 2003 — 2012.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
TWh
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-9
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento
2003 — 2012
1/ Ventas más Autoabastecimiento
2/ Tasa de crecimiento anual
Cuadro 2.2
Durante 1991 — 2012, las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.0% como consecuencia
de una evolución anual de 3.8% de la electricidad consumida por los usuarios del Servicio Público
y de 5.5% del autoabastecimiento. Desde 2010 el volumen de la autogeneración fue mayor a los
26 TWh anuales, y para 2013 se estima un volumen ya cercano a los 30 TWh, que representan
poco más del 12% de la suma de ventas más autoabastecimiento.
Considerando todos los supuestos descritos en el capítulo 1, se estima que en 2013 — 2028
las ventas más autoabastecimiento del escenario de planeación crecerán en promedio 4.4% al
año. Véanse gráfica 2.6 y cuadro 2.3.
Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica histórico y prospectivo
Escenario de planeación
Fuente: SENER y CFE
Gráfica 2.6
(V + A)1/
tca2/
(%)
2003 2.57
2004 3.94
2005 4.00
2006 3.19
2007 3.14
2008 2.07
2009 -0.77
2010 3.74
2011 7.17
2012 2.10
Año
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
TWh
Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 1990 – 2012
tmca 4.0%
Proyección de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica con ahorros PRONASE y
recuperación de pérdidas no-técnicas 2013 – 2028tmca 4.4%
Consumo autoabastecidotmca 6.3%
Ventas del servicio público conahorro PRONASE y recuperación
de pérdidas no-técnicastmca 4.1%
Ventas del servicio públicotmca 3.8%
Consumo autoabastecidotmca 5.5%
Energía recuperadaen la facturación
2013-2028
100.2
469.4
399.4
372.3
234.1
207.7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-10
Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta consumir en
2028 será de 469.4 TWh.
Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del
autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 4.2% en promedio al año, para
llegar a 399.4 TWh en 2028. Este volumen de energía suministrada por el servicio público en
2028 ya incluiría 27.1 TWh facturados como resultado de los programas de recuperación de
pérdidas no-técnicas del Sector Eléctrico Nacional.
Proyección de las ventas más el autoabastecimiento de energía eléctrica (GWh) Escenario de planeación
1/ Tasa media de crecimiento anual referida a 2012
Fuente: SENER y CFE
Cuadro 2.3
En el cuadro 2.4 se presentan las tasas de crecimiento medio anual de ventas más
autoabastecimiento de energía eléctrica y sus componentes sectoriales, tanto para 2002 — 2012
como en 2013 — 2028.
Este comportamiento resulta de considerar las estimaciones derivadas de la aplicación de los
nuevos programas de ahorro, primordialmente el de iluminación por los cambios de la NOM.
También las trayectorias que se estiman representarán para cada sector la recuperación de
energía actualmente consumida pero no facturada.
En el mismo cuadro 2.4 se destaca la expectativa de un crecimiento del agregado de ventas más
autoabastecimiento de electricidad, punto y medio mayor en el periodo prospectivo (4.4%) que
en la última década (3.0%). Aunque en este ejercicio la trayectoria del autoabastecimiento es
mayor que la del anterior, la parte principal (82.6%) de la atención a ese consumo de electricidad
seguirá proviniendo del servicio público de electricidad en todo el periodo de pronóstico.
La dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las ventas a la industria
y a los grandes comercios. En 2012 estas ventas representaron 58.6% de las totales: 36.7% al
sector empresa mediana y 21.9% al sector gran industria.
Sector
1.-Ventas más
autoabastecimiento
(Original)
2.-Ahorro
PRONASE
3.-Diferencia
(1-2)
4.-Recuperación
de pérdidas
no-técnicas
5.-Ventas más
autoabastecimiento
(3+4)
6.-Consumo
autoabastecido
7.-Ventas del
servicio público
(5-6)
2012 236,641 1,667 234,974 850 235,824 26,413 209,411
2013 238,947 2,480 236,467 1,161 237,628 29,039 208,590
2014 249,419 5,348 244,071 2,394 246,465 37,441 209,024
2015 261,089 9,754 251,335 3,701 255,036 41,408 213,627
2016 273,844 14,547 259,297 5,043 264,340 46,054 218,286
2017 287,184 20,517 266,667 6,433 273,100 54,403 218,697
2018 302,126 22,470 279,656 8,089 287,745 60,923 226,823
2019 317,237 24,419 292,818 9,999 302,817 62,958 239,860
2020 332,742 26,378 306,364 12,093 318,457 63,987 254,470
2021 348,843 28,298 320,545 14,366 334,911 64,539 270,372
2022 365,538 30,268 335,270 16,825 352,095 65,568 286,527
2023 382,849 32,190 350,659 19,484 370,143 66,269 303,874
2024 401,114 34,110 367,003 22,371 389,375 66,821 322,554
2025 420,107 35,786 384,321 23,441 407,762 67,850 339,912
2026 440,082 37,460 402,622 24,572 427,194 68,402 358,792
2027 461,142 39,160 421,982 25,769 447,752 69,103 378,649
2028 483,234 40,909 442,325 27,025 469,351 69,983 399,367
tmca %
(2013-2028)1/
4.6% 22.1% 4.0% 24.1% 4.4% 6.3% 4.1%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-11
En el periodo de pronóstico estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en la
misma magnitud: 4.5%. Por lo que conjuntamente lo harán a esa misma tasa media anual de
4.5%, ligeramente superior al 4.2% de las ventas totales.
Así, en 2028 llegarán a representar 61.8% de las ventas totales del servicio público, como
expresión del mayor crecimiento relativo de las ventas del sector industrial respecto a las de
otros sectores, derivado del dinamismo conjunto de la empresa mediana y de la gran industria.
Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal,
crecerán 3.9% al año en conjunto, un punto porcentual menos que el ejercicio de planeación de
2012 (4.9 por ciento).
Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un dinamismo ligeramente menor
al del ejercicio anterior que fue de 1.7%. En este ejercicio su crecimiento anual será de 1.2%.
Ver cuadro 2.4.
Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de electricidad
Historia y escenario de planeación
1/ tmca referida a 2001
2/ tmca referida a 2012 Fuente: SENER y CFE
Cuadro 2.4
2002-20121/
2013-20282/
tmca tmca
Ventas más autoabastecimiento 3.0% 4.4%
Consumo Autoabastecido 7.4% 6.3%
Ventas del Servicio Público 2.6% 4.2%
Desarrollo Normal 2.6% 3.9%
Residencial 2.9% 3.8%
Comercial 1.3% 4.1%
Servicios 3.1% 4.1%
Agrícola 3.4% 1.2%
Industrial 2.5% 4.5%
Empresa Mediana 3.1% 4.5%
Gran Industria 1.5% 4.5%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-12
Estudio regional del mercado eléctrico
Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en nueve áreas o sistemas,
integrado por 149 zonas, 6 zonas de exportación y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados
—seis de los cuales reciben energía de importación—.
Los pronósticos de la demanda en energía y potencia eléctricas, se realizaron para dos escenarios:
de planeación y línea base.
Para la elaboración del escenario de planeación, se toman en cuenta:
Los escenarios del consumo nacional y sectorial de electricidad
La proyección del ahorro de energía derivado del PRONASE
La evolución histórica de las pérdidas totales de energía —técnicas y no-técnicas— en
zonas y áreas, así como la aplicación del Programa de Reducción de Pérdidas derivado de
la ENE
El comportamiento y evolución de las ventas en los sectores tarifarios, zonas y áreas
La caracterización y evolución de las cargas autoabastecidas remotamente
Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas
importantes —con demanda de potencia superior a 1 MW y que en su mayoría
corresponden al sector industrial—
La evolución de la demanda máxima en bancos de transformación
Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios
propios recibidos por transmisión y distribución
El comportamiento histórico de los factores de carga, a corto y mediano plazos acorde
con planes y factores de diversidad de las zonas y áreas
En coordinación con la SENER, se acordó la importancia de elaborar un escenario línea base del
mercado eléctrico, el cual considera algunas de las premisas del escenario de planeación sin
incluir el efecto de las políticas derivadas del PRONASE y ENE, es decir:
Programa de ahorro de energía —sin ahorros de electricidad—
Programa de reducción de pérdidas —porcentaje de pérdidas de electricidad constantes en
función del 2012—
Más adelante se muestra un comparativo en consumo bruto del SEN y demanda máxima bruta
del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para los escenarios de planeación y línea base.
Distribución de la demanda máxima en 2012
En el cuadro 2.5 y diagrama 2.1 se muestra su conformación.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-13
Distribución de la demanda máxima en 2012
Cuadro 2.5
Demanda máxima1/,2/ por área y zona (MW) 2012
Sistema Eléctrico Nacional
1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren
2/ Incluye exportación
Diagrama 2.1
Interconectado Nacional 38,000 93.3
Baja California 2,302 5.6
Baja California Sur 389 1.0
Aislados 31 0.1
Total no coincidente 40,722 100.0
Sistemas (MW) (%)
Juárez
1027
46
Guerrero Negro
12
Villa
Constitución
Mexicali
1,271S. L. Río
Colorado
284Tijuana
779
Tecate
Ensenada
213
7
280
Casas Grandes
Nogales
547
2,302
558
Camargo
Cuauhtémoc
382
Cabo San Lucas
177
24
Mazatlán
355
Cd. Obregón
Durango
314
Sombrerete
Parral
168
Culiacán
Guasave
212
La Paz
167
414
Santa
Loreto
12
8
Rosalía
13
758
213
Los Mochis
372
402
Navojoa
Chihuahua
3,725
5
Caborca
245
1,060
Guaymas
170
4
3,870Hermosillo
Chetumal
Riviera Maya
Cancún
395
Tizimín
100
39
230Ticul
52Motul
1,583
1
416
Victoria
236
Montemorelos
145
Nuevo Laredo
368
Reynosa
655
Piedras Negras
300
Sabinas
114
Monterrey4,347Saltillo
861
C. del Oro170
Cerralvo
Monclova500
69
6
7,798
340
Torreón729
Matehuala
122
S. L. Potosí
836
Aguascalientes
Zacatecas
481
Tampico
743
Valles187
Río Verde
48
Mante
81
Matamoros
3
627
145
León
584
Vallarta
Guadalajara
Los Altos
Tepic137
87
Apatzingán
144
234
Manzanillo
Puerto
1,545Cd. Guzmán
163Zamora
Colima153
205
Chapala
Lázaro Cárdenas
729
Uruapan89
217
Irapuato
Salamanca
La Piedad
Morelia236
331
115561
Mérida
180
63
9Campeche
Tapachula
189
2166
503 1
8,651
Querétaro
899
Celaya
8,975
S. J. del Río
297
179
Gutiérrez 153Tuxtla
6,656SanCristóbal
Carmen
102
Chontalpa
542
VDM Norte
Villahermosa
3,935VDM Centro
2,298
coalcosCoatza-
741
315
Poza Rica
Teziutlán
184
VeracruzPapaloapan
244
77
Zihuatanejo
Chilpancingo
124
Morelos
Iguala57
Acapulco
Huatulco
Oaxaca183
56
407
Huajuapan
VDM Sur3,558
427Puebla
S. Martín157
259chalco237
407
Xalapa
Tlaxcala702
179
OrizabaTecama-
Córdoba129920
597
689
83Los Ríos
288
Pátzcuaro
46
Zacapu
52
Gómez Palacio
365
Tehuantepec
111Tehuacán
Mata-
87
moros
Los Tuxtlas46
Huejutla82
2
3
4
5
6
7
8
9
ÁREA
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur, incluye Guerrero Negro y Santa Rosalía
Peninsular
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-14
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta
El pronóstico para el SIN muestra en la gráfica 2.7 una tendencia al alza. La evolución histórica
en 2003 — 2012 presenta un crecimiento de 3.0%, y en 2012 registró un incremento de 2%.
Durante 2013 — 2028 se espera una tasa media anual de 4.0%, lo anterior se indica en el
diagrama 2.2.
Comparación de los pronósticos de la demanda máxima bruta del SIN
Escenario de planeación
Fuente: DME 2005 a 2013
Gráfica 2.7
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
60,000
65,000
70,000
75,000
MW
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-15
Crecimiento medio anual de la demanda máxima bruta por área (%)
Escenario de planeación
1/ tmca referida a 2002
2/ tmca referida a 2012
Diagrama 2.2
Los cuadros 2.6 y 2.7 presentan las cifras históricas durante 2003 — 2012, así como los
pronósticos de la demanda máxima bruta de cada área del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
durante 2013 — 2028.
Demanda máxima bruta (MW) del SEN
2003 — 2012
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz
3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.6
4.6 4.8
4.7
3.1 2.8
3.4
6.1 5.7
6.1
3.4 3.5
3.4
1.1 2.5
3.0
3.5 3.7
4.1
3.2 4.2
4.4
2.2 3.4
3.8
4.9 4.7
4.91
2
7
4
5
3
6
9
8
1 Central
2 Oriental
3 Occidental
4 Noroeste
5 Norte
6 Noreste
7 Baja California
8 Baja California Sur
(incluye Guerrero Negro
y Santa Rosalía)
9 Peninsular
Sistema Interconectado Nacional
Evolución histórica Crecimiento esperado
2003-20121/ 3.0 3.7 2013-20222/
4.0 2013-20282/
Año Central Oriental1/
Occidental Noroeste Norte Noreste1/
Baja1/
Baja2/
Peninsular1/
Pequeños3/
SIN
California California Sistemas
Sur
2003 7,874 5,434 6,632 2,491 2,720 5,688 1,823 214 1,043 22 29,408
2004 8,047 5,425 6,523 2,606 2,853 6,148 1,856 234 1,087 24 29,301
2005 8,287 5,684 7,047 2,872 2,997 6,068 1,961 264 1,175 24 31,268
2006 8,419 5,882 7,106 2,916 3,113 6,319 2,095 284 1,284 25 31,547
2007 8,606 5,786 7,437 3,059 3,130 6,586 2,208 307 1,290 28 32,577
2008 8,435 6,181 8,069 3,072 3,328 6,780 2,092 341 1,404 30 33,680
2009 8,702 6,071 7,763 3,285 3,248 6,886 2,129 360 1,441 31 33,568
2010 9,004 6,375 8,175 3,617 3,385 7,070 2,229 368 1,534 31 35,310
2011 8,844 6,633 8,669 3,772 3,682 7,587 2,237 385 1,562 32 37,256
2012 8,651 6,656 8,975 3,870 3,725 7,798 2,302 389 1,583 31 38,000
tmca %
(2003-2012) 1.1 2.2 3.5 4.6 3.4 3.2 3.1 6.1 4.9 3.4 3.0
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-16
Demanda máxima bruta (MW) del SEN
Escenario de planeación
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz 3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.7
Crecimiento esperado del consumo bruto de energía
El consumo bruto se integra por las ventas de energía, el autoabastecimiento remoto, ahorros
de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, la exportación, la
importación, la reducción de pérdidas y los usos propios de CFE. El pronóstico en 2013 — 2028
del consumo bruto del SEN presenta una tmca de 3.8%. En el diagrama 2.3 se muestra la
evolución histórica en 2003 — 2012 con un crecimiento de 3.1% y en 2012 el consumo bruto
registró un incremento de 1.9 por ciento.
Año Central Oriental1/
Occidental Noroeste Norte Noreste1/
Baja1/
Baja2/
Peninsular1/
Pequeños3/
SIN
California California Sistemas
Sur
2013 8,511 6,739 9,207 4,087 3,841 7,781 2,225 403 1,653 31 38,148
2014 8,763 6,909 9,584 4,337 4,052 8,178 2,312 428 1,731 31 40,096
2015 9,000 7,102 9,935 4,592 4,224 8,620 2,389 449 1,806 35 41,647
2016 9,234 7,314 10,323 4,827 4,386 9,037 2,464 474 1,883 37 43,112
2017 9,465 7,541 10,706 5,057 4,515 9,447 2,544 502 1,968 39 44,564
2018 9,727 7,837 11,158 5,262 4,648 9,859 2,628 530 2,054 40 46,349
2019 10,022 8,159 11,566 5,477 4,784 10,284 2,714 561 2,150 42 48,132
2020 10,325 8,499 11,998 5,707 4,923 10,723 2,802 596 2,254 44 50,014
2021 10,693 8,865 12,471 5,947 5,076 11,223 2,925 635 2,371 47 52,114
2022 11,066 9,266 12,952 6,202 5,237 11,745 3,049 678 2,497 49 54,286
2023 11,478 9,686 13,511 6,465 5,402 12,292 3,182 724 2,634 52 56,610
2024 11,877 10,124 14,111 6,739 5,580 12,859 3,317 774 2,776 55 59,011
2025 12,309 10,590 14,769 7,053 5,761 13,456 3,466 828 2,933 58 61,712
2026 12,790 11,085 15,470 7,378 5,951 14,100 3,621 884 3,088 61 64,560
2027 13,285 11,598 16,190 7,712 6,156 14,767 3,780 944 3,246 65 67,513
2028 13,797 12,144 16,968 8,056 6,368 15,469 3,946 1,009 3,428 69 70,591
tmca %
(2013-2028) 3.0 3.8 4.1 4.7 3.4 4.4 3.4 6.1 4.9 5.1 4.0
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-17
Crecimiento medio anual del consumo bruto por área (%)
Escenario de planeación
1/ tmca referida a 2002
2/ tmca referida a 2012
Diagrama 2.3
Los cuadros 2.8 y 2.9 muestran la información histórica en 2003 — 2012 y las proyecciones en
2013 — 2028 para el consumo bruto en cada área del SEN.
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
2003 — 2012
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE
2/ Incluye exportación 3/ BCS solamente sistema La Paz
4/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.8
4.1 4.9
5.0
Sistema Eléctrico Nacional
Evolución histórica Crecimiento esperado
2003-20121/ 3.1 3.2 2013-20222/
3.8 2013-20282/
2.9 3.7
4.1
6.3 5.7
6.4
3.3 2.5
3.0
2.0 2.5
3.2
3.8 2.6
3.5
3.0 3.7
4.2
2.8 2.9
3.7
4.8 5.1
5.41
2
7
4
5
3
6
9
8
1 Central
2 Oriental
3 Occidental
4 Noroeste
5 Norte
6 Noreste
7 Baja California
8 Baja California Sur
(incluye Guerrero Negro
y Santa Rosalía)
9 Peninsular
Sistema Interconectado Nacional
Evolución histórica Crecimiento esperado
2003-20121/ 3.1 3.1 2013-20222/
3.8 2013-20282/
Año Central Oriental2/
Occidental Noroeste Norte Noreste2/
Baja2/
Baja3/
Peninsular2/
Pequeños4/
SEN SIN
California California Sistemas
Sur
2003 46,004 34,082 43,789 13,984 16,613 35,968 10,607 1,238 6,802 103 209,190 197,242
2004 47,255 34,634 45,177 14,609 17,192 37,279 11,022 1,333 7,252 108 215,861 203,398
2005 49,129 36,209 47,734 15,506 18,245 38,630 11,503 1,453 7,468 111 225,988 212,921
2006 50,523 37,454 49,239 15,966 18,743 40,221 12,160 1,605 7,927 119 233,957 220,073
2007 51,953 38,324 51,603 16,616 19,408 41,081 12,483 1,722 8,574 132 241,896 227,559
2008 52,430 39,109 52,405 16,690 19,338 41,828 12,615 1,933 9,097 148 245,594 230,898
2009 52,158 39,118 52,179 16,997 19,428 41,497 12,084 1,989 9,426 147 245,023 230,804
2010 54,227 40,447 55,602 17,339 20,395 43,452 11,821 2,016 9,360 150 254,808 240,821
2011 55,108 42,952 60,066 19,251 22,109 47,398 12,026 2,165 9,898 151 271,124 256,782
2012 54,866 44,066 61,665 20,097 22,480 47,781 12,664 2,209 10,169 154 276,151 261,124
tmca %
(2003-2012) 2.0 2.8 3.8 4.1 3.3 3.0 2.9 6.3 4.8 4.4 3.1 3.1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-18
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
Escenario de planeación
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE
2/ Incluye exportación 3/ BCS solamente sistema La Paz
4/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.9
Consumo de cargas autoabastecidas
En los cuadros 2.10 a 2.13 se presentan la evolución histórica y esperada de los requerimientos
en demanda máxima y consumo de cargas asociadas con proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones
del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico
2013 — 2028.
Demanda máxima autoabastecida (MW)
2003 — 2012
Cuadro 2.10
Año Central Oriental2/
Occidental Noroeste Norte Noreste2/
Baja2/
Baja3/
Peninsular2/
Pequeños4/
SEN SIN
California California Sistemas
Sur
2013 54,219 44,257 61,918 20,407 22,732 48,089 12,958 2,269 10,561 152 277,562 262,184
2014 55,434 44,968 62,377 21,658 23,046 50,056 13,312 2,369 11,001 159 284,382 268,542
2015 56,782 45,773 63,293 23,142 23,543 51,608 13,667 2,488 11,453 184 291,931 275,593
2016 57,785 46,283 63,849 24,254 23,844 52,680 14,029 2,617 11,948 194 297,484 280,643
2017 58,476 46,944 64,324 24,911 23,972 54,378 14,498 2,760 12,486 200 302,948 285,491
2018 60,703 49,087 67,165 26,313 24,881 57,557 15,218 2,924 13,242 208 317,298 298,948
2019 62,761 51,181 69,926 27,689 25,756 60,111 15,959 3,118 14,025 216 330,742 311,449
2020 65,055 53,799 73,137 29,158 26,697 63,004 16,684 3,357 14,858 224 345,973 325,708
2021 67,413 56,222 76,494 30,728 27,707 66,037 17,387 3,603 15,756 234 361,582 340,358
2022 70,087 58,770 79,806 32,343 28,723 69,018 18,145 3,864 16,669 244 377,670 355,417
2023 72,741 61,399 83,539 33,979 29,802 72,230 18,986 4,150 17,644 254 394,725 371,334
2024 75,515 64,163 87,557 35,728 30,940 76,215 19,881 4,448 18,679 266 413,393 388,798
2025 78,920 67,359 92,278 37,617 32,186 80,217 20,824 4,781 19,860 279 434,320 408,436
2026 82,584 70,853 97,151 39,633 33,512 84,024 21,835 5,175 21,071 292 456,130 428,828
2027 86,383 74,538 102,410 41,687 34,879 87,984 22,927 5,613 22,366 306 479,093 450,247
2028 90,396 78,324 107,691 43,856 36,354 92,117 24,086 6,087 23,716 320 502,947 472,453
tmca %
(2013-2028) 3.2 3.7 3.5 5.0 3.0 4.2 4.1 6.5 5.4 4.7 3.8 3.8
Año Local Remoto Total
2003 3,643 1,092 4,735
2004 2,843 1,299 4,141
2005 2,922 1,401 4,323
2006 3,452 1,548 5,000
2007 3,954 1,657 5,611
2008 4,543 1,776 6,319
2009 4,459 2,077 6,536
2010 4,525 2,173 6,698
2011 4,708 2,166 6,874
2012 4,479 2,579 7,058
tmca %
(2003-2012) 2.4 18.4 5.8
Autoabastecimiento
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-19
Crecimiento esperado de la demanda máxima autoabastecida (MW)
Escenario de planeación
Cuadro 2.11
Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario definir la
ubicación de las cargas en el sistema eléctrico. A partir de 2019, se prevé que un grupo de cargas
serán autoabastecidas con energía tipo renovable, definidas como Bloque de Proyectos
Renovables, los cuales se abordan con más detalle en el capítulo de planificación de la generación.
En los cuadros 2.11 y 2.13 se presentan el crecimiento esperado del autoabastecimiento, referido
a la demanda en potencia y en energía, respectivamente.
Consumo autoabastecido (GWh)
2003 — 2012
Cuadro 2.12
Remoto más
Año Local Remoto proyectos Total
renovables
2013 4,783 3,379 3,379 8,162
2014 4,861 5,431 5,431 10,292
2015 4,910 5,674 5,674 10,584
2016 5,537 6,429 6,429 11,967
2017 5,537 10,126 10,126 15,664
2018 5,730 10,126 10,126 15,856
2019 5,730 10,126 200 10,326 16,056
2020 5,730 10,126 400 10,526 16,256
2021 5,730 10,126 600 10,726 16,456
2022 5,730 10,126 800 10,926 16,656
2023 5,730 10,126 1,000 11,126 16,856
2024 5,730 10,126 1,200 11,326 17,056
2025 5,730 10,126 1,400 11,526 17,256
2026 5,730 10,126 1,600 11,726 17,456
2027 5,730 10,126 1,800 11,926 17,656
2028 5,730 10,126 2,000 12,126 17,856
tmca %
(2013-2028) 1.6 8.9 10.2 6.0
AutoabastecimientoProyectos
renovables
Año Local Remoto Total
2003 11,434 5,174 16,608
2004 12,918 7,545 20,463
2005 13,390 8,192 21,582
2006 13,127 8,937 22,064
2007 13,323 9,846 23,169
2008 14,115 9,832 23,946
2009 13,959 9,786 23,745
2010 14,256 11,899 26,155
2011 15,220 11,871 27,092
2012 13,974 12,283 26,257
tmca %
(2003-2012) 2.9 21.0 7.8
Autoabastecimiento
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-20
Crecimiento esperado del consumo autoabastecido (GWh)
Escenario de planeación
Cuadro 2.13
En 2012 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 28.3 TWh. El valor real al cierre fue
de 26.3 TWh, lo que significa una desviación de 7.9% por debajo de lo previsto. Los proyectos
que iniciaron operación en este año fueron: Sociedad Autoabastecedora de Energía Verde de
Aguas, SAEVA (3.2 MW), Tala Electric (25 MW), Energía EP Xicoac (0.4 MW), Eólica de Arriaga
SAPI de CV (28.8 MW), Eólica Stipa Nayya (74 MW), Energía Láctea (0.8 MW) y Desarrollos
Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 (90 MW).
Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE
En concordancia con una de las principales metas de sostenibilidad ambiental de la ENE
—capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el
PRONASE— se presenta el escenario de planeación de ahorro de energía eléctrica que preparó la
SENER. Su elaboración supone una hipótesis respecto a la participación del ahorro sectorial en
el consumo total y al nivel de éxito de las áreas de oportunidad en las que se busca capturar el
potencial de ahorro en el consumo de electricidad.
Se han considerado cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE:
iluminación, equipos de hogar y de inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores
industriales, y bombas de agua agrícolas y de servicios públicos. A partir de esto se ha desglosado
su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: residencial, comercial, servicios,
agrícola, empresa mediana y gran industria. En el cuadro 2.14 se muestra la trayectoria global
del ahorro.
En el sector residencial se registrarán los mayores ahorros. En 2024 representarán 70.6% del
total del ahorro de 34.1 TWh; en conjunto el ahorro en el sector industrial —empresa mediana y
gran industria— llegaría a representar 19%, el restante 10.4% está integrado por los sectores
comercial, servicios y agrícola.
Remoto más
Año Local Remoto proyectos Total
renovables
2013 15,035 14,004 14,004 29,039
2014 16,038 21,403 21,403 37,441
2015 16,305 25,104 25,104 41,408
2016 19,048 27,006 27,006 46,054
2017 20,777 33,626 33,626 54,403
2018 20,868 40,054 40,054 60,923
2019 21,874 40,054 1,029 41,084 62,958
2020 21,874 40,054 2,059 42,113 63,987
2021 21,874 40,054 2,610 42,665 64,539
2022 21,874 40,054 3,640 43,694 65,568
2023 21,874 40,054 4,341 44,395 66,269
2024 21,874 40,054 4,892 44,947 66,821
2025 21,874 40,054 5,922 45,976 67,850
2026 21,874 40,054 6,474 46,528 68,402
2027 21,874 40,054 7,174 47,229 69,103
2028 21,874 40,054 8,055 48,109 69,983
tmca %
(2013-2028) 2.8 7.7 8.9 6.3
AutoabastecimientoProyectos
renovables
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-21
Trayectoria ahorro (GWh) PRONASE
Escenario de planeación
Fuente: SENER
Cuadro 2.14
Reducción de pérdidas de energía eléctrica
La gráfica 2.8 muestra el comportamiento de las pérdidas en energía del SEN. Se muestran los
casos sin y con la aplicación del programa de reducción de pérdidas de energía eléctrica.
En cada área se lleva a cabo un proceso de reducción gradual de pérdidas en el horizonte de
planificación, tomando en cuenta su valor actual. Para 2024 la energía asociada a las pérdidas
no-técnicas se reduce de 8.7% a 2.5% —de estas últimas se estima que el 87.7% se integrarán
a las ventas de energía (facturación) y el 12.3% es energía evitada—. Por otra parte, las pérdidas
técnicas se disminuirán de 7.9% a 5.5% para alcanzar una reducción de 8% global en energía.
Lo anterior implica que algunas áreas tendrán que realizar esfuerzos más significativos, como es
el caso del Central, Oriental y Occidental, comparados con Baja California y Baja California Sur,
donde las pérdidas actuales están cercanas a la meta establecida, debido a las coberturas
geográficas menores, a los reducidos índices de ruralidad y a programas previos.
Los programas y proyectos que se realizarán para reducir las pérdidas en el Sistema Eléctrico de
Distribución se explican en el capítulo 6, sección 6.6.
Año Residencial Comercial Servicios Agrícola IndustrialEmpresa
Mediana
Gran
IndustriaSEN
2013 2,480 0 0 0 0 0 0 2,480
2014 4,634 86 201 40 386 234 153 5,348
2015 8,070 213 415 99 957 579 379 9,754
2016 11,579 385 673 179 1,732 1,047 685 14,547
2017 15,511 687 985 291 3,042 1,846 1,196 20,517
2018 16,761 796 1,049 343 3,520 2,134 1,387 22,470
2019 18,008 904 1,113 395 3,999 2,422 1,577 24,419
2020 19,248 1,012 1,178 447 4,492 2,718 1,775 26,378
2021 20,469 1,119 1,232 498 4,979 3,010 1,970 28,298
2022 21,694 1,225 1,300 559 5,489 3,314 2,175 30,268
2023 22,891 1,329 1,367 616 5,988 3,614 2,374 32,190
2024 24,068 1,426 1,435 681 6,499 3,918 2,581 34,110
2025 25,150 1,514 1,476 747 6,899 4,168 2,730 35,786
2026 26,232 1,601 1,518 812 7,298 4,419 2,879 37,460
2027 27,338 1,689 1,559 877 7,697 4,669 3,028 39,160
2028 28,494 1,776 1,600 942 8,097 4,919 3,177 40,909
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-22
Comparación con y sin programa de reducción de pérdidas en
Energía eléctrica del SEN
Grafica 2.8
En la gráfica 2.9 se presenta la evolución de las pérdidas en energía del SEN del escenario de
planeación, así mismo en el cuadro 2.15 se indican por área.
Pérdidas totales técnicas y no-técnicas del SEN
Escenario de planeación
Fuente: DME 2012, pérdidas totales de 44.05 TWh, equivalente a 16.6% con base en la energía necesaria neta del SEN 265.16 TWh
Gráfica 2.9
Con reducción
Sin reducción
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
TWh
Meta de reducciónde 8% en 2024
44.0516.6%
90.9416.4%
39.348.0%
No-técnicas9.99
2.5%
Técnicas
22.34
5.5%
44.05
16.6%
Pérdidas totales
32.33
8%
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
35.0
40.0
45.0
50.0
TWh
39.348%
27.195.5%
12.152.5%
23.087.9%
20.978.7%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-23
Pérdidas totales por área (GWh) del SEN
Escenario de planeación
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz 3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.15
Por lo anterior, la energía total que se reduce se integra por 30.9% debido a la reducción de
pérdidas técnicas y a 69.1% por la reducción de pérdidas no-técnicas.
En el cuadro 2.16, se presenta la estimación de ventas recuperadas por área al abatir las pérdidas
no-técnicas.
Ventas de energía asociada a la reducción de pérdidas no-técnicas (GWh) del SEN
Escenario de planeación
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz
3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.16
Año Central Oriental1/
Occidental Noroeste Norte Noreste1/
Baja1/
Baja2/
Peninsular1/
Pequeños3/
California California Sistemas GWH %
Sur
2013 14,570 6,782 8,629 2,149 3,213 4,545 1,093 170 1,318 14 42,483 15.9%
2014 14,022 6,668 8,436 2,246 3,177 4,615 1,114 177 1,338 15 41,809 15.3%
2015 13,413 6,568 8,289 2,357 3,166 4,626 1,133 186 1,359 17 41,114 14.6%
2016 12,644 6,414 8,074 2,427 3,125 4,580 1,153 196 1,384 18 40,015 13.9%
2017 11,777 6,272 7,853 2,467 3,067 4,597 1,180 207 1,407 18 38,844 13.2%
2018 11,144 6,328 7,884 2,558 3,103 4,738 1,231 222 1,449 19 38,676 12.6%
2019 10,490 6,172 7,755 2,605 3,014 4,899 1,281 238 1,464 19 37,937 11.8%
2020 9,778 6,040 7,626 2,651 2,920 5,075 1,329 256 1,475 19 37,169 11.0%
2021 8,998 5,840 7,483 2,696 2,818 5,252 1,378 275 1,482 20 36,240 10.3%
2022 8,134 5,599 7,301 2,734 2,703 5,427 1,428 296 1,484 20 35,125 9.5%
2023 7,179 5,318 7,081 2,763 2,571 5,605 1,482 318 1,481 20 33,818 8.8%
2024 6,126 4,995 6,825 2,789 2,427 5,791 1,539 341 1,473 21 32,326 8.0%
2025 6,405 5,250 7,183 2,936 2,527 6,072 1,613 368 1,562 22 33,938 8.0%
2026 6,700 5,520 7,556 3,091 2,632 6,371 1,693 399 1,656 23 35,641 8.0%
2027 7,013 5,805 7,952 3,254 2,743 6,684 1,777 433 1,756 24 37,442 8.0%
2028 7,341 6,105 8,369 3,426 2,860 7,010 1,868 469 1,862 25 39,335 8.0%
SEN
Año Central Oriental1/
Occidental Noroeste Norte Noreste1/
Baja1/
Baja2/
Peninsular1/
Pequeños3/
SEN
California California Sistemas
Sur
2013 671 133 106 36 61 114 8 0 33 0.1 1,161
2014 1,385 270 214 76 123 239 17 0 69 0.2 2,394
2015 2,143 413 329 122 188 370 26 0 108 0.3 3,701
2016 2,923 558 445 171 255 503 36 0 151 0.4 5,043
2017 3,721 709 565 222 321 650 46 0 198 0.5 6,433
2018 4,659 894 712 282 401 830 58 0 253 0.7 8,089
2019 5,603 1,202 902 381 570 932 71 0 335 1.0 9,999
2020 6,627 1,552 1,112 491 753 1,045 85 0 426 1.5 12,093
2021 7,738 1,928 1,343 612 950 1,165 100 0 527 1.9 14,366
2022 8,937 2,337 1,594 744 1,162 1,293 117 0 639 2.4 16,825
2023 10,231 2,781 1,868 886 1,389 1,430 134 0 762 2.9 19,484
2024 11,631 3,266 2,166 1,042 1,633 1,578 154 0 898 3.5 22,371
2025 12,160 3,432 2,279 1,097 1,701 1,655 161 0 952 3.7 23,441
2026 12,721 3,609 2,398 1,155 1,772 1,736 169 0 1,009 3.8 24,572
2027 13,315 3,795 2,523 1,216 1,847 1,822 177 0 1,070 4.0 25,769
2028 13,937 3,991 2,656 1,281 1,925 1,911 186 0 1,135 4.2 27,025
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-24
Exportación e importación de CFE
En el cuadro 2.17 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por
área de control en 2003 — 2012.
En 2012 la exportación fue de 1.1 TWh y se importaron 2.2 TWh. Se obtiene un balance neto de
importación por 1.1 TWh.
Exportación e importación de energía eléctrica (GWh)
2003 — 2012
Cuadro 2.17
Para 2013 se prevén importar 2.5 TWh, de los cuales 1.6 TWh corresponderán al área Noreste,
0.6 TWh a Baja California, 0.3 TWh a la Norte, 0.03 TWh a la Oriental y 0.003 TWh a la Noroeste.
La exportación en 2013 — 2028, se estima en 1.1 TWh/año.
Comparativo del mercado eléctrico para los escenarios línea base y
de planeación
En la gráfica 2.10 y cuadro 2.18 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 del consumo bruto
del SEN para los escenarios línea base y de planeación. El escenario línea base estima un
crecimiento del 4.6% alcanzando 568.4 TWh en 2028, lo anterior excluye el efecto de ahorro del
PRONASE y el Programa de reducción de pérdidas ENE. En tanto el escenario de planeación si las
incluye y presenta un crecimiento de 3.8% alcanzando 502.9 TWh en 2028.
En la gráfica 2.11 y cuadro 2.19 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 de demanda máxima
bruta del SIN para los escenarios línea base y de planeación, los cuales estiman un crecimiento
del 4.6% con 79,042 MW en 2028 y un crecimiento del 3.9% con 70,591 MW en 2028
respectivamente.
Balance
Año Oriental Norte Noreste Baja Peninsular Total Oriental Noroeste Norte Noreste Baja Total Neto
California California Exp-Imp
2003 0 0 0 765 188 953 0 5 21 0 45 71 882
2004 0 0 0 770 236 1,006 0 6 2 0 39 47 959
2005 1 0 0 1,037 253 1,291 0 6 6 0 75 87 1,204
2006 2 0 16 1,072 209 1,299 0 6 2 1 514 523 776
2007 2 0 13 1,211 225 1,451 0 6 2 3 266 277 1,174
2008 3 0 4 1,197 248 1,452 0 6 3 3 340 351 1,102
2009 22 0 27 984 216 1,249 0 6 3 57 280 346 903
2010 349 0 10 830 160 1,348 0 6 3 168 221 397 951
2011 504 0 18 600 170 1,292 3 4 59 269 261 596 696
2012 231 0 5 643 238 1,117 30 3 278 1,517 341 2,169 -1,052
Exportación Importación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-25
Consumo bruto del SEN
Escenarios línea base y de planeación
Gráfica 2.10
Consumo bruto (GWh) del SEN
Escenarios línea base y de planeación
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación, pérdidas constantes y usos propios CFE
2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,
ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,
reducción de pérdidas y usos propios CFE
Cuadro 2.18
568.4
276.2
502.9
0
100
200
300
400
500
600
TWh
Escenario línea base
tmca 4.6%
Escenario de planeación
tmca 3.8%
Año Línea base1/
Planeación2/
2013 281,236 277,562
2014 292,230 284,382
2015 305,859 291,931
2016 317,975 297,484
2017 331,446 302,948
2018 349,089 317,298
2019 366,031 330,742
2020 384,888 345,973
2021 404,188 361,582
2022 424,141 377,670
2023 445,128 394,725
2024 467,866 413,393
2025 491,464 434,320
2026 515,978 456,130
2027 541,714 479,093
2028 568,440 502,947
tmca %
(2013-2028) 4.6 3.8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
2-26
Demanda máxima bruta del SIN
Escenarios línea base y de planeación
Gráfica 2.11
Demanda máxima bruta (MW) del SIN
Escenarios línea base y de planeación
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación,
pérdidas constantes y usos propios CFE 2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,
ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,
reducción de pérdidas y usos propios CFE
Cuadro 2.19
79,042
38,000
70,591
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
MW
Escenario línea base
tmca 4.7%
Escenario de planeación
tmca 3.9%
Año Línea base1/
Planeación2/
2013 39,054 38,148
2014 41,094 40,096
2015 43,346 41,647
2016 45,579 43,112
2017 47,986 44,564
2018 50,252 46,349
2019 52,518 48,132
2020 54,890 50,014
2021 57,470 52,114
2022 60,189 54,286
2023 63,029 56,610
2024 65,983 59,011
2025 69,061 61,712
2026 72,249 64,560
2027 75,549 67,513
2028 79,042 70,591
tmca %
(2013-2028) 4.7 3.9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-1
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Evolución del Sistema Eléctrico Nacional
En 1960 el suministro de electricidad se efectuaba mediante diversos sistemas aislados muy
pequeños.
Al paso del tiempo las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de
transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes
proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación
mediante el uso de fuentes de energía hidráulica, geotérmica, nuclear, carbón, eólica y solar
(aún incipiente). En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano
y el uso de tarifas con diferenciación horaria.
A partir de 2000 y con base en la LSPEE se permitió a los Productores Independientes de Energía
(PIE) la entrega de energía eléctrica a CFE. Esta ley también ha permitido a los
autoabastecedores privados usar la red de transmisión del servicio público a fin de transportar
la energía producida hasta donde se ubican sus cargas.
En 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas
convencionales en servicio mediante el acoplamiento de nuevas unidades turbogás, para la
integración de centrales de ciclo combinado.
En octubre de 2009 se decretó la extinción de LyFC, organismo que suministraba la energía
eléctrica en la región centro del país. El área de influencia de la extinta LyFC se localizaba en los
estados de México, Morelos, Hidalgo, Puebla y el Distrito Federal, la cual ahora es atendida por
CFE, única empresa autorizada para suministrar el servicio público de energía eléctrica en el
territorio nacional.
Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba con capacidad efectiva de 53,114 MW para el servicio
público, de los cuales 40,696 MW (76.6%) eran proporcionados por la CFE y 12,418 MW (23.4%)
por los PIE. Asimismo se tenía un total de 859,142 km de líneas de transmisión y distribución.
El SEN se organiza en nueve regiones, como se muestra en el diagrama 3.1.
La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control
ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey
y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. El Centro Nacional
en el Distrito Federal coordina el despacho económico y la operación segura y confiable del SEN.
Las siete áreas del macizo continental se encuentran interconectadas y forman el SIN. Su objetivo
consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de demandas y
situaciones operativas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento
más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California
permanecen como sistemas aislados.
El sistema de Baja California (norte) opera ligado a la red eléctrica de la región occidental de EUA
―Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a
230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y
energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-2
Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Diagrama 3.1
Estructura del sistema de generación
Capacidad efectiva instalada
La capacidad de generación para el servicio público a diciembre de 2012 (53,114 MW) aumentó
1.15% respecto a 2011 (52,512 MW). Esta nueva capacidad resultó de incrementar y modificar
la capacidad instalada en 602.8 MW. Ver cuadros 3.1 y 3.2, y gráfica 3.1.
Adiciones y modificaciones a la capacidad efectiva durante 2012
1/ Véase nomenclatura en la nota 3/ del cuadro 3.3
Cuadro 3.1
7
7
8
4
5
6
3
1
2
9
5.- Norte
7.- Baja California
8.- Baja California Sur
9.- Peninsular
2.- Oriental
3.- Occidental
4.- Noroeste
6.- Noreste
1.- Central
Central Unidad Tipo 1/ MW
C. E. Oaxaca I, II, III y IV PIE 272 EOL 408.000
La Venta III PIE 68 EOL 102.850
Santa Rosalía 1 FV 1.000
Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno) 2, 3 y 4 TG 472.665
Zumpimito 5 HID 6.000
Baja California sur I 3 CI 41.900
Subtotal 1,032.415
Laguna Verde 1 y 2 NUC 245.120
Puente Grande 3 HID -2.800
Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) 1 y 2 HID 8.800
Cerro Prieto I 3 y 4 GEO -75.000
Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno) 1 y 2 TC -600.000
Lerma (Campeche) 1 TC -37.500
La Villita 1 y 4 HID 20.000
Cupatitzio 1 HID 3.775
Botello 1 HID 4.950
Cóbano 1 HID 3.990
Santa Rosalía 8 CI -1.000
Subtotal -429.665
Total 602.750
Adiciones
Modificaciones
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-3
Capacidad efectiva por área y tecnología 1/ (MW)
Servicio público
1/ Al 31 de diciembre de 2012
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 3.2
Capacidad efectiva al 31 de diciembre
Servicio público 1/
1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Gráfica 3.1
Tecnología Central Oriental Occidental Noroeste Norte NoresteBaja
California
Baja
California
Sur
PeninsularPequeños
Sistemas 2/ Total
Termoeléctrica convencional 2,280 2,217 2,550 2,052 936 1,100 320 113 356 11,923
Ciclo combinado 1,038 2,807 1,105 735 2,588 7,012 1,262 1,481 18,029
Turbogás 822 163 473 86 161 284 299 236 402 42 2,968
Combustión interna 225 27 252
Carboeléctrica 2,778 2,600 5,378
Hidroeléctrica 1,768 6,136 2,553 941 28 118 11,544
Nucleoeléctrica 1,610 1,610
Geotermoeléctrica 40 192 570 10 812
Eoloeléctrica 596 2 1 598
Solar fotovoltaica 1 1
Total 5,908 13,569 9,650 3,814 3,713 11,114 2,451 573 2,241 80 53,114
53,114 MW
Termoeléctrica convencional22.5%
Ciclo combinado33.9%
Turbogás 5.6%
Combustión interna0.5%
Carboeléctrica10.1%
Geotermoeléctrica, Eólica y Solar fotovoltaica
2.7%
Nucleoeléctrica3.0%
Hidroeléctrica21.7%
2012
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-4
Principales centrales generadoras
En el diagrama 3.2 se señala la ubicación de las centrales que destacan ya sea por su tamaño,
tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación
en 2012 se presentan en el cuadro 3.3.
Principales centrales generadoras en 2012
Servicio público
Diagrama 3.2
52
54
4
25
5 28
30
23
29
13
618
8
79
11
10
16
17
14
67
24
2122
272
1
12
Termoeléctrica convencional
Carboeléctrica
Nucleoeléctrica
Dual
Ciclo combinado
Geotermoeléctrica
Combustión interna
Hidroeléctrica
Turbogás
Eoloeléctrica
60
58
59
61
63
62
49
33
31
40
42
50
34
37, 3844
3947
53
55
41 43
45
5146
36
32
3556
48
5726
20
19
3
6465
6866
15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-5
Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta, en 2012
Servicio público
1/ Al 31 de diciembre
2/ Productor Independiente de Energía
3/ HID: Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, NUC: Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eoloeléctrica, CI:Combustión interna, FV: Solar fotovoltaica
4/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel
5/ Fuente: SENER
6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente, de las unidades que iniciaron operación en este año 7/ Incluye las eoloeléctricas Guerrero Negro y Yuumil iik, y la solar fotovoltaica Santa Rosalía, acargo de la Coordinación de Generación Termoeléctrica
Cuadro 3.3
Capacidad Generación Factor de 6/
Centrales Unidades efectiva bruta planta
MW GWh %
1 Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,160 2,936 28.81
2 La Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 320 1,311 46.64
3 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,095 10,941 59.47
4 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 1,087 4,503 47.14
5 Necaxa [extinta LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 382 39.90
6 Generación Distribuida [extinta LyFC] Central México y D F Varios TG GAS 13 14 448 2,142 54.44
7 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 3,118 39.44
8 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 6,818 32.34
9 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 4,658 49.10
10 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 2,059 55.80
11 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,555 50.01
12 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,152 21.85
13 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 8 40 335 95.21
14 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 104 85 186 24.97
15 Eolo Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III (PIE) 2/
Oriental Oaxaca Juchitán EOL 5 340 511 1,210 42.06
16 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,610 8,770 62.01
17 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 1,931 48.62
18 San Lorenzo Oriental Puebla Cuautlacingo CC GAS 1 3 382 2,969 88.46
19 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 10,242 51.52
20 Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/
Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 12 1,973 14,3495/
82.79
21 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 756 8.97
22 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del Oro HID 1 2 750 336 5.10
23 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,360 53.03
24 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC, TG COM y GAS 2 9 1,773 9,869 61.91
25 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 550 1,863 38.55
26 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,433 55.84
27 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL, CAR K 1 7 2,778 16,234 66.52
28 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 610 4,213 78.63
29 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/
Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 4 495 4,0755/
93.73
30 Los Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 192 1,453 86.32
31 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 370 31.17
32 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 485 13.08
33 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 3,780 68.09
34 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,403 33.01
35 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,561 47.33
36 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 2,125 75.62
37 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,612 80.86
38 Hermosillo ( PIE ) 2/
Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 2,1765/
99.08
39 Naco Nogales ( PIE ) 2/
Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 2 258 2,1675/
95.63
40 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 1,261 47.84
41 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 152 5.42
42 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 5,537 75.24
43 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 240 1,026 48.70
44 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,574 84.07
45 La Laguna II ( PIE ) 2/
Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 498 4,1585/
95.04
46 Norte Durango ( PIE ) 2/
Norte Durango Durango CC GAS 1 3 450 3,4875/
88.21
47 Chihuahua III ( PIE ) 2/
Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 3 259 1,9255/
84.61
48 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 2,849 40.55
49 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 9,018 85.56
50 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,706 70.79
51 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 3 8 978 6,481 75.45
52 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 2,295 51.12
53 Saltillo ( PIE ) 2/
Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 2 248 1,7225/
79.22
54 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/
Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 9 1,490 10,5785/
80.82
55 Monterrey III ( PIE ) 2/
Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 2 449 3,6125/
91.58
56 Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/
Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 15 2,652 17,8875/
76.78
57 Tamazunchale ( PIE ) 2/
Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 6 1,135 7,4115/
74.33
58 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC COM y GAS 2 10 1,093 5,494 57.23
59 Mexicali ( PIE ) 2/
Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 3 489 2,4695/
57.47
60 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 570 3,982 79.53
61 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 657 66.53
62 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 660 72.18
63 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 3 121 421 56.05
64 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 1,354 52.27
65 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 734 42.18
66 Valladolid III ( PIE ) 2/
Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 3 525 2,2275/
48.30
67 Campeche ( PIE ) 2/
Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,1365/
51.24
68 Mérida III ( PIE ) 2/
Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 3 484 2,5405/
59.74
Suma 101 785 49,362 256,190 59.08
Otras termoeléctricas 7/ 50 185 1,771 1,684 10.82
Otras hidroeléctricas 65 153 1,981 4,021 23.11
Total 216 1,123 53,114 261,895 56.34
No Nombre de la Central Área Estado Municipio Tecnología 3/
Combustible 4/ Número de
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3-6
Centrales hidroeléctricas
El mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW, se localiza en la cuenca del río Grijalva
y está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno
Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). A diciembre de 2012 representaba 41.6% de la
capacidad hidroeléctrica total en operación.
Otro desarrollo importante está en la cuenca del río Balsas, al occidente del país. Incluye las
centrales Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos), con un total
de 2,080 MW, que corresponden a 18.0% de la capacidad hidroeléctrica.
En 2007 entró en operación en la cuenca del río Santiago la central El Cajón (Leonardo Rodríguez
Alcaine) con 750 MW, que junto con los 960 MW de Aguamilpa participan con 1,710 MW, lo que
equivale a 14.8% de la capacidad con esta tecnología. En esta cuenca, aguas arriba de El Cajón,
actualmente se encuentra en pruebas preoperatorias la central La Yesca con 2 unidades de
375 MW cada una.
Temascal, ubicada entre Oaxaca y Veracruz, con seis unidades y 354 MW de capacidad; Huites
(Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, y Zimapán
(Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada
una, representan 9.3% de la capacidad hidroeléctrica total.
El 16.3% restante se encuentra distribuido principalmente en cuencas de menor tamaño a lo
largo y ancho del país, principalmente en el centro y el sur.
Centrales con generación a base de hidrocarburos
La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes
tecnologías y capacidades.
El gas natural ha cobrado especial importancia por su uso intensivo en los ciclos combinados
(de alta eficiencia térmica), tendencia que se ha acelerado con el auge de este combustible en
los EUA. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su utilización en las
centrales termoeléctricas convencionales (TC) ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el
empleo del combustóleo disminuye rápidamente.
El combustóleo se emplea esencialmente en las TC y de combustión interna de nueva tecnología.
Para facilitar el suministro de este combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan,
Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de
las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX) (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras
plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa, con
fuentes de suministro en Salamanca y Cadereyta.
El diésel se utiliza en unidades turbogás (TG) que operan durante las horas de demanda máxima,
para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales
de ciclo combinado.
A fin de hacer competitivo el parque de generación existente, en 2004 entró en operación la
primera repotenciación de unidades TC para formar ciclos combinados, específicamente la de
Valle de México unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás
5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una.
En 2005 se realizó la conversión de unidades turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG)
de Hermosillo, de 133.8 MW y la nueva unidad 2 (TV 3/) de 93.2 MW, para un total de 227.0 MW.
3/ Turbina de vapor
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3-7
En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la
unidad 4 (TG) de 130.8 MW a ciclo combinado, mediante la integración de la unidad 5 (TV) de
65.3 MW, formándose el paquete 2, con una capacidad total de 196.1 MW.
De manera similar, en 2007, con la conversión de la unidad TG instalada en Río Bravo
(145.1 MW) a la que se integraron las existentes 1 y 2 (TV de 33 MW cada una), se formó el ciclo
combinado con una capacidad total de 211.1 MW.
Con la conversión de las dos unidades TG de San Lorenzo (2 X 133 MW), a las cuales se les
integró una TV de 116.12 MW, en 2009 se agregaron 382.12 MW en este tipo de centrales.
En el Valle de México se tienen instaladas 14 unidades TG con 32 MW cada una (448 MW en
total), las cuales consumen gas y operan con eficiencias térmicas del orden de 37%. Éstas se
conocen como de “generación distribuida”, por su ubicación en los puntos de suministro
(subestaciones) a la red de distribución.
En Baja California Sur se tienen en servicio las centrales de combustión interna con combustóleo:
San Carlos, Baja California Sur I, II y III —Coromuel— y Guerrero Negro II —Vizcaíno—, con
una capacidad total de 235.7 MW.
Centrales carboeléctricas
En la central Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), ubicada en el estado de Guerrero cerca
de Lázaro Cárdenas, Michoacán, las primeras seis unidades tienen capacidad conjunta de
2,100 MW, y la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. En marzo de 2010 entró en
operación la unidad 7, con 678.36 MW, la cual quema exclusivamente carbón. Actualmente la
central emplea sólo carbón importado.
Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López
Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila.
Centrales geotermoeléctricas
El mayor aprovechamiento de esta energía se ubica cerca de Mexicali, Baja California, en la
central Cerro Prieto con 570 MW y representa 70.2% de la capacidad geotermoeléctrica instalada.
El 29.8% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (191.6 MW), Humeros, Puebla
(40 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW).
Los registros recientes de producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto muestran
una tendencia decreciente. En 2006 la producción media fue de 6,215 ton/hr. En 2012 fue del
orden de 3,600 ton/hr y para el mediano plazo se estima que bajará a 2,800 ton/hr. Con este
nivel, la capacidad que se podrá despachar será de aproximadamente 350 MW.
Central nucleoeléctrica
Laguna Verde se localiza en el estado de Veracruz y consta de dos unidades generadoras, cuya
capacidad hasta 2010 fue de 682.4 MW cada una. En 2010 y 2011 estuvo en proceso de
rehabilitación y modernización, con lo cual su capacidad aumentó provisionalmente a 805 MW
por unidad. El incremento de la capacidad se formalizará cuando se completen las pruebas que
realiza la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, necesarias para otorgar la
“licencia definitiva de operación” con la nueva capacidad. En tanto no se tenga esta licencia, a
partir de 2013 opera a una capacidad de 700 MW por unidad.
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3-8
Centrales eoloeléctricas
La Venta, Yuumil iik y Guerrero Negro, con 84.65 MW, 1.5 MW y 0.60 MW, aprovechan la energía
eólica en Oaxaca, Quintana Roo y Baja California Sur, respectivamente.
Por los incentivos que otorga la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el
Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) a los generadores privados
(autoabastecedores), en este año entraron en operación las centrales Oaxaca I, II, III y IV y
La Venta III con capacidad total de 510.85 MW, en la modalidad de PIE.
Centrales solares fotovoltaicas
Con el inicio de operación de la central Santa Rosalía (Tres Vírgenes) de 1 MW, en Baja California
Sur, se inició la explotación comercial de esta tecnología. Adicionalmente, en 2013 entrará en
operación la central solar fotovoltaica Cerro Prieto con 5 MW.
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3-9
Productores Independientes de Energía (PIE)
Con la entrada en operación en 2012 de las centrales eólicas Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III,
la capacidad instalada en esta modalidad ―para generar energía eléctrica destinada
exclusivamente para su venta a CFE― alcanzó 12,418 MW en 27 centrales: 22 de ciclo combinado
que operan con gas natural (11,907 MW) y cinco eólicas (511 MW). Véase cuadro 3.4.
Características generales de las centrales de los Productores Independientes
1/ Fecha de entrada en operación comercial
2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor 3/ La contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor
4/ Uniflecha
5/ Aunque la central tiene 4 unidades, sólo 3 están contratadas con CFE
Cuadro 3.4
Autoabastecimiento y cogeneración
En el cuadro 3.5 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración hasta 2012.
Capacidad
No Central FEO 1/ Unidades Composición
2/ neta
(MW)3/
1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0
2. Hermosillo Oct-2001 1 1 TG y 1 TV 4/ 250.0
3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5
4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0
5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0
6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 495.0
7. Monterrey III Mar-2002 2 2 TG y 2 TV 4/ 449.0
8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0
9. Tuxpan III y IV May-2003 6 4 TG y 2 TV 983.0
10. Campeche May-2003 1 1TG y 1 TV 4/ 252.4
11. Mexicali Jul-2003 3 3 TG y 1 TV 5/ 489.0
12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0
13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0
14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0
15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0
16. La Laguna II Mar-2005 3 2 TG y 1 TV 498.0
17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0
18. Valladolid III Jun-2006 3 2 TG y 1 TV 525.0
19. Tuxpan V Sep-2006 3 2 TG y 1 TV 495.0
20. Altamira V Oct-2006 6 4 TG y 2 TV 1,121.0
21. Tamazunchale Jun-2007 6 4 TG y 2 TV 1,135.0
22. Norte Durango Ago-2010 3 2 TG y 1 TV 450.0
23. Eoloeléctrica Oaxaca III Ene-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0
24. Eoloeléctrica Oaxaca II Feb-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0
25. Eoloeléctrica Oaxaca IV Mar-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0
26. Eoloeléctrica Oaxaca I Sep-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0
27. Eoloeléctrica La Venta III Oct-2012 68 68 x 1.51 MW 102.9
Total 12,417.8
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3-10
Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/ (MW)
1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes
Cuadro 3.5
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 3.6 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas
autoabastecidas.
Capacidad en proyectos para autoabastecimiento remoto (MW)
Cuadro 3.6
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992 2,170 2,735 2,778 2,598 2,677 2,456 PEMEX 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514 2,178 2,143 2,124 2,132 2,163 2,173 Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PEGI 177 177 0 0 0 0 0 0 0 0 0 MICASE 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619 619 619 619 529 529 529 Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131 131 131 131 86 86 86 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 8 13 13 17 17 17 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 290 290 290 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 290 290 290 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 AGROGEN 10 10 10 12 12 12 12 12 12 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 9 9 9 9 9 9 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 19 19 Italaise 4 4 5 5 5 5 5 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 36 36 36 30 30 Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 Proenermex 2 11 11 11 11 Procter and Gamble 45 45 45 60 Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 Eurus 250 250 250 250 Hidrorizaba 6 6 6 6 Municipio de Mexicali 10 10 10
BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26
Eléctrica del Valle de México 68 68 68
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6
Iberdrola Energía La Laguna 41 41
Cía. de Energía Mexicana 30 30
Piasa Cogeneración 40 40
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3
Tala Electric 25
Energía EP Xicoac 0.4
Eólica de Arriaga SAPI de CV 29
Eólica Stipa Nayya 74
Energía Láctea 1
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 90
Total 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 6,270 6,813 7,228 7,097 7,319 7,346
2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9
ENERTEK 87 79 72 75 75 75 75 75 75 75 75
PEGI 47 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
MICASE 4 4 5 7 7 7 7 7 0 0 0
Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450 439 527 530 530 530 529 529 529
Energía Azteca VIII 52 15 21 15 20 77 77 77 77 77 86
Tractebel (Enron ) 270 255 208 229 229 229 229 229 229 229
Bioenergía de Nuevo León 7 3 5 7 7 12 12 16 16 45
PEMEX 222 79 132 158 156 210 210 210 210 210
Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 11 12 12 12 12 12 12 12
Termoeléctrica del Golfo 166 230 230 230 230 230 230 230 285
Termoeléctrica Peñoles 198 230 230 230 230 230 230 230 284
Impulsora Mexicana de Energía 8 12 10 15 15 15 15 15 15
AGROGEN 2 6 6 6 6 6 6 6 6
Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 9 8 17 17 17 17 17
Proveedora de Electricidad de Occidente 13 18 19 29 29 19 19 31
Italaise 1 1 1 1 1 1 1 1
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 53 53 36 30 53
Generadora Pondercel 15 15 15 15 15 25
BSM Energía de Veracruz 3 2 2 2 2 3
Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 2
Proenermex 2 6 9 9 8
Procter and Gamble 11 43 43 51
Parques Ecológicos de México 50 50 50 50
Eurus 250 250 250 250
Hidrorizaba 1 1 1 1
Municipio de Mexicali 6 6 16
BII NEE STIPA Energía Eólica 12 12 12
Eléctrica del Valle de México 46 46 67
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6
Iberdrola Energía La Laguna 2 17
Cía. de Energía Mexicana 18 29
Piasa Cogeneración 2 31
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 2
Tala Electric 17
Energía EP Xicoac 0.4
Eólica de Arriaga SAPI de CV 23
Eólica Stipa Nayya 38
Energía Láctea 0.5
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 46
Total 476 1,092 1,288 1,401 1,548 1,657 1,761 2,077 2,144 2,166 2,579
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-11
Generación bruta
La gráfica 3.2 muestra la energía generada por tipo de tecnología, necesaria para atender el
servicio público en los dos últimos años, con crecimiento de 1.1% en 2012 respecto al año
anterior.
Energía producida 2011 y 2012
Servicio público 1/
1/ Excluye autoabastecimiento local y remoto, cogeneración y excedentes
Gráfica 3.2
Destaca en 2012 la disminución en la generación de las centrales de ciclo combinado por
problemas en el suministro de gas, la cual se compensa con un aumento en la generación de las
térmicas convencionales a base de combustóleo; sobresale también la disminución en la
generación hidroeléctrica, debido a que 2012 fue año tipo seco, mientras que 2011 lo fue medio.
La generación nuclear en 2012 (8,770 GWh) disminuyó con respecto a la de 2011 (10,089 GWh)
debido a una baja en la disponibilidad de la central Laguna Verde, derivada de incrementos en el
mantenimiento (recarga de combustible) y en la falla (maduración del proyecto RM en 2010).
Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica
de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país
los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que
la interconexión se ha realizado de manera gradual, mediante proyectos que deben justificarse
técnica y económicamente.
El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión. Véase gráfica 3.3:
a) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones en muy alta tensión
(230 kV y 400 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es
alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así
como a las instalaciones en 230 kV y 400 kV de algunos usuarios industriales
Turbogás 1.6%
2011
Combustión interna0.4%
259,155 GWh
Termoeléctrica convencional18.5%
Ciclo combinado46.3% Carboeléctrica
12.9%
Geotermoeléctricay Eólica2.6%
Nucleoeléctrica3.9%
Hidroeléctrica13.8%
Turbogás 2.4%
2012
Combustión interna0.4%
261,895 GWh
Termoeléctrica convencional20.6%
Ciclo combinado45.6%
Carboeléctrica12.9%
Geotermoeléctrica, Eólica y
Solar fotovoltaica2.7%
Nucleoeléctrica3.4%
Hidroeléctrica12.0%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-12
b) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 69 kV y 161 kV) tienen una
cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas
conectadas en esos voltajes
c) Las redes de distribución en media tensión (entre 2.4 kV y 60 kV) distribuyen la
energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en
baja tensión y a usuarios conectados en este rango de voltaje
d) Las redes de distribución en baja tensión (entre 120 V y 240 V) alimentan las cargas
de los usuarios de bajo consumo
Infraestructura de transmisión actual del SEN
Gráfica 3.3
Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba en total con 859,142 km de líneas de transmisión y
distribución, de los cuales 5.9% correspondía a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.3% a
subtransmisión, y el 87.8% restante a media y baja tensión.
Asimismo, se tenía una capacidad instalada en subestaciones de 294,092 MVA; 184,130 MVA en
subestaciones de transmisión, 64,437 MVA en subestaciones de distribución y 45,525 MVA en
transformadores de distribución.
Para el proceso de la planificación del SEN, actualmente se consideran 50 regiones, lo cual
permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión.
El diagrama 3.3 muestra la capacidad de algunos de los principales corredores de transmisión
del SEN. Asimismo, en los cuadros 3.7a y 3.7b se indica el límite máximo de transmisión de
potencia entre regiones en 2012. El detalle de las líneas y subestaciones de distribución se
presenta en el capítulo 6.
51,941 56,220
436,900
314,081
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
400,000
450,000
500,000
Troncal Subtransmisión Distribución
(Media tensión)
Distribución
(Baja tensión)
km
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-13
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión (MW) en 2012
Diagrama 3.3
Azcárate
(EPECO)
Eagle Pass
(AEPTCC)
JUI
CTS
ChetumalESA
VillahermosaDBC
MMT
MPS
Laredo
(AEPTCC)
(AEPTCC)
Brownsville
(AEPTCC)
Diablo (EPECO)
El Fresnal(PTECI) (PEEECo)
Oaxaca
Morelos YTP
Imperial Velley
(SDG & E, IID)
Op. 230kV
VAD
A BELICE
Op. 230kV
Miguel
(SDG & E)
Tehuantepec
A Sharyland
TIC
Cancún
Mérida
ANG
PEATMD
Poza Rica
TCL
Puebla
Zihuatanejo
Acapulco
Veracruz
Lázaro Cárdenas
Manzanillo
MTA
Morelia
ALT II
Tampico
REC CBD
LAM
Saltillo
San
Luis Potosí
TMZ
León
IrapuatoSLM
QRO.
Guadalajara
Tepic
APT
KDA
PMY
ZacatecasMazatlán
CuliacánDurango
TRS
Torreón
Monclova
ENO
Los MochisTPO
Cd. Obregón
Guaymas
HLI
Hermosillo
SYCCananea
PLD
HAE
Mexicali
Ensenada
Loreto
GAO
PUP
COR
La Paz
ADC
San Luis de la Paz
OLA
ELP
EFR
Juárez
LVD
Tapachula
Aguascalientes
Piedras
Negras
Reynosa
Tuxtla
Riviera Maya
Cozumel
Colima
Nuevo
Laredo
Valles
Tijuana
Ciudad de
México
JOM
Vallarta
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
Op. 230kV
600 MW
1,400 MW
530 MW
1,000 MW
3,250 MW
800 MW
2,650 MW
EDO
SAU
Pueblo Nuevo
Los Cabos
Monterrey
Matamoros
Camargo
HCP
Chihuahua
MoctezumaOp. 230kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-14
Capacidad de enlaces entre regiones en 2012
Continúa…
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 3.7a
Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)
Nacozari Nacozari Moctezuma Nuevo Casas Grandes II 4001/ 2 180
Cananea Santa Ana 230 2
Nacozari Hermosillo III 230 1
Hermosillo IV Guaymas Cereso 230 1
Hermosillo V Planta Guaymas II 230 2
Pueblo Nuevo Los Mochis II 230 2
Pueblo Nuevo Choacahui 4001/ 1
Guamúchil II Culiacán III 230 2
Choacahui La Higuera 400 2
El Habal Culiacán Potencia 230 2
Mazatlán II La Higuera 400 2
Mazatlán Mazatlán II Tepic Tepic II 400 2 1,000
Juárez Samalayuca Moctezuma Moctezuma 230 3 700
Moctezuma Chihuahua Norte 230 2
Moctezuma El Encino 4001/ 1
Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250
Torreón Sur Jerónimo Ortiz 400 1
Lerdo Durango II 230 1
Durango Jerónimo Ortiz Aguascalientes Fresnillo Potencia 230 1 200
Mazatlán II Durango II 230 1
Mazatlán II Jerónimo Ortiz 400 1
Andalucía Saltillo 230 1
Torreón Sur Saltillo CC 400 1
Río Escondido Río Escondido Chihuahua Hércules Potencia 400 1 350
Carbón II Arroyo del Coyote 400 1
Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1
Río Escondido Cd. Industrial 230 1
Reynosa Reynosa Nuevo Laredo Falcón 138 2 80
CC Anáhuac Aeropuerto 400 2
CC Anáhuac Río Bravo 230 1
Matamoros Río Bravo 138 2
Carbón II Lampazos 400 2
Carbón II Frontera 400 1
Río Escondido Frontera 400 1
Nueva Rosita Monclova 230 1
Aeropuerto Huinalá 400 1
Aeropuerto Villa de García 400 2
Aeropuerto Huinalá 230 1
Huasteca Champayán Monterrey Güémez 400 2 1,400
Saltillo Ramos Arizpe Potencia Aguascalientes Primero de Mayo 400 2 1,150
Tamos Poza Rica II 400 2
Minera Autlán Pantepec 230 1
Valles Anáhuac Potencia San Luis Potosí El Potosí 400 2 1,100
Tamazunchale Las Mesas Querétaro Querétaro Maniobras 400 2 1,450
Champayán Anáhuac Potencia 400 2
Altamira Anáhuac Potencia 400 1
Huasteca Champayán Tamazunchale Las Mesas 400 2 1,200
Villa de García Ramos Arizpe Potencia 400 2
Villa de García Saltillo 230 1
Villa de García Cementos Apasco 230 1
Tepic Tepic Guadalajara Tesistán 400 2 1,100
Manzanillo Acatlán 400 1
Manzanillo Atequiza 400 1
Tapeixtles Mazamitla 400 1
Colima II Ciudad Guzmán 230 1
Atequiza Aguascalientes Potencia 400 1
Tesistán Aguascalientes Potencia 400 1
Guadalajara Atequiza Salamanca Salamanca II 400 1 550
Mazamitla Carapan 400 1
Ocotlán Zamora 230 1
Guadalajara Mazamitla Lázaro Cárdenas Pitirera 400 1 480
Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Carapan Carapan 400 1 450
Carapan Salamanca II 400 1
Carapan Abasolo II 230 1
Potrerillos Las Fresas 400 2
León II Irapuato II 230 1
León IV Irapuato II 230 1
Silao II Irapuato II 230 1
El Potosí Cañada 400 1
El Potosí Aguascalientes Potencia 400 1
San Luis I Aguascalientes Oriente 230 1
Villa de Reyes Aguascalientes Potencia 230 1
Querétaro San Luis de la Paz II San Luis Potosí Villa de Reyes 230 2 200
Enlace Características
Nacozari Hermosillo 150
Hermosillo Obregón 400
Obregón Los Mochis 400
Los Mochis Culiacán 700
Mazatlán Culiacán 1,100
Moctezuma Chihuahua 500
Laguna Durango 400
Mazatlán Durango 350
Laguna Saltillo 300
Río Escondido Nuevo Laredo 380
Matamoros Reynosa 1,340
Río Escondido Monterrey 2,400
Reynosa Monterrey 1,600
Huasteca Poza Rica 1,000
Huasteca Valles 1,100
Monterrey Saltillo 1,300
Manzanillo Guadalajara 1,950
Guadalajara Aguascalientes 950
Guadalajara Carapan 700
San Luis Potosí Aguascalientes 1,400
Carapan Salamanca 750
Aguascalientes Salamanca 1,600
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-15
Capacidad de enlaces entre regiones en 2012
…Continuación
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 3.7b
Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)
Salamanca PV Santa María 400 2
Salamanca PV Celaya III 230 2
Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 230 1
Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 4001/ 1
Lázaro Cárdenas La Unión 115 1
Acapulco Mezcala Puebla Zapata 230 2 270
Laguna Verde Puebla II 400 1
Laguna Verde Cruz Azul Maniobras 400 1
Manlio Fabio Altamirano Temascal II 230 2
Manlio Fabio Altamirano Amatlán II 230 2
Veracruz Laguna Verde Poza Rica Poza Rica II 400 1 600
Grijalva Manuel Moreno Torres Temascal Juile 400 3 1,500
Malpaso II Minatitlán II 400 2
Malpaso II Coatzacoalcos II 400 1
Minatitlán II Temascal II 400 1
Chinameca Potencia Temascal II 400 1
Mazatepec Zocac 230 1
Jalacingo Zocac 230 1
Ojo de Agua Potencia Puebla II 400 1
Temascal II Puebla II 400 1
Temascal II Tecali 400 1
Cerro de Oro Tecali 400 2
Malpaso II Peñitas 230 2
Malpaso II Tabasco 400 2
Querétaro Maniobras Tula 400 2
Héroes de Carranza Tula 230 1
La Manga Valle de México 230 1
Dañu Jilotepec 230 1
Pitirera Donato Guerra 400 2
Los Azufres Ciudad Hidalgo 115 1
Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1
Poza Rica II Tula 400 1
Tuxpan Texcoco 400 3
Tres Estrellas Teotihuacan 400 2
San Martín Potencia Texcoco 400 1
San Lorenzo Potencia Texcoco 400 1
Yautepec Topilejo 400 3
Zapata Tianguistenco 230 1
Zapata Cuernavaca 85 2
Zocac Texcoco 230 2
Los Ríos Santa Lucía 230 1
Macuspana II Santa Lucía 230 1
Tabasco Escárcega 400 2
Lerma Mérida II 115 1
Lerma Ticul II 115 1
Kala Maxcanu 115 1
Edzná Ticul II 230 1
Escárcega Ticul II 400 2
Tizimín Canek 115 1
Valladolid Nizuc 115 1
Valladolid Tulum 115 1
Valladolid Balam 230 1
Valladolid Nizuc 230 1
Valladolid Nizuc 4001/ 1
Valladolid Playa del Carmen 4001/ 1
Kambul Kambul 115 1
Ticul II Xul-Ha 230 1
La Herradura Rumorosa 230 1
La Herradura La Rosita 230 1
Presidente Juárez Popotla 115 1
Presidente Juárez Puerto Nuevo 115 1
Presidente Juárez Ciprés 230 1
Presidente Juárez Lomas 230 1
Florido Lomas 69 1
Tijuana-Mexicali Tijuana I Miguel 230 1
(CFE-ACBC) La Rosita Imperial Valley 230 1
Mexicali II Ruiz Cortines 161 1
Cerro Prieto I Parque Ind. San Luis 161 1
Cerro Prieto II Chapultepec 230 1
Villa Constitución Villa Constitución La Paz Las Pilas 115 2 90
Olas Altas El Palmar 230 2
El Triunfo Santiago 115 1
Enlace Características
Salamanca Querétaro 1,400
Lázaro CárdenasAcapulco
350
Veracruz Puebla 1,500
Veracruz Temascal 340
Grijalva Coatzacoalcos 1,750
Coatzacoalcos Temascal 1,290
Poza Rica Puebla 310
Temascal Puebla 3,250
Grijalva Tabasco 1,200
Querétaro Central 1,350
Lázaro Cárdenas Central 2,200
Poza Rica Central 3,750
Puebla Central 2,000
Tabasco Campeche 800
Campeche Mérida 600
Mérida Cancún 650
Mérida Chetumal 140
La Paz Los Cabos 240
Tijuana Mexicali 520
Tijuana Ensenada 220
WECC (EUA) 800
Mexicali San Luis Río Colorado 390
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-16
Pérdidas de energía
En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas
tanto técnicas (por efecto joule), como no-técnicas (por errores en medición o en facturación y
por acciones ilícitas). Con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles
de transmisión y distribución, CFE ha realizado estudios que han servido como marco de
referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución.
Actualmente se tiene como meta alcanzar un nivel de pérdidas en 2024 comparable con
estándares internacionales de ocho por ciento. Para lograrla se requieren las siguientes acciones:
Asignación oportuna de recursos financieros y físicos
Incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la medición de energía y detección
de ilícitos
Acciones tendientes a disminuir la cultura de “no pagar”
Adicionalmente, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la
demanda tienen como efecto colateral la disminución de pérdidas técnicas. Con la incorporación
a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido
beneficios tales como la liberación de capacidad instalada, el uso racional de la energía, la
disminución en el consumo de energéticos, así como una menor cantidad de contaminantes
emitidos a la atmósfera.
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión
Entre las acciones implantadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en
líneas en servicio; así mismo, en el caso de las nuevas líneas se modificó el criterio para
determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más
relevantes han sido:
a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 MCM a 1113 MCM
b) Incremento de dos a tres conductores de calibre 1113 MCM por fase, en redes de
transmisión de 400 kV asociadas a centrales generadoras
Con una selección adecuada del calibre del conductor, es posible obtener beneficios marginales
en la disminución de pérdidas, que llevan a planes de costo global mínimo.
En la gráfica 3.4 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel
de transmisión para el SEN, CFE y la extinta LyFC.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-17
Pérdidas de energía en el proceso de transmisión 1/
1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.4
Pérdidas de energía en el nivel de distribución
Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de
oportunidad para lograr una reducción, tanto en las pérdidas técnicas como en las no-técnicas.
En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un
diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.
Las principales acciones para la disminución de las técnicas son:
Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios
Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios
Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios
Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un
procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de
energía del proceso, se obtienen por deducción las pérdidas no-técnicas. Esto permite ejercer
acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución.
En la gráfica 3.5 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años
para el SEN, CFE y la extinta LyFC.
Finalmente, en la gráfica 3.6 se presenta el comportamiento de las pérdidas de energía totales
para el SEN, CFE y la extinta LyFC en 2008—2012.
2012
2011
2010
2009
2008
0.0
1.0
2.0
3.0
4.0
5.0
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC) SEN
1.711.25
1.58
2.31
1.56
2.00
4.64
1.45 2.41
3.72
1.62 2.39
3.24
1.562.24
%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
3-18
Pérdidas de energía en el proceso de distribución 1/
1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.5
Pérdidas de energía totales 1/
1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.6
2012
2011
2010
2009
2008
0
5
10
15
20
25
30
35
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC) SEN
28.80
12.20
15.33
30.93
12.32
15.86
31.68
12.31
16.10
30.83
12.46 16.09
31.47
11.7915.73
%
2012
2011
2010
2009
2008
0
5
10
15
20
25
30
35
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC) SEN
29.45
10.95
16.41
32.01
11.29
17.29
33.93
11.00 17.82
32.60
11.2617.77
32.79
10.66 17.34
%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-1
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
En este capítulo se reporta el resultado de los estudios de expansión del sistema de generación
para atender la evolución prevista de la demanda de electricidad en el SEN.
Aspectos principales de la planificación a largo plazo
Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de
anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son
largos.
Dependiendo de la tecnología y características del proyecto, transcurren aproximadamente de
cuatro a nueve años entre el análisis de opciones para decidir la construcción de una nueva
central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de
transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años.
Adicionalmente, el proceso de evaluación y obtención de las autorizaciones requeridas tiene una
anticipación mínima de un año.
Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los
proyectos es de 30 años o más.
La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las opciones de
generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información
se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así
como de otras fuentes especializadas.
Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos
y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión,
el cual se utiliza para estimar los costos de los proyectos y su distribución durante el proceso de
ejecución.
El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos que minimizan el valor
presente de los costos de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de
estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico−económico de diversas
opciones, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes
condiciones de operación.
Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución
de la demanda y precios de combustibles, así como los costos y la eficiencia de las opciones
tecnológicas para la generación de energía eléctrica.
Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, así como otras
disposiciones de ley y reglamentarias, la SENER y CFE acordaron los lineamientos de política de
energía que orientan este ejercicio de planificación del sector eléctrico.
Estos lineamientos atienden fundamentalmente la expansión del sector eléctrico bajo criterios de
mínimo costo, considerando externalidades y un impulso relevante para incrementar la
participación de renovables en la generación de electricidad. En este sentido, las acciones
emprendidas para el ahorro de energía en los diferentes sectores de consumo y los programas
de reducción de pérdidas que lleva a cabo CFE, contribuyen de manera importante a la
sostenibilidad del programa de expansión de infraestructura eléctrica.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-2
Por lo anterior, en este capítulo se sintetizan los estudios de largo plazo cuyo resultado es el plan
de mínimo costo, elaborados con base en el escenario de mercado eléctrico que incorpora las
acciones de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.
En los análisis realizados, se da una participación relevante a tecnologías limpias en la capacidad
de generación. Estos sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de
Capacidad (PRC) que se presenta en este capítulo.
En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en
la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y
cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influye de manera
importante en el desarrollo del SEN, ya que es necesario adaptar la red eléctrica para
proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Las decisiones de inversión para
estos proyectos dependen principalmente de los particulares.
Los estudios que se presentan se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja
California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red
troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente las nuevas centrales.
En la actualidad, los tres sistemas operan de manera aislada. Como resultado de los estudios de
expansión en los últimos años, se ha considerado la factibilidad de interconexión entre ellos, lo
cual obedece a aspectos técnicos y económicos que favorecen su realización: incremento de la
seguridad de los sistemas y los ahorros económicos derivados de compartir los recursos de
generación ante la diversidad de ocurrencia de la demanda máxima, lo que posibilita optimizar
los costos de inversión y producción a nivel global.
En estudios realizados en los últimos años, se concluyó la conveniencia técnica y económica de
interconectar el área Baja California al SIN. Esta interconexión aportará entre otros beneficios,
apoyar la demanda de punta del sistema Baja California (BC) a partir de los recursos de
generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los
excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área,
aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.
Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y
los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas
oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías
eléctricas del oeste de EUA. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2018.
Así mismo, tal interconexión permitirá aprovechar para México el recurso eólico existente en la
región de La Rumorosa. Debido al tamaño reducido del sistema BC, el monto de capacidad eólica
que se podría integrar a este sistema es pequeño, a consecuencia de problemas en la respuesta
de la generación para regulación de frecuencia y variación de potencia en los enlaces,
particularmente en demandas bajas.
En el caso del sistema Baja California Sur (BCS), se ha considerado la eventual disponibilidad de
gas natural, lo que permitirá la instalación de tecnologías a gas y se evitará la generación con
base en combustóleo y diésel, reduciendo con ello, el impacto de emisiones contaminantes
asociadas a la generación de electricidad en ese sistema, así como los costos de producción.
Conceptos de margen de reserva
La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda
máxima de potencia (MW) y el consumo de energía (GWh).
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-3
Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer
el margen de reserva (MR) de capacidad, así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos
indicadores son importantes por las razones siguientes:
1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas
programadas o no de unidades generadoras por mantenimiento, degradaciones y causas ajenas.
Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación
debe ser mayor que la demanda máxima anual.
2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos
necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas
que normalmente ocurren, se incrementa la flexibilidad para enfrentar eventos críticos o
contingencias mayores, tales como:
Desviaciones en el pronóstico de la demanda
Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas
Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades o líneas de transmisión
Fallas de larga duración en unidades térmicas
Contingencias mayores (indisponibilidad de gasoductos, desastres naturales)
3.- Como la energía eléctrica no se puede almacenar y por lo tanto se debe producir cuando se
necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y
disponibilidad de las unidades generadoras, de la estructura del sistema de transmisión y de las
fluctuaciones en la demanda.
Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se
determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas.
Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible
reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente
entre las regiones. Sin embargo, no siempre es posible técnica y económicamente compartir
todos los recursos, ya que el mallado de las redes eléctricas es heterogéneo y depende, entre
otros aspectos, del desarrollo económico del país.
En la planificación de sistemas eléctricos no existe un punto de vista único para evaluar el MR.
Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función
del costo de falla, evaluaciones deterministas sustentadas en valores medios de disponibilidad
de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.
La junta de Gobierno de CFE aprobó en septiembre de 2011 la metodología para el cálculo del
margen de reserva.
Los cambios significativos respecto a la metodología anterior son los siguientes:
1. Se utilizan valores netos de capacidad de generación (CGN) y de demanda máxima
coincidente (DMN)
2. Se reconoce la disminución o indisponibilidad en la capacidad de generación (CGI) debido a
los siguientes factores:
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-4
Efecto de la temperatura
Niveles de almacenamiento en centrales hidroeléctricas
Declinación de campos geotérmicos
Variabilidad del viento
Disponibilidad de radiación solar
Programa y ejecución de mantenimientos
3. En la nueva metodología el MR se utilizará para cubrir:
Reserva operativa (6% de la demanda máxima)
Fallas aleatorias de unidades generadoras
Eventos críticos en el sistema (2% de la demanda máxima)
4. En la metodología anterior, el MR se satisfacía totalmente con capacidad de generación. En
esta metodología, el MR se cubrirá con los recursos de:
Capacidad de generación disponible
Demanda Interrumpible (DI)
Capacidad en interconexiones con sistemas vecinos (CI)
De esta manera, en el cálculo del margen de reserva de generación (MRG), la capacidad de
generación neta disponible (CGND) se compara con la demanda máxima neta coincidente (DMN).
CGND = CGN – CGI
MRG = CGND – DMN
Para determinar el margen de reserva, con base en los recursos disponibles de capacidad (RDC),
se obtendrá el indicador como porcentaje de la demanda máxima neta coincidente.
RDC = MRG + DI +CI
Margen de reserva (MR) = (RDC/DMN) x 100 (%)
La propuesta incorpora indicadores regionales para los sistemas eléctricos que controlan las áreas
de control del CENACE.
En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas
de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador
de margen de reserva global considera la capacidad de transmisión disponible para llevar la
potencia y la energía a cualquier lugar del sistema.
En áreas deficitarias en capacidad de generación se realizan estudios para asegurar la reserva
de generación y transmisión regional. En éstas la confiabilidad del suministro depende de la
capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas.
Ante tales condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo
cual limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir
al incumplimiento de los niveles de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de
capacidad. En estos casos, puede resultar conveniente desarrollar los proyectos de generación
indicados en el programa y no construir nuevas líneas de transmisión que podrían tener una
utilización temporal.
En la situación anterior, el indicador de reserva global no describe adecuadamente el
comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario calcular el margen de reserva
regional. Para este análisis se considera la capacidad de generación regional y la capacidad de
importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-5
La metodología regional es idéntica a la presentada para el SIN con las precisiones siguientes:
En todas las áreas se considerará la capacidad disponible en interconexiones con áreas
vecinas y en su caso en interconexiones con sistemas externos a CFE
La demanda interrumpible se ubicará regionalmente
Margen de reserva de energía (MRE). Complementando lo anterior, el MRE se define como
la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Dicha energía
considera la generación termoeléctrica por generarse pero que no se despacha —se reitera que
ésta no se almacena—, más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede
transferirse temporalmente, de acuerdo con el régimen de regulación hidrológica de cada central
para convertirse en energía eléctrica.
En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE
aprobó en noviembre de 2004, con base en el documento Diagnóstico sobre márgenes de
reserva, el siguiente acuerdo:
Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año
un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH).
Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un
almacenamiento mínimo entre 15 TWh y 18 TWh en las GCH, el cual dependerá de las
aportaciones captadas en cada año y las probables eventualidades.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
En los cuadros 4.1a, 4.1b y 4.1c se muestra la evolución esperada de la capacidad para estos
proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo
interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2014−2028.
Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración para satisfacer cargas ubicadas en el mismo
sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que
inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de
consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.
La composición del programa de autoabastecimiento considera lo siguiente:
a) A 2017 considera aquellos proyectos de autoabastecimiento y/o cogeneración, con alta
probabilidad de realización. Para ese año se espera alcanzar una capacidad total de
12,344 MW (sin incluir las temporadas abiertas de Baja California, Tamaulipas y la
segunda de Oaxaca).
b) Adicional a la primera temporada abierta (TA), en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca, la
CRE ha convocado tres nuevas temporadas abiertas: Baja California, Tamaulipas y una
segunda en Oaxaca. Se estima que estas pudieran iniciar operaciones en 2017, las
capacidades de estas son: 886 MW, 1,667 MW y 2,330 MW respectivamente. En esta
última 1,185 MW corresponden a CFE. En las secciones 4.3.1 y 4.3.1.1 se describen con
mayor detalle.
c) A partir de 2019 se prevén bloques de autoabastecimiento con base en renovables y se
estima su desarrollo con apoyo en los estímulos que la reglamentación actual contempla
para el aprovechamiento de energías renovables. De esta manera, entre 2019 y 2028 se
agregarán 2,000 MW.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-6
Los bloques de capacidad eoloeléctrica se instalarán principalmente en las regiones del
Istmo de Tehuantepec, La Rumorosa en Baja California y Tamaulipas. La capacidad solar
aprovechará los altos niveles de radiación solar en el noroeste del país, principalmente.
El desarrollo de proyectos de biomasa se asocia con esquemas de cogeneración,
particularmente en ingenios donde es posible aprovechar las necesidades de vapor y
electricidad. La instalación de minihidráulicas se prevé con mayor potencial en el sureste
del país.
Con la incorporación de esta capacidad y la programada para el servicio público, será posible
alcanzar al final del periodo las metas de participación de fuentes renovables de energía y
generación limpia, planteadas en la Estrategia Nacional de Energía. El cumplimiento de la meta
requiere un esfuerzo conjunto de CFE y los inversionistas privados para lograr el objetivo.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-7
Evolución de la capacidad bruta de
autoabastecimiento y cogeneración existente (MW)
Cuadro 4.1a
PERMISIONARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597
PEMEX 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963
Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29
Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120
Micase 11 11 11 11 11 11 11 11
Iberdrola Energía Monterrey 529 529 529 529 529 529 529 529
Energía Azteca VIII 86 86 86 86 86 86 86 86
Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32
Termoeléctrica del Golfo 290 290 290 290 290 290 290 290
Termoeléctrica Peñoles 290 290 290 290 290 290 290 290
Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes) 9 9 9 9 9 9 9 9
Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24
Bioenergía de Nuevo León 17 17 17 17 17 17 17 17
Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284
Agrogen 12 12 12 12 12 12 12 12
Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan) 19 19 19 19 19 19 19 19
Italaise 5 5 5 5 5 5 5 5
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30
Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 65 65
BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 13 13
Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 1 1 1
Proenermex 11 11 11 11 11 11 11 11
Procter and Gamble 60 60 60 60 60 60 60 60
Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 80 80 80 80
Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250
Hidrorizaba 6 6 6 6 6 6 6 6
Municipio de Mexicali 10 10 10 10 10 10 10 10
BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26 26 26 26 26 26
Eléctrica del Valle de México 68 68 68 68 68 68 68 68
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6 6 6 6 6 6 6
Ibedrola Energía La Laguna 41 41 41 41 41 41 41 41
Cia. De Energía Mexicana 30 30 30 30 30 30 30 30
Piasa Cogeneración 40 40 40 40 40 40 40 40
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3 3 3 3 3 3 3 3
Tala Electric 25 25 25 25 25 25 25 25
Energía EP Xicoac 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica de Arriaga SAPI de CV 29 29 29 29 29 29 29 29
Eólica Stipa Nayya 74 74 74 74 74 74 74 74
Energía Láctea 1 1 1 1 1 1 1 1
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 90 90 90 90 90 90 90 90
Sub Total Existentes 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277
PERMISIONARIO 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597
PEMEX 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963
Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29
Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120
Micase 11 11 11 11 11 11 11 11
Iberdrola Energía Monterrey 529 529 529 529 529 529 529 529
Energía Azteca VIII 86 86 86 86 86 86 86 86
Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32
Termoeléctrica del Golfo 290 290 290 290 290 290 290 290
Termoeléctrica Peñoles 290 290 290 290 290 290 290 290
Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes) 9 9 9 9 9 9 9 9
Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24
Bioenergía de Nuevo León 17 17 17 17 17 17 17 17
Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284
Agrogen 12 12 12 12 12 12 12 12
Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan) 19 19 19 19 19 19 19 19
Italaise 5 5 5 5 5 5 5 5
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30
Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 65 65
BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 13 13
Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 1 1 1
Proenermex 11 11 11 11 11 11 11 11
Procter and Gamble 60 60 60 60 60 60 60 60
Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 80 80 80 80
Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250
Hidrorizaba 6 6 6 6 6 6 6 6
Municipio de Mexicali 10 10 10 10 10 10 10 10
BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26 26 26 26 26 26
Eléctrica del Valle de México 68 68 68 68 68 68 68 68
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6 6 6 6 6 6 6
Ibedrola Energía La Laguna 41 41 41 41 41 41 41 41
Cia. De Energía Mexicana 30 30 30 30 30 30 30 30
Piasa Cogeneración 40 40 40 40 40 40 40 40
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3 3 3 3 3 3 3 3
Tala Electric 25 25 25 25 25 25 25 25
Energía EP Xicoac 0 0 0 0 0 0 0 0
Eólica de Arriaga SAPI de CV 29 29 29 29 29 29 29 29
Eólica Stipa Nayya 74 74 74 74 74 74 74 74
Energía Láctea 1 1 1 1 1 1 1 1
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 90 90 90 90 90 90 90 90
Sub Total Existentes 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-8
Evolución de la capacidad bruta de proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración (MW)
Cuadro 4.1b
PERMISIONARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22 22 22 22 22 22 22 22
Sub Total Eólicos Red Existente 22 22 22 22 22 22 22 22
Eoliatec Zopiloapan 70 70 70 70 70 70 70 70
Eoliatec del Pacífico 1a Etapa 80 80 80 80 80 80 80 80
Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 74 74 74 74 74 74 74 74
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 138 138 138 138 138 138 138
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 228 228 228 228 228 228 228
Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216 216 216 216 216 216 216
Energía Eólica Mareña (Preneal) 180 180 180 180 180 180 180
Eoliatec del Pacífico 2a Etapa 80 80 80 80 80 80 80
Gamesa Energía 4a Etapa 70 70 70 70 70 70 70
Sub Total Eólicos Temporada Abierta 224 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135
Nuevo Pemex 367 367 367 367 367 367 367 367
Refinería Madero I 25 25 25 25 25
Centro Petroquímico Morelos 170 170 170
Centro Petroquímico Cangrejera 170 170 170
Sub Total PEMEX 367 367 367 392 392 732 732 732
Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22 22 22 22 22 22 22 22
CE G. Sanborns, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265 265
Electricidad de Oriente 19 19 19 19 19 19 19 19
Iberdrola Energía Tamazunchale 80 80 80 80 80 80 80 80
Constanza Energética, SA de CV 17 17 17 17 17 17 17 17
Electricidad del Golfo 30 30 30 30 30 30 30 30
Ecopur, SA de CV 3 3 3 3 3 3 3 3
Energía San Pedro, SC de RL de CV 2 2 2 2 2 2 2 2
Enercity Alfa, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 3 3 3 3 3 3 3 3
PE SEDENA 1a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15
Coppel, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 64 64 64 64 64 64 64 64
Eólica Los Altos, SAPI de CV 50 50 50 50 50 50 50 50
Energía MK KF, SA de CV 36 36 36 36 36 36 36
Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20 20 20 20 20 20 20
México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265
DeAcero Power, SAPI de CV 130 130 130 130 130 130 130
Compañía Eólica de Tamaulipas 54 54 54 54 54 54 54
PE Ingenio, S de RL de CV 50 50 50 50 50 50 50
Ventika, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126
Ventika II, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126
MPG Rumorosa, SAPI de CV 72 72 72 72 72 72 72
Generadora Eléctrica San Rafael 28 28 28 28 28 28 28
Generadores Eólicos de México, SA de CV 10 10 10 10 10 10 10
Energía San Luis de la Paz 205 205 205 205 205 205 205
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100 100 100 100 100 100 100
Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10 10 10 10 10 10 10
Hidroatlixco 9 9 9 9 9 9
Bioeléctrica de Occidente 35 35 35 35 35 35
El Palacio de Hierro; Suc Interlomas 3 3 3 3 3 3
Genermex, SA de CV 146 146 146 146 146 146
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100 100 100 100 100 100
Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25 25 25 25 25 25
Dulces Nombres II (IBERDROLA) 338 338 338 338 338
Ternium (TECH GEN) 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 15 15 15 15 15
PE SEDENA 2a Etapa 15 15 15 15
Sub Total Permisionarios Varios 575 1,806 2,125 3,503 3,518 3,518 3,518 3,518
Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130 1,130 1,130 1,130
Temporada Abierta en Tamaulipas 1,667 1,667 1,667 1,667
Temporada Abierta en Baja California 886 886 886 886
Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas 0 0 0 0 3,682 3,682 3,682 3,682
Energía Eólica 100 200
Mini Hidro 50 100
Biomasa 50 100
Solar
Sub Total Auto Renovable Remoto 0 0 0 0 0 0 200 400
Total Existente + Futuro 8,465 10,607 10,926 12,329 16,026 16,366 16,566 16,766
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-9
Evolución de la capacidad bruta de proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración (MW)
Cuadro 4.1c
PERMISIONARIO 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22 22 22 22 22 22 22 22
Sub Total Eólicos Red Existente 22 22 22 22 22 22 22 22
Eoliatec Zopiloapan 70 70 70 70 70 70 70 70
Eoliatec del Pacífico 1a Etapa 80 80 80 80 80 80 80 80
Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 74 74 74 74 74 74 74 74
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 138 138 138 138 138 138 138 138
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 228 228 228 228 228 228 228 228
Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216 216 216 216 216 216 216 216
Energía Eólica Mareña (Preneal) 180 180 180 180 180 180 180 180
Eoliatec del Pacífico 2a Etapa 80 80 80 80 80 80 80 80
Gamesa Energía 4a Etapa 70 70 70 70 70 70 70 70
Sub Total Eólicos Temporada Abierta 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135
Nuevo Pemex 367 367 367 367 367 367 367 367
Refinería Madero I 25 25 25 25 25 25 25 25
Centro Petroquímico Morelos 170 170 170 170 170 170 170 170
Centro Petroquímico Cangrejera 170 170 170 170 170 170 170 170
Sub Total PEMEX 732 732 732 732 732 732 732 732
Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22 22 22 22 22 22 22 22
CE G. Sanborns, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265 265
Electricidad de Oriente 19 19 19 19 19 19 19 19
Iberdrola Energía Tamazunchale 80 80 80 80 80 80 80 80
Constanza Energética, SA de CV 17 17 17 17 17 17 17 17
Electricidad del Golfo 30 30 30 30 30 30 30 30
Ecopur, SA de CV 3 3 3 3 3 3 3 3
Energía San Pedro, SC de RL de CV 2 2 2 2 2 2 2 2
Enercity Alfa, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 3 3 3 3 3 3 3 3
PE SEDENA 1a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15
Coppel, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1
Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 64 64 64 64 64 64 64 64
Eólica Los Altos, SAPI de CV 50 50 50 50 50 50 50 50
Energía MK KF, SA de CV 36 36 36 36 36 36 36 36
Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20 20 20 20 20 20 20 20
México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265 265
DeAcero Power, SAPI de CV 130 130 130 130 130 130 130 130
Compañía Eólica de Tamaulipas 54 54 54 54 54 54 54 54
PE Ingenio, S de RL de CV 50 50 50 50 50 50 50 50
Ventika, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126 126
Ventika II, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126 126
MPG Rumorosa, SAPI de CV 72 72 72 72 72 72 72 72
Generadora Eléctrica San Rafael 28 28 28 28 28 28 28 28
Generadores Eólicos de México, SA de CV 10 10 10 10 10 10 10 10
Energía San Luis de la Paz 205 205 205 205 205 205 205 205
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100 100 100 100 100 100 100 100
Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10 10 10 10 10 10 10 10
Hidroatlixco 9 9 9 9 9 9 9 9
Bioeléctrica de Occidente 35 35 35 35 35 35 35 35
El Palacio de Hierro; Suc Interlomas 3 3 3 3 3 3 3 3
Genermex, SA de CV 146 146 146 146 146 146 146 146
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100 100 100 100 100 100 100 100
Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25 25 25 25 25 25 25 25
Dulces Nombres II (IBERDROLA) 338 338 338 338 338 338 338 338
Ternium (TECH GEN) 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 15 15 15 15 15 15 15 15
PE SEDENA 2a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15
Sub Total Permisionarios Varios 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518
Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130
Temporada Abierta en Tamaulipas 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667
Temporada Abierta en Baja California 886 886 886 886 886 886 886 886
Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682
Energía Eólica 300 400 600 700 800 900 1,100 1,100
Mini Hidro 100 150 150 150 200 200 200 250
Biomasa 100 150 150 150 200 200 200 250
Solar 100 100 100 200 200 300 300 400
Sub Total Auto Renovable Remoto 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000
Total Existente + Futuro 16,966 17,166 17,366 17,566 17,766 17,966 18,166 18,366
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-10
Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento
Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con
esta tecnología, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ejercer las acciones
necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades
de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y
los particulares.
Esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas que se
instalarán en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca.
La red de TA entró en operación en noviembre de 2010. La capacidad total de proyectos de
generación que se conectarán a esta red asciende a 1,927 MW, de los cuales 1,521 MW serán de
proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de PIE que venderán su energía a CFE para utilizarla
en el servicio público. De esta última, 103 MW de la Fase II del proyecto Sureste I se conectarán
a esta red. Existe la posibilidad de que el proyecto Sureste I Fase I también utilice esta red, lo
que se daría en el caso de aquellos particulares que posean o adquieran derechos de transmisión
y se interesen en el esquema de productor independiente de energía definido para estos
proyectos.
Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California
Además de la Temporada Abierta (TA) existente en la zona del Istmo de Tehuantepec, la
Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del
8 de agosto de 2011, una Convocatoria para la Celebración de Temporadas Abiertas de Reserva
de Capacidad de Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica, por desarrollarse en diversos
estados de la República (Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California). Lo anterior a efecto de
programar de manera concertada la ampliación o modificación de la infraestructura de
transmisión y transformación del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de reservar capacidad en
la red eléctrica.
Las Temporadas Abiertas para Oaxaca, Tamaulipas y Baja California se asocian a proyectos
eoloeléctricos, en tanto que la de Puebla a proyectos hidroeléctricos.
El 19 de octubre de 2011, la CRE publicó en el DOF el Acuerdo por el que Modifica la Convocatoria
para las Temporadas Abiertas. En esta publicación se menciona el número de solicitudes de
inscripción para reserva de capacidad de transmisión en alguno de los estados que refiere la
Convocatoria y la capacidad asociada a estas.
La CRE solicitó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), hacer un diseño preliminar del
reforzamiento necesario de la red de transmisión para satisfacer los requerimientos de estos
proyectos. La metodología para asignar la capacidad de transmisión será del tipo subasta, una
vez que la CRE de a conocer a los interesados los costos estimados de las diferentes alternativas
de diseño analizadas por CFE, para atender los requerimientos solicitados por los participantes.
Para la Segunda TA de Oaxaca, la CRE con base a las solicitudes realizadas por parte de los
participantes, estimó una capacidad de 2,330 MW de capacidad de eoloeléctrica, en los cuales se
incluyeron 1,200 MW de CFE. De esta capacidad CFE transfirió 15 MW para el proyecto de la
SEDENA por lo que su capacidad es de 1,185 MW.
Para la TA de Tamaulipas, que se localiza en el corredor Reynosa−Matamoros, la CRE recibió
cartas de intención para una capacidad de 1,667 MW. La capacidad total de la nueva red por
construirse, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-11
En el caso de la TA de Baja California, ubicada en la zona de La Rumorosa, la capacidad total de
la nueva red que se construya, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico por
886 MW.
Para esta TA se han efectuado varios ajustes en cuanto a capacidad y costos de la red, de tal
manera que la capacidad reservada de 886 MW es parte de las premisas acordadas por el Grupo
de Trabajo de Autoabastecimiento que coordina la SENER, para el ejercicio de planificación en
2013. Sin embargo, aún no se cuenta con las garantías financieras por parte de los
desarrolladores privados; que permita definir la capacidad de generación definitiva que se
instalará.
En general para estas Temporadas Abiertas, se prevé que la capacidad continuará ajustándose
en los próximos meses en función del interés de los privados, lo que se actualizará en la siguiente
revisión del Programa de Autoabastecimiento.
En el caso de la TA de Puebla, la cual incluyó solicitudes para proyectos de autoabasto en
Veracruz, consideró 500 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos. Sin embargo, el 23 de
febrero de 2012 la CRE publicó el Acuerdo A/018/2012 en la cual dio por concluido y cancelado
el proceso de temporada abierta de reserva de capacidad de transmisión y transformación de
energía eléctrica a desarrollarse en el estado de Puebla.
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 4.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de
autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-12
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/
1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto
2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX
3/ Primera Temporada Abierta en Oaxaca
Cuadro 4.2
Año Adiciones MW Modificaciones MW
2013 Eoliatec del Istmo 1a Etapa 22.0 PEMEX Cosoleacaque -17.0
Eoliatec Zopiloapan 3/ 70.0 PEMEX Lázaro Cárdenas -5.2
Eoliatec del Pacífico 1a Etapa 3/ 80.0 PEMEX Independencia -54.0
Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 3/ 74.0 PEMEX Petroquímica Morelos -25.6
Nuevo Pemex 260.0 PEMEX Cactus -27.0
Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22.0 PEMEX Pajaritos -15.5
CE G. Sanborns, SA de CV 1.0 PEMEX Escolín -28.0
México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México) 250.0 Cd. PEMEX -20.3
Electricidad de Oriente 18.8 PEMEX Ref. Antonio Dovalí -2.1
Iberdrola Energía Tamazunchale 80.0 PEMEX La Venta -14.0
Constanza Energética, SA de CV 16.9 PEMEX Salamanca -1.5
Electricidad del Golfo 30.0
Ecopur, SA de CV 3.0
Energía San Pedro, SC de RL de CV 1.5
Enercity Alfa, SA de CV 1.5
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1.0
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 2.5
PE SEDENA 1a Etapa 15.0
Coppel, SA de CV 1.0
Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 10.0
Eólica Los Altos, SAPI de CV 50.4
1,010.6 -210.2 2/
2014 Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 3/ 137.5
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 3/ 227.5
Energía Alterna Istmeña (Preneal) 3/ 215.9
Energía Eólica Mareña (Preneal) 3/ 180.0
Eoliatec del Pacífico 2a Etapa 3/ 80.0
Gamesa Energía 4a Etapa 3/ 70.0
Energía MK KF, SA de CV 30.0
Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20.0
México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México) 250.0
DeAcero Power, SAPI de CV 70.0
Compañía Eólica de Tamaulipas 54.0
PE Ingenio, S de RL de CV 49.5
Ventika, SA de CV 126.0
Ventika II, SA de CV 126.0
MPG Rumorosa, SAPI de CV 72.0
Generadora Eléctrica San Rafael 28.0
Generadores Eólicos de México, SA de CV 10.0
Energía San Luis de la Paz 205.0
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100.0
Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10.0
2,061.4
2015 Hidroatlixco 8.5
Bioeléctrica de Occidente 15.0
Genermex, SA de CV 120.0
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100.0
Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25.0
268.5
2016 Dulces Nombres II (IBERDROLA) 325.0
Ternium (TECH GEN) 425.0
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 5.0
755.0
2017 PE SEDENA 2a Etapa 15.0
Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130.0
Temporada Abierta en Tamaulipas 1,666.5
Temporada Abierta en Baja California 885.5
3,697.0
Subtotal 7,792.4 Subtotal -210.2
Total 7,582.3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-13
Los diagramas 4.1a y 4.1b indican la ubicación de los proyectos considerados para 2013
y 2014-2028, respectivamente. La capacidad señalada corresponde a la comprometida para
autoabastecimiento remoto.
De 2013 a 2017 se adicionarán 7,792 MW de proyectos de autoabastecimiento entre los cuales
destaca el proyecto México Generadora de Energía en sus dos etapas con una capacidad total de
500 MW y los proyectos eólicos incluidos en las Nuevas Temporadas Abiertas con 3,697 MW. En
2018 no se incorporan proyectos de autoabastecimiento. En 2019 se incrementarán 2,000 MW
de capacidad a partir de energías renovables, con lo cual la capacidad total previsible adicional
de autoabastecimiento remoto con la información disponible será de 9,792 MW en 2028.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2013 1/
1,011 MW
1/ Autoabastecimiento remoto
Diagrama 4.1a
Nuevo Pemex (2013: 260 MW)
- Eoliatec del Istmo (1ª Etapa) (2013: 22 MW)- Eoliatec Zopiloapan (2013: 70 MW)- Eoliatec del Pacífico(1ª Etapa) (2013: 80 MW)- PE SEDENA (2013: 15 MW)- Eólica El Retiro (Gamesa Energía 3a Etapa) (2013: 74 MW)
Eólica Santa Catarina (2013: 22 MW)
Electricidad de Oriente (2013: 18.8 MW)
Eólica Los Altos(2013: 50.4 MW)
Coppel (2013: 1 MW)
Electricidad del Golfo (2013: 30 MW)
México Generadora de Energía (Grupo México)(2013: 250 MW)
Iberdrola Energía Tamazunchale (2013: 80 MW)
Constanza Energética (2013: 16.9 MW)CE G Sanborns (2013: 1.0 MW)
Ecopur (2013: 3 MW)
Energía San Pedro (2013: 1.5 MW)
Enercity Alfa (2013: 1.5 MW)
Energía Renovable de Cuautla (2013: 1 MW)
TMQ Energía Renovable (2013: 2.5 MW)
Sistemas Energéticos SISA (2013: 10 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-14
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2014-2028 1/
8,781 MW
1/ Autoabastecimiento remoto
Diagrama 4.1b
- Temporada Abierta (2014: 910.9 MW)- Parques Ecológicos de México (2a Etapa) (2014: 20 MW)
Energía San Luis de la Paz (2014: 205 MW)
Hidroatlixco (2015: 8.5 MW)
Generadora Eléctrica San Rafael (2014: 28 MW)
México Generadora de Energía (Grupo México)(2014: 250 MW)
Compañía Eólica de Tamaulipas (2014: 54 MW)
Programa adicional 2019-2028Tipo MW
Eoloeléctrica Solar Biomasa Minihidro
Total
1,100400250250
2,000
Temporada Abierta Baja California (2017: 885.5 MW)
Temporada Abierta Tamaulipas (2017: 1,666.5 MW)
- Segunda Temporada Abierta Oaxaca (2017: 1,130 MW)- PE SEDENA (2017: 15 MW)
DeAcero Power (2014: 70 MW)
PE Ingenio (2014: 49.5 MW)
Ventika y Ventika II (2014: 126 MW; 126 MW)
MPG Rumorosa (2014: 72 MW)
Generadores Eólicos de México (2014: 10 MW)
Dominica Energía Limpia (2014: 100 MW; 2015: 100 MW)
Geotérmica para el Desarrollo (2014: 10 MW; 2015: 25 MW)
Bioeléctrica de Occidente (2015: 15 MW)
Genermex (2015: 120 MW)
– Dulces Nombres II (2016: 325 MW)– Ternium TECH GEN(2016: 425 MW)
Grupo Celanese (2016: 5 MW)
Energía MK KF (2014: 30 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-15
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración
La gráfica 4.1 muestra la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.
Evolución del autoabastecimiento y cogeneración 1/
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.
Gráfica 4.1
Retiros de capacidad de generación Al cierre de 2012, 19,457 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años
en operación y 15,317 MW 30 años o más, lo que representa respectivamente 36.6% y 28.8%
de la capacidad total.
Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros
basado en el análisis de costos de operación y los años de servicio de las unidades generadoras.
Las consideraciones para precisarlos se apoyan principalmente en razones operativas,
económicas o por antigüedad; 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y
turbogás.
4,7
66
5,0
86
5,1
67
5,2
17
5,8
65
5,8
65
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
6,2
05
2,5
79
3,3
79 5
,441
5,7
09 6,4
64
10,1
61
10,1
61
10,3
61
10,5
61
10,7
61
10,9
61
11,1
61
11,3
61
11,5
61
11,7
61
11,9
61
12,1
61
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
MW
Local Remoto
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-16
Programa de retiros de unidades generadoras
Total 13,322 MW
Gráfica 4.2
Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones
actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y
modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los
costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE —como una medida para
incrementar la eficiencia de producción— continua con un programa de retiros.
El análisis inicia con la verificación de cuáles unidades programadas para retiro el año anterior
salieron de operación. Para aquellas que no se retiraron, se analizan los argumentos expuestos
por las áreas operativas para reprogramar su salida.
En 2012 se retiraron de operación la CH Puente Grande de 2.8 MW; CG Cerro Prieto I, unidades
3 y 4 de 37.5 MW cada una; y la CT Lerma Campeche, unidad 1, de 37.5 MW. La capacidad total
retirada en 2012 fue de 115.3 MW.
A la fecha la CT Jorge Luque (224 MW), sin operar desde octubre de 2009, está a cargo del
Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE). Esto ha impedido a CFE dar de baja
dicha capacidad.
Por razones operativas, se reprogramó el retiro de 226 MW del CC Dos Bocas para noviembre de
2015, en el área Oriental.
En resumen, entre 2013 y 2028 se ha planeado retirar de operación 13,322 MW, superior en
1,507 MW al programa anterior. Ver gráfica 4.2.
La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.3 años y la eficiencia media de la unidades de
32 por ciento.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
239
154
720
1,481 1,666 1,267 1,218 1,552
765
583
27
636
169
893
489
1,463
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-17
Estas acciones permitirán a CFE, incorporar equipos de generación más eficientes, lo que
mejorará la competitividad.
En el cuadro 4.3a y 4.3b se muestra en detalle el programa de retiros 2013—2028.
Algunas unidades termoeléctricas convencionales que operan con base en combustóleo,
contenidas en este programa, se convertirán a duales, lo que permitirá que puedan operar con
gas natural, algunos años antes de su fecha de retiro. Para lo anterior, se realizaron estudios
para determinar en cuales centrales y unidades generadoras de este tipo se justificaba
económicamente la conversión a combustión dual. Derivado de lo anterior, las unidades que se
convertirán son: Puerto Libertad U1 a U4, Topolobampo II U1 y U2, Mazatlán II U3, Rio Bravo
U3, Manzanillo II U11 y U12, Villa de Reyes U1 y U2 y Tula U1 a U5. El gas que utilizarán estará
disponible años previos a su fecha de retiro (a partir de 2014, iniciando con Puerto Libertad), lo
que permitirá aprovechar los beneficios en costos de producción por el diferencial entre los
precios del gas natural y los de combustóleo. Un mayor detalle de los resultados de los estudios
referidos se presenta en el Anexo B.
Por otro lado, al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un energético, en este caso
el gas natural, es importante conservar unidades generadoras que utilicen otro combustible. Por
esta razón, se tiene previsto revisar las fechas de retiro de las unidades convertidas a duales, no
para ser incorporadas en el despacho, sino con el fin de mantenerlas como reserva estratégica
en el sistema eléctrico.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-18
Programa de retiros de unidades generadoras1/
Escenario de Planeación
Continúa…
Cuadro 4.3a
Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área
2013 Jorge Luque 1, 2, 3 y 4 TC 224.0 Enero Central
Humeros 1, 2 y 5 GEO 15.0 Enero Oriental
239.0
2014 Universidad 1 Y 2 TG 24.0 Noviembre Noreste
Fundidora 1 TG 12.0 Noviembre Noreste
Leona 1 Y 2 TG 24.0 Noviembre Noreste
Tecnológico 1 DTG 26.0 Noviembre Noreste
Monclova 1 Y 2 TG 48.0 Noviembre Noreste
Azufres 2, 3, 4 Y 5 GEO 20.0 Diciembre Occidental
154.0
2015 Santa Rosalía 3, 4, 5 y 8 CI 5.2 Abril Aislados
Lerma ( Campeche ) 2, 3 y 4 TC 112.5 Noviembre Peninsular
Felipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Noviembre Peninsular
Dos Bocas 1, 2 Y 5 CC 226.0 Noviembre Oriental
Nonoalco 1, 2, 3 y 4 TG 148.0 Noviembre Central
Cd. Obregón 1 DTG 14.0 Noviembre Noroeste
Lechería 1, 2, 3 y 4 TG 138.0 Noviembre Central
Santa Rosalía 11 CI 1.6 Noviembre Aislados
720.3
2016 Salamanca 3 y 4 TC 550.0 Enero Occidental
Humeros 3, 4 Y 8 GEO 15.0 Febrero Oriental
Valle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 Noviembre Central
Samalayuca 1 y 2 TC 316.0 Noviembre Norte
Valle de México 2, 3 y 4 TG 88.0 Noviembre Central
Mexicali 1, 2 y 3 DTG 62.0 Noviembre Baja California
1,481.0
2017 J. Aceves Pozos ( Mazatlán II ) 1 TC 158.0 Abril Noroeste
M. Álvarez M. (Manzanillo) 3 y 4 TC 600.0 Abril Occidental
C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 y 2 TC 168.0 Noviembre Noroeste
C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 y 4 TC 316.0 Noviembre Noroeste
Huinalá 1/ 1, 2, 3, 4 y 5 CC 377.7 Noviembre Noreste
Chávez 1 Y 2 TG 28.0 Noviembre Norte
Parque 2 DTG 18.0 Noviembre Norte
1665.7
2018 Puerto Libertad 1, 2, 3 y 4 TC 632.0 Febrero Noroeste
Gómez Palacio 1, 2 y 3 CC 239.8 Abril Norte
Los Cabos 1, 2, y 3 DTG 84.6 Abril Baja California Sur
Tijuana 1 y 2 TG 60.0 Abril Baja California
Azufres 6, 9 y 10 GEO 15.0 Abril Occidental
Humeros 6 Y 7 GEO 10.0 Abril Oriental
Dos Bocas 3, 4 y 6 CC 226.0 Julio Oriental
1,267.4
2019 Villa de Reyes (SLP) 2/ 1 y 2 TC 700.0 Abril Occidental
Industrial 1 DTG 18.0 Abril Norte
Altamira 3 Y 4 TC 500.0 Ago Noreste
1218.0
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-19
…Continuación
CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica
DTG: Turbogás a base de diésel HID: Hidroeléctrica
1/ Servicio público
2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación
Cuadro 4.3b
Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área
2020 J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 2 y 3 TC 458 Marzo Noroeste
Presidente Juárez 5 y 6 TC 320 Abril Baja California
Cerro Prieto I 5 GEO 30 Abril Baja California
Mérida II 1 y 2 TC 168 Noviembre Peninsular
Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 3, 4 y 5 CC 220 Noviembre Peninsular
Chankanaab 1 y 2 DTG 28 Noviembre Peninsular
Cancún 1 y 2 DTG 28 Noviembre Peninsular
Francisco Villa 2/ 4 y 5 TC 300 Noviembre Norte
1552.0
2021 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 TC 660.0 Abril Central
Caborca 1 y 2 DTG 42.0 Abril Noroeste
Culiacán 1 DTG 30.0 Abril Noroeste
Cd. Constitución 1 DTG 33.2 Abril Baja California Sur
765.2
2022 Xul - Ha 1 DTG 14.0 Abril Peninsular
Parque 3 y 4 DTG 41.0 Abril Norte
Cancún 3 y 5 DTG 74.0 Abril Peninsular
Mérida 3 DTG 30.0 Abril Peninsular
Nizuc 1 y 2 DTG 88.0 Abril Peninsular
Cd. del Carmen 1 y 3 DTG 31.0 Abril Peninsular
Nachi - Cocom 3 DTG 30.0 Abril Peninsular
Chankanaab 4 DTG 25.0 Abril Peninsular
Xul-Ha 2 DTG 25.7 Abril Peninsular
El Sauz 1, 2, 3 y 4 CC 224.0 Julio Occidental
582.7
2023 Ciprés 1 DTG 27.4 Abril Baja California
27.4
2024 Fco. Pérez Ríos (Tula) 5 TC 300.0 Abril Central
Guadalupe Victoria ( Lerdo ) 1 y 2 TC 320.0 Abril Norte
Cd. del Carmen 2 DTG 16.0 Abril Peninsular
636.0
2025 Punta Prieta II 1, 2 y 3 TC 112.5 Abril Baja California Sur
La Laguna 1, 2, 3 y 4 TG 56.0 Abril Norte
168.5
2026 La Paz 1 y 2 DTG 43.0 Abril Baja California Sur
Presidente Juárez (Tijuana) 7 TG 150.0 Abril Baja California
A. López Mateos (Tuxpan) 1 y 2 TC 700.0 Noviembre Oriental
893.0
2027 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1, 2, 3, 4, 5 y 6 CC 489.0 Noviembre Central
489.0
2028 A. López Mateos (Tuxpan) 3 y 4 TC 700.0 Abril Oriental
Carbón II 1 y 2 CAR 700.0 Abril Noreste
A. Olachea A. (San Carlos) 1 y 2 CI 63.0 Noviembre Baja California Sur
1463.0
Total de retiros 13,322.2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-20
Proyectos de rehabilitación y modernización (RM)
En los cuadros 4.4a y 4.4b se presentan los proyectos térmicos e hidroeléctricos que han sido
incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF), de 2007 a 2013, en la modalidad
de Obra Pública Financiada (OPF) y con recursos propios, y que aún se encuentran en proceso
de ejecución o de licitación. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de
Generación de CFE.
En el mediano plazo, tales acciones permitirán recuperar los índices de eficiencia y disponibilidad
del parque de generación termoeléctrico e hidroeléctrico.
La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente
los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos
equipos con un alto índice de fallas.
Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son: incremento en la confiabilidad del
equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y mejora en
disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán aumentos de eficiencia cercanos a
17 puntos porcentuales.
Recientemente se concluyó el proyecto RM de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades
1 y 2 que incrementaron su capacidad en 122.6 MW cada una. El total de esta capacidad es de
1,610 MW en pruebas, sin embargo no se ha obtenido la licencia definitiva para operar cada
unidad a 805 MW, por lo cual cada una se puede operar como máximo en 700 MW.
En la central termoeléctrica Poza Rica (unidades 1 a 3) está en proceso la conversión a ciclo
combinado, a fin de obtener un aumento de 16.8% en su eficiencia. Adicionalmente se
modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 9.4% en eficiencia.
La termoeléctrica Altamira U1 y U2 se convertirá a lecho fluidizado y se obtendrán incrementos
en la eficiencia de 2.95 y 2.86% y aumento de capacidad en 8 MW para las U1 y U2,
respectivamente. Utilizará coque de petróleo proveniente del sur de Estados Unidos o de la
refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción.
La CT José López Portillo unidades 1 a 4 se someterá a rehabilitación; con ello se incrementará
su capacidad en 30 MW en cada unidad y mejorará su eficiencia en 2.9 a 4% y su disponibilidad
de 3.6 a 7.5 por ciento.
En los proyectos hidroeléctricos se desarrollan acciones de rehabilitación y modernización en la
modalidad de recursos propios. Con éstas se recuperarán los índices de eficiencia y se
incrementará la capacidad en algunas de ellas.
Las centrales hidroeléctricas con mayores beneficios por el aumento de la eficiencia son:
Temascaltepec que la incrementará en 53.3%, San Simón con 48.1% y Patla con 30.8 por ciento.
Las centrales más relevantes en cuanto a incremento en capacidad son: Lerma (Tepuxtepec) con
30.1 MW y Patla que incrementará su capacidad en 18.1 MW.
La capacidad total que se aumentará con el proceso de modernización y rehabilitación en
centrales hidroeléctricas es de 97.1 MW. Como resultado de los incrementos en eficiencia y
capacidad se tendrá una generación adicional de 590 GWh promedio anuales.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-21
Proyectos de rehabilitación y modernización (OPF)
1/ Conversión a ciclo combinado 2/ Conversión a coque de petróleo
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 4.4a
Proyectos de rehabilitación y modernización (Recursos propios)
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 4.4b
Central Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad
(MW)Situación
PEF 2007
CCC Poza Rica 1/ Paq. 1 16.8 85.7 En construcción Mar-14
CCC El Sauz Paq. 1 9.4 49.9 5.6 En construcción Ene-14
PEF 2009
CT Altamira 2/ 1 2.95 59.13 8.0 En construcción Abr-17
2 2.86 83.77 8.0 En construcción Jul-17
PEF 2012
CT José López Portillo 1 2.90 4.90 30.0 En revisión de bases Ago-16
2 3.30 3.60 30.0 En revisión de bases Mar-17
3 3.30 6.70 30.0 En revisión de bases Oct-17
4 4.00 7.50 30.0 En revisión de bases Abr-18
PEF 2013
CCC Tula Paq. 1 13.31 32.89 37.9 En elaboración de bases Oct-15
Paq.2 12.14 22.46 24.9 En elaboración de bases May-16
CH Temascal 1 9.38 En elaboración de bases Mar-16
2 9.38 En elaboración de bases Sep-16
3 9.38 En elaboración de bases Mar-17
4 9.38 En elaboración de bases Sep-17
Mejora en
Fecha Estimada
reincorporación
de Unidad
Central Hidroeléctrica Unidad(es) Eficiencia %Generación
(GWh)
Capacidad
(MW)Situación
Cóbano 2 11.0 32.5 4.00 Concluido Ene-13
Cupatitzio 2 8.0 13.7 3.78 Concluido Ene-13
Platanal 2 15.4 15.8 3.40 Concluido Ene-13
Novillo 1 y 2 2.0 9.4 0.00 En proceso Dic-13
Sanalona 1 y 2 8.8 6.9 0.00 En proceso Dic-13
Colotlipa 16.0 3.3 0.00 En proceso Ene-13
Tepexic 1, 2 y 3 13.1 50.5 9.00 En proceso Dic-13
Patla 1, 2 y 3 30.8 102.7 18.10 En proceso Dic-15
Tezcapa 1 8.1 1.9 0.54 En proceso Dic-15
Tuxpango 1, 2, 3 y 4 17.0 38.0 5.56 En proceso Dic-15
Necaxa 1 a la 10 22.6 140.2 15.90 En proceso Dic-15
Lerma (Tepuxtepec) 1, 2 y 3 28.8 144.6 30.13 En proceso Dic-15
Alameda 1, 2 y 3 14.1 17.4 1.65 En proceso Dic-15
Temascaltepec 1, 2, 3 y 4 53.3 5.3 2.70 En proceso Dic-15
San Simón 1 48.1 2.8 1.40 En proceso Dic-15
Cañada 1 11.3 0.2 0.24 En proceso Dic-15
Fernández Leal 1 22.9 2.5 0.22 En proceso Dic-15
Tlilan 1 18.9 1.9 0.48 En proceso Dic-15
Villada 1 20.2 0.3 0.04 En proceso Dic-15
Fecha estimada
de
reincorporación
Mejora en
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-22
Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC
Como parte de las opciones para incrementar eficiencia y capacidad del parque de generación
existente, CFE continúa analizando la posibilidad de repotenciar —conversión de unidades
termoeléctricas con base en combustóleo a CC—, entre otras a: Río Bravo U3; Francisco Villa U4
y U5; Topolobampo II U1 y U2; Villa de Reyes U1 y U2 y de alguna de las unidades de la
CT Tuxpan.
Para este tipo de proyectos se analiza la factibilidad técnica en función de las condiciones de
operación de las unidades de vapor, determinadas por su antigüedad, así como la rentabilidad
económica y financiera para cada caso. La factibilidad técnica deberá prever garantías para
alcanzar la extensión de vida útil, eficiencia, disponibilidad y capacidad.
La experiencia de operación y el conocimiento de los costos reales de las repotenciaciones a la
central Manzanillo U1 y U2, que entraron en operación a ciclo combinado en 2013, serán
fundamentales para el desarrollo de proyectos de este tipo en el mediano y largo plazos.
Disponibilidad del parque de generación
La evolución histórica de la disponibilidad equivalente del parque termoeléctrico de CFE se
presenta en la gráfica 4.3.
Disponibilidad media del parque termoeléctrico de CFE
Fuente: Subdirección de Generación
Gráfica 4.3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-23
A su vez, en la gráfica 4.4 se indican las expectativas en este rubro para los próximos años y se
incluyen los valores de las centrales hidráulicas y de producción independiente de energía. Para
el parque de generación de CFE se supone 100% de suficiencia presupuestal para el
mantenimiento requerido en el parque de generación.
Durante los próximos quince años, los índices de disponibilidad media del parque térmico de CFE
se incrementarán. Para 2013 se estimó en 87.8%. En los años posteriores mejorará
paulatinamente a valores del orden de 88%, este incremento se logrará con acciones de
rehabilitación y modernización de unidades.
En la disponibilidad mostrada del parque térmico de CFE se consideran las indisponibilidades por
mantenimiento, falla, causas ajenas y decremento, pero no incluye el decremento por
temperatura que se presenta estacionalmente en las centrales que operan con base en gas
natural.
Estimación de la disponibilidad del parque de generación
Sistema interconectado nacional (%)
1/ Fuente: Subdirección de Generación
Gráfica 4.4
87.8 87.3 87.1 87.3 88.3 88.4 87.7 87.8 87.6 87.2 87.2 87.0 87.5 87.5 87.8 88.1
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Disponibilidad del
parque térmico de CFE1/
Disponibilidad del parque
hidroeléctrico 1/Disponibilidad PIE
93.0 %90.0 %
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-24
Catálogo de proyectos específicos de generación
Para conformar el programa de centrales del plan de expansión del sistema de generación se
considera un catálogo general de proyectos de generación. Dentro de los diferentes tipos de
centrales se ha definido un conjunto de ellas como proyectos específicos, debido principalmente
a su característica de ubicación predefinida en las regiones donde se encuentran los recursos
energéticos para generación de energía eléctrica.
Catálogo de proyectos hidroeléctricos
CFE cuenta con una lista extensa de posibles desarrollos hidráulicos para su aprovechamiento en
generación de electricidad, con diferentes niveles de estudio: identificación, gran visión,
prefactibilidad, factibilidad y diseño.
Dentro del conjunto de opciones se ubican proyectos que requieren infraestructura completa
—embalse, equipo turbo−generador y red de transmisión—, mientras en otros es factible
aprovechar la infraestructura civil existente para incorporar equipo de generación; también
aquellas centrales hidroeléctricas existentes en donde es posible instalar nuevas unidades
generadoras para ampliar su capacidad. Actualmente las centrales Las Cruces y Chicoasén II,
están próximas a licitarse.
En el cuadro 4.5 se presenta el resumen del catálogo de proyectos hidroeléctricos que han
alcanzado un nivel de estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño. De ellos, se define la cartera
de proyectos candidatos para analizarse en los estudios de expansión de largo plazo.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-25
Catálogo de proyectos hidroeléctricos con
estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño
PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo
1/ Potencia expresada a la salida del generador
2/ P: Prefactibilidad, F: Factibilidad, D: Diseño RM: Rehabilitación y modernización
3/ Para el caso de energía de base excedente, se proponen proyectos que puedan transformar esta energía en energía de punta. 4/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh
5/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos
Cuadro 4.5
Área Proyecto Ubicación
Capacidad
total 1/
(MW)
Generación
media anual
(GWh)
Nivel de
estudio 2/
Noreste PAEB Monterrey 3/ Nuevo León 2 x 100 200 292 F
Noroeste Guatenipa Sinaloa 2 x 50 100 263 P
Norte Urique Chihuahua 2 x 42 84 242 P
Norte La Muralla Durango 2 x 68 136 296 P
Norte Madera 4/ Chihuahua 2x173 + 1x4 + 1x2 352 640 F
Occidental Río Moctezuma Querétaro / Hidalgo 2 x 95 190 882 F
Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 P
Occidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 P
Occidental Mascota El Carrizo Jalisco 2 x 85 170 446 P
Occidental Amuchiltite Jalisco 2 x 11 22 117 P
Occidental Puerto Vallarta Jalisco 2 x 22 44 95 P
Occidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 F
Occidental Las Cruces Nayarit 3 x 80 240 750 F
Oriental La Parota 5/ Guerrero 2 x 225; 1 x 5 455 1,374 D
Oriental Sistema Xúchiles Veracruz 1x11+1x14+1x8+1x7.5+1x13 53.8 433 F
Oriental Reforma Oaxaca 2 x 67.5 135 197 P
Oriental Colorado Oaxaca 2 x 30 60 263 P
Oriental Cuanana Oaxaca 2 x 40 80 350 P
Oriental El Tigre Oaxaca 2 x 19 38 166 P
Oriental Independencia Oaxaca 2 x 35 70 307 P
Oriental Atoyaquillo Oaxaca 2 x 17 34 149 P
Oriental Boca de León Hidalgo 2 X 50 100 344 P
Oriental Tenosique (Bulbo) Tabasco/Chiapas 6 x 70.35 422 2,105 F
Oriental Chicoasén II Chiapas 3 x 80 240 571 F
Oriental Omitlán Guerrero 2 x 115.50 231 827 P
Oriental Angostura II (Bulbo) Chiapas 3 x 45.23 136 232 P
Oriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 265 530 1,596 F
Oriental Paso de la Reina Oaxaca 2 x 271.35 543 1,572 F
Oriental Rehabilitación Bombaná Chiapas 1 x 0.8 0.8 39 RM
Oriental Cosautlán Veracruz/Puebla 2 x 6.5 13 100 P
Oriental Sistema Hidroeléctrico Pescados Veracruz 2 x 60.5 121 376 P
Oriental El Pescado Guerrero 2 x 5.5 11 77 P
Oriental Ostutla Guerrero 2 x 103 206 690 F
Número de unidades x
potencia por unidad
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-26
Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño
Los proyectos hidroeléctricos de esta cartera se incluyen como candidatos en el análisis de
expansión para su incorporación en el sistema eléctrico. Esto es posible cuando alcanzan el nivel
de proyectos con estudios avanzados y se dispone de un conjunto de datos hidroenergéticos
—capacidad, nivel de desfogue, gasto de diseño y eficiencia global—; parámetros del vaso
—Namino, Namo, volúmenes—; estadística de escurrimientos de la cuenca, así como la
estimación adecuada del requerimiento de inversión para la infraestructura de la obra civil y del
equipo electromecánico.
En este nivel se encuentran los proyectos reportados en el cuadro 4.6, todos ellos forman parte
del programa de requerimientos de capacidad 2013—2028.
No obstante, existe otros proyectos que no se incorporaron en el plan de expansión, se continuará
con el proceso de revisión de costos y parámetros para considerarlos nuevamente en el ejercicio
de planificación durante 2014.
La selección de algunos de estos proyectos ayudará al cumplimiento de las disposiciones legales
y reglamentarias para incentivar la participación de energías renovables y la atención de los
compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
Proyectos hidroeléctricos en etapa de factibilidad y diseño1/
1/ Grupo de 5 centrales en cascada que operarían las 24 horas del día, durante todo el año.
2/ Consta de 7 presas derivadoras que alimentan a 2 turbinas, por medio de un tanque. Aprovecha los caudales de los ríos Texolo, Paso Limón, Pintores, San
Andrés, Sordo, Chico y Los Pescados.
3/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh.
Cuadro 4.6
Proyectos con producción continua
A nivel mundial existen problemas para el abasto de energéticos primarios con base en
combustibles fósiles, así como por los impactos en el cambio climático derivados de su uso. Ante
ello, CFE ha estudiado una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad y producción
continua de energía, los cuales aportarían beneficios regionales de suministro y una disminución
en la utilización de combustibles fósiles para la generación de electricidad.
En el cuadro 4.7 se muestra el conjunto de proyectos de este tipo que CFE analiza para su
incorporación en los estudios de expansión. En función de los parámetros técnicos y los costos
ProyectoNo. de
Unidades
Capacidad
central
Energía
generableCuenca
(MW) (GWh)
Tenosique 422 MW 6 422.1 2,105.0 Usumacinta
Chicoasén II 3 240 571.0 Grijalva
Xúchiles 1/ 5 53.8 432.86 Blanco y Metlac
Angostura II 3 135.7 232.0 Grijalva
Pescados 120.6 MW 2/ 2 120.6 375.69 La Antigua
Las Cruces 240 MW 3 240 750.00 San Pedro
Madera 3/ 2 + 1 + 1 352 640.0 Papigochic
Paso de la Reina 2 543 1,572.2 Verde
La Parota 2 + 1 455 1,374.0 Papagayo
Omitlán 2 231.2 827.0 Omitlán
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-27
de cada proyecto, así como de la red de transmisión requerida para su interconexión al sistema
eléctrico, se determinará la conveniencia económica de incorporar algunos de ellos al programa
de expansión.
Proyectos hidráulicos con alto factor de planta y de pequeña capacidad
Cuadro 4.7
Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad
CFE analiza permanentemente la manera de utilizar eficientemente los recursos disponibles, y
plantea opciones para diversificar las fuentes de su parque de generación. Para ello, se
identificaron tres proyectos factibles para la incorporación de unidades generadoras en presas
existentes. Las características técnicas se presentan en el cuadro 4.8.
Proyectos factibles de equipamiento
1/ GV: Gran Visión, F: Factibilidad
Cuadro 4.8
Para algunas centrales en operación se analiza la posibilidad de aumentar su capacidad a fin de
incrementar su potencia para atender la demanda máxima del sistema, sin modificar
significativamente la energía anual que produce cada central. En el cuadro 4.9 se muestran las
características de los proyectos propuestos.
Agua Tinta Usumacinta Chiapas 11 92
San Luis Potosí Usumacinta Chiapas 22 178
Amado Nervo Tacotalpa Chiapas 15 111
La Campana Tacotalpa Chiapas 8 68
Morelia Usumacinta Chiapas 16 133
El Meco Tampaón San Luis Potosí 3 23
Guatenipa Culiacán Sinaloa 100 263
La Fortuna Usumacinta Chiapas 17 141
La Muralla San Pedro Durango 46 235
El Avellanal Usumacinta Chiapas 18 146
Pinihuán Tampaón San Luis Potosí 3 24
San Antonio Isidro Bajo Usumacinta Chiapas 8 59
Tecalco Moctezuma Hidalgo 9 71
Bawitz Tacotalpa Chiapas 13 83
Urique Fuerte Chihuahua 84 242
Proyecto Cuenca Estado
Potencia
Instalable
(MW)
Generación
Media Anual
(GWh)
Amistad Internacional La Amistad Bravo Coahuila 12 48 F
M. Hidalgo Miguel Hidalgo (El Fuerte) El Fuerte Sinaloa 11 57 GV
J.O. de Domínguez J. O. de Domínguez El Álamo Sinaloa 8 37 GV
Nivel de
estudio 1/Proyecto Presa Río Estado
Potencia
Instalable
(MW)
Generación
Media Anual
(GWh)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-28
Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad
1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación, con excepción del proyecto Ampliación Zimapán 2/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14
3/ F: factibilidad
Cuadro 4.9
Proyectos con fuentes de energía renovable
El uso de estos recursos naturales, renovables para todo efecto práctico, permite reducir la
utilización de hidrocarburos y otros combustibles fósiles, no renovables.
El vapor geotérmico se ha venido explotando hace más de treinta y siete años en México. Las
tecnologías para este tipo de aprovechamiento han logrado avances importantes en eficiencia,
por lo cual se ha estudiado la adición o reemplazo de unidades en los principales campos
geotérmicos.
Por otro lado los principales aprovechamientos de generación eoloeléctrica se ubican en el Istmo
de Tehuantepec en Oaxaca, y se realizan estudios para el aprovechamiento de este recurso en
otras regiones del país.
En el cuadro 4.10 se muestra el catálogo de este tipo de proyectos en estudio de prefactibilidad,
factibilidad, licitación y construcción.
CFE ha iniciado la utilización de la energía solar para producción de electricidad con tecnología
fotovoltaica (FV). En Santa Rosalía, BCS, entró en operación una central de este tipo con 1 MW
en abril de 2012, en 2013 entro en operación el segundo proyecto de este tipo en Cerro Prieto
en Mexicali, BC, de 5 MW, con diferentes tecnologías de celdas FV y con movimiento en uno o
dos ejes, lo que servirá para adquirir experiencia en la instalación y operación de esta tecnología.
En noviembre de 2013 se tiene programada la entrada de Aura Solar en BCS con 30 MW, además,
en 2015 entrarán en operación 14 MW de tecnología termo−solar en el proyecto de ciclo
combinado Agua prieta II. Otros proyectos de este tipo se encuentran en estudio en diferentes
regiones del país.
Área Proyecto Ubicación
Número de
unidades x
potencia por
unidad 1/
Capacidad
total 1/
(MW)
Generación
media anual
(GWh) 1/
Nivel de
estudio 3/
Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 F
Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 F
Occidental Ampliación Zimapán 2/ Hidalgo 2 x 283 566 706 F
Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-29
Catálogo de proyectos con Fuente de Energía Renovable
1/ F: Factibilidad P: Prefactibilidad L: Licitación C: Construcción 2/ Proyecto para producción de vapor
Cuadro 4.10
Proyectos termoeléctricos
Para hacer factible su construcción, requieren de una serie de estudios técnicos y ambientales,
con el fin de seleccionar la mejor ubicación en la región determinada en los estudios de
expansión. El cuadro 4.11 se refiere a estos proyectos.
Geotermia
Occidental Azufres III (Fase I) 1 53.0 Michoacán 398.4 C
Occidental Azufres III (Fase II) 1 27.0 Michoacán 198.0 F
Oriental Humeros III (Fase A) 1 27.0 Puebla 201.8 C
Oriental Humeros III (Fase B) 1 27.0 Puebla 198.0 F
Baja California Mexicali I 1 27.0 Baja California 198.0 F
Baja California Ciclo Baja Presión Cerro Prieto 1 16.5 Baja California 134.0 F
Baja California Ciclo Binario Santa Rosalía 1 2.0 Baja California Sur 14.9 F
Occidental Cerritos Colorados Fase I 1 27.0 Jalisco 198.0 P
Occidental Cerritos Colorados Fase II 1 27.0 Jalisco 198.0 P
Occidental Cerritos Colorados Fase III 1 27.0 Jalisco 198.0 P
Baja California Geotermoeléctrica I 1 27.0 Baja California 198.0 P
Baja California Geotermoeléctrica II 1 27.0 Baja California 198.0 P
Oriental El Chichonal 1 27.0 Chiapas 198.0 P
Occidental Ciclo Binario Cuitzeo 1 2.0 Michoacán 14.9 P
Eólica
Noroeste I Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 F
Noroeste II Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 P
Noroeste III Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 P
Oriental Eólico Sur 68 1.5 Chiapas 221.6 P
Baja California Sur Baja California Sur 21 1.5 BCS 52.6 P
Baja California Sur Guerrero Negro II 6 1.0 BCS 10.5 P
Solar
Baja California Termosolar 1 50.0 Baja California 100.7 P
Baja California Termosolar - Geotérmico Cerro Prieto2/ 1 10.0 Baja California 11.0 F
Baja California Fotovoltaico Mexicali 1 50.0 Baja California 100.0 P
Baja California Fotovoltaico Santa Rosalía II 1 4.0 Baja California Sur 8.8 F
Baja California Sur Fotovoltaico Santa Rosalía III 1 5.0 Baja California Sur 11.0 F
Baja California Sur Fotovoltaico BCS I 1 30.0 Baja California Sur 64.6 P
Baja California Sur Fotovoltaico BCS II 1 30.0 Baja California Sur 64.6 P
Noroeste Fotovoltaico Puerto Libertad 1 15.0 Sonora 30.2 F
Noroeste Fotovoltaico San Luis Río Colorado Norte 1 30.0 Sonora 60.4 P
Noroeste Fotovoltaico San Luis Río Colorado Sur 1 50.0 Sonora 100.7 P
Área ProyectoNúmero de
unidades
Capacidad
por unidad
(MW)
Estado
Generación
media anual
(GWh)
Nivel de
estudio 1/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-30
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso
CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna CT: Central térmica 1/ Incluye 14 MW de campo solar
Cuadro 4.11
Área Proyecto Capacidad Ubicación
(MW)
Baja California CC Baja California III (La Jovita) 294 Sitio La Jovita
CC Baja California II 276 Sitio Ejido San Luis
TG Baja California II Fase I 139 CT Presidente Júarez
TG Baja California II Fase II 86 CT Presidente Júarez
Baja California Sur CI Baja California Sur III (Coromuel) 43 Sitio San Francisco
CI Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Sitio San Francisco
CI Baja California Sur V (Coromuel) 43 Sitio San Francisco
CI Baja California Sur VI 43 Por definir
CI Guerrero Negro III 12 Sitio Vizcaíno
CI Guerrero Negro IV 8 Sitio Vizcaíno
CI Santa Rosalía II 15 Sitio Mina
CI Santa Rosalía III 11 Sitio Mina
CC La Paz 117 Por definir
CC Todos Santos 137 Por definir
Noreste CC Noreste (Escobedo) 1,034 Sitio Subestación
Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 1/ 418 Sitio Ejido Agua Prieta
CC Noroeste (Topolobampo II) 847 Sitio Choacahui
CC Topolobampo III 700 Sitio Choacahui
CC Guaymas II 735 Sitio Empalme
CC Guaymas III 735 Sitio Empalme
Norte CC Norte II (Chihuahua) 445 Sitio El Encino
CC Norte III (Juárez) 954 Sitio Cereso
CC Lerdo (Norte IV) 958 Sitio por definir
Occidental Manzanillo II Repotenciación U1 460 CT Manzanillo II
Manzanillo II Repotenciación U2 460 CT Manzanillo II
Cogeneración Salamanca fase I 382 Sitio Refinería Salamanca
CC Guadalajara I 908 Por definir
CC San Luis Potosí 862 Por definir
Central CC Valle de México II 601 CT Valle de México
CC Valle de México III 601 CT Valle de México
CC Centro 658 Sitio Huexca
CC Centro II 660 Sitio Huexca
Peninsular TG Cancún 169 Por definir
TOTAL 13,854
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-31
Parámetros técnicos de tecnologías
En el cuadro 4.12 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR
de Generación.
Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos
combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas
convencionales con valores entre 36 y 40 por ciento.
Características y datos técnicos de proyectos típicos
1/ Número de unidades por cada central o número de turbinas de gas por cada turbina de vapor. 2/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO: Temperatura ambiente 15°C, humedad relativa de 60% y presión atmosférica al nivel
del mar.
3/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO 15550:2002; ISO 3046-1:2002: Temperatura ambiente 25°C, humedad relativa de
30% y presión barométrica de 1.0 bar. 4/ Considera precipitadores electrostáticos y como equipo opcional el desulfurador húmedo
Cuadro 4.12
TecnologíaNúmero de
unidades 1/
Potencia
Bruta
(MW)
Eficiencia
Bruta
(%)
Vida
económica
(años)
Factor
de
planta
Usos
propios
(%)
Termoeléctrica convencional 2 350.0 40.08 30 0.750 4.8
con desulfurador y equipo 2 160.0 38.62 30 0.650 6.3
para control de partículas 2 80.0 35.76 30 0.650 6.4
Turbogás aeroderivada gas 2/ 1 43.7 37.48 30 0.125 3.1
1 103.5 39.28 30 0.125 3.3
Turbogás industrial gas 2/ 1 84.8 29.65 30 0.125 2.1
1F 182.5 33.90 30 0.125 2.2
1G 262.9 35.70 30 0.125 2.9
1H 274.8 36.48 30 0.125 2.9
Turbogás aeroderivada diesel 2/ 1 41.0 37.98 30 0.125 1.6
Ciclo combinado gas 2/ 1A x 1 107.0 47.34 30 0.800 3.0
1F x 1 281.5 51.66 30 0.800 3.0
2F x 1 566.4 51.96 30 0.800 3.0
3F x 1 849.6 51.97 30 0.800 3.0
1G x 1 393.1 52.75 30 0.800 3.3
2G x 1 788.1 52.88 30 0.800 3.2
1H x 1 405.7 53.86 30 0.800 3.5
2H x 1 813.6 54.00 30 0.800 3.5
Combustión interna 3/ 1 44.0 44.30 25 0.650 3.9
3 3.6 37.81 20 0.650 9.1
Carboeléctrica c/desulf. 4/ 2 350.0 39.96 40 0.800 5.2
Carb. supercrítica s/desulf. 4/ 1 700.0 44.43 40 0.800 3.8
Carb. supercrítica c/desulf. 4/ 1 700.0 42.86 40 0.800 4.2
Nuclear ABWR 1 1,400.0 34.76 60 0.900 3.5
Nuclear AP1000 1 1,200.0 35.00 60 0.900 7.8
Geoterm. Cerro Prieto 4 27.0 19.02 30 0.850 7.3
Geoterm. Los Azufres 4 26.6 18.30 30 0.850 6.1
P.H. El Cajón 2 375.0 50 0.160 0.5
P.H. La Parota 2 228.4 50 0.340 1.5
P.H. Tenosique 3 142.0 50 0.540 1.5
P.H. Chicoasén II 3 81.2 50 0.300 1.5
P.H. Las Cruces 3 81.2 50 0.360 1.5
P.H. Angostura II 3 35.5 50 0.250 1.5
P.H. Cosautlán 2 6.6 50 0.880 1.5
P.H. La Yesca 2 375.0 50 0.185 0.5
Eólica clase de viento 6 67 1.5 25 0.350 0.1
Eólica clase de viento 7 67 1.5 25 0.400 0.1
Solar fotovoltaica 1 60.0 25 0.200 0.1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-32
Si bien en el cuadro 4.12 se incluyen las centrales térmicas convencionales, estas han dejado de
ser competitivas debido a los altos precios del combustóleo, la reducida eficiencia de conversión
así como los altos niveles de emisiones de contaminantes a la atmósfera. Las últimas unidades
de este tipo entraron en operación en la CT Tuxpan en 1996.
Adiciones de capacidad para el servicio público
Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio
público en los próximos quince años se requerirán 54,950 MW de capacidad adicional; 4,848 MW
se encuentran terminados o en proceso de construcción o licitación y 50,102 MW corresponden
a proyectos futuros.
Además, se incluyen los incrementos y modificaciones de capacidad resultantes de los trabajos
de rehabilitación y modernización (RM), 600 MW en total: en el CC el Sauz (5.6 MW), en la
CT Altamira (16 MW); la central térmica José López Portillo (120 MW); Tula paquetes 1 y 2
(62.8 MW) y varias centrales hidroeléctricas que se describen en la sección de RM. Como
resultado de la capacidad adicional programada más los incrementos debido a proyectos RM, el
total de adiciones de capacidad en el periodo será de 55,550 MW. Ver gráfica 4.5.
Adiciones de capacidad 2013—2028
Servicio público 1/ (MW)
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Gráfica 4.5
4,848
50,10255,550
Terminadas o en construcción o
licitación
Capacidad adicional
Total de adiciones
Incremento 2/
en RM
600
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-33
Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión
La capacidad adicional requerida para los próximos quince años se puede obtener combinando
de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer
la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y
cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental.
Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER, los
costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para
generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan
de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 4.13.
Capacidad adicional por tecnología en 2013—2028 1/ Servicio público (MW)
1/ Resultados de estudios de planificación. No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable 3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 4.13
En la definición del plan de expansión, se considera en particular la disponibilidad de gas natural
(GN) en las diferentes regiones del país, de acuerdo con la infraestructura actual de la red de
transporte de GN y los puntos de suministro. Para reforzar el sistema de suministro y transporte
de gas natural, se ha concluido la instalación de la terminal de regasificación de gas natural en
Manzanillo —TRGNL—, y están en desarrollo los nuevos gasoductos: Corredor Chihuahua;
Corredor Noroeste; Tamazunchale—El Sauz; y Morelos.
En el noroeste del país, la falta de infraestructura de transporte de gas natural en Sonora y
Sinaloa, así como la limitada capacidad para la recepción de carbón en los puertos de Guaymas
y Topolobampo, han impedido el desarrollo de centrales generadoras de mayor eficiencia y
menores costos de producción. Sin embargo, el Gobierno Federal lanzó en 2011 un programa de
desarrollo de infraestructura para gasificar los estados de Sonora y Sinaloa, con base en los
altos niveles de reserva de gas natural en los Estados Unidos, y los bajos precios de este
combustible en los mercados de Norteamérica.
Por ello el programa de expansión para el área Noroeste, elaborado en 2011 incorporó el
desarrollo de ciclos combinados en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. Asociado a este
programa, se podrán retirar algunas unidades termoeléctricas antiguas con base en combustóleo.
Con lo anterior, se reducirán de manera considerable los costos de producción y el impacto al
ambiente en esta región del país.
Tecnología Por licitar Total
(MW)
Ciclo combinado 3,182 6,035 21,717 30,934
Hidroeléctrica 750 480 2,314 3,544
Geotermoeléctrica 134 2 216 351
Turbogás 521 86 527 1,134
Combustión interna 110 58 11 178
Eoloeléctrica 103 1,688 2,800 4,591
Solar 49 4 1,390 1,443
Nueva generación limpia 2/ 0 0 12,775 12,775
Subtotal 4,848 8,352 41,750 54,949.8
Incremento en RM 3/ 600 600
Total 4/ 5,448 8,352 41,750 55,550
Terminados, construcción
o licitación
Licitación
futura
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-34
Así mismo, con el fin de reducir costos de producción y asegurar el suministro de gas natural,
CFE ha emprendido el desarrollo de redes de transporte de gas natural en otras regiones del
país. Con esto se está iniciando un programa de conversión de centrales termoeléctricas que
actualmente utilizan combustóleo, a centrales duales con la posibilidad de utilizar gas natural.
Por otro lado, como parte de esa estrategia, PEMEX reforzará el sistema troncal de transporte de
gas del norte al centro y en el sureste del país, con lo que se incrementará la disponibilidad de
gas natural y su red de transporte.
La mayor disponibilidad de gas en regiones donde ya se disponía de este energético y la
introducción en regiones donde no se contaba con él, marca un cambio importante en la
participación de este energético en el desarrollo de la infraestructura de generación con base en
este combustible.
La tecnología de ciclo combinado tiene el atractivo de su alta eficiencia y la limpieza en el proceso
de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad
para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. En el mediano y
largo plazos, en función de la maduración de tecnologías para captura y confinamiento de CO2,
se podrían combinar las tecnologías, aun considerando los bajos niveles de este tipo de emisiones
en comparación con tecnologías con base en combustóleo y carbón.
En el programa de expansión que se presenta, se estima para 2028 una participación en la
capacidad del sistema eléctrico de 50% de tecnologías con base en gas natural. Por otro lado,
proyectos definidos como Nueva Generación Limpia (NGL), podrían satisfacerse con
nucleoeléctricas, carboeléctricas o ciclos combinados con captura y confinamiento de CO2 o
fuentes de energía renovable.
Capacidad en construcción o licitación
El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se
presenta en el cuadro 4.14. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de
tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar
la operación comercial.
En el área Noroeste se construye el proyecto CC Agua Prieta II, el cual incluye la adición de la
central termosolar Agua Prieta II con 14 MW.
En el área Norte entró en operación el CC Norte II. El CC Norte III (Juárez) se encuentra en
proceso de licitación.
En el área Central se tiene en proceso de construcción la central de CC Centro, con capacidad
de 658 MW.
En el área Oriental entraron en operación los proyectos geotermoeléctricos de Humeros Fases A
y B con 54 MW en total, bajo el esquema de obra pública financiada. En proceso de construcción
está el proyecto eólico Sureste I Fase II, con capacidad de 103 MW. El proyecto Los Humeros III
Fase A, se encuentra en proceso de construcción, con fecha de operación en abril de 2016.
En el área Occidental, concluyó la construcción de la repotenciación de las unidades 1 y 2 de la
central Manzanillo I, con una capacidad conjunta de 1,454 MW. En periodo de pruebas se
encuentra la central hidroeléctrica La Yesca con 750 MW. El proyecto de cogeneración Salamanca
Fase I, que proveerá vapor a los procesos de la refinería de PEMEX en Salamanca y generará
electricidad para el sistema eléctrico se encuentra en proceso de construcción. Todos ellos se
construyen bajo el esquema de obra pública financiada. En esta área se construye también la
central geotermoeléctrica Azufres III Fase I con capacidad de 53 MW.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-35
En el área Baja California la central Baja California II TG Fase I de 139 MW, se encuentra en
proceso de pruebas para su operación comercial. En construcción el CC Baja California III en La
Jovita, Ensenada, BC, con capacidad de 294 MW. En la zona Mexicali, BC, entró en operación la
central solar fotovoltaica de 5 MW.
En Baja California Sur entrará en operación la central de combustión interna Baja California
Sur IV, con capacidad bruta de 44 MW. En el sistema aislado de Guerrero Negro entró en
operación la central Guerrero Negro III con 12 MW de capacidad. En el sistema aislado de Santa
Rosalía entraron en operación dos unidades de combustión interna de 1.3 MW cada una. En
proceso de licitación se encuentran las centrales de combustión interna: Guerrero Negro IV,
con capacidad de 8 MW; y Santa Rosalía II con capacidad de 15 MW.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-36
Proyectos de generación terminados, en construcción, en proceso de licitación y por licitar1/
Servicio público
HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica
OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía RP: Recursos presupuestales PP: Pequeño productor PD: Por definir
1/ En periodo de pruebas
2/ Posible reevaluación por incremento de capacidad a 86 MW 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 4.14
El diagrama 4.2 muestra la ubicación de las centrales terminadas y en proceso de construcción,
mientras el diagrama 4.3 expone los proyectos en proceso de licitación y en el diagrama 4.4 se
muestran los proyectos por licitar.
Operación Modalidad
Proyecto comercial Ubicación Tipo de
programada financiamiento 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Humeros Fase A Ene-13 Puebla GEO OPF 27
Manzanillo I rep U2 Abr-13 Colima CC OPF 427
Piloto Solar Jun-13 Baja California SOLAR RP 5
Santa Rosalía Jun-13 Sistema Aislado CI OPF 3
Norte II (Chihuahua) 1/ Nov-13 Chihuahua CC PIE 445
La Yesca U1 1/ Nov-13 Nayarit HID OPF 375
La Yesca U2 1/ Nov-13 Nayarit HID OPF 375
Aura Solar Nov-13 Baja California Sur SOLAR PP 30
Baja California II TG Fase I 1/ Nov-13 Baja California TG OPF 139
Guerrero Negro III 1/ Oct-13 Baja California Sur CI OPF 12
1,837
Baja California Sur IV (Coromuel) Dic-13 Baja California Sur CI OPF 44
Humeros Fase B Nov-13 Puebla GEO OPF 27
Salamanca Fase I Jul-14 Guanajuato TG OPF 382
Sureste I Fase II Oct-14 Oaxaca EO PIE 103
Azufres III Fase I Dic-14 Michoacán GEO OPF 53
Agua Prieta II Mar-15 Sonora CC OPF 404
Termosolar Agua Prieta II Mar-15 Sonora SOLAR OPF 14
Centro Mar-15 Morelos CC OPF 658
Los Humeros III Fase A Abr-16 Puebla GEO OPF 27
Baja California III (La Jovita) Oct-16 Baja California CC PIE 294
Subtotal 71 538 1,076 321
Guerrero Negro IV Abr-16 Baja California Sur CI OPF 8
Baja California Sur V (Coromuel) Jun-16 Baja California Sur CI OPF 43
Norte III (Juárez) Jul-16 Chihuahua CC PIE 954
Subtotal 1,005
Sureste I Fase I Sep-16 Oaxaca EO PIE 203
Santa Rosalía FV Abr-16 Baja California Sur SOLAR RP 4
Rumorosa I, II y III Nov-16 Baja California EO PIE 300
Santa Rosalía C. Binario Nov-16 Baja California Sur GEO OPF 2
Baja California II TG Fase II 2/ Abr-17 Baja California TG OPF 86
Guaymas II Abr-17 Sonora CC OPF 735
Valle de México II May-17 Edo. México CC OPF 601
Baja California II (SLRC) Jul-17 Baja California CC PIE 276
Guaymas III Jul-17 Sonora CC OPF 735
Sureste II Sep-17 Oaxaca EO PIE 285
Sureste III Sep-17 Oaxaca EO PD 300
Sureste IV y V Oct-17 Oaxaca EO PD 600
Baja California Sur VI Oct-17 Baja California Sur CI OPF 43
La Paz Dic-17 Baja California Sur CC PD 117
Noreste (Escobedo) Dic-17 Nuevo León CC PIE 1,034
Noroeste (Topolobampo II) Abr-18 Sinaloa CC PIE 847
Lerdo (Norte IV) Abr-18 Durango CC PD 990
Topolobampo III May-18 Sinaloa CC PIE 700
Chicoasén II May-18 Chiapas HID OPF 240
Santa Rosalía II Ago-18 Baja California Sur CI OPF 15
Las Cruces Oct-18 Nayarit HID OPF 240
Subtotal 509 4,812 3,032
Total anual 3/ 1,908 538 1,076 1,835 4,812 3,032
Acumulado 3/ 1,908 2,446 3,522 5,357 10,169 13,200
Proyectos por licitar
Año de operación
Capacidad bruta MW
Proyectos en proceso de construcción
Proyectos en proceso de licitación
Proyectos terminados en 2013
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-37
Centrales terminadas o en proceso de construcción
Servicio público 3,843 MW22/
1/ Agua Prieta II (operación de una TG en ciclo abierto 134 MW), en Julio de 2014
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.2
MW
2,228
3,843
Ciclo combinado
Total
Eoloeléctrica 103
Geotermoeléctrica 133.6
Combustión interna 58.6
Turbogás-cogeneración 521
Termosolar 14
Baja
California II
TG Fase I(139 MW)
Guerrero Negro III(12 MW)
Baja California Sur IV
(Coromuel)(44 MW)
Humeros II Fases A y B(2x27 MW )
y Humeros III Fase A (27 MW)
Salamanca Fase I
(382 MW )
Azufres IIIFase I
(53 MW)
Sureste I Fase II
(103 MW)
Centro
(658 MW)
Termosolar Agua Prieta II
(14 MW)
Agua Prieta II 1/
(404 MW)
Piloto Solar(5 MW)
Norte II
(Chihuahua)
(445 MW)
Santa Rosalía(2.6 MW)
Aura Solar(30 MW)
La Yesca U1 y U2 (750 MW)
Manzanillo I rep U2
(427 MW)
Solar 35
Hidroeléctrica 750
Baja California
III (La Jovita)
(294 MW)
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4-38
Requerimientos de capacidad en proceso de licitación
Servicio público 1,005 MW1/
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.3
Requerimientos de capacidad por licitar
Servicio público 8,352 MW1/
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.4
Ciclo
combinado
Combustión
Interna
Total
MW
954
51
1,005
Guerrero Negro IV
(8 MW)
Norte III
(Juárez)
(954 MW)
(43 MW)
Baja California Sur V(Coromuel)
Hidroeléctrica
Ciclocombinado
Turbogás
Geotermoeléctrica
Total
MW
480
6,035
86
2
8,352
Eoloeléctrica 1,688
Combustión interna 58
Las Cruces(240 MW
(203 MW)
Sureste I Fase I
Solar 4
Rumorosa
(3x100 MW)I,II y III
Santa Rosalía Ciclo binario (2 MW)
Santa Rosalía (FV)
(4 MW)Santa Rosalía II
(15 MW)Noroeste y Topolobampo III
(847 y 700 MW)
(2 x 735 MW)Guaymas II y III
(43 MW)Baja California Sur VI
La Paz (117 MW)
Noreste (Escobedo)
(1,034 MW)
Lerdo (Norte IV)(990 MW)
Valle de México II(601MW)
Chicoasén II(240 MW)
(1,185 MW)
Surestes II, III IV V
Baja California II (276 MW)
Baja California II TG Fase II (86 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-39
Capacidad adicional
Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en
operación.
En el cuadro 4.15a y 4.15b se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. Los
diagramas 4.5 y 4.6 muestran la ubicación de tales proyectos.
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público
Continúa…
Cuadro 4.15a
Proyecto Ubicación Tipo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Peq. Prod Solar (FV) III Sonora SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) Baja California Sur SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) II Sonora SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) IV Sinaloa SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) V Durango SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) VI Durango SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) VII Chihuahua SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) VIII Sonora SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) IX Durango SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) X Chihuahua SOLAR 30
Azufres III Fase II Michoacán GEO 27
Humeros III Fase B Puebla GEO 27
Tamaulipas I Tamaulipas EOL 200
Peq. Prod Solar (FV) XI Sonora SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) XII Aguascalientes SOLAR 30
Peq. Prod Solar (FV) XIII Yucatán SOLAR 30
Cancún TG Quintana Roo TG 169
Cerritos Colorados Fase I Jalisco GEO 27
Todos Santos Baja California Sur CC 137
Guadalajara I Jalisco CC 908
San Luís Potosí San Luis Potosí CC 862
Tamaulipas II Tamaulipas EOL 200
Tamaulipas III Tamaulipas EOL 200
Solar I Sonora SOLAR 100
Centro II Morelos CC 660
Mazatlán Sinaloa CC 867
Baja California IV (SLRC) Sonora CC 522
Aguascalientes Aguascalientes CC 872
Solar II Durango SOLAR 100
Mexicali I Baja California GEO 27
Tamaulipas IV Tamaulipas EOL 300
Mérida IV Yucatán CC 526
Angostura II Chiapas HID 136
La Parota U1 y U2 Guerrero HID 455
Central (Tula) Hidalgo CC 1,162
Eólica I Tamaulipas EOL 200
Manzanillo II rep U1 Colima CC 460
Francisco Villa (Norte V) Chihuahua CC 958
Solar III Guanajuato SOLAR 100
Cerritos Colorados Fase II Jalisco GEO 27
Manzanillo II rep U2 Colima CC 460
Paso de la Reina Oaxaca HID 543
Mérida TG Yucatán TG 169
Eólica II Oaxaca EOL 200
Monterrey IV Nuevo León CC 1,088
Los Cabos I TG Baja California Sur TG 94
Salamanca Guanajuato CC 680
Valladolid IV Yucatán CC 542
Coahuila I Coahuila EOL 150
Coahuila II Coahuila EOL 150
Solar IV Aguascalientes SOLAR 100
Total anual 1/ 90 60 90 60 540 3,067 3,805 3,910 3,173
Acumulado 150 240 300 840 3,908 7,712 11,622 14,795
Año de operación
Capacidad bruta (MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-40
.
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público …Continuación
HID: Hidroeléctrica NGL: Nueva generación limpia CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica
TG: Turbogás
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Cuadro 4.15b
En el cuadro anterior se señala la ubicación más conveniente de las adiciones de capacidad. Sin
embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una
diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional —para llegar al punto de interconexión
preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación—
Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo
total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.
Proyecto Ubicación Tipo 2023 2024 2025 2026 2027 2028Eólica III Coahuila EOL 200
Baja California V (Mexicali) Baja California CC 522
Santa Rosalía III Baja California Sur CI 11
Cd. Constitución Baja California Sur CC 137
Salamanca II Guanajuato CC 680
Valle de México III Edo. de México CC 601
Oriental I y II Veracruz NGL 1,225
Solar V Baja California SOLAR 100
Cerritos Colorados Fase III Jalisco GEO 27
Tenosique Chiapas-Tabasco HID 422
Sabinas I Coahuila NGL 700
Eólica IV Oaxaca EOL 200
Central II (Tula) Hidalgo CC 1,162
Norte VI (Chihuahua Sur) Chihuahua CC 958
Solar VI Chihuahua SOLAR 100
San Luís Potosí II San Luis Potosí CC 862
Omitlán Guerrero HID 231
La Paz II Baja California Sur CC 117
Eólica V Tamaulipas EOL 200
Geotermoeléctrica I Jalisco GEO 27
Los Cabos II TG Baja California Sur TG 94
Oriental III y IV Veracruz NGL 1,225
Noroeste II Sonora NGL 1,400
Solar VII Sonora SOLAR 100
Mérida V Yucatán CC 540
Tamazunchale II San Luis Potosí CC 1,121
Pacífico II Guerrero NGL 700
Baja California VI (Ensenada) Baja California CC 565
Eólica VI Coahuila EOL 200
Todos Santos II Baja California Sur CC 123
Tamazunchale III San Luis Potosí CC 1,121
Solar VIII Michoacán SOLAR 100
Madera Chihuahua HID 352
Oriental V y VI Veracruz NGL 1,400
Geotermoeléctrica II Chiapas GEO 27
Eólica VII Coahuila EOL 200
Pacífico III Michoacán NGL 1,400
Solar IX Sinaloa SOLAR 100
Valladolid V Yucatán CC 542
Sistema Pescados (La Antigua) Veracruz HID 121
Aguascalientes II Aguascalientes CC 872
Sabinas II Coahuila NGL 700
Eólica VIII Coahuila EOL 200
Todos Santos III Baja California Sur CC 123
Noroeste III Sinaloa NGL 1,400
Occidental I y II Aguascalientes NGL 1,400
Solar X Durango SOLAR 100
Oriental VII y VIII Veracruz NGL 1,225
Norte VII (Chihuahua) Chihuahua CC 968
Xúchiles (Metlac) Veracruz HID 54
Total anual 1/ 3,925 4,213 4,824 4,561 3,962 5,470
Acumulado 18,720 22,934 27,757 32,318 36,280 41,750
Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 13,200
Incremento en RM 2/ 600
Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 55,550
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-41
En cuanto a la tecnología de generación, también existe libertad para la selección. No obstante
según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, la Secretaría, fundando y motivando
sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases
de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible.
Lo anterior deberá plantearse de tal modo que permita a todos y cada uno de los interesados
presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño,
ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.
Requerimientos de capacidad adicional 2014—2022
Servicio público
14,795 MW1/
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ No indicados en el mapa
Diagrama 4.5
Hidroeléctrica
Ciclocombinado
Solar 2/
Turbogás
Geotermoeléctrica
Total
MW
1,133.4
10,704
790
432.4
135
14,7951/
Manzanillo II rep. U1 y U2
(2 x460 MW)
Francisco Villa (Norte V)(958 MW)
Todos Santos(137 MW)
Central Tula(1,162 MW )
Angostura II
Eoloeléctrica 1,600
Mexicali I
(27 MW)
La Parota U1 y U2(455 MW)
Mérida IV(526 MW)
Tamaulipas
(3 x 200 y 300 MW)
(136 MW)
I, II, III y IV
Aguascalientes(872 MW)
(1,088 MW)
Monterrey IV
Centro II(660 MW )
Baja California IV (SLRC) 522 MW
San Luis Potosí (862 MW)
Guadalajara I(908 MW)
Mazatlán(867 MW)
Eólica I
(200 MW)
Cerritos ColoradosFase I y II(2x27 MW)
Paso de la Reina
(543 MW)
Mérida TG(169 MW)
Eólica II
(200 MW)
Los Cabos I TG(94 MW)
Salamanca 680 MWValladolid IV
(542 MW)
Coahuila I y II
(300 MW)
Azufres III Fase II(27MW)
Humeros III Fase B(27 MW)
Cancún TG(169 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-42
Requerimientos de capacidad adicional 2023—2028
Servicio público 26,955 MW1/
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.6
Evolución de la capacidad para el servicio público
Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas
de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios
de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la
demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 2. Adicionalmente, algunos
proyectos sufren demora por causas diversas durante el proceso constructivo.
El cuadro 4.16 y la gráfica 4.6 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para
el servicio público 2013—2028.
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Nuevageneración limpia
Total
MW
1,180
11,013
12,775
26,955 1/
Eoloeléctrica 1,200
Turbogás 94
Noroeste II y III(2X1400 MW)
Valladolid V
(542 MW)
Baja California VI (Ensenada)
Pacífico II y III
(1x700 MW)
Oriental l, II, III, IV, VII y VIII(3x1225 MW)
(565 MW)
Salamanca II(680 MW)
Mérida V(540 MW)
Norte VI y VII (Chih.)(2x968 MW)
Valle de México III(601 MW) Tenosique
(422 MW)
Central II (Tula)
(1,162 MW)
Baja California V (Mexicali)
(522 MW)
Todos Santos II(123 MW)
Sistema Pescados (La Antigua)
(121 MW)Xúchiles
(54 MW)
La Paz II(117 MW)
Tamazunchale II y III(2x1,121MW)
Omitlán(231 MW)
Madera (352 MW)
Todos Santos III(123 MW)
Occidental I y II(1400MW)
Los Cabos II TG(94 MW)
Cd. Constitución
(137 MW)
Eólica III, VI,
(4X200 MW)
Santa Rosalía III (11 MW)
Solar 600
Solar V(100 MW)
Geotermoeléctrica 81
Cerritos ColoradosFase III(27 MW)
Sabinas I y II(2X700 MW)
Eólica IV(200 MW)
Solar VI(100 MW)
San Luis Potosi II(862 MW)
Eólica V(200 MW)
Geotermoeléctrica I y II(2X27 MW)
Solar VII(100 MW)
(1x1400 MW)
Solar VIII(100 MW)
Solar X(100 MW)
Aguascalientes II(872MW)
VII y VIII
Combustión Interna 11
Oriental V y VI(1400 MW)
Solar IX(100 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-43
Evolución esperada de la capacidad
Servicio público 1/ 2/ (MW)
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Cuadro 4.16
Evolución de la capacidad 1/ 2/ Servicio público
(MW)
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Gráfica 4.6
Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes
mencionados, en el cuadro 4.17a y 4.17b se presenta el PRC previsto a fin de atender las
necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2013—2028.
Año
Adiciones
acumuladas
Incrementos y
modificaciones
en RM
acumulados 3/
Retiros
acumulados
Capacidad a
diciembre
de cada año
2012 53,114
2013 1,908 166 239 54,949
2014 2,670 325 393 55,717
2015 3,673 440 1,113 56,114
2016 5,597 495 2,594 56,612
2017 10,468 570 4,260 59,893
2018 14,041 600 5,527 62,228
2019 17,108 600 6,745 64,077
2020 20,912 600 8,297 66,329
2021 24,822 600 9,063 69,474
2022 27,995 600 9,645 72,064
2023 31,920 600 9,673 75,962
2024 36,134 600 10,309 79,539
2025 40,957 600 10,477 84,194
2026 45,518 600 11,370 87,863
2027 49,480 600 11,859 91,335
2028 54,950 600 13,322 95,342
Retiros Adiciones 3/
-13,322
55,550
53,114
95,342
Total adiciembre de 2012
Total adiciembre de 2028
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-44
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/
Escenario de Planeación
Continúa…
Cuadro 4.17a
Bruta Neta
Año Mes Proyecto Tipo MW MW Área2013 Ene Humeros Fase A GEO 27 25 ORI
Abr Manzanillo I rep U2 7/ CC 427 407 OCC
Jun Piloto Solar SOLAR 5 5 BC
Jun Santa Rosalía CI 2.6 2.3 AIS
Oct Guerrero Negro III 10/ CI 12 11 AIS
Nov Baja California II TG Fase I 7/ 10/ TG 139 135 BC
Nov Norte II (Chihuahua) 7/ CC 445 433 NTE
Nov Humeros Fase B 10/ GEO 27 25 ORI
Nov La Yesca U1 10/ HID 375 373 OCC
Nov La Yesca U2 10/ HID 375 373 OCC
Nov Aura Solar 11/ SOLAR 30 30 BCS
Dic Baja California Sur IV (Coromuel) 10/ CI 44 42 BCS
1,908 1,862
2014 Jul Agua Prieta II (TG ciclo abierto) 7/ TG 134 131 NOR
Jul Salamanca Fase I 4/ 7/ TG 382 373 OCC
Oct Sureste I Fase II EOL 103.4 102 ORI
Nov Peq. Prod Solar (FV) III 11/ SOLAR 30 30 NOR
Nov Peq. Prod Solar (FV) 11/ SOLAR 30 30 BCS
Nov Peq. Prod Solar (FV) II 11/ SOLAR 30 30 NOR
Dic Azufres III Fase I GEO 53 50 OCC
762 746
2015 Mar Agua Prieta II 3/ 7/ 9/ CC 270 263 NOR
Mar Centro 7/ CC 658 642 CEL
Mar Termosolar Agua Prieta II SOLAR 14 14 NOR
Mar Peq. Prod Solar (FV) IV 11/ SOLAR 30 30 NOR
Mar Peq. Prod Solar (FV) V 11/ SOLAR 30 30 NTE
1,002 979
2016 Abr Guerrero Negro IV CI 8.1 8 AIS
Abr Santa Rosalía (FV) SOLAR 4 4 AIS
Abr Humeros III Fase A GEO 27 25 ORI
Abr Peq. Prod Solar (FV) VI 11/ SOLAR 30 30 NTE
Abr Peq. Prod Solar (FV) VII 11/ SOLAR 30 30 NTE
Abr Peq. Prod Solar (FV) VIII 11/ SOLAR 30 30 NOR
Jun Baja California Sur V (Coromuel) CI 43 41 BCS
Jul Norte III (Juárez) 3/ CC 954 928 NTE
Sep Sureste I Fase I EOL 203 200 ORI
Oct Baja California III (La Jovita) 3/ CC 294 286 BC
Nov Rumorosa I y II EOL 200 197 BC
Nov Rumorosa III EOL 100 99 BC
Nov Santa Rosalía C. Binario GEO 2 2 AIS
1,924 1,878
2017 Abr Baja California II TG Fase II 3/ TG 86 83 BC
Abr Guaymas II 3/ CC 735 714 NOR
Abr Peq. Prod Solar (FV) IX 11/ SOLAR 30 30 NTE
Abr Peq. Prod Solar (FV) X 11/ SOLAR 30 30 NTE
May Valle de México II 3/ CC 601 585 CEL
Jul Guaymas III 3/ CC 735 714 NOR
Jul Baja California II (SLRC) 3/ CC 276 268 BC
Sep Sureste II EOL 285 281 ORI
Sep Sureste III EOL 300 296 ORI
Oct Baja California Sur VI CI 43 41 BCS
Oct Sureste IV EOL 300 296 ORI
Oct Sureste V EOL 300 296 ORI
Dic Noreste (Escobedo) 3/ CC 1,034 1,006 NES
Dic La Paz 3/ 8/ CC 117 114 BCS
4,872 4,753
2018 Abr Lerdo (Norte IV) 3/ CC 990 957 NTE
Abr Noroeste (Topolobampo II) 3/ CC 847 820 NOR
Abr Azufres III Fase II GEO 27 25 OCC
Abr Humeros III Fase B GEO 27 25 ORI
Abr Tamaulipas I EOL 200 200 NES
Abr Peq. Prod Solar (FV) XI 11/ SOLAR 30 30 NOR
Abr Peq. Prod Solar (FV) XII 11/ SOLAR 30 30 OCC
Abr Peq. Prod Solar (FV) XIII 11/ SOLAR 30 30 PEN
May Topolobampo III 3/ CC 700 680 NOR
May Chicoasén II HID 240 239 ORI
Ago Santa Rosalía II CI 15 13 AIS
Oct Las Cruces HID 240 236 OCC
Nov Cancún TG 3/ TG 169 165 PEN
Nov Cerritos Colorados Fase I GEO 27 25 OCC
3,572 3,476
2019 Abr Todos Santos 3/ 8/ CC 137 133 BCS
Abr Guadalajara I 3/ CC 908 877 OCC
Abr San Luís Potosí 3/ 5/ CC 862 835 OCC
Abr Tamaulipas II EOL 200 200 NES
Abr Tamaulipas III EOL 200 200 NES
Abr Solar I SOLAR 100 100 NOR
Sep Centro II 3/ CC 660 644 CEL
3,067 2,988
2020 Abr Mazatlán 3/ 5/ CC 867 843 NOR
Abr Baja California IV (SLRC) 2/ 3/ CC 522 502 BC
Abr Aguascalientes 3/ CC 872 841 OCC
Abr Solar II SOLAR 100 100 NTE
Jul Mexicali I GEO 27 25 BC
Jun Tamaulipas IV EOL 300 296 NES
Jul Mérida IV 3/ CC 526 510 PEN
Sep Angostura II HID 136 134 ORI
Nov La Parota U1 y U2 HID 455 453 ORI
3,805 3,703
en OperaciónFecha de entrada Capacidad
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-45
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/
Escenario de Planeación …Continuación
CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica
Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
1/ Resultado de estudios de planificación
2/ Instalación de central o inyección de potencia 3/ Capacidad media anual
4/ Proyecto de cogeneración de CFE - PEMEX
5/ Proyectos en revisión, se estudia opción de repotenciación
6/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central 7/ Capacidad de verano
8/ Dual: Diésel-gas natural
9/ Complemento para capacidad neta en ciclo combinado (total CC 394 MW)
10/ En periodo de pruebas
11/ Pequeña producción
Cuadro 4.17b
Bruta Neta
Año Mes Proyecto Tipo MW MW Área2021 Abr Central (Tula) 3/ CC 1,162 1,125 CEL
Abr Eólica I EOL 200 197 NES
Abr Manzanillo II rep U1 3/ 5/ CC 460 447 OCC
Abr Francisco Villa (Norte V) 3/ 5/ CC 958 925 NTE
Abr Solar III SOLAR 100 100 OCC
Abr Cerritos Colorados Fase II GEO 27 25 OCC
Jul Manzanillo II rep U2 3/ 5/ CC 460 447 OCC
Sep Paso de la Reina HID 543 534 ORI
3,910 3,801
2022 Abr Mérida TG 3/ TG 169 165 PEN
Abr Eólica II EOL 200 197 ORI
Abr Monterrey IV 3/ CC 1,088 1,053 NES
Abr Los Cabos I TG 3/ 8/ TG 94 91 BCS
Abr Salamanca 3/ CC 680 657 OCC
Abr Valladolid IV 3/ CC 542 525 PEN
Abr Coahuila I EOL 150 150 NTE
Abr Coahuila II EOL 150 150 NTE
Abr Solar IV SOLAR 100 100 OCC
3,173 3,088
2023 Abr Eólica III EOL 200 197 NTE
Abr Baja California V (Mexicali) 2/ 3/ CC 522 502 BC
Abr Santa Rosalía III CI 11 10 AIS
Abr Cd. Constitución 3/ 8/ CC 137 133 BCS
Abr Salamanca II 3/ CC 680 657 OCC
Abr Valle de México III 3/ 6/ CC 601 585 CEL
Abr Oriental I y II NGL 1,225 1,182 ORI
Abr Solar V SOLAR 100 100 BC
Abr Cerritos Colorados Fase III GEO 27 25 OCC
Jun Tenosique HID 422 416 ORI
3,925 3,806
2024 Abr Sabinas I NGL 700 588 NES
Abr Eólica IV EOL 200 197 ORI
Abr Central II (Tula) 3/ CC 1,162 1,125 CEL
Abr Chihuahua Sur (Norte VI) 3/ CC 958 925 NTE
Abr Solar VI SOLAR 100 100 NTE
Jun San Luís Potosí II 3/ 5/ CC 862 835 OCC
Jun Omitlán HID 231 227 ORI
4,213 3,997
2025 Abr La Paz II 3/ 8/ CC 117 114 BCS
Abr Eólica V EOL 200 197 NES
Abr Geotermoeléctrica I GEO 27 25 OCC
Abr Los Cabos II TG 3/ 8/ TG 94 91 BCS
Abr Oriental III y IV NGL 1,225 1,182 ORI
Abr Noroeste II 3/ NGL 1,400 1,355 NOR
Abr Solar VII SOLAR 100 100 NOR
Jun Mérida V 3/ CC 540 523 PEN
Jul Tamazunchale II 3/ CC 1,121 1,085 NES
4,824 4,672
2026 Abr Pacífico II NGL 700 588 CEL
Abr Baja California VI (Ensenada) 3/ CC 565 550 BC
Abr Eólica VI EOL 200 197 NTE
Abr Todos Santos II 3/ 8/ CC 123 119 BCS
Abr Tamazunchale III 3/ CC 1,121 1,085 NES
Abr Solar VIII SOLAR 100 100 OCC
Jun Madera HID 352 347 NTE
Jul Oriental V y VI NGL 1,400 1,337 ORI
4,561 4,323
2027 Abr Geotermoeléctrica II GEO 27 25 ORI
Abr Eólica VII EOL 200 197 NTE
Abr Pacífico III NGL 1,400 1,355 CEL
Abr Solar IX SOLAR 100 100 NOR
Jun Valladolid V 3/ CC 542 525 PEN
Jun Sistema Pescados (La Antigua) HID 121 119 ORI
Jun Aguascalientes II 3/ CC 872 841 OCC
Jul Sabinas II NGL 700 588 NES
3,962 3,750
2028 Abr Eólica VIII EOL 200 197 NTE
Abr Todos Santos III 3/ 8/ CC 123 119 BCS
Abr Noroeste III NGL 1,400 1,355 NOR
Abr Occidental I y II NGL 1,400 1,337 OCC
Abr Solar X SOLAR 100 100 NTE
Jun Oriental VII Y VIII NGL 1,225 1,182 ORI
Jun Norte VII (Chihuahua) 3/ CC 968 935 NTE
Jul Xúchiles (Metlac) HID 54 53 ORI
5,470 5,279
Total 54,950 53,101
Fecha de entrada Capacidaden Operación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-46
Retrasos de proyectos de generación
En los últimos años se han venido presentando retrasos en los proyectos de infraestructura
eléctrica debidos principalmente a:
a) Aumento en los tiempos de gestión para permisos de uso de suelo y ambientales
b) Consultas a las comunidades indígenas
c) Condicionamientos para la autorización de inversión
d) Retraso en la construcción
e) Problemas sociales
f) Problemas con autoridades municipales y propietarios de predios
En el sistema Baja California, el proyecto de la Central Baja California III (La Jovita) se había
venido posponiendo debido a la negativa de las autoridades municipales para otorgar los
permisos de uso de suelo correspondiente, problemas en las negociaciones para el camino de
acceso y con la propiedad del terreno. Estos problemas se han resuelto por lo que actualmente
se encuentra en proceso de licitación. Las consecuencias del retraso son: la importación de
capacidad para atender el margen de reserva, la reducción en la flexibilidad operativa y el
aumento de los costos de producción en ese sistema.
El proyecto de generación Salamanca Fase I, registra avances importantes en la construcción de
las unidades turbogás, no obstante, indefiniciones en el proyecto asociadas a la refinería, han
causado retrasos importantes en el desarrollo del proyecto en su conjunto, entre ellas, se
destacan:
a) Retraso en la obtención del presupuesto para la remoción de las líneas de transmisión,
para liberar el predio.
b) Definición de los parámetros del vapor requerido por PEMEX
c) Retraso en la realización del proyecto del rack de tuberías de vapor
d) Indefinición en el alcance de suministro de agua a la central de cogeneración Salamanca.
e) Indefinición en la interconexión del gasoducto a la central.
En el caso del proyecto Centro, al inicio de su construcción presentó un bloqueo social tanto en
la planta como en el gasoducto; el bloqueo en la central se retiró, sin embargo, persisten
problemas sociales en algunos tramos de derechos de vía para el gasoducto.
En el cuadro 4.18a se muestran los retrasos de proyectos que entraron en operación en 2013 y
en el cuadro 4.18b los posteriores.
Retraso de proyectos durante 2013 1/
1/ Fuente: GPPEE (Gerencia de Proyectos de Productores Externos de Energía)
Cuadro 4.18a
Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoBaja California Sur IV (Coromuel) 43 May 2013 Baja California Sur IV (Coromuel) 44 Dic 2013
Guerrero Negro III 11 May 2013 Guerrero Negro III 12 Sep 2013
Humeros Fase B 27 May 2013 Humeros Fase B 27 Nov 2013
La Yesca U1 375 May 2013 La Yesca U1 375 Nov 2013
La Yesca U2 375 May 2013 La Yesca U2 375 Nov 2013
Norte II (Chihuahua) 459 May 2013 Norte II (Chihuahua) 445 Nov 2013
Piloto Solar 5 May 2013 Piloto Solar 5 Jun 2013
Baja California II TG Fase I 139 Oct 2013 Baja California II TG Fase I 139 Nov 2013
Programa de proyectos PEF 2014 PRC del 25 de noviembre de 2013
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-47
Retraso de proyectos posteriores a 2013 1/
1/ Capacidades brutas
Cuadro 4.18b
Repotenciaciones
En 2013 concluyeron las repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I.
La capacidad total resultante es de 727 MW en cada una, con una eficiencia bruta superior a
50%. El mismo arreglo aplicará para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II, programadas para 2021.
Adicionalmente se analiza la conveniencia de repotenciar las unidades 1 y 2 de la termoeléctrica
Villa de Reyes en San Luis Potosí, así como las 4 y 5 de las termoeléctricas Francisco Villa en
Chihuahua.
La experiencia que se tenga en la CT Manzanillo I, será fundamental para las repotenciaciones
programadas posteriormente y para otras que sin estar aún en programa, podrían llevarse a cabo
en algunas centrales termoeléctricas del parque existente.
Por lo anterior y con base en los avances tecnológicos, en la evolución de costos y en los
requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia
de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos
combinados nuevos, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales
como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios
económicos logrados al repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en
ciclos combinados nuevos.
Centrales eoloeléctricas
En 2012 entraron en operación las centrales: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una
capacidad total de 511 MW, ubicadas en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa.
El proyecto Sureste I Fase II de 103 MW se encuentra en proceso de licitación. Adicionalmente,
se tienen los proyectos Sureste I Fase I de 203 MW, y los Sureste II, III, IV y V con una capacidad
total de 1,185 MW, programados para 2017. En el área Noreste se han programado los proyectos
Tamaulipas I, II, III y IV, de 200 MW cada uno y el último de 300 MW, para el periodo 2018 a
Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoBaja California II TG Fase II 56 Abr 2015 Baja California II TG Fase II 86 Abr 2017
Guerrero Negro IV 7 Jun 2015 Guerrero Negro IV 8.1 Abr 2016
Rumorosa I y II 200 Jun 2015 Rumorosa I y II 200 Nov 2016
Rumorosa III 100 Jun 2015 Rumorosa III 100 Nov 2016
Santa Rosalía II 15 Jun 2015 Santa Rosalía II 15 Ago 2018
Santa Rosalía C. Binario 2 Jul 2015 Santa Rosalía C. Binario 2 Nov 2016
Baja California Sur V (Coromuel) 43 Nov 2015 Baja California Sur V (Coromuel) 43 Jun 2016
Humeros III Fase A 27 Feb 2016 Humeros III Fase A 27 Abr 2016
Baja California III (La Jovita) 294 Mar 2016 Baja California III (La Jovita) 294 Oct 2016
Norte III (Juárez) 954 Abr 2016 Norte III (Juárez) 2/
954 Jul 2016
Sureste I Fases I y II 304 Abr 2016 Sureste I Fase I 203 Sep 2016
Sureste I Fase II 103.4 Oct 2014
Centro II 660 Sep 2016 Centro II 660 Sep 2019
Guaymas II 735 Mar 2017 Guaymas II 735 Abr 2017
Baja California II (SLRC) 276 Abr 2017 Baja California II (SLRC) 276 Jul 2017
Chicoasén II 240 Abr 2017 Chicoasén II 240 May 2018
Noreste (Escobedo) 1,034 Abr 2017 Noreste (Escobedo) 1,034 Dic 2017
Valle de México II 601 Abr 2017 Valle de México II 601 May 2017
Guaymas III 735 May 2017 Guaymas III 735 Jul 2017
Sureste II 270 Jun 2017 Sureste II 285 Sep 2017
Sureste III 300 Jun 2017 Sureste III 300 Sep 2017
Sureste IV 300 Jun 2017 Sureste IV 300 Oct 2017
Sureste V 330 Jun 2017 Sureste V 300 Oct 2017
Topolobampo II 700 Mar 2018 Noroeste (Topolobampo II) 847 Abr 2018
Programa de proyectos PEF 2014 PRC del 25 de noviembre de 2013
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-48
2020. En el área Norte los proyectos Coahuila I y II de 150 MW cada uno en 2022. En Baja
California los proyectos Rumorosa I, II y III con un total del 300 MW de capacidad, programados
para 2016.
A partir de 2021, se han programado proyectos de 200 MW cada uno en las regiones del país
donde existe potencial para su desarrollo, uno por año al 2028.
Así mismo, como se ha indicado en la sección 4.3.1 existe el interés de varios particulares por
instalar capacidad de este tipo en Oaxaca, Tamaulipas y Baja California. En esta última, además
existe el interés de los privados por desarrollar proyectos con base en esta tecnología para
exportación a Estados Unidos.
Tecnología de carbón limpio
Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en junio
de 2013, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, así como las metas
de participación de generación limpia, se estima que el desarrollo de centrales basadas en el uso
de carbón que incorpore equipo para la captura y confinamiento de CO2, sería competitiva en el
largo plazo.
De esta manera se incluyen, dentro de los proyectos denominados de Nueva Generación Limpia
(NGL), la opción para tres plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, dos en la
región de Sabinas, Coah. y una en Lázaro Cárdenas, Mich. Adicionalmente, cinco de 1,400 MW
cada una; dos en el Noroeste, una en el área Oriental y dos en el Occidental.
Nueva generación limpia
En la mezcla de tecnologías para el mediano y largo plazos, se consideran adiciones de capacidad
con nuevas tecnologías de generación limpia: nuclear, fuentes renovables como eoloeléctricas
y solar, o importación de capacidad. Como una posibilidad de la primera, se han programado
tres proyectos en el área Oriental de 1,225 MW cada uno, en 2023, 2025 y 2028.
En este programa se incluye una parte de la capacidad con tecnologías convencionales con base
en combustibles fósiles, y otra utilizando fuentes de energía renovable tales como centrales
eólicas, hidráulicas, geotérmicas, solares y con base en bioenergía.
De esta manera, a los proyectos con base en renovables contenidos en el programa, se agregará
parte de la capacidad definida como nueva generación limpia, con lo cual se atenderán los
lineamientos de mediano y largo plazos sobre la participación de tecnologías limpias en la
capacidad de generación.
Tecnología solar
CFE ha instalado dos centrales solares piloto con capacidades de 1 y 5 MW, la primera en Santa
Rosalía, Baja California Sur y la segunda en Mexicali, Baja California. Estas permitirán adquirir
experiencia en la construcción y operación de este tipo de tecnologías para un desarrollo en
mayor escala en el mediano y largo plazos.
A fines de 2013 entró en operación una central FV de 30 MW, en Baja California de Sur, en la
modalidad de pequeña producción.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-49
Por otra parte CFE ha atendido diversas solicitudes de interesados en desarrollar proyectos de
generación con tecnología solar. A finales de 2013 las solicitudes para analizar la prefactibilidad
de interconectar tales proyectos a la red de servicio público rebasan los 10,000 MW de capacidad.
Con base en lo anterior, en el corto y mediano plazo, se ha considerado la participación privada
con tecnología fotovoltaica en el esquema de pequeña producción. Así, se incluyen en el
programa, de 2014 a 2018, 13 proyectos de 30 MW cada uno, en esta modalidad.
A partir de 2019, se han programado diez proyectos FV de 100 MW cada uno, uno por año hasta
el año horizonte, en las regiones del país donde existe potencial para su desarrollo,
particularmente en el norte del país.
Participación de tecnologías en la expansión
En la gráfica 4.7 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva para el servicio público en 2012 y 2028.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Servicio público 1/
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.7
Al final del periodo, las tecnologías con base en gas natural alcanzarán una participación de
53.3%, respecto a la capacidad total del servicio público; las fuentes renovables tendrán una
participación de 23.9%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su
participación a 2.8%; y el carbón disminuirá su participación a 5.0% y la tecnología nuclear con
1.5 por ciento.
Para 2028, las adiciones de capacidad con NGL representan 13.4% de la capacidad del servicio
público. Con lo anterior, la capacidad de generación con fuentes limpias alcanzará una
participación de 38.8 por ciento.
Geotermoeléctrica
1.5%
Ciclo combinado
33.9%
Termoeléctrica
convencional
22.4% Turbogás 5.6%
Combustión
interna 0.5%
Eoloeléctrica
1.1%
Hidroeléctrica
21.7%
Carboeléctrica
10.1%
Nucleoeléctrica
3.0%
Solar 0.002%
2012real
53,114 MW2028
95,342 MW
2/Geotermoeléctrica
1.1%
Ciclo combinado
51.2%
Termoeléctrica
convencional
2.1%
Turbogás
2.1%Combustión
interna
0.4% Eoloeléctrica
5.4%
Hidroeléctrica
15.9%
Carboeléctrica
5.0%
Nucleoeléctrica
1.5%Solar
1.5%
NGL
13.4%Coque
0.3%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-50
Proyectos de cogeneración
En la región Bajío, la SENER, PEMEX y CFE decidieron la instalación de un proyecto de
cogeneración asociado a la Refinería Salamanca. Se ha programado una central con turbinas a
gas natural con una capacidad total de 382 MW, la cual también producirá vapor que se utilizará
en los procesos de refinación.
Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental
Además de las repotenciaciones de Manzanillo I y II, se han programado los proyectos
Aguascalientes y Aguascalientes II para 2020 y 2027 con capacidad de 872 MW cada uno,
Guadalajara I en 2019 con 908 MW, Salamanca y Salamanca II para 2022 y 2023 con capacidad
de 680 MW cada uno, así como San Luis Potosí y San Luis Potosí II en 2019 y 2024 con capacidad
de 862 MW cada uno.
En función de los refuerzos en la infraestructura de transporte y disponibilidad de gas hacia la
región Bajío, algunos de los proyectos de generación previstos en el área Occidental podrían
reubicarse dentro de esta región.
Proyectos de ciclo combinado en el área Central
En el año 2009 la SENER solicitó a CFE incorporar dos proyectos de ciclo combinado en el estado
de Morelos. Así se han programado Centro y Centro II para 2015 y 2019, los cuales se ubicarán
en el sitio denominado Huexca, en el municipio de Yecapixtla, Morelos.
Al incorporar los ciclos combinados de Centro y Centro II, se han reprogramado los proyectos
de Valle de México II y III para 2017 y 2023 respectivamente. Los proyectos de ciclo combinado
Central (Tula) y Central II (Tula) para 2021 y 2024 respectivamente, con ubicación en la actual
central Tula, en Hidalgo.
Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste
Con base en la disponibilidad de gas en esta área, se desarrollará un programa de generación
usando este combustible. Se han programado, para 2015 Agua Prieta II de 404 MW;
CC Guaymas II y III de 735 MW cada uno en 2017; en 2018 los proyectos CC Noroeste
(Topolobampo II) y Topolobampo III, el primero de 847 MW y el segundo de 700 MW; y
CC Mazatlán de 867 MW en 2020.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-51
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico
La gráfica 4.8 muestra la evolución de la expansión del sistema y del sector eléctrico. Se
presentan los montos de capacidad del servicio público y autoabastecimiento remoto, lo cual
constituye la capacidad que se controla en el sistema eléctrico. Así, se adicionarán 55,550 MW y
se retirarán 13,322 MW del servicio público, y los permisionarios de autoabastecimiento remoto
agregarán 9,582 MW. El sistema eléctrico contará al final del periodo con capacidad de
107,503 MW.
Las adiciones de capacidad totales de permisionarios —remoto más local— serán de
11,020 MW, con lo que el sector eléctrico tendrá en 2028 una capacidad de 113,708 MW. De
esta capacidad, la del servicio público representará 83.9% y la de los autoabastecedores
16.1 por ciento.
Evolución de la capacidad del servicio público, sistema y sector eléctrico 1/ (MW)
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
3/ Sistema eléctrico 4/ Sector eléctrico
Gráfica 4.8
En la gráfica 4.9 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva
en 2012 y 2028 para el sistema eléctrico, donde se incluyen el servicio público y el
autoabastecimiento remoto.
Al final del periodo la participación de tecnologías con base en gas natural será de 49.9% respecto
a la capacidad total del sistema eléctrico; las fuentes renovables alcanzarán una participación de
Retiros Adiciones
-13,322
55,550 2/
53,114
95,342
Total a
diciembre de 2012
Total a
diciembre de 2028
4,766
9,582
113,7084/
6,204
60,4594/
66,5704/
Servicio público 2/ Autoabastecimiento remoto Autoabastecimiento local
2,579
1,43812,161
55,6933/
65,1323/
107,5033/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-52
29.1%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a
3.0%; y el carbón disminuirá su participación a 4.5 por ciento.
La Nueva generación limpia contribuirá con 12.2 por ciento. De esta manera, la capacidad de
generación limpia, incluyendo la nuclear, tendrá una participación de 42.6 por ciento.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sistema eléctrico 1/2/
Nota: Incluye autoabastecimiento remoto
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW) 2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.9
En la gráfica 4.10 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva en 2012 y 2028 para el sector eléctrico.
Al final del periodo, la participación de tecnologías con base en gas natural será de 47.1%; las
fuentes renovables alcanzarán una participación de 27.6%; las que operan con base en
combustóleo, coque y diésel se reducirán a 2.8%, y el carbón disminuirá su participación a
4.2 por ciento.
La nueva generación limpia participará con 11.5%. De esta manera la capacidad de generación
limpia, incluyendo la nuclear, será 40.3% del total de la capacidad del sector eléctrico.
Geotermoeléctrica
1.5%
Ciclo combinado
34.0%
Termoeléctrica
convencional
21.2% Turbogás 6.1%
Combustión
interna 0.5%
Eoloeléctrica
2.0%
Hidroeléctrica
21.0%
Carboeléctrica
9.7%Nucleoeléctrica
2.9%
Solar 0.002%
Coque 1.0%
Biomasa 0.2%
2012real
55,693 MW2028
107,503 MW
2/
Geotermoeléctrica
1.0%
Ciclo combinado
47.8%
Termoeléctrica
convencional
1.8% Turbogás
2.1%
Combustión
interna
0.4%
Eoloeléctrica
11.5%
Hidroeléctrica
14.6%
Carboeléctrica
4.5%
Nucleoeléctrica
1.3%Solar
1.7%
NGL
12.2%Coque
0.8%
Biomasa
0.3%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-53
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Sector eléctrico 1/
Nota: Incluye autoabastecimiento remoto y local
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.10
Margen de reserva de capacidad
Margen de reserva por sistema eléctrico
La gráfica 4.11 muestra la evolución del Margen de Reserva (MR) en el SIN, de acuerdo con la
metodología aprobada por la Junta de Gobierno de CFE en septiembre de 2011.
En la revisión anual del programa, se realizan ajustes a los requerimientos de capacidad en
función de los nuevos escenarios de mercado eléctrico. Esto resulta en un ajuste gradual de las
adiciones de capacidad. El ajuste del MR es una meta móvil ya que la decisión de realizar los
proyectos toma entre 4 y 5 años antes de su entrada en operación. El MR es el resultado de la
evolución de variables estocásticas tanto de la demanda como de la oferta.
En el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer
proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para adquisición de
combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo.
La disminución del MR en 2013–2017 resulta de los retrasos y diferimientos de centrales
generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. Para ajustar
los niveles de margen de reserva, se han reprogramado proyectos que aún no están en proceso
de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasiona un déficit de capacidad regional, o
bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible.
En el corto plazo, el cálculo de MR considera el retraso en las fechas de entrada en operación de
los proyectos indicados en la sección 4.10.1.
Geotermoeléctrica
1.3%
Ciclo combinado
31.2%
Termoeléctrica
convencional
19.7%Turbogás
5.6%
Combustión
interna
0.5%Eoloeléctrica
1.8%
Hidroeléctrica
19.3%
Carboeléctrica
8.9%
Nucleoeléctrica
2.7%Solar
0.0%Coque
0.9%Biomasa
0.1%
Autoabastecimien
to local
7.9%
2/
2012real
60,459 MW2028
113,708 MW
Geotermoeléctrica
1.0%
Ciclo combinado
45.2%
Termoeléctrica
convencional
1.7% Turbogás
1.9%
Combustión
interna
0.3% Eoloeléctrica
10.9%
Hidroeléctrica
13.8%
Carboeléctrica
4.2%
Nucleoeléctrica
1.2%Solar
1.6%
NGL
11.5%Coque
0.8%
Biomasa
0.3%
Autoabastecimien
to local
5.5%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-54
Margen de reserva 1/
Sistema interconectado nacional
1/ Valores mínimos de verano 2/ Valor real
Gráfica 4.11
Se observa que el MR, como resultado del proceso de planificación, se estabiliza en los últimos
años del horizonte de planeación en alrededor de 13 por ciento. En 2018 el MR aumenta debido
a que entrarán en operación centrales programadas para años anteriores y que por diferentes
razones se han retrasado. Este margen, servirá para cubrir la reserva operativa, falla de equipos
y eventos críticos.
El hecho de disponer de MR altos en algunos años, si bien representa costos adicionales también
proporciona beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las
tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo,
en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tiene flexibilidad para
aprovechar situaciones coyunturales y lograr una operación más económica.
El beneficio de contar con un margen de reserva adecuado es el de la seguridad de abasto
eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo
de combustible, como se presentó en 2007 y durante 2012, en el centro, occidente y península
de Yucatán, con el gas natural, con el suministro de carbón a la central de Petacalco y el
desgajamiento de un cerro en San Juan de Grijalva, en años anteriores.
En los cuadros 4.19a y 4.19b se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California
Sur respectivamente; la evolución de la capacidad considera el plan de expansión incluido en el
PRC y los criterios establecidos para la planificación de estos sistemas.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20282/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-55
En 2013 se tiene programada la entrada de Baja California II TG Fase I (139 MW) y Baja California
III (294 MW); en 2014 el proyecto Baja California II (276 MW) y en 2015 Rumorosa I, II y III
(300 MW). A partir de 2018 se considera la interconexión al SIN.
Para Baja California, en 2010 la demanda máxima fue de 2,229 MW, en 2011 de 2,237 MW y en
2012 de 2,302 MW. A pesar del bajo crecimiento de la demanda en Baja California, se tienen
problemas de capacidad de generación, debido a los siguientes factores: i) la disponibilidad en
la central geotermoeléctrica de Cerro Prieto se ha reducido a 412 MW, por la declinación en la
producción de vapor en el campo geotérmico; ii) por la posposición de la adjudicación del
CC Baja California III (La Jovita).
Por lo anterior, en el corto plazo, para atender el criterio de reserva en esta área, se cuenta con
autorización para comprar capacidad a permisionarios de exportación instalados en el área, hasta
por 276 MW.
Aún con lo anterior, en el corto plazo, se requerirá importar capacidad de generación, de los
sistemas eléctricos del oeste de los Estados Unidos, durante los meses de verano.
Margen de reserva del sistema Baja California
1/ A partir de 2013, se considera compra de capacidad a exportadores instalados en Baja California
2/ A partir de 2018 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad 3/ Considera importación de energía en periodos de verano para los años que se indican, así como degradaciones estacionales 4/ No incluye exportación. La demanda de 2013 corresponde a la real
5/ Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima
Cuadro 4.19a
Para atender el crecimiento de la demanda en el sistema Baja California Sur, se requerirán
aproximadamente 843 MW de capacidad adicional para cumplir con los criterios de reserva y
reemplazar unidades antiguas con altos costos de operación.
Margen de reserva del sistema Baja California Sur
1/ Considera degradación de capacidad
2/ La demanda de 2013 corresponde a la real 3/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima.
Cuadro 4.19b
Margen de Reserva Regional
Un objetivo en la planificación es lograr un nivel aceptable del margen de reserva en todas las
regiones del sistema. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requiere la
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Capacidad instalada (MW) 2292 2419 2388 2381 3005 2945 2950 3179 3179 3189 3743 3743 3743 4158 4218 4218
Compra de capacidad a exportadores 1/ 250 276 276
Interconexión al SIN (MW) 2/ 77 170 43 185 300 70 242 5 128 300
Importación de EUA (MW) 16 240 82 177 17 19
Capacidad total (MW) 3/ 2,558 2,659 2,746 2,834 3,005 3,022 3,120 3,222 3,364 3,506 3,743 3,813 3,985 4,163 4,346 4,537
Demanda (MW) 4/ 2,225 2,312 2,389 2,464 2,544 2,628 2,713 2,801 2,924 3,048 3,181 3,316 3,465 3,620 3,779 3,945
Reserva de capacidad (MW) 333 346 357 369 461 394 406 420 439 457 562 497 520 543 567 592
Margen de reserva (%) 5/ 15.0 15.0 15.0 15.0 18.1 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 17.7 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Capacidad total (MW) 1/ 490 552 570 613 613 690 828 828 795 889 1,026 1,026 1,125 1,209 1,209 1,333
Demanda (MW) 2/ 403 428 449 474 502 530 561 596 635 678 724 774 828 884 944 1,009
Margen de reserva requerida (MW) 3/ 86 86 86 86 86 160 160 160 160 160 254 254 254 260 260 260
Reserva de capacidad resultante (MW) 87 124 121 139 111 160 268 233 160 211 302 252 297 325 265 324
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-56
instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así
como de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones.
La atención de la demanda se logra combinando los recursos locales de generación y la disponible
en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión.
La capacidad de los enlaces de transmisión depende de sus propias características físicas, como
nivel de voltaje, longitud, características de conductores, etc., así como de la robustez del
sistema en las regiones que enlazan: soporte de voltaje, diferencia angular, distancia eléctrica.
El límite de transmisión es el valor máximo de potencia eléctrica que puede intercambiarse entre
una o más regiones, preservando la seguridad en la operación del sistema eléctrico en su
conjunto, considerando la ocurrencia de falla en algún elemento de transmisión o generación.
La gráfica 4.12 muestra, para la condición de demanda máxima del SIN, los MR del
Interconectado Norte (IN), formado por las áreas Noroeste, Norte y Noreste y el Interconectado
Sur (IS), que incluye las áreas Occidental, Central, Oriental y Peninsular.
En el análisis se han considerado los factores que afectan la capacidad del parque de generación,
de acuerdo a la metodología de cálculo de MR. Así también se incluye la aportación a la reserva
debida a la capacidad de interconexiones y demanda interrumpible, ubicadas regionalmente.
Margen de reserva regional 1/ Sistemas interconectados norte y sur
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.12
Para esta condición de demanda, se observa que en el corto plazo el MR en el IN es menor al
del IS, lo cual se debe a las restricciones de transmisión existentes entre dichos sistemas y al
retraso de algunos proyectos de generación en las áreas del norte. A partir de 2016, con la
incorporación de nuevas centrales en las áreas Noroeste y Norte, así como los refuerzos en
transmisión entre las regiones Huasteca y Monterrey, el MR del IN se nivelará con el resto del
sistema.
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
SI Norte 11.0 12.7 10.5 17.1 15.6 18.5 15.8 15.6 13.9 14.2 13.9 14.2 13.9 14.0 13.4 13.6
SI Sur 27.4 26.0 26.6 15.8 14.1 17.0 14.4 14.3 12.8 13.2 12.8 13.2 13.5 13.1 13.7 13.6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-57
En las áreas del norte las mayores demandas se presentan en verano, debido en gran medida a
condiciones climáticas. En este periodo el sistema requiere de la mayor disponibilidad de
capacidad, sin embargo la misma se ve disminuida por las altas temperaturas, particularmente
la de centrales que operan a gas natural. Esto agrava las necesidades de capacidad del
Interconectado Norte en los meses de verano.
Por lo anterior, los mantenimientos al parque generador se programan en la medida de lo posible,
para disponer de la mayor capacidad en los periodos donde se presenta la demanda máxima de
cada una de las áreas.
Con todo lo anterior, en función de la capacidad y topología de los enlaces de transmisión entre
regiones, se comparten los recursos de capacidad entre las regiones del sistema. La diversidad
en los niveles de MR en cada una de las áreas depende de los recursos de capacidad y transmisión
disponibles en el punto de operación para el cual es más crítico el funcionamiento de los sistemas.
En las gráficas 4.13a y 4.13b se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales
para las áreas Norte, Noroeste, Noreste y Occidental, en la condición de demanda máxima del
SIN.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-58
Margen de reserva regional 1/
Áreas Norte y Noroeste
1/Demanda máxima del SIN Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13a
Margen de reserva regional 1/
Áreas Noreste y Occidental
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13b
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
NORTE 4.2 9.5 10.2 15.7 14.6 17.5 14.8 14.6 13.1 13.6 13.2 13.5 13.3 13.4 12.3 14.9
NOROESTE 6.8 13.2 12.9 15.9 14.6 17.5 15.0 15.0 13.2 13.5 13.1 13.5 12.8 13.4 12.4 13.3
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
NORESTE 15.9 12.3 7.3 16.6 14.6 17.6 14.9 14.7 13.2 13.5 13.2 13.6 13.5 13.3 13.3 12.1
OCCIDENTAL 20.9 21.7 19.9 16.1 14.6 17.5 14.9 15.1 13.2 13.5 13.2 13.5 13.4 13.4 13 14.1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-59
En las gráficas 4.13c y 4.13d se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales
para las áreas Central, Oriental Peninsular y SIN, en la condición de demanda máxima del SIN.
Margen de reserva regional 1/
Áreas Central y Oriental
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13c
Margen de reserva regional 1/
Área Peninsular y SIN
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13d
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
CENTRAL 25.4 25.1 25.0 16.8 14.7 17.4 14.8 14.7 13.2 13.6 13.1 13.6 13.7 13.4 12.3 13.9
ORIENTAL 24.5 24.1 24.5 15.4 14.6 17.6 14.8 14.7 13.2 13.6 13.2 13.6 13.8 13.4 16.3 13.3
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
PENINSULAR 32.8 31.2 30.9 17.5 14.8 17.7 15.0 14.7 13.4 13.8 13.4 13.6 18.4 13.5 19.5 14.8
SIN 21.6 21.1 20.6 16.3 14.6 17.6 14.9 14.8 13.2 13.5 13.2 13.6 13.7 13.4 13.6 13.6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-60
Diversificación de las fuentes de generación 4/
Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y
costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una
importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de
diversificación, aun con un mayor costo, permitiría reducir la exposición al riesgo.
Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra
la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor
único de combustibles y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes
de energía renovable y generación limpia.
En este ejercicio de planificación, de acuerdo con información proporcionada por la SENER, se
han considerado precios nivelados de 6.0 y 6.2 dólares/MBtu para el gas nacional e importado
respectivamente, de 12.3 dólares/MBtu para combustóleo doméstico y 13.8 dólares/MBtu para
el importado, y de 4 dólares/MBtu para el carbón nacional y de 5.3 dólares/MBtu para el
importado.
En este escenario y con los costos actuales de inversión de las tecnologías de generación, la
expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra mediante una participación
mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclo combinado.
A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han
considerado en los análisis de largo plazo.
Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que:
a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más
reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido el menos volátil, aunque en los
últimos años se ha incrementado.
Sin embargo, actualmente hay una gran presión mundial para reducir las emisiones de gas de
efecto invernadero, por lo que las tecnologías para carboeléctricas deberán considerar en el
futuro la captura y confinamiento de CO2. En este ejercicio se consideran estas tecnologías en la
denominada nueva generación limpia.
Además de las inversiones necesarias en estas centrales, se requieren otras para la recepción y
manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el
transporte de este energético en el territorio nacional.
Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en
Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en
Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología.
Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un
incremento importante en la seguridad de su operación, así mismo los costos han mostrado una
tendencia a la baja, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de
reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo cual aumenta su competitividad en
escenarios con bajas emisiones de CO2 ya que es la única fuente de capacidad y energía masiva
que cumple con este criterio.
Centrales hidroeléctricas. Los costos de inversión de estas son mayores a los de tecnologías
con base en combustibles fósiles. Los problemas sociales y ambientales derivados de su
construcción pueden ser más complejos por lo que la política de CFE ha cambiado al diseñar
proyectos de menor capacidad, que reduzcan la magnitud de las áreas inundadas. En la mayoría
4/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-61
de los casos los factores de planta son bajos e involucran incertidumbre en la disponibilidad del
recurso hidrológico.
Estas centrales ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan
el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las
obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego agrícola,
control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros.
Capacidad por tipo de combustible. En las gráficas 4.14 y 4.15 se presenta la composición
de la capacidad instalada en 2012 y 2028 en función de los energéticos utilizados, tanto para el
servicio público como para el sistema eléctrico que incluye el autoabastecimiento remoto.
Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de
generación reducirá su participación de 72.6% en 2012 a 61.6% en 2028.
En el contexto del sistema eléctrico, donde al servicio público se agrega la capacidad de
autoabastecimiento remoto, la capacidad de generación que utiliza combustibles fósiles reducirá
su participación de 72.5% a 57.4% en 2028.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-62
Capacidad bruta por tipo de combustible
Servicio público
1/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.14
Capacidad bruta por tipo de combustible
Sistema eléctrico 1/
1/ Incluye autoabastecimiento remoto 2/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.15
1/
2012real
53,114 MW2028
95,342 MW
Combustibles
fósiles 72.6%
Hidroeléctrica
21.7%
Geotermia 1.5%
Eólica 1.1%
Nuclear 3.0%
Solar 0.002%
Combustibles
fósiles
61.1%
Hidroeléctrica
15.9%Geotermia
1.1%
Eólica
5.4%
Nuclear
1.5%
NGL
13.4%
Solar
1.5%
2/
Combustibles
fósiles 72.5%
Hidroeléctrica
21.0%
Geotermia 1.5%
Eólica 2.0%
Nuclear 2.9%
Biomasa 0.2%
Solar 0.002%
2012real
55,693 MW2028
107,503 MW
Combustibles
fósiles
57.4%
Hidroeléctrica
14.6% Geotermia
1.0%
Eólica
11.5%Nuclear
1.3%
Biomasa
0.3%
NGL
12.2%
Solar
1.7%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-63
Fuentes de suministro de gas natural
Gas natural licuado: Tomando en cuenta la problemática del suministro de gas nacional y de
la importación de gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar el suministro a algunas
centrales eléctricas, CFE ha concretado la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y la
instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de
México, en el occidente del país y en la península de Baja California.
Zona Golfo de México: CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de
una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas.
Esta terminal inició su operación comercial en septiembre de 2006 con una capacidad de
300 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), la cual se incrementó a 500 Mpcd en enero de 2008.
Con este contrato se suministra gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.
Zona Occidente: El desarrollo de las terminales de GNL ha sido un elemento clave para
garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural. En particular en la región
Occidental, se han llevado a cabo los siguientes proyectos:
i) En marzo de 2008 se contrató la instalación de una terminal de almacenamiento y
regasificación de GNL en Manzanillo con una capacidad de producción de 500 Mpcd, lo que dará
seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los
proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados
en la región.
ii) Construcción de un gasoducto de 30 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y la ciudad de
Guadalajara, el cual entró en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de
gas a esa región.
Zona Baja California: A fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del
área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como
precio de referencia el del sur de California (SOCAL).
El proyecto incluyó la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con
una capacidad de hasta 1,000 Mpcd y un gasoducto con una longitud aproximada de 75 km y
diámetro de 30 pulgadas. Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad
contratada por CFE de 235 Mpcd. La capacidad excedente a la contratada se destina a otros
mercados en el sur y oeste de EUA.
Cambio estructural en el mercado de gas natural en México: En años recientes, se han
logrado importantes avances tecnológicos para la extracción del gas, lo que ha permitido hacer
rentable la recuperación del llamado “shale gas”. Este tipo de gas se encuentra en formaciones
rocosas con alto contenido orgánico y arcilloso. Esto ha propiciado un incremento sustancial en
la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así como en sus reservas.
En México, la mayor parte de las reservas de shale gas se encuentran ubicadas en el norte del
país y a lo largo de la costa del Golfo de México.
PEMEX perforó el primer pozo exploratorio en febrero de 2011 en Coahuila: la estimación de
recursos potenciales se ubica entre 150 y 459 trillones de pies cúbicos (TPC) de shale gas. Por
otra parte, la Energy Information Administration (EIA) de los EUA, considera que México cuenta
con reservas recuperables de shale gas por 681 TPC. Se estima que con el ritmo de consumo
actual, se podrían cubrir 60 años.
El incremento sustancial en la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así
como en sus reservas, además de modificar radicalmente los precios relativos internacionales,
hacen de Norte América la región con el gas más barato del mundo.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-64
Por lo anterior la SENER, en conjunto con Pemex, CFE y la CRE, han decidido emprender una
estrategia integral para avanzar en el desarrollo de la infraestructura de transporte y
comercialización de gas natural, la cual puede involucrar la participación de particulares en las
soluciones de suministro de gas natural en México.
La estrategia planteada, junto con un nuevo marco regulatorio, permitiría ampliar la cobertura
de gas natural a 100% de las entidades del país. Asimismo, se ampliaría la cobertura en varios
de los estados que cuentan con acceso limitado a gas natural.
La SENER promueve proyectos estratégicos a partir de fortalecer la coordinación de Pemex y
CFE, con el fin de identificar sinergias y evaluar el crecimiento de la red buscando el mayor
beneficio para el país, con la participación de inversionistas privados.
Dentro de las redes de transporte de gas natural desarrollados por CFE se encuentran las
siguientes:
Gasoducto Manzanillo−Guadalajara. En operación desde 2011, su trayectoria es la siguiente:
Manzanillo, Colima–Guadalajara, Jalisco, con una longitud de 300 km, diámetro de 30 pulgadas,
capacidad de 500 Mpcd y una inversión estimada de 358 MUSD. Con este gasoducto se garantiza
el transporte de gas natural para las centrales eléctricas en la región occidente del país, a clientes
industriales y otros del sector público de energía.
Gasoducto Centro. Con una longitud de 160 km, su trayectoria va de La Magdalena Soltepec
en Tlaxcala hasta Yecapixtla en Morelos. El diámetro será de 30 pulgadas con una capacidad de
320 Mpcd y una inversión estimada de 246 MUSD. Este ducto abastecerá la central de ciclo
combinado Centro y posteriormente la central Centro II.
Gasoducto corredor Chihuahua. Con una trayectoria de la frontera con EU—El Encino en
Chihuahua, diámetro de 36 pulgadas, capacidad de 850 Mpcd y una inversión estimada de
395 MUSD, este ducto abastecerá a las centrales de ciclo combinado Norte II, Norte V y
Norte VI.
Gasoducto—Tamazunchale–El Sauz. Entrará en operación en enero de 2014 y tiene la
siguiente trayectoria: Tamazunchale en San Luis Potosí—El Sauz en el estado de Querétaro, con
una longitud de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una inversión estimada de 300 a
350 MUSD. Este ducto es estratégico para alimentar a las centrales programadas de ciclo
combinado en el centro del país, como Valle de México II y Valle de México III.
Gasoducto Norte—Noroeste. Su trayectoria por la parte Noroeste será Sasabe—Puerto
Libertad (Fase I), en Sonora; Puerto Libertad—Guaymas en Sonora; el enlace entre Sonora y
Sinaloa será mediante la trayectoria Guaymas—El Oro (Topolobampo), y por la parte Norte
Juárez—El Encino, en Chihuahua. La conexión con la red de transporte de gas natural entre Norte
y Noroeste se realizará mediante la trayectoria El Encino—El Oro (Topolobampo). La trayectoria
final se efectuará entre El Oro (Topolobampo) y Mazatlán, en Sinaloa. La longitud total del
gasoducto será de 2,152 km aproximadamente.
Este gasoducto tendrá diferentes diámetros, 36 pulgadas de Juárez—El Encino; 30 pulgadas de
El Encino—El Oro (Topolobampo); Sasabe—Puerto Libertad—Guaymas, 36 pulgadas;
Guaymas—El Oro (Topolobampo), 30 pulgadas; y El Oro (Topolobampo)—Mazatlán,
24 pulgadas. La capacidad total será de 1,470 Mpcd, con una inversión estimada de 3,000 a
3,500 millones de dólares.
El gasoducto Norte—Noroeste cerrará el circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendo la
operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país y permitirá abastecer las
centrales a gas programadas en Sonora y Sinaloa, entre las que se encuentran: Noroeste y
Topolobampo III; Guaymas II y III; y Mazatlán. La puesta en operación de la Fase I será en
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-65
octubre de 2014, la de El Encino—El Oro (Topolobampo) en julio de 2016, Puerto
Libertad—Guaymas en octubre de 2015, Guaymas—El Oro (Topolobampo) en julio 2016 y El Oro
(Topolobampo)—Mazatlán en diciembre de 2016.
Asociado a este gasoducto y en tanto entran en operación los nuevos CC programados en
Topolobampo, Guaymas y Mazatlán, se ha previsto la operación a gas de las centrales
termoeléctricas Puerto Libertad, Topolobampo II y la unidad 3 de Mazatlán II, a partir de 2014,
2016 y 2016 respectivamente, hasta la fecha programada para su retiro.
Gasoducto Nuevo Pemex. Con trayectoria CPG Nuevo PEMEX—entronque del gasoducto
Mayakán, con longitud de 100 km, diámetro de 30 pulgadas, capacidad de 300 Mpcd y una
inversión de 154 MUSD. Incrementará la capacidad de transporte de gas natural hacia la
Península de Yucatán a fin de satisfacer los requerimientos del sector eléctrico, industrial,
comercial y residencial en la península. Se prevé su entrada en operación en 2014.
Gasoducto Ojinaga-El Encino-Torreón y centro del país. Con un diámetro de 36 pulgadas
y capacidad de 1,000 Mpcd aproximadamente, incrementará la capacidad de transporte de gas
natural al norte y centro del País, requerida para satisfacer la creciente demanda de los sectores:
eléctrico, industrial, comercial y residencial, en esas regiones. Se espera la entrada en operación
del ducto en el último trimestre del año 2016.
Gasoducto del sur de Texas-Naranjos. Se requiere esta capacidad de transporte de gas
natural, para incrementar la capacidad de transporte de gas natural al este y centro del país.
Será un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro con una capacidad aproximada de 800 Mpcd.
Se espera su entrada en operación durante el segundo trimestre del año 2018.
Sistema BCS. Actualmente las plantas de CFE en Baja California Sur operan con base en
combustóleo y diésel. CFE puede cambiar el insumo de estas plantas a gas natural con baja
inversión, generando importantes ahorros en costos de producción y adicionalmente, se
reducirán sustancialmente las emisiones de CO2, SOx, NOx y partículas suspendidas.
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles
Restricciones ecológicas
Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones
ambientales que impone la normatividad para cada región del SEN, en las cuales se utilizan
energéticos tipo fósil.
La Norma Ambiental Mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a
la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno—
está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan
combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.
Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada
por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y
un corredor industrial. Ver diagrama 4.7.
En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas
natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental. Además, se incluyó entre 2014 y
2016, la conversión a duales de siete centrales que actualmente consumen combustóleo, con el
fin de habilitarlas para que operen con gas natural. El detalle de estas conversiones se presenta
en el anexo B.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-66
Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana
Diagrama 4.7
Externalidades en la generación de energía eléctrica
En diciembre de 2012, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Metodología para valorar
las externalidades asociadas a la generación de electricidad en México. Para ello, la SENER
comunicó a CFE en noviembre de 2013, los valores de externalidades que deberán ser utilizados.
Tales valores tendrán aplicación en lo siguiente:
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), a partir de 2014
Despacho de las unidades del sistema eléctrico destinado a servicio público, a partir de
diciembre de 2013
Evaluación económica de proyectos de inversión, a partir del ejercicio fiscal 2014
Los factores de emisión por tecnología se indican en el cuadro 4.20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-67
Factores de emisión por combustible y tecnología, Ton/MWh
Cuadro 4.20
Los costos unitarios para cada contaminante se presentan en el cuadro 4.21
Valores unitarios de la externalidad ambiental
Dólares de 2013/ Ton
Cuadro 4.21
Con base en lo anterior, los costos externos asociados a cada tecnología se indican en el cuadro
4.22, en pesos de 2013 por MWh generado.
Valores unitarios del impacto de externalidades en la producción de electricidad $2013/MWh
Paridad de 12.5 $/dólar
Cuadro 4.22
Combustible (Tecnología) SO2 NOx PST (PM10) CO2
Carbón (Carboeléctricas) 0.00900 0.00125 0.00150 0.8566
Combustóleo (Térmicas Convencionales)0.01760 0.00082 0.00090 0.7130
Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y
caso particular CCC Valladolid II). 0.00687 0.00120 0.00009 1.2200
Gas (Ciclos Combinados de Alta
Eficiencia) - 0.00043 - 0.3452
Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,
Turbogás Generación Distribuida y Ciclo
Combinado Antiguo) - 0.00045 - 0.3746
Resto de Tecnologías (Nuclear,
geotérmica, eólica, solar, hidráulica) - - - -
SO2 NOx PST (PM10) CO2
122.9 103.0 83.2 5.7
Combustible (Tecnología) SO2 NOx PST (PM10) CO2TOTAL Dól 2013/MWh
Carbón (Carboeléctricas) 13.82 1.61 1.56 60.54 77.54 6.20
Combustóleo (Térmicas Convencionales)27.03 1.06 0.94 50.40 79.42 6.35
Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y caso
particular CCC Valladolid II). 10.55 1.55 0.09 86.23 98.42 7.87Gas (Ciclos Combinados de Alta
Eficiencia ) 0.00 0.55 0.00 24.40 24.95 2.00Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,
Turbogás Generación Distribuida y Ciclo
Combinado Antiguo) 0.00 0.58 0.00 26.48 27.06 2.16Resto de Tecnologías (Nuclear,
geotérmica, eólica, solar, hidráulica) - - - - - -
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-68
Los estudios de producción y de combustibles que se presentan en esta sección incorporan los
valores unitarios de las externalidades para cada tecnología en el costo variable, y por tanto en
el despacho económico realizado para la simulación de la operación del sistema eléctrico.
Eficiencia del proceso termoeléctrico
El consumo específico (CE) es la variable principal para determinar la eficiencia en el proceso de
conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían
inversamente con la eficiencia. Su magnitud resulta significativamente diferente para cada
tecnología.
El parque de generación termoeléctrico existente (CFE y PIE), cuenta con unidades cuya eficiencia
varía de 30 a 52 por ciento. Con el paso del tiempo, su mejora se debe fundamentalmente a
avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La gráfica 4.16 presenta
comparativamente su clasificación para 2012 y 2028.
Clasificación de la capacidad termoeléctrica efectiva instalada por rango de eficiencia 1/ Servicio público
1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni 106 MW de unidades móviles
Gráfica 4.16
Rango de
eficiencia (%)Clasificación
≥ 50 E (Excelente)
≥ 45 < 50 MB (Muy buena)
≥ 40 < 45 B (Buena)
≥ 35 < 40 A (Aceptable)
≥ 30 < 35 R (Regular)
< 30 P (Pobre)
E3,289
(8.5%)
MB11,950(31.0%)
B1,190
(3.1%)
A10,516
(27.3%)R
9,108(23.6%)
P2,494
(6.5%)
201238,547 MW
E38,716
(55.9%)
MB16,309
(23.6%)
B4,693
(6.8%)
A6,858
(9.9%) R2,615
(3.8%)
202869,191 MW
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-69
En la gráfica 4.17 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras
de 2008 a 2012 y la evolución esperada de 2013 a 2028, de acuerdo con el equipo existente y
los programas de requerimientos de capacidad de CFE y PIE, y retiros de unidades de CFE.
Se observa para 2013 un incremento de 0.5% en relación con el año anterior. Esta cifra resulta
de considerar una parte real —enero a septiembre— y otra pronosticada —octubre a diciembre—
. Esta última refleja una menor participación de energía suministrada con base en combustóleo
(eficiencia de 35%) y diesel y, mayor generación de ciclos combinados producida con gas (50%
de eficiencia).
Para 2017—2028 se considera que no existen restricciones en el suministro de gas, por lo cual
al final del periodo la eficiencia rebasa el 48 por ciento.
Eficiencia termoeléctrica1/
Servicio público
1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica
Gráfica 4.17
Composición de la generación bruta
En las gráficas 4.18 y 4.19 se presenta la participación de las distintas tecnologías en el despacho
de generación para 2012 y 2028, tanto para el servicio público como para todo el sistema
eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento remoto.
Es importante destacar la reducción de la generación termoeléctrica convencional, su incremento
con ciclos combinados, eoloeléctricas, solar, y la participación de tecnologías de Nueva
Generación Limpia (NGL) [nuclear, ciclo combinado y carboeléctrica con captura y confinamiento
de CO2, y renovable].
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Servicio público 40.9 40.9 40.9 40.7 40.3 40.8 41.8 42.5 42.7 42.6 43.4 44.8 45.5 45.6 46.7 46.9 46.8 47.2 47.9 48.1 48.2
35
37
39
41
43
45
47
49
Eficiencia
%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-70
Generación bruta por tipo de tecnología
Servicio público Escenario de Planeación
1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.18
Generación bruta por tipo de tecnología
Sistema eléctrico Escenario de Planeación
1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.19
Ciclo combinado45.6%
Turbogás2.4%
Combustión interna0.4% Hidroeléctrica
12.0%
Carboeléctrica13.0%
Nucleoeléctrica3.3%
Geotermoeléctrica2.2%
Eoloeléctrica0.5%
Termoeléctrica convencional
20.6%
Solar0.0%
2012 Real
261,894 GWh
Ciclo combinado64.5%
Turbogás0.8%
Combustión interna0.3%
Hidroeléctrica8.6%
Carboeléctrica3.0%
Nucleoeléctrica2.2%
Geotermoeléctrica1.8%
Eoloeléctrica3.7%
Termoeléctrica convencional
1.5%
Coque0.1%NGL1/
12.9%Solar0.7%
2028Planeación
458,824 GWh
Ciclo combinado43.5%
Turbogás2.3%
Combustión interna0.4%
Hidroeléctrica11.4%
Carboeléctrica12.4%
Nucleoeléctrica3.2%
Geotermoeléctrica2.1%
Eoloeléctrica0.5%
Termoeléctrica convencional
19.7%
Solar0.0%
Autoabastecimiento remoto4.5%
2012 Real
274,304 GWh
Ciclo combinado58.9% Turbogás
0.7%Combustión interna
0.3%
Hidroeléctrica7.8%
Carboeléctrica2.8%
Nucleoeléctrica2.0%
Geotermoeléctrica1.7%
Eoloeléctrica3.2%
Termoeléctrica convencional
1.4%
Coque0.1%
NGL1/
11.8%Solar0.6%
AutoabastecimientoRemoto8.7%
2028 Planeación
502,340 GWh
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-71
Combustibles fósiles requeridos
Se muestran en la gráfica 4.20 y el cuadro 4.23. La tmca se prevé de 4.66% para gas natural.
Por el contrario, el carbón, combustóleo y diésel, decrecerán 5.11%, 15.67% y 9.14%,
respectivamente.
Evolución de los combustibles requeridos
Servicio público 1/
1/ Incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Gráfica 4.20
Combustibles requeridos para generación de energía eléctrica
Servicio público 1/
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnología NGL
Cuadro 4.23
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
1,750
2,000
2012Real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Calor(Tcalorías / día)
Gas natural
Gas natural licuado
Carbón
Combustóleo
Coque
NGL Carbón Limpio
Diésel
Combustible Unidades 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Combustóleo m3 / día 31,975.4 31,111.7 22,663.9 17,045.2 14,257.0 10,365.7 8,972.8 7,622.8 6,488.0
Gas Mm3 / día 78.0 77.9 91.0 107.4 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4
Gas natural Mm3 / día 65.2 62.1 66.3 81.9 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4
Gas natural licuado Mm3 / día 12.8 15.8 24.6 25.5
Diésel m3 / día 2,071.8 2,266.7 1,300.1 1,226.3 1,217.2 1,428.4 1,627.4 1,161.8 1,060.9
Carbón Mt / año 15.5 15.2 12.1 10.4 10.3 8.7 5.9 7.1 5.7
Coque Mt / año 0.2 0.2 0.1 0.2 0.2
Combustible Unidades 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 tmca (%)
Combustóleo m3 / día 5,440.0 5,716.5 5,742.4 5,172.9 4,769.1 4,793.7 3,398.6 2,092.2 -15.67
Gas Mm3 / día 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6 4.66
Gas natural Mm3 / día 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6 5.84
Gas natural licuado Mm3 / día
Diésel m3 / día 734.9 543.2 480.7 473.6 468.7 433.5 450.7 447.0 -9.14
Carbón Mt / año 5.5 5.0 4.9 5.3 5.3 5.2 5.3 6.7 -5.11
Coque Mt / año 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -1.53
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-72
Para garantizar el suministro de gas, de 2013 a 2015 se considera una oferta de 500 y
400 millones de pies cúbicos de las terminales regasificadoras de gas natural licuado Altamira y
Manzanillo, respectivamente.
Además, a partir de octubre de 2014 se estima que habrá disponibilidad de este energético en el
norte de Sonora, llegando a finales de 2016 al estado de Sinaloa, una vez terminados los
gasoductos Norte−Noroeste.
Asimismo, entre 2014 y 2017 se prevé la entrada en operación de los gasoductos: Agua Dulce
(Sur de Texas)−Los Ramones−Tula−Aguascalientes, con lo cual se abastecerán las regiones
Occidental y Central del país.
La reducción en el consumo de combustóleo se debe:
Al uso de gas natural en algunas centrales termoeléctricas existentes, a su bajo
precio en relación con el combustóleo y al cumplimiento con la normativa
ambiental
Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados con base en gas
natural
A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas entre
los años 2024 y 2027, con tecnologías de NGL
A la hipótesis de que las centrales localizadas en las regiones de La Paz y Todos
Santos en Baja California Sur, operarán con gas cuando éste se encuentre
disponible
Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo
factor de planta
En 2012 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Occidental,
Central y Baja California.
El diagrama 4.8 indica el volumen de gas natural requerido en diferentes regiones del país.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-73
Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica
Servicio público 1/
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Diagrama 4.8
Los cuadros 4.24a y 4.24b muestran la estimación del gas natural requerido para las regiones
del norte y sur del país.
Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional
(Millones de metros cúbicos /día) Servicio público 1/
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Cuadro 4.24a
Baja California
Noroeste
Norte
Central
Oriental
Peninsular
Noreste
Occidental
112.7
161.6
Millones de metros cúbicos diarios(Mm3/día)
78.0 Registrado
2028
2018
2012
2014 91.0
Pronosticados
Baja California Sur
3.3
29.1 32.2 33.1 42.9
6.5 6.612.7 20.6
11.1 13.1 11.36.4
3.6 4.5 4.810.5
12.1 13.9 18.6 18.9
4.8 4.3 4.87.9
7.612.6 14.5
38.2
3.2 3.8 12.7 13.0
Área 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Baja California Norte 4.8 4.8 4.3 4.6 4.7 5.2 4.8 4.7 5.1 5.2 5.3 6.1 6.3 6.4 7.0 7.5 7.9
Gas natural 4.8 4.8 4.3 4.6 4.7 5.2 4.8 4.7 5.1 5.2 5.3 6.1 6.3 6.4 7.0 7.5 7.9
Baja California Sur 1.8 1.9 2.0 2.2 2.2 2.4 2.3 2.5 2.9 3.3
Gas natural 1.8 1.9 2.0 2.2 2.2 2.4 2.3 2.5 2.9 3.3
Noroeste 3.2 2.8 3.8 6.2 6.8 10.1 12.7 13.2 14.2 14.5 14.0 13.7 14.1 13.6 12.7 13.0 13.0
Gas natural 3.2 2.8 3.8 6.2 6.8 10.1 12.7 13.2 14.2 14.5 14.0 13.7 14.1 13.6 12.7 13.0 13.0
Norte 12.1 11.6 13.9 13.7 15.3 16.3 18.6 17.0 16.4 19.7 16.9 16.5 19.2 17.3 17.0 17.7 18.9
Gas natural 12.1 11.6 13.9 13.7 15.3 16.3 18.6 17.0 16.4 19.7 16.9 16.5 19.2 17.3 17.0 17.7 18.9
Noreste 29.1 26.7 32.2 38.2 32.1 32.0 33.1 33.5 33.2 32.9 34.7 35.2 34.9 37.9 41.0 42.9 42.9
Gas natural 21.5 16.8 22.3 28.2 32.1 32.0 33.1 33.5 33.2 32.9 34.7 35.2 34.9 37.9 41.0 42.9 42.9
Gas natural licuado 7.6 9.9 9.9 10.0
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4-74
Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional
(Millones de metros cúbicos/día) Servicio público 1/
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Cuadro 4.24b
Área 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Occidental 7.6 8.4 12.6 12.8 13.8 15.0 14.5 16.2 19.8 24.5 28.5 30.5 33.5 34.5 34.0 36.5 38.2
Gas natural 6.1 6.6 2.4 3.3 13.8 15.0 14.5 16.2 19.8 24.5 28.5 30.5 33.5 34.5 34.0 36.5 38.2
Gas natural licuado 1.5 1.8 10.2 9.5
Central 6.5 9.0 6.6 11.3 11.6 12.0 12.7 13.9 15.4 16.9 17.7 18.6 21.3 22.1 21.5 21.4 20.6
Gas natural 6.5 9.0 6.0 9.5 11.6 12.0 12.7 13.9 15.4 16.9 17.7 18.6 21.3 22.1 21.5 21.4 20.6
Gas natural licuado 0.5 1.8
Oriental 11.1 11.6 13.1 16.1 12.3 12.0 11.3 10.7 10.4 10.3 8.7 8.1 7.3 7.5 6.1 6.3 6.4
Gas natural 7.4 7.4 9.1 11.9 12.3 12.0 11.3 10.7 10.4 10.3 8.7 8.1 7.3 7.5 6.1 6.3 6.4
Gas natural licuado 3.7 4.2 4.0 4.2
Peninsular 3.6 2.9 4.5 4.5 4.4 4.4 4.8 4.2 5.1 6.1 7.5 7.5 7.6 8.4 8.8 9.8 10.5
Gas natural 3.6 2.9 4.5 4.5 4.4 4.4 4.8 4.2 5.1 6.1 7.5 7.5 7.6 8.4 8.8 9.8 10.5
TOTAL 78.0 77.9 91.0 107.4 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6
Gas natural 65.2 62.1 66.3 81.9 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6
Gas natural licuado 12.8 15.8 24.6 25.5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-75
Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva generación
limpia
En la estimación del consumo de combustibles, es de suma importancia considerar la reducción
de emisiones contaminantes con el fin de satisfacer las restricciones ambientales que impone la
legislación. Es por ello que el plan de expansión incluye centrales identificadas como NGL,
12,775 MW, para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro
4.25.
Proyectos a partir de tecnologías con Nueva Generación Limpia (NGL)
1/ Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2
2/ Nucleoeléctrica, Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Cuadro 4.25
Los proyectos definidos como NGL, incluyen las tecnologías; nuclear, carbón, ciclo combinado
con captura y confinamiento de CO2, o fuentes renovables.
Dado que aún no se define la tecnología de las centrales del cuadro 4.25, sus requerimientos de
combustibles no se contabilizan en el total, pero sí en el requerimiento térmico para satisfacer la
energía del servicio público.
En el cuadro 4.26 se presentan los probables combustibles requeridos para estas centrales.
Bruta Neta
Año Mes Proyecto MW MW Área
2023 Abr Oriental I y II 2/
1,225 1,182 ORI
1,225 1,182
2024 Abr Sabinas I 1/
700 588 NES
700 588
2025 Abr Oriental III y IV 2/
1,225 1,182 ORI
Abr Noroeste II 2/
1,400 1,355 NOR
2,625 2,537
2026 Abr Pacífico II 1/
700 588 CEL
Jul Oriental V y VI 2/
1,400 1,337 ORI
2,100 1,925
2027 Abr Pacífico III 1/
1,400 1,355 CEL
Jul Sabinas II 1/
700 588 NES
2,100 1,943
2028 Abr Noroeste IV 2/
1,400 1,355 NOR
Occidental I y II 2/
1,400 1,337 OCC
Oriental VII y VIII 2/
1,225 1,182 ORI
4,025 3,874
Total 12,775 12,049
en OperaciónFecha de entrada Capacidad
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-76
Probables combustibles requeridos para las centrales generadoras con
Tecnologías de Nueva Generación Limpia
Tecnologías probables; A Carboeléctrica, B Nucleoeléctrica, C Ciclo combinado. A y C con captura y confinamiento de CO2
Cuadro 4.26
Las gráficas 4.21a y 4.21b muestran las proyecciones de gas y carbón requeridos para servicio
público, sin y con proyectos de NGL (combustibles utilizados en la simulación).
Capacidad
(MW)
GWh 5,278 9,824 9,796 9,796 9,796 9,587
Uranio (toneladas anuales) 29.0 14.3 26.5 26.5 26.5 26.5 25.9
GWh 836 1,413 1,508 1,526 2,681
Carbón (Millones de toneladas anuales) 2.6 0.3 0.6 0.6 0.6 1.1
GWh 5,277 9,796 9,796 9,587
Uranio (toneladas anuales) 29.0 14.3 26.5 26.5 25.9
GWh 4,650 8,316 8,466 7,420.9
Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.5 2.6 2.7 2.4
Gas (Millones de m3
diarios) 6.2 0.1 3.2 4.2 4.3 3.8
GWh 765 1,282 1,567
Carbón (Millones de toneladas anuales) 1.9 0.2 0.4 0.5
GWh 3,109 11,195 10,987
Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.0 3.6 3.5
GWh 1,563 2,808
Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 0.5 0.9
GWh 416 2,694
Carbón (Millones de toneladas anuales) 2.6 0.2 1.1
GWh 2,901
Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 0.9
Gas (Millones de m3
diarios) 6.2 0.1 2.3
GWh 5,787
Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.8
Gas (Millones de m3
diarios) 6.2 0.1 3.7
GWh 3,345
Uranio (toneladas anuales) 29.0 9.0
Total 12,775 Generación (GWh) 5,278 10,660 21,136 33,291 44,040 59,365
Oriental VII y VIII B/
Veracruz 1,225
Sabinas II A/
Río Escondido, Coahuila 700
Noroeste IV A/, C/
Hermosillo, Sonora 1,400
Occidental I y II A/, C/
Aguscalientes 1,400
Pacífico II A/
Lázaro Cárdenas, Michoacán 700
Oriental V y VI A/
Veracruz 1,400
Pacífico III A/
Lázaro Cárdenas, Michoacán 1,400
Sabinas I A/
Río Escondido, Coahuila700
Oriental III y IV B/
Veracruz 1,225
Noroeste II A/, C/
Hermosillo, Sonora 1,400
2026 2027 2028
Oriental I y II B/
Veracruz 1,225
Proyecto Ubicación Generación y combustibles alternosConsumo
Máximo 2023 2024 2025
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
4-77
Proyección del gas natural requerido
(Millones de metros cúbicos por día) sin y con NGL Servicio público
Gráfica 4.21a
Proyección del carbón requerido
(Millones de toneladas anuales) sin y con NGL
Servicio público
Gráfica 4.21b
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
Sin NGL Con NGL
Histórico
77.5
45.3
50.5
49.1
63.5
60.6
71.9
76.4
73.0
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
Sin NGL Con NGL
Histórico
15.52
13.88
11.50
10.84
13.68
15.4514.92 14.70
14.69
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-1
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
Introducción
En la planificación se efectúa un balance técnico-económico entre el desarrollo de la generación
y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad a costo mínimo, por lo
que una red de transmisión confiable permitirá integrar y aprovechar eficientemente los recursos
de generación instalados en el sistema.
El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en
condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características
siguientes:
Sin sobrecargas en elementos
Operación dentro de rangos de tensión establecidos
Sin problemas de estabilidad angular y de voltaje
Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación
Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios
Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación
En el Sistema Eléctrico Nacional, el intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se
efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y
230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces
desde 161 kV hasta 69 kV.
Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del
territorio nacional y actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran
separados del resto del país.
El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central,
Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en las áreas Norte, Noroeste y Peninsular se
encuentra en etapa de robustecimiento, con redes de transmisión en algunos tramos aislados en
400 kV, los cuales operan inicialmente en 230 kV y a los que gradualmente se le ha ido realizando
el cambio de tensión a 400 kV.
Metodología para expandir la red de transmisión
Plan de transmisión de costo mínimo
Su objetivo principal es determinar un programa de expansión óptimo que satisfaga no sólo
criterios técnicos sino también de rentabilidad.
Análisis de costo mínimo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el
horizonte de estudio. Para cada una de ellas se calcula el Valor Presente (VP) de los costos de
inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel
cuyo VP resulta menor.
Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes para evaluar si la inversión
asociada tiene una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación
Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR). La metodología para el cálculo de
los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera
de Proyectos de Transmisión.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-2
El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando
opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de
planeación para la demanda.
Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:
Definición de escenarios de demanda
Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte
Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio
Escenario de demanda
Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en
el escenario de planeación del mercado eléctrico. Ver capítulo 2.
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte
Para su determinación se toman como marco de referencia:
La topología del sistema del año en curso
Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos
En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda
y puntos de operación.
Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir
con los siguientes criterios de planificación de CFE:
Confiabilidad
Seguridad en la operación
Calidad del servicio
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo
de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.
Expansión de la red de transmisión
Se planifica de manera coordinada con la expansión de la generación, descrita en el capítulo
anterior, para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de
Planeación.
A continuación se muestra el resumen del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones
y equipo de compensación. El cuadro 5.1a considera la construcción de
19,555 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales se estima que
5,073 km-c se realizarán con recursos presupuestales y 14,482 km-c como Proyectos de
Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIP).
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-3
Resumen del programa de líneas de transmisión
2014 — 2028
Cuadro 5.1a
Para subestaciones se ha programado instalar 47,207 Megavolt-ampere (MVA) de
transformación, 9,640 MVA con recursos presupuestales y 37,567 MVA como PIP. El cuadro 5.1b
muestra el resumen correspondiente.
Resumen del programa de subestaciones 2014 — 2028
Cuadro 5.1b
En el rubro de equipo de compensación se tiene proyectado incorporar 11,569 MVAr compuestos
por reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia reactiva, como se indica en
el cuadro 5.1c.
Año Subtotal
400 y 230 kV
2014 415 259 674 198 872
2015 130 66 196 450 646
2016 1,445 232 1,677 201 1,878
2017 1,540 1,098 2,638 256 2,894
2018 476 626 1,102 236 1,338
2019 505 147 652 364 1,016
2020 457 346 803 467 1,270
2021 499 462 961 236 1,197
2022 388 435 823 346 1,169
2023 750 438 1,188 274 1,462
2024 440 400 840 197 1,037
2025 1,812 299 2,111 217 2,328
2026 979 84 1,063 92 1,155
2027 515 121 636 18 654
2028 190 358 548 91 639
Total 10,541 5,371 15,912 3,643 19,555
Líneas km-c
400 kV 230 kV 161-69 kV Total
Año Subtotal
400 y 230 kV
2014 1,000 933 1,933 70 2,003
2015 1,685 1,192 2,877 100 2,977
2016 3,850 1,050 4,900 60 4,960
2017 4,500 925 5,425 30 5,455
2018 2,425 2,485 4,910 30 4,940
2019 1,375 1,460 2,835 80 2,915
2020 1,000 1,785 2,785 450 3,235
2021 1,275 1,240 2,515 30 2,545
2022 500 1,220 1,720 120 1,840
2023 2,750 1,683 4,433 103 4,536
2024 2,700 2,108 4,808 0 4,808
2025 1,750 1,292 3,042 30 3,072
2026 0 225 225 53 278
2027 1,375 792 2,167 30 2,197
2028 500 933 1,433 13 1,446
Total 26,685 19,323 46,008 1,199 47,207
Subestaciones MVA
400 kV 230 kV 161-69 kV Total
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-4
Resumen del programa de equipo de compensación
2014 — 2028
Cuadro 5.1c
Proyectos por área de control
Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de
la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define el programa de obras de
transmisión para el corto y mediano plazos.
Área Central
El área Central incluye la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) y la región Central, que
cubre geográficamente el Distrito Federal, Estado de México y parte de los estados de Hidalgo,
Morelos, Guerrero y Michoacán. La ZMVM integrada por las divisiones de distribución Valle de
México Norte, Centro y Sur, tiene 90% del consumo del área Central. El 10% restante
corresponde a las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e
Ixmiquilpan.
La infraestructura de transmisión principal está integrada por un anillo de transmisión,
compuesto por un doble circuito en el nivel de tensión de 400 kV que se extiende geográficamente
alrededor de la ZMVM. En este nivel existen 16 enlaces externos que provienen de fuentes de
generación lejanas con distancias mayores a 200 km, además de seis enlaces externos en el
nivel de tensión de 230 kV y dos de 85 kV.
Adicionalmente, para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos
de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 100 MVAr cada
uno), Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr) y La Paz (-300, + 300 MVAr).
Internamente en la ZMVM las principales fuentes de generación son: la central Valle de México
con una capacidad efectiva de 999.3 MW y la planta Tula con una capacidad efectiva de
2,094.6 MW.
La red troncal de la ZMVM en 400 kV registra altos niveles de transmisión en ciertas trayectorias
del anillo principal, con los flujos de potencia más altos a nivel nacional. Los enlaces del anillo de
Año Subtotal
400 y 230 kV
2014 456 28 484 133 617
2015 0 200 200 118 318
2016 2,000 900 2,900 270 3,170
2017 250 263 513 164 677
2018 800 0 800 253 1,053
2019 540 0 540 162 702
2020 0 267 267 173 440
2021 200 0 200 173 373
2022 600 0 600 240 840
2023 350 0 350 136 486
2024 150 0 150 419 569
2025 608 18 626 30 656
2026 345 0 345 0 345
2027 1,300 0 1,300 0 1,300
2028 0 0 0 23 23
Total 7,599 1,676 9,275 2,294 11,569
Compensación MVAr
400 kV 230 kV 161-69 kV Total
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-5
400 kV en donde se presenta alta transmisión de energía eléctrica, son Texcoco–La Paz y
Tula–Victoria.
Históricamente los niveles de demanda máxima se han presentado en los meses de noviembre
y diciembre, alcanzando su valor más alto en la segunda semana de diciembre. En 2013 la
demanda máxima integrada ocurrió en el mes de enero con 8,411 MW, valor similar al registrado
en 2006 (8,419 MW). En los últimos cinco años se ha presentado un decremento en la demanda
con una tasa media del 0.85 por ciento (sin crecimiento). El pronóstico de crecimiento medio
para los próximos 15 años es de 2.96 por ciento.
El área es importadora de energía y el suministro depende en gran medida de los enlaces
existentes con las áreas vecinas. Por su déficit de generación local, podría estar propensa a
problemas de estabilidad de voltaje. Esta es una característica típica de las grandes ciudades del
mundo.
El abastecimiento de agua potable hacia las ciudades de México y Toluca se lleva a cabo por
medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual depende eléctricamente de la
SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV, que también abastece la energía requerida
por las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Ante el posible crecimiento de la demanda del sistema
Cutzamala se estima en el mediano plazo la necesidad de un incremento en la capacidad de
transformación.
Un punto eléctrico de gran relevancia para el suministro de energía eléctrica del área Central es
la subestación Valle de México, la cual enlaza a través de 15 líneas de transmisión en 230 kV las
unidades generadoras de la central del mismo nombre con otras subestaciones. La zona donde
se encuentra ubicada presenta altos índices de contaminación, provocados por polvo y vapor de
agua, entre otros agentes contaminantes, los cuales inciden en el aislamiento de la subestación
causando fallas y afectaciones a la carga.
Asimismo, los enlaces en 230 kV provenientes de Valle de México hacia Cerro Gordo, de los que
depende el suministro del centro de la ciudad de México, podrían en el corto plazo estar muy
cerca de su saturación. Adicionalmente, debido a que se trata de una red prácticamente radial
alimentada de un solo punto, el perfil de voltaje se ve afectado ante una contingencia sencilla
de los enlaces en 230 kV.
Por otro lado, gran parte de los equipos instalados en la ZMVM tienen una antigüedad superior a
los 30 años, y en consecuencia una mayor probabilidad de falla; adicionalmente, su
mantenimiento se complica considerando su obsolescencia, ya que se dificulta conseguir partes
de repuesto. Esta condición se presenta en distintas subestaciones con relaciones de
transformación 230/23 kV y 85/23 kV.
Obras principales
Para atender el crecimiento de la demanda en el corto y mediano plazos con la confiabilidad y
seguridad requeridas, se han programado obras para atender las necesidades del área. A
continuación se describen los principales proyectos.
Para cumplir con las iniciativas para incrementar la productividad y competitividad de la CFE, el
área de Transmisión tiene el objetivo del incremento de la capacidad de transferencia de energía
de enlaces de transmisión prioritarios. Recientemente se han realizado mejoras en diversos
corredores de transmisión en la red de 400 kV, que como resultado han incrementado el límite
de transmisión de las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria, lo que permite un mayor
aprovechamiento de la infraestructura existente, con esto se evitan eventuales problemas de
saturación de los enlaces críticos del área Central en 400 kV.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-6
Para diciembre de 2014 se espera la entrada en operación de la trayectoria
Nochistongo-Victoria en 230 kV, que en conjunto con los proyectos de repotenciación de las
trayectorias provenientes de la subestación Tula (Tula-Nochistongo y Tula-Teotihuacan),
incrementarán la capacidad de transmisión en este nivel de tensión, reduciendo la alta
transmisión del circuito Tula-Victoria en 400 kV.
Debido a la condición existente en la subestación Valle de México y su importancia para el
suministro de energía eléctrica en la ZMVM, para finales de 2014 se tendrá en operación el
proyecto de modernización de la sección en 230 kV —con equipamiento aislado en SF6 y
encapsulado— y la reconfiguración de los circuitos que inciden. El resultado será una nueva
instalación que aportará como beneficios: incremento en la confiabilidad de suministro, reducción
del nivel de corto circuito, ahorro significativo en el reemplazo de equipamiento en las
subestaciones aledañas, aprovechamiento óptimo de espacio físico en el sitio y menor
vulnerabilidad ante la contaminación. Adicionalmente, se tendrá equipamiento disponible para
ubicar el proyecto de generación CC Valle de México II con fecha de entrada en operación para
mayo de 2017.
Para reforzar el suministro hacia el centro de la ciudad de México se tiene en programa para
noviembre de 2015 el proyecto subestación Lago, que aportará beneficios importantes, tales
como la reducción del flujo de potencia en corredores de transmisión, incremento en la capacidad
de transformación de la ZMVM, disminución de costos operativos por reducción de pérdidas
técnicas, incremento en la confiabilidad y apoyo al suministro del centro de la ciudad de México
con cargas asociadas en el nivel de 85 kV, como es el Sistema Colectivo Metro y las subestaciones
San Lázaro, Nonoalco y Jamaica.
Con la finalidad de atender los incrementos de demanda en subestaciones con transformación
230/23 kV y 85/23 kV y garantizar continuidad en el suministro, para 2013 y 2014 se han
programado 22 proyectos, que consisten en 9 nuevas subestaciones, la modernización por
deterioro y antigüedad de otras 13 y dos proyectos de sustitución de cables subterráneos.
En el diagrama 5.1 se muestra la ubicación de los principales proyectos mencionados.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-7
Principales proyectos en la red troncal del área Central
Diagrama 5.1
Para el crecimiento pronosticado en la zona Valle de Bravo y en particular del sistema de Bombeo
Cutzamala, con la posible entrada de un equipo adicional de bombeo, se tiene en programa la
SE Ixtapantongo Potencia con transformación de 400/115 kV y 375 MVA5/, la cual solucionará el
eventual problema de saturación en la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación
iniciaría en mayo de 2020.
También se tiene previsto para el mediano plazo la entrada en operación de nuevos puntos de
transformación en la red troncal de 400 kV, como son Tecomitl Potencia y Chimalpa II que
evitarán la saturación de los enlaces internos de la red troncal, además de reducir costos
operativos.
Adicionalmente se ha proyectado para 2019 el doble circuito Valle de México-Victoria en
400 kV, así como el entronque en la SE Valle de México de la LT Teotihuacan-Lago, ambos
permitirían lograr una redistribución de flujos de potencia en la red troncal de 400 kV.
En los cuadros 5.2a, 5.2b se muestran los principales refuerzos programados.
5/Se considera adicionalmente una fase de reserva Nota: a partir de esta página, solo se repetirá el número 1/ de cita, sin pie de página alguno
1
5
Zona Metropolitana del Valle de México
Ciclo Combinado
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Termoeléctrica convencional
Delimitación geográfica de la ZMVM
Subestación a 230 kV
Enlaces a 230 kV (doble y sencillo)
Hidroeléctrica
CEV
a Querétaro Maniobras
a Yautepec Potencia
a San Lorenzo Potencia
a San Martín Potenciaa Lázaro
Cárdenas Potencia
Atlacomulco
SanBernabé
DonatoGuerra
Topilejo
SantaCruz
La Paz
Texcoco
Victoria
Nopala
a Po
za R
ica II
a Tu
xpan
Tula
Deportiva
Parque Industrial Reforma
Tecomitl
Lago
a Pitirera
VolcánGordo
IxtapantongoPotencia
a Zocac
a Dañu
a L
a M
anga
a Héroes de Carranza
a Zapata
Chimalpa II
Teotihuacan
Valle de México
OP I
NIC
230 k
V
Chalco
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-8
Principales obras programadas para el área Central
2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito
Cuadro 5.2a
T. Transformador AT. Autotransformador
Cuadro 5.2b
Red de transmisión asociada a la central Centro
El proyecto de generación consiste en la instalación de un ciclo combinado con capacidad de
660 MW, el cual entrará en operación en marzo de 2015. La central se ubicará en el sitio
denominado Huexca (aeropista) que se encuentra en el municipio de Yecapixtla, estado de
Morelos.
La red asociada está programada para entrar en operación en diciembre de 2014 y prevé la
construcción de una nueva subestación de potencia en el nivel de 400 kV en un predio aledaño
a la planta generadora. Consiste en seis alimentadores en 400 kV (dos para LT Yautepec
Potencia-Huexca y cuatro para recibir la generación). En forma adicional se requiere la ampliación
de la subestación Yautepec Potencia con dos alimentadores en 400 kV.
Para transmitir la energía generada es necesaria la construcción de un doble circuito (Yautepec
Potencia-Huexca) en el nivel de 400 kV de tres conductores por fase y calibre 1113 MCM del tipo
ACSR, con longitud de 26.5 kilómetros. Ver diagrama 5.2
Ayotla-Chalco 1 230 2 9.9 Oct-14
Teotihuacan-Lago 400 2 50.2 Nov-15
Lago entronque Madero-Esmeralda 230 2 29.0 Nov-15
Chimalpa II entronque Nopala-San Bernabé 400 2 3.0 Oct-16
Chimalpa II entronque Remedios-Águilas 230 4 14.0 Oct-16
Tecomitl-Chalco 230 2 14.0 Nov-18
Tecomitl entronque Yautepec-Topilejo 400 2 14.0 Nov-18
Victoria-Valle de México 400 2 50.0 Nov-19
Valle de México entronque Teotihuacan-Lago 400 2 1.0 Nov-19
Coyotepec entronque Victoria-Nochistongo 230 2 1.0 Dic-19
Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra 400 2 5.0 May-20
Total 191.1
Tensión
kV
Longitud
km-c
Fecha de
entradaLínea de Transmisión
Núm. de
circuitos
Chalco Banco 5 1 T 100 230 /85 Oct-14
Lago Bancos 1 y 2 2 AT 660 400 /230 Nov-15
Chimalpa II Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-16
Tecomitl Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-18
Coyotepec Bco. 1 1 T 100 230 /85 Dic-19
Ixtapantongo Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 May-20
Total 2,360
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entradaSubestación Cantidad Equipo
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5-9
Red de transmisión asociada a la central Centro
Diagrama 5.2
Área Oriental
Su infraestructura eléctrica atiende ocho estados: Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz,
Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de
Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste.
En 2013 la demanda máxima del área alcanzó 6,709 MW el 21 de mayo a las 22:00 hrs. La
capacidad de generación a diciembre de 2013 fue de 13,234.4 MW, de los cuales 45%
corresponden a hidroeléctricas principalmente del Complejo Grijalva ubicado en el sureste de
México.
La operación de la red eléctrica principal del sureste en 400 kV está ligada al despacho de la
generación hidroeléctrica, para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del SIN. Dada
la longitud de dicha red se requieren para su control esquemas de compensación capacitiva e
inductiva. Por un lado, en la condición de punta para el área Oriental o para el SIN es necesario
transmitir grandes bloques de energía lo cual requiere de compensación dinámica de potencia
reactiva y por otro lado en los puntos de demanda mínima con bajo despacho hidroeléctrico, se
requiere tener en servicio reactores en derivación. Se estima que esta última condición de
operación cambie al entrar en operación la generación eólica en el Istmo de Tehuantepec y se
realice una coordinación eolo-hidroeléctrica.
El proyecto Sureste I (Fase II) con 103.4 MW en la modalidad de PIE entrará en operación en
octubre de 2014 en el sitio La Mata. Para Sureste I (Fase I) con 203 MW se espera su inclusión
en la TA Oaxaca en septiembre de 2016 como productores independientes, mediante los
participantes interesados que tienen derechos de transmisión en dicha red como
autoabastecedores.
a Santa Cruza San Bernabé
a Tecali
Topilejo
YautepecPotencia
CC Centro660 MW
Ciclo Combinado
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Huexca
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-10
El resto de los proyectos incluidos en la TA entrarán en operación en 2013-2015 para dar una
capacidad total de 1927.2 MW (autoabastecedores con 1,521.6 MW y PIE con 405.6 MW).
A febrero de 2013 se tuvieron en operación 1,525 MW.
Para el segundo semestre de 2017 se tiene prevista la entrada en operación de la segunda
Temporada Abierta Oaxaca con una capacidad de 2,330 MW eoloeléctricos, en los cuales se
incluyen 1,185 MW de CFE correspondientes a las proyectos Sureste II, III, IV y V, 15 MW de la
SEDENA y los 1,130 MW restantes corresponden a proyectos privados.
Para esta segunda TA es necesario construir red de transmisión en 400 kV desde el centro de
generación (Oaxaca) hasta el centro de carga (Zona Metropolitana del Valle de México).
Adicionalmente en las cercanías de la ciudad de Oaxaca se tendría una subestación intermedia
con transformación 400/230 kV.
Obras principales
Actualmente y de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados
refuerzos en la transmisión y transformación en diferentes puntos de la red eléctrica del área.
La nueva subestación Comalcalco Potencia 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad y la
construcción de líneas de transmisión en 230 kV y 115 kV, resolverán la problemática en la zona
Chontalpa en el estado de Tabasco. Su entrada en operación está programada para febrero de
2014.
El proyecto La Malinche de 225 MVA1 de capacidad y relación 230/115 kV, así como su red en
estos niveles de tensión, permitirá atender el incremento de la demanda en la zona Tlaxcala
evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada
para julio de 2015.
Así mismo, para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Pantepec, se considera instalar
en julio de 2015 un segundo banco 230/115 kV de 100 MVA, para garantizar el suministro al
norte del estado de Veracruz así como a la zona Huejutla.
Para enero de 2016 se prevé un segundo banco 400/230 kV de 225 MVA1 de capacidad en las
subestaciones Puebla II y Tecali, derivado del aumento en demanda de las cargas industriales
en la subárea Puebla Tlaxcala.
Para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Kilómetro Veinte, se considera agregar en
abril de 2016 un segundo banco 230/115 kV de 225 MVA, para garantizar el suministro en la
zona Villahermosa.
Incluida en la segunda TA de Oaxaca se considera un nuevo corredor en 400 kV desde el Istmo
de Tehuantepec hasta la subestación Huexca con una longitud aproximada de 550 km.
Adicionalmente se considera la construcción de la nueva subestación Xipe que será el punto de
interconexión, en la que se instalarán 1,875 MVA1 con relaciones 400/115 kV y 400/230 kV y la
SE Benito Juárez con una capacidad de 375 MVA1 con relación 400/230 kV y red en 230 kV. Se
estiman sus entradas en operación para los segundos semestres de 2016 y 2017,
respectivamente.
Para mayo de 2018 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica
Chicoasén II con 240 MW para interconectarse a la red de 400 kV entre las subestaciones Manuel
Moreno Torres y Malpaso Dos.
En julio de 2018 se ha considerado ampliar la capacidad de transformación 230/115 kV de la
zona Morelos con la instalación de 225 MVA1 en la subestación Morelos.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-11
Para incrementar la capacidad de transmisión hacia las zonas Ixtapa y Acapulco, para octubre
de 2018 se tenderá el segundo circuito de la línea Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia
aislada en 400 kV con operación inicial en 230 kV, con una longitud de 74.8 km-c.
Para mayo de 2019 está programada la entrada en operación de la ampliación de la subestación
Dos Bocas 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad para atender el crecimiento de la demanda
de la zona Veracruz.
Para la zona Los Ríos en el estado de Tabasco, se prevé ampliar en febrero de 2020 la capacidad
de transformación con el segundo banco 230/115 kV de 100 MVA en la subestación Los Ríos.
Para febrero de 2020 el proyecto Olmeca 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad, garantizará el
suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Villahermosa.
En abril de 2020 en la zona Tehuantepec está en programa la subestación Tagolaba 230/115 kV
con 200 MVA1 de capacidad.
Para septiembre de 2020 en la subestación Ixtapa Potencia está en programa el segundo banco
de 100 MVA de capacidad con relación 230/115 kV, para atender el crecimiento de la demanda
de la zona.
En noviembre de 2020 se prevé la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica La Parota
con una capacidad de 455 MW para interconectarse con el anillo de 230 kV y 115 kV de Acapulco.
Esta red incluye transformación 230/115 kV en la subestación de la central con una capacidad
de 225 MVA1.
En septiembre de 2021 para la costa chica de los estados de Oaxaca y Guerrero se tiene en
programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Paso de la Reina con 543 MW con
red de 230 kV hacia la zona Oaxaca y transformación 230/115 kV en el sitio de la central para
atender los crecimientos de dicha costa.
Para diciembre de 2021 en la zona Tapachula se instalará un segundo banco 400/115 kV de
225 MVA en la subestación Angostura, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda
de las zonas Tapachula y San Cristóbal. Y para incrementar la confiabilidad de la zona Tapachula
se tenderá el segundo circuito de la línea Angostura–Tapachula Potencia en el nivel de 400 kV
con una longitud de 193.5 km-c para el mismo año.
En el diagrama 5.3 se muestran los principales proyectos del área.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-12
Principales proyectos en la red troncal del área Oriental
Diagrama 5.3
En junio de 2023 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica
Tenosique con 422 MW para interconectarse en 400 kV con el corredor Tabasco
Potencia–Escárcega Potencia.
Para julio del mismo año el proyecto Tehuacán Potencia 400/115 kV de 375 MVA1 de capacidad,
garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Tehuacán
Tecamachalco. Para la zona Acapulco se considera la nueva subestación Barra Vieja de 225 MVA1
con relación 230/115 kV para entrar en operación a finales de 2023.
En los cuadros 5.3a, 5.3b y 5.3c se resumen las características de los principales refuerzos de
líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente en el área Oriental
para 2014 — 2023.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-13
Principales obras programadas para el área Oriental
2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.3a
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.3b
Cárdenas II entronque Cárdenas II - Comalcalco Oriente 230 2 3.4 feb-14
Comalcalco Potencia entronque Cárdenas II - Comalcalco Ote. 230 2 2.0 feb-14
Mezcalapa Switcheo - Cárdenas II 230 1 45.0 feb-14
Ixtapa Potencia- Pie de la Cuesta 2/ 400 2 207.7 jul-14
Tlacotepec - Pinotepa Nacional 115 1 77.0 abr-15
La Malinche entronque Puebla II - Zocac 230 2 4.8 jul-15
Chilpancingo Potencia - Tlapa 115 1 107.3 oct-15
Xipe - Benito Juárez 400 2 414.0 nov-16
Xipe - Ixtepec Potencia 400 2 68.0 nov-16
Benito Juárez - Oaxaca Potencia 230 1 25.0 nov-16
Benito Juárez - La Ciénega 230 1 8.0 nov-16
Huexca entronque Tecali - Yautepec Potencia 400 2 3.6 jul-17
Benito Juárez - Huexca 400 2 646.0 jul-17
Chicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso Dos 400 2 8.0 nov-17
Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia 2/ 400 2 74.8 oct-18
Manlio Fabio Altamirano - Dos Bocas 1/ 230 2 17.5 may-19
Olmeca entronque Tabasco - Villahermosa Norte 230 2 2.2 feb-20
Tagolaba - Juchitán II 2/ 230 2 44.0 abr-20
La Parota entronque Pie de la Cuesta - Los Amates 230 2 34.0 may-20
Tabasco entronque Villahermosa Norte - Cárdenas II 230 2 43.0 may-20
Paso de la Reina - Benito Juárez 230 2 220.0 mar-21
Angostura - Tapachula Potencia 2/ 400 2 193.5 dic-21
Tenosique - Los Ríos 400 2 52.0 dic-22
Tehuacán Potencia entronque Temascal II - Tecali 400 2 36.0 jul-23
Barra Vieja entronque Pie de la Cuesta - Los Amates 230 2 68.0 oct-23
Mezcala - Zapata 230 1 125.0 dic-23
Omitlán entronque Mezcala - Los Amates 230 2 34.0 dic-23
Total 2,563.8
Línea de TransmisiónTensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
Comalcalco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 feb-14
La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 jul-15
Pantepec Banco 2 3 AT 100 230 /115 jul-15
Tecali Banco 3 3 AT 225 400 /230 ene-16
Puebla Dos Banco 4 4 AT 300 400 /230 ene-16
Kilómetro Veinte Banco 2 3 AT 225 230 /115 abr-16
Xipe Bancos 1, 2 y 3 10 AT 1250 400 /230 nov-16
Xipe Bancos 4 y 5 7 T 875 400 /115 nov-16
Benito Juárez Banco 1 4 AT 500 400 /230 nov-16
Morelos Banco 3 4 AT 300 230 /115 jul-18
Dos Bocas Banco 7 4 AT 300 230 /115 may-19
Los Ríos Banco 2 3 AT 100 230 /115 feb-20
Olmeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 feb-20
Tagolaba Bancos 1 y 2 7 AT 233 230 /115 abr-20
La Parota Banco 1 4 AT 300 230 /115 may-20
Ixtapa Potencia Banco 2 3 AT 100 230 /115 sep-20
Mezcalapa Banco 1 4 AT 133 230 /115 feb-21
Paso de la Reina Banco 1 4 AT 300 230 /115 mar-21
Angostura Banco 7 3 T 225 400 /115 dic-21
Tehuacán Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 jul-23
Barra Vieja Banco 1 4 AT 300 230 /115 oct-23
Total 7,167
Subestación Cantidad EquipoCapacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-14
Principales obras programadas para el área Oriental
2014 — 2023
Cuadro 5.3c
Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase)
Se tiene programada la entrada en operación del proyecto Sureste I (segunda fase) para octubre
de 2014 con una capacidad de 103.4 MW.
Se considera que el proyecto de generación se ubicará en el Ejido La Mata en la región de
La Ventosa en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca. Este sitio se ubica aledaño al predio de la
SE Ixtepec Potencia.
Tal proyecto será construido en la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE), por
lo que su red asociada considera la instalación de un alimentador en 230 kV en la subestación
Ixtepec Potencia con cargo a la central.
En el diagrama 5.4 se muestra la red de transmisión asociada a este proyecto.
Villahermosa II MVAr Capacitor 115 22.5 feb-14
Ciudad Industrial MVAr Capacitor 115 15.0 feb-14
Teapa MVAr Capacitor 115 15.0 feb-14
Huejutla MVAr Capacitor 115 7.5 dic-14
Tempoal II MVAr Capacitor 115 7.5 dic-14
Esfuerzo MVAr Capacitor 115 15.0 abr-15
Atlapexco MVAr Capacitor 115 15.0 jul-15
Molango MVAr Capacitor 115 7.5 jul-15
Fortín MVAr Capacitor 115 15.0 sep-15
Córdoba I MVAr Capacitor 115 15.0 sep-15
Tlapa MVAr Capacitor 115 7.5 oct-15
Malpaso Dos MVAr Reactor 400 100.0 abr-16
Ometepec MVAr Capacitor 115 7.5 jun-16
Las Trancas MVAr Capacitor 115 15.0 nov-16
Xipe MVAr Reactor 400 275.0 nov-16
Benito Juárez MVAr Capacitor Serie 400 980.0 nov-16
Benito Juárez MVAr CEV 230 300.0 nov-16
Benito Juárez MVAr Reactor 400 450.0 nov-16
Martínez de la Torre II MVAr Capacitor 115 15.0 feb-17
Huimanguillo MVAr Capacitor 115 7.5 feb-19
Esperanza MVAr Capacitor 115 15.0 dic-19
Tlaxiaco MVAr Capacitor 115 7.5 sep-20
Tabasquillo MVAr Capacitor 115 15.0 feb-21
Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100.0 dic-21
Guerrero MVAr Reactor 230 18.0 oct-22
Ixhuatlán MVAr Capacitor 115 15.0 abr-23
Total 2,853.0
Compensación EquipoTensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entrada
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-15
Red asociada a la central eólica de Sureste I (segunda fase)
Diagrama 5.4
Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B
El proyecto de generación con dos unidades se ubicará en el campo geotermoeléctrico
Los Humeros en el estado de Puebla, cerca de los límites con el estado de Veracruz y
aproximadamente a 35 kilómetros al este de la población Libres. Eléctricamente estará conectado
en el nivel de tensión de 115 kV.
La fase A con fecha de entrada en operación para abril de 2016, incluye la unidad 11 con
27 MW que se emplazará aledaña al sitio de la actual unidad 8 y considera el retiro de 15 MW al
sacar de operación las unidades a contrapresión 3, 4 y 8 de 5 MW cada una, por lo que la
capacidad adicional será de 12 MW.
La fase B con fecha de entrada en operación para abril de 2018, incluye la unidad 12 con
27 MW que se emplazará a un costado de la actual unidad 6 y considera el retiro de 10 MW al
sacar de operación las unidades a contrapresión 6 y 7 de 5 MW cada una, por lo que la capacidad
adicional será de 17 MW.
Con este proyecto se adicionará una capacidad total de 29 MW y el total instalado en el campo
geotérmico será de 108 MW. Por lo anterior, considerando el monto de generación y la red
existente, no se necesita red de transmisión asociada; sin embargo dentro del alcance de la
central se requiere la construcción de dos tramos de línea de 200 metros cada una en el nivel de
115 kV para la interconexión de las unidades 11 y 12 con las líneas de 115 kV existentes.
El diagrama 5.5 muestra la red asociada.
a Temascal II
IxtepecPotencia
a Cerro de Oro Juile
a Manuel Moreno Torres
CEV
Enlace a 230 kV
Enlace a 400 kV
Subestación a 400 kV
Eoloeléctrica
±300 MVAr
Oaxaca II, 101 MW
Oaxaca IV, 101 MW
Oaxaca III, 101 MW
Sureste I Fase II103.4 MW
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-16
Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B
Diagrama 5.5
Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en
la Segunda Temporada Abierta de Oaxaca
En 2017 se tiene programada la entrada en operación de los proyectos de generación que
constituyen la segunda TA, la cual incorporará 2,330 MW de capacidad de generación;
1,130 MW provendrán de centrales privadas, 1,185 MW de las plantas eólicas Sureste II, III, IV
y V y 15 MW de la SEDENA.
La infraestructura necesaria para la interconexión de los 2,330 MW eólicos con entrada en
operación en noviembre de 2016 y julio de 2017, está conformada por un nuevo corredor entre
el Istmo de Tehuantepec y el centro del país con una longitud aproximada de 550 km, es la que
se muestra en el diagrama 5.6.
Esta red consiste de:
Dos subestaciones de potencia: Xipe y Benito Juárez con 2,625 MVA y relaciones de
transformación 400/230 kV y 400/115 kV
18 alimentadores de 400 kV y 230 kV. No se incluyen los alimentadores de 230 kV y
115 kV necesarios para la interconexión de los proyectos eoloeléctricos con la subestación
Xipe
Construcción de 1,271 km-circuito de líneas de transmisión en el nivel de tensión de
400 kV y 230 kV
La instalación de 2,023 MVAr de compensación serie y paralela en los niveles de 400 kV
y 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Geotermoeléctrica
a Zacapoaxtla a Teziutlán
SE Humeros II
a Libres
SE HumerosIII
Humeros III fase BU-12, 27 MW
Humeros III fase AU-11, 27 MW
U-4
U-7
U-6
U-3
U-8
U-10
U-9Unidad a retirar
Unidad a retirar
Unidad a retirar
Unidad a retirar
Unidad a retirar
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-17
Para la generación eólica el punto de interconexión será en los niveles de 230 kV y 115 kV de
una nueva subestación denominada Xipe.
En la definición de la red asociada se consideró un factor de simultaneidad de 80% para la
generación eólica en el Istmo de Tehuantepec. En caso de presentarse durante la operación
factores de simultaneidad mayores a este valor, el área operativa de CFE podrá disminuir la
generación eólica.
El punto de interconexión de las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V será la subestación colectora
Xipe y bajo la consideración de que se construirán en la modalidad de Productor Independiente de
Energía (PIE), la red anterior no incluye los requerimientos de red para interconectarlas con la
subestación colectora; estos deberán ser con cargo a las centrales.
Por lo anterior, igualmente con cargo a las centrales, se requiere la instalación de ocho
alimentadores nuevos de 230 kV en la subestación Xipe, dos para cada proyecto de generación;
sin embargo, el PIE podrá decidir si se conecta con un solo circuito en función de la confiabilidad
requerida que cada productor elija.
Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V
Diagrama 5.6
Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II
Este proyecto de generación se ubicará sobre la cuenca del río Grijalva en el municipio de
Chicoasén en el estado de Chiapas, aproximadamente 25 kilómetros al noroeste de Tuxtla
Gutiérrez y a 8 km al noroeste de la central Hidroeléctrica Manuel Moreno Torres. Eléctricamente
estará ubicado en la zona Tuxtla Gutiérrez en el Área de Control Oriental.
Esta central estará compuesta por tres unidades de 80 MW cada una.
Juile
Tecali
Temascal II
Tula
Minatitlán II
ZMVM
Veracruz
Laguna Verde
SanLorenzo
Oaxaca Potencia
Ixtepec
Potencia
Manlio FabioAltamirano
Sureste II, 285 MW
Cerro de Oro
Huexca
Yautepec
La Ciénega
Subestación a 400 kV
Subestación a 230 kV
Eoloeléctrica
Nucleoeléctrica
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Enlace a 230 kV
Enlace a 400 kV
Puebla II
Acapulco
Caracol
Xipe
Benito Juárez
Sureste III, 300 MW
Sureste IV, 300 MW
Sureste V, 300 MW
±150 MVAr
CEV
Reactor
Compensación Serie
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-18
La central entrará en operación en mayo de 2018, y dentro del alcance de la planta se considera
la construcción de la subestación Chicoasén II con cinco alimentadores de 400 kV.
Como red asociada se considera el entronque de la línea de transmisión de 400 kV LT Manuel
Moreno Torres-Malpaso Dos.
El diagrama 5.7 muestra la red asociada.
Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II
Diagrama 5.7
Área Occidental
Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y comprende nueve estados. Se
subdivide en tres regiones. La región Bajío: Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, Zacatecas
y San Luis Potosí; región Centro Occidente: Colima y Michoacán, y región Jalisco: Jalisco y
Nayarit.
En junio de 2013 la demanda máxima integrada fue de 9,207 MW a las 17:00 horas, con una
tasa media de crecimiento anual de 2.67% en los últimos 5 años. A nivel región, el Bajío
representa 57% de esta demanda, Jalisco 25% y Centro Occidente 18 por ciento.
Dentro de la región Bajío existen zonas con densidad alta de carga de tipo industrial, residencial
y riego agrícola. En los últimos dos años se ha atendido un número importante de solicitudes de
nuevos usuarios para proporcionarles el suministro de energía eléctrica en los niveles de 230 kV
y 115 kV. Estas nuevas solicitudes se concretarán en los próximos años, por lo que se estima
que en el mediano plazo esta región incremente su participación de una manera muy significativa
en la demanda máxima del área. Dentro de las solicitudes están las armadoras automotrices
Honda, Mazda y Nissan. La empresa acerera Deacero ubicada en la ciudad de Celaya, con una
demanda contratada de 250 MW en el nivel de 230 kV es la carga más alta en esta región Bajío.
a Juile
a Malpaso Dos
a Juile
Hidroeléctrica
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
a Malpaso Dos
8x300 MW
240 MW
Chicoasén II
a Angostura
a Angostura
El Sabino
Manuel Moreno Torres
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-19
La región Jalisco presentó una demanda máxima de 2,811 MW en junio de 2013 y la zona
metropolitana de Guadalajara es la principal carga de la región. La carga más importante de la
región Centro Occidente es la empresa acerera Arcelo Mittal, con una demanda de 800 MW en el
nivel de 230 kV.
A diciembre de 2013 la capacidad de generación instalada es de 12,716 MW (considerando las
CH Infiernillo, CH Villita y CH La Yesca), 57% se encuentra ubicada en la región Centro Occidente,
24% en la Bajío y 19% en la Jalisco. A nivel área, 36% de la generación es del tipo hidroeléctrico
con un factor de planta para las centrales Aguamilpa (960 MW) de 9%, el Cajón (750 MW) con
5% y para Zimapán (292 MW) de 53 por ciento durante 2013.
Para las centrales hidroeléctricas en el área, el despacho está programado principalmente para
apoyar las horas de mayor demanda del SIN y en parte se ajusta a cubrir la demanda máxima
del área. Sin embargo, para cumplir con el suministro se requiere importar energía
principalmente desde el área Noreste la mayor parte del tiempo.
A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,778 MW) que representa 25% de la capacidad
instalada, cubre parte de la demanda de las áreas Occidental, Central y Oriental.
Debido a que una alta demanda horaria a nivel área se mantiene durante gran parte de las horas
del día, su factor de carga anual es de 77%; los requerimientos de suministro se mantienen
constantes la mayor parte del tiempo.
Para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el
área tiene enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas vecinas. En 400 kV se tienen
dos líneas con la Noroeste y seis hacia la Noreste. En 230 kV se tiene una línea con la Norte y
dos con la Oriental. Finalmente con la Central cinco enlaces en 400 kV y tres en 230 kV.
Para atender la demanda de la región Bajío se tienen seis enlaces en 400 kV con el área Noreste
con longitudes que van de 200 a 260 km. En el caso de la región Jalisco, se abastece
principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km, y de la generación hidráulica de la cuenca
del Río Santiago (CH El Cajón y CH Aguamilpa).
Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario
contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación.
Obras principales
El banco 5 de Acatlán 230/115 kV con capacidad de 100 MVA proveniente de la subestación
Abasolo II, tiene como finalidad complementar la conversión de voltaje de operación de 69 kV a
115 kV en las zonas Costa y Minas de la División Jalisco. La entrada en operación está
programada para septiembre de 2014.
El banco 5 de Tepic II 230/115 kV con capacidad de 100 MVA, reforzará la transformación de
esta subestación y permitirá atender el crecimiento de la zona Tepic. Su entrada en operación se
prevé para abril de 2015.
El Compensador Estático de Var de la subestación Nuevo Vallarta con una capacidad de
-50/150 MVAr Inductivo/Capacitivo, tiene como objetivo preservar la calidad de voltaje en la
zona Vallarta y su entrada en operación se prevé para abril de 2015.
Derivado de la alta demanda en el nivel de 69 kV en las zonas Guadalajara y Chapala, se ha
programado un paquete de compensación capacitiva de 82 MVAr distribuidos en las
subestaciones San Agustín, Miravalle, Castillo, Mojonera y Penal el cual permitirá preservar la
calidad de voltaje en estas zonas para marzo de 2016.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-20
El banco 1 de la subestación Purépecha 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1, atenderá el
crecimiento de la demanda en las zonas Carapan y Ciénega y descargará los bancos
230/115 kV de las subestaciones Ocotlán (2x100 MVA) y Zamora (100 MVA) en abril de 2016.
Derivado del crecimiento de la demanda de la región Bajío, se contempla para abril de 2016 un
refuerzo de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Querétaro Maniobras – Querétaro
Potencia – Santa María. Con esta línea se reforzará la capacidad del enlace Querétaro Maniobras
– Querétaro Potencia, por el cual circula uno de los flujos más altos de la red eléctrica nacional.
El banco 1 de la subestación El Tapatío 400/230 kV con capacidad de 375 MVA1 y entrada en
operación en marzo de 2017 permitirá atender el crecimiento del sur de la zona metropolitana
de Guadalajara y descargará los bancos 400/230 kV de las subestaciones Acatlán y Atequiza.
El banco 1 de la subestación Puerto Interior 230/115 kV con capacidad de 225 MVA1 atenderá el
crecimiento dinámico de la demanda del parque industrial Puerto Interior en Silao (zona Irapuato)
y descargará los bancos 230/115 kV de la subestación Silao II para abril de 2018.
También para abril de 2018 se tiene contemplada la red asociada al proyecto de generación
hidráulica Las Cruces que consiste en un doble circuito en 230 kV entre la central y la subestación
Tepic II. Este proyecto permitirá el suministro con mejor calidad en el voltaje de las zonas Tepic
y Vallarta.
El banco 2 de Guadalajara Industrial 230/69 kV con capacidad de 225 MVA1 permitirá atender el
crecimiento del sureste de la zona metropolitana de Guadalajara y descargará la transformación
230/69 kV de la SE Guadalajara II. Su operación se prevé para junio de 2018.
La central Guadalajara I con 908 MW de capacidad y fecha de entrada en operación (FEO) para
abril de 2019 considera como red de transmisión asociada un enlace en 400 kV desde la
subestación Cajititlán hacia El Tapatío, donde está programado el banco 2 con relación
400/230 kV de 375 MVA. También se contempla entroncar la línea de 400 kV
Atequiza–Salamanca II desde Cajititlán. Así mismo, está contemplado el entronque de la línea
Tesistán–Zapotlanejo con la subestación Ixtlahuacán en el nivel de 400 kV, todo esto para
octubre de 2018.
También para octubre de 2018, se tiene programado el banco 2 de La Pila de 225 MVA y relación
230/115 kV como red asociada a la central San Luis Potosí con una FEO para abril de 2019.
En el diagrama 5.8 se muestran los principales proyectos para 2014 — 2023.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-21
Principales proyectos en la red troncal del área Occidental
Diagrama 5.8
Para 2019 — 2023, se programan varios refuerzos de transmisión y transformación en el área,
entre los que destacan los proyectos descritos a continuación.
Se prevé la tercer fuente de alimentación en 230 kV hacia la zona Vallarta desde la subestación
Cerro Blanco instalando transformación 400/230 kV, 375 MVA1 y una línea en 230 kV hacia la
zona Vallarta de aproximadamente 100 km para marzo de 2019.
El banco 4 de Potrerillos atenderá el crecimiento de demanda de la zona León, con la entrada en
operación de un transformador 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1, para abril de 2020.
Tepic II
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas Potencia
Primerode Mayo
San Luis Potosí II
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
El Cajón
a Donato Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac Potencia
a Ramos Arizpe
a Vicente Guerrero II
a Mazatlán II
La Yesca
La Pila
San JoséEl Alto
Cañada
Salamanca CC
Potrerillos
Cerro Blanco
El Potosí
San Luis de la Paz
Querétaro I
Pátzcuaro Potencia
Mazamitla
Lázaro Cárdenas Potencia
Tapeixtles
Carapan
Vallarta Potencia
AguascalientesI
PurépechaDañu
Irapuato II
ManzanilloI y II
Cruces
San Luis Potosí
Nuevo Vallarta
Puerto Interior
Taímbaro
Calera II
Guadalajara
TesistánIxtlahuacán
Acatlán
Niños Héroes
Atequiza
GuadalajaraOriente Zapotlanejo
Zapopan Guadalajara II
ElTapatío
Guadalajara I
Guadalajara Ind.
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Estructura de doble CircuitoTendido de un circuito
CEV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-22
Para octubre de este mismo año se incluye la adición de 100 MVA del banco 3 de transformación
230/115 kV en la subestación Ciudad Guzmán.
La red de transmisión asociada a la modernización de las unidades uno y dos de Manzanillo II
con 460 MW de capacidad cada una considera repotenciar a tres conductores por fase las líneas
existentes de 20 km-circuito en 400 kV entre las subestaciones Manzanillo II y Tapeixtles
Potencia, además de una nueva línea en 400 kV, dos circuitos, tendido del primero de 170 km
entre las subestaciones Tapeixtles Potencia y El Tapatío para enero de 2021.
Para abril de 2021, se prevé la adición de transformación 400/230 kV en la zona metropolitana
de Guadalajara en la subestación Zapotlanejo. Con FEO para octubre de 2021, la red asociada al
proyecto de generación Salamanca considera enlaces con las subestaciones Celaya III e Irapuato
II en 230 kV y la adición de 100 MVA de transformación 230/115 kV en Irapuato II.
Al 2022, se contempla transformación 230/69 kV y 230/23 kV en la zona Guadalajara en las
subestaciones Cajititlán y La Primavera respectivamente. También se prevé 375 MVA1 de
transformación 400/230 kV con la subestación San José El Alto de la zona Querétaro.
Para 2023, se contempla adición de 225 MVA de transformación 230/115 kV en la zona Querétaro
en la subestación Querétaro Potencia. También se prevé la adición de transformación
400/115 kV en la zona Aguascalientes en la subestación Aguascalientes Potencia y
transformación 230/115 kV en la subestación Calera II de la zona Zacatecas. El banco 1 de la
subestación Tarímbaro atenderá el crecimiento de la zona norte de la ciudad de Morelia.
Para el periodo 2024 y 2028 se tienen programados otros refuerzos en el área: un corredor en
400 kV entre las zonas San Luis Potosí y Querétaro en 2024. Para 2026 un doble circuito en
400 kV entre las zonas Lázaro Cárdenas y Salamanca. Para 2028 se prevé la instalación de
transformación en la zona San Luis de la Paz en la subestación Santa Fe.
Respecto a la generación en el área, el Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) indica
proyectos de Ciclo Combinado en las zonas de Aguascalientes, San Luis Potosí y Salamanca de
la región bajío, así como en la zona Guadalajara de la región Jalisco. En cuanto a proyectos de
energía renovable, se consideran tres proyectos solares de 100 MW cada uno en las zonas
Aguascalientes y Salamanca de la región Bajío y en la zona Carapan de la región Centro
Occidente. Esta capacidad puede inyectarse en las subestaciones del sistema en el nivel de
115 kV o 230 kV.
En los cuadros 5.4a, 5.4b y 5.4c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión,
transformación y compensación respectivamente, programados para el área Occidental durante
2014 — 2023.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-23
Principales obras programadas para el área Occidental
2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito
Cuadro 5.4a
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.4b
Línea de Transmisión
Querétaro Potencia Maniobras - Querétaro Potencia 1 400 2 24.0 Abr-16
El Tapatío entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II 230 2 5.0 Mar-17
El Tapatío entronque Colón - Guadalajara II 230 2 5.0 Mar-17
El Tapatío entronque Acatlán - Atequiza 400 2 2.0 Mar-17
Cerritos Colorados entronque Guadalajara I - El Sol 69 2 30.0 Oct-17
Las Cruces - Tepic II 230 2 120.0 Abr-18
Puerto Interior entronque Irapuato II - León II 230 2 20.0 Abr-18
Cajititlán - El Tapatío 400 2 36.0 Oct-18
Cajititlán entronque Atequiza - Salamanca II 400 2 20.0 Oct-18
Ixtlahuacán entronque Tesistán - Zapotlanejo 400 2 1.0 Oct-18
Cerro Blanco - Vallarta Potencia 1 230 2 100.0 Mar-19
El Llano entronque Aguascalientes Potencia - Cañada 400 2 40.0 Oct-19
Santa Fe entronque Las Delicias - Querétaro Potencia 230 2 10.0 Mar-20
Manzanillo II - Tapeixtles Potencia 400 2 20.0 Ene-21
Tapeixtles Potencia - El Tapatío 1 400 2 170.0 Ene-21
Salamanca CC - Irapuato II 230 2 40.0 Oct-21
Salamanca CC - Celaya III 230 1 40.0 Oct-21
Tesistán - Zapopan 230 2 47.2 Mar-22
Niños Héroes - Tesistán 230 2 9.4 Mar-22
San José El Alto - Querétaro Potencia Maniobras 400 2 72.0 Abr-22
La Primavera entronque Tesistán - Acatlán 230 2 48.0 Jun-22
Tarímbaro entronque Carapan - Morelia 230 2 32.0 Mar-23
Uruapan Potencia - Pátzcuaro Potencia 1 230 2 60.0 Mar-23
Villa de Reyes - Potrerillos 1 400 2 120.0 Dic-23
Total 1,071.6
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
Acatlán Banco 5 1 T 100 230 /115 Sep-14
Tepic II Banco 5 3 AT 100 230 /115 Abr-15
Purépecha 4 AT 500 400 /115 Abr-16
El Tapatío Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-17
Puerto Interior 4 AT 300 230 /115 Abr-18
Guadalajara Industrial Banco 2 4 T 300 230 /69 Jun-18
Tesistán Banco 6 1 T 60 230 /23 Ago-18
El Tapatío Banco 2 3 AT 375 400 /230 Oct-18
La Pila Banco 2 3 AT 225 230 /115 Oct-18
Cerro Blanco Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-19
Niños Héroes Banco 3 1 T 100 230/69 Jun-19
Guadalajara Industrial Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-19
Salamanca II Banco 2 Sustitución 4 T 500 400 /115 Nov-19
Potrerillos Banco 4 4 T 500 400 /115 Abr-20
Guadalajara Oriente Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-20
Ciudad Guzmán Banco 3 3 AT 100 230 /115 Oct-20
Zapotlanejo Banco 2 3 AT 375 400 /230 Abr-21
Irapuato II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Oct-21
San José El Alto Banco 1 4 AT 500 400 /230 Abr-22
La Primavera Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Mar-22
Cajititlán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-22
Valle de Tecomán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-22
Aguascalientes Potencia Banco 4 3 AT 375 400/115 Feb-23
Querétaro Potencia Banco 4 3 AT 225 230/115 Abr-23
Calera II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Mar-23
Tarímbaro Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-23
Pátzcuaro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-23
Total 6,607
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entradaSubestación Cantidad Equipo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-24
Principales obras programadas para el área Occidental
2014— 2023
Ind. Inductivo Cap. Capacitivo CEV. Compensador Estático de VAr
Cuadro 5.4c
Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I
Esta central entrará en operación en julio de 2014, con una capacidad de 382 MW. Tiene como
objetivo suministrar vapor a la refinería Ing. Antonio M. Amor de Pemex y participar en el corto
plazo en el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del área Occidental.
Para enero de 2014 se requiere una nueva subestación en 230 kV encapsulada en SF6 con los
alimentadores necesarios para la conexión de las unidades turbogás y líneas de transmisión. La
obra está dentro del alcance de la central.
Igualmente dentro de la planta se considera la construcción de 1.4 km-circuito de líneas de
transmisión en 230 kV, calibre 1113 ACSR de uno y dos conductores por fase para las acometidas
de ocho líneas de 230 kV: a Celaya III (2 líneas), a Irapuato II (3 líneas), a Salamanca PV
(2 líneas) y a Salamanca II . Diagrama 5.9.
Vallarta III MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-15
Nuevo Vallarta CEV CEV 230 50/150 Ind./Cap. Abr-15
San Agustín MVAr Capacitor 69 18.0 Mar-16
Miravalle MVAr Capacitor 69 18.0 Mar-16
Penal Ampliación MVAr Capacitor 69 12.2 Mar-16
Castillo MVAr Capacitor 69 24.3 Mar-16
Mojonera Ampliación MVAr Capacitor 69 10.0 Mar-16
Aeroespacial Capacitor 115 15.0 Mar-16
Salamanca II MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-17
Fresnillo Norte MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-18
Potrerillos MVAr Reactor 400 100.0 Oct-18
Campestre MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-19
Potrerillos Capacitor 115 15.0 May-19
Puerto Interior Capacitor 115 15.0 May-19
Celaya III Capacitor 115 22.5 May-19
Pénjamo MVAr Capacitor 115 30.0 Mar-20
Pátzcuaro Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Mar-20
El Tapatío MVAr Reactor 400 100.0 Ene-21
Laguna Seca MVAr Capacitor 115 30.00 Mar-21
Zapotiltic MVAr Capacitor 115 15.00 Mar-21
Colima II MVAr Capacitor 115 30.00 Mar-21
Río Grande Capacitor 115 22.5 Mar-22
El Sauz Capacitor 115 30.0 Mar-22
Lagos Capacitor 115 15.0 Mar-22
Guanajuato Sur Capacitor 115 15.0 Mar-22
Tarímbaro Capacitor 115 30.0 Mar-22
Potrerillos MVAr Reactor 400 100.0 Dic-23
Total 1,242.5
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entradaCompensación Equipo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-25
Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I
Diagrama 5.9
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para diciembre de 2014 con una
capacidad de generación de 53 MW, la cual considera la sustitución de cuatro plantas generadoras
a contrapresión de 5 MW cada una (20 MW) por una unidad de 53 MW a condensación, la cual
se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.
Con la capacidad de generación adicional de 33 MW y para la infraestructura eléctrica existente
donde se interconectará esta central, no se requiere red de transmisión asociada. Sin embargo,
dentro del alcance del proyecto de generación se incluyen entronques en 115 kV para
interconectar, en junio de 2014, la unidad con la red existente en el campo geotérmico
Los Azufres. Diagrama 5.10.
a Santa María
a Salam
anca II
Salamanca
a Celaya III
a C
ela
ya III
a Irapuato II
a Irapuato II
a Salamanca II
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Las
Fresas
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Enlace a 115 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Salamanca Fase I
382 MW
Nuevo
Vallarta
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-26
Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I
Diagrama 5.10
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2018 con una
capacidad de generación de 27 MW, la cual considera la sustitución de tres plantas generadoras
a contrapresión de 5 MW cada una (15 MW) por una unidad de 27 MW a condensación, la cual
se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.
Dentro del alcance del proyecto de generación se incluye una subestación de maniobras con cinco
alimentadores para interconectar la unidad con la red existente en el campo geotérmico Los
Azufres y el tendido del segundo conductor por fase en las líneas desde la nueva subestación de
switcheo hasta la subestación Azufres switcheo programada para octubre de 2017 con la finalidad
de mejorar la confiabilidad de la red de trasmisión. Diagrama 5.11.
a Aeropuerto
a Zinapécuaro
Azufres
Distribución
Azufres
Switcheo
a A
cá
mb
aro
a Ciudad H
idalgo
U –
14
U – 9
a campo sur
a unidad 15
Azufres III
Fase I
53 MW
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Las
Fresas
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Enlace a 115 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-27
Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase II
Diagrama 5.11
Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para octubre de 2018 con una
capacidad bruta de 240 MW. Se ubicará sobre la cuenca del río San Pedro - Mezquital y tiene
como objetivo garantizar el suministro de energía eléctrica de los estados de Nayarit y Jalisco en
el mediano plazo.
Para abril de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central, se tiene
programada como red asociada al proyecto la construcción de la LT Las Cruces - Tepic II en el
nivel de voltaje de 230 kV, 120 km–circuito, calibre 1113 ACSR de un conductor por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos.
Dentro del alcance del costo del proyecto, se incluye la construcción de la subestación Las Cruces
con 5 alimentadores de 230 kV, tres para las unidades y dos para líneas. Así mismo, se
consideran 2 alimentadores de 230 kV en la SE Tepic II para las líneas a Las Cruces.
Diagrama 5.12.
Campo Sur
Azufres III
Fase II
27 MW
U – 7U – 13
U – 12
a A
zu
fre
s S
witch
eo
Azufres
Switcheo Sur
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Las
Fresas
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-28
Red asociada al proyecto de generación hidráulica Las Cruces
Diagrama 5.12
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados
Fase I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para noviembre de 2018 con una
capacidad de generación de 27 MW, por lo que seis meses antes debe estar disponible como red
asociada al proyecto la línea de transmisión Cerritos Colorados entronque Guadalajara I – El Sol
en el nivel de voltaje de 69 kV, con una distancia de 30 km-circuito, calibre 477 ACSR de un
conductor por fase en estructura de torres de acero de dos circuitos.
Dentro del alcance de la red asociada se incluyen 2 alimentadores en el nivel de 69 kV para
interconectar las líneas mencionadas con el campo geotérmico Cerritos Colorados.
En el costo del proyecto de generación se incluye un alimentador para interconectar la unidad en
el campo geotérmico. Diagrama 5.13.
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Las
Fresas
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
Tepic II
Cerro
Blanco
a Mazatlán II
El Cajón
a Tesistán
Las Cruces
240 MW
Aguamilpa
a Vallarta
Potencia
Las Cruces
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-29
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I
Diagrama 5.13
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2019 con una
capacidad de generación bruta de 908 MW.
Para octubre de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central Guadalajara I
se considera como red de transmisión asociada al proyecto un enlace entre las subestaciones
Cajititlán y El Tapatío de 36 km–circuito, calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos en el nivel de 400 kV. Así mismo se considera
entroncar la línea de transmisión de 400 kV Atequiza–Salamanca II con la subestación Cajititlán
a través de una línea de 20 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos. También se contempla el entronque de la actual
línea de transmisión Tesistán–Zapotlanejo de 400 kV con la subestación Ixtlahuacán por medio
de una línea de 1 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en estructura de
torres de acero de dos circuitos
Como parte de la red asociada está considerado el Banco 2 en la subestación El Tapatío
400/230 kV con una capacidad de 375 MVA.
Adicionalmente se contemplan catorce alimentadores en 400 kV para el proyecto, de los cuales
diez de ellos están ubicados en la subestación Cajititlán; seis son para la interconexión de las
unidades de generación con la subestación, dos se utilizarán para la interconexión de la
subestación Cajititlán con las líneas hacia El Tapatío, uno para la línea a Atequiza y uno para la
línea a Salamanca II.
En la subestación El Tapatío están programados dos alimentadores para recibir las líneas de
Cajititlán. Así mismo, se contemplan dos alimentadores en la subestación Ixtlahuacán para las
líneas a Zapotlanejo y Tesistán. Diagrama 5.14.
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Las
Fresas
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
Las Cruces
Guadalajara I
El SolTecnicolor
Kodak
San Agustín
Bugambilias
Siemens
Flextronics
UAG
Vidriera
Zapopan
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Enlace a 69 kVSubestación a 69 kV
Motorola
Cerritos Colorados
Fase I
27 MW
a Mojonera
a Niños Héroes
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-30
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I
Diagrama 5.14
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis
Potosí
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2019 con una
capacidad de generación de 862 MW y se considera que se ubicará cercano al actual sitio de la
CT Villa de Reyes. Para esta misma fecha se tiene programado el retiro de 700 MW de la central
Villa de Reyes (2X375 MW), por lo que únicamente se elevará en 162 MW la capacidad instalada
de este sitio.
Para octubre de 2018, como parte de la red asociada al proyecto de generación, se tiene
contemplada la ampliación de transformación con el banco 2 en la subestación La Pila con relación
230/115 kV y capacidad de 225 MVA.
Así mismo, se requerirán cuatro alimentadores en 230 kV para interconectar las unidades de la
central con la actual subestación Villa de Reyes. Diagrama 5.15.
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
Villa de Reyes
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Potrerillos
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
Las Cruces
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Guadalajara I
908 MW
Tesistán
Ixtlahuacán
Atequiza
Zapotlanejo
TapatíoAcatlán El a Salamanca II
a M
anza
nillo
a Maza
mitla
a M
anza
nill
o
a CerroBlanco
a La Yesca
a Agu
asca
lient
es
Pot
encia
a Agu
asca
lient
es
Pot
encia
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-31
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí
Diagrama 5.15
Área Noroeste
El área Noroeste proporciona el suministro de energía eléctrica a los estados de Sonora y Sinaloa.
Eléctricamente está dividida en 13 zonas. Sus centros de carga más importantes son Hermosillo
y Ciudad Obregón en Sonora, así como Culiacán, Los Mochis y Mazatlán en Sinaloa.
Su sistema eléctrico se caracteriza por poseer una estructura longitudinal, con enlaces entre
zonas en niveles de tensión de 230 kV y 115 kV, principalmente. Actualmente, sólo los corredores
Mazatlán-Culiacán y Culiacán-Los Mochis operan en 400 kV. Desde 2005 el área está
permanentemente conectada con el resto del SIN a través de los enlaces Mazatlán-Tepic, con el
área Occidental, además de Mazatlán-Durango y Nacozari-Moctezuma, con el área Norte.
La demanda máxima del área se presenta en verano, caracterizada por la elevación de la
temperatura ambiente y por el comportamiento del sector industrial, particularmente dentro del
ramo minero, cuya carga se mantiene en un valor elevado durante todo el año. Esta situación
origina altos flujos de potencia de sur a norte a través de la red de transmisión troncal.
Durante 2013, la demanda máxima se registró el 19 de agosto, con un valor de 4,087 MWh/h,
lo que representó un crecimiento de 5.6% con respecto a 2012. Para los próximos quince años
se pronostica un crecimiento medio de 4.7 por ciento.
La capacidad de generación instalada a la fecha es de 3,814 MW, de los cuales 941 MW
corresponden a unidades hidroeléctricas, 2,052 MW a termoeléctricas convencionales, 735 MW
a ciclos combinados y 86 MW a unidades turbogás.
Aguamilpa
Pitirera
Villita
Las Delicias
Azufres
Charcas
Potencia
San Luis Potosí
a Tula
Zimapán
a Ixtapa Potencia
Lázaro
Cárdenas
Potencia
El Cajón
a Donato
Guerra
a Las Mesas
a Anáhuac
Potencia
a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz
a Mazatlán II
La Yesca
Cañada
El Potosí
Vallarta
Potencia
Potrerillos
El Sauz
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Carboeléctrica
Geotermoeléctrica
Subestación a 161 kV
Subestación a 115 kV
Manzanillo
I y II
Nuevo
Vallarta
Las Cruces
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
GM
143.9-900
San Luis I
a San Luis de
la Paz II
San Luis Potosí
862 MW
San Luis II
La Pila
a El Potosí
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-32
De la generación hidroeléctrica instalada, únicamente se dispone de alrededor de 300 MW para
atender la demanda máxima del área. El agua almacenada en los embalses es administrada por
la Comisión Nacional del Agua (Conagua), quien proporciona a CFE una cuota mensual en
volumen para su utilización, teniendo como prioridad el riego agrícola. Las principales
contribuciones durante los meses de junio a septiembre se realizan con las centrales Huites y El
Novillo.
En cuanto a la generación térmica, la capacidad efectiva instalada se reduce durante el verano
debido al efecto de la temperatura ambiente, mantenimientos o fallas.
El déficit de generación se solventa mediante importación a través de los enlaces con las áreas
vecinas. En 2013 —durante la condición de demanda máxima— se importaron 1,315 MW,
842 MW (64%) provenientes del área Occidental y 473 MW (36%) del área Norte, principalmente
por el enlace de Mazatlán con Durango.
Con el crecimiento pronosticado en la demanda del área, el programa de adiciones y retiros de
generación y la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presentarán
flujos de potencia elevados entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis, principalmente.
Asimismo, se estima que podría alcanzarse la capacidad nominal de algunos bancos de
transformación 230/115 kV, particularmente en las zonas Culiacán, Guasave, Los Mochis,
Guaymas, Obregón y Nogales.
Para 2014 se espera que el área opere en condiciones de riesgo durante los meses de verano.
Esta situación es ocasionada por el déficit de generación y por el retraso en la entrada en
operación de la central de ciclo combinado Agua Prieta II, cuyo inicio de operación se ha diferido
hasta marzo de 2015. Para mitigar el problema será necesario mantener una alta disponibilidad
del parque de generación existente.
Para el mediano y largo plazos se vislumbra que la condición operativa mejore con la capacidad
de generación adicional programada en Guaymas (1,470 MW), Topolobampo (1,547 MW),
Mazatlán (867 MW), Hermosillo (1,400 MW) y Los Mochis (1,400 MW), además de los proyectos
de generación solar a ubicarse en Hermosillo y Los Mochis, cuya capacidad asciende a 450 MW.
Con este programa de generación se pretende mejorar el balance oferta-demanda, reducir las
necesidades de importación, disminuir las pérdidas eléctricas y mejorar el perfil de voltaje.
Obras principales
Con el objetivo de mantener el nivel deseado de confiabilidad y satisfacer la demanda futura de
electricidad en el horizonte de planificación, se han programado los proyectos de transmisión y
transformación que se describen a continuación.
En mayo de 2014 entrará en operación el primer circuito entre las subestaciones Nacozari y
Hermosillo Cinco, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en
230 kV. Con este proyecto se incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones
Hermosillo y Nacozari y se aprovecharán los intercambios internos y externos de generación de
los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN.
En la zona Culiacán está programada la ampliación de la subestación La Higuera 230/115 kV,
con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad. El proyecto está programado para
entrar en operación en abril de 2015, y con su entrada en operación se evitará la saturación de
las subestaciones La Higuera y Culiacán Tres.
Para junio de 2015 se tiene en programa un transformador trifásico 230/115 kV de 100 MVA de
capacidad en la subestación El Fresnal, originado por el incremento en la carga de nuevos
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-33
desarrollos industriales en la población de Agua Prieta. El proyecto permitirá mejorar la
confiabilidad y reducir las pérdidas eléctricas en esta región del sistema.
En virtud del alto crecimiento esperado en la demanda de la zona Los Mochis para los próximos
años, en abril de 2016 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV en la subestación
Louisiana, con un banco de 225 MVA de capacidad.
Con el objetivo de mantener un perfil de voltaje adecuado e incrementar la capacidad de
transferencia de potencia en la red troncal del Noroeste, en abril de 2016 está previsto instalar
un Compensador Estático de VAr (CEV) en 230 kV en la subestación La Higuera, con una
capacidad de ±300 MVAr.
En octubre de 2016 finalizará la construcción de la red de transmisión asociada a la central de
ciclo combinado Guaymas II, la cual considera 454 kilómetros-circuito de líneas de transmisión
en 400 kV y 230 kV. El proyecto incluye una línea de doble circuito de 125 km de longitud para
reforzar el corredor Hermosillo-Obregón, además del tendido del segundo circuito de Guaymas a
Obregón, con una longitud de 95 km.
En enero de 2017 está programada la entrada en operación de una subestación 400/115 kV de
375 MVA1 de capacidad denominada Culiacán Poniente, que permitirá descargar y evitar la
saturación de los bancos 400/230 kV y 230/115 kV de la zona Culiacán.
Para enero de 2017 está programada la red asociada a la central de ciclo combinado
Guaymas III. El proyecto considera la instalación de 1,500 MVA de transformación 400/230 kV,
750 MVA1/ en Seri (Hermosillo) y 750 MVA1/ en Bácum (Obregón), además de 102 kilómetros-
circuito de líneas de transmisión en 400 kV, incluyendo el tendido del segundo circuito entre
Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de 70 km de longitud.
En la zona Obregón se ha observado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV para
evitar la saturación de los bancos existentes, por lo que se ha propuesto la instalación de un
segundo banco de 225 MVA en la subestación Bácum. Su fecha tentativa de entrada en operación
es abril de 2017.
De la misma manera, para abril de 2017 se tiene en programa un segundo banco de
transformación 230/115 kV en la subestación Nogales Aeropuerto, de 100 MVA de capacidad,
con la finalidad de atender la demanda de la zona. El proyecto incluye el tendido del segundo
circuito de 230 kV entre Santa Ana y Nogales Aeropuerto, de 100 km de longitud.
Como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Topolobampo III, en
noviembre de 2017 se tiene previsto reforzar el corredor Los Mochis-Obregón, mediante la
construcción del segundo circuito en 400 kV de la línea de transmisión Choacahui-Bácum, de
241 km de longitud.
Para abril de 2018 se ha programado la interconexión del área Baja California con el SIN, por
medio de un enlace asíncrono con una capacidad de 300 MW. El proyecto contempla un enlace
de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Seis de Abril, en el área Noroeste y Cucapáh,
en Baja California, con una longitud estimada de 405 km, además de elementos de compensación
fija y dinámica para control de voltaje.
En abril de 2018 está considerada la entrada en operación de un banco de transformación
230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad en la subestación Esperanza, en la costa de Hermosillo.
El proyecto incluye el tendido del segundo circuito de la línea Hermosillo Aeropuerto-Esperanza.
Su objetivo es atender el crecimiento de la demanda en esta región, originado principalmente
por desarrollos acuícolas, además de reducir la dependencia que tiene esta zona de la
transformación 230/115 kV de Hermosillo y Guaymas.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-34
También en abril de 2018 se reforzará el enlace Hermosillo-Santa Ana con la construcción de una
línea de transmisión en 230 kV, de dos circuitos tendido del primero y 150 km de longitud, entre
las subestaciones Hermosillo Loma y Santa Ana.
Debido al retiro de las unidades generadoras de la central termoeléctrica Planta Guaymas Dos,
se ha detectado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV en la zona Guaymas.
Preliminarmente, se ha considerado un banco de 225 MVA1/ de capacidad en la subestación
Guaymas Cereso, con entrada en operación en abril de 2018.
En abril de 2019 está programada la entrada en operación de Peñasco Potencia, con un banco
230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad. El proyecto permitirá atender el incremento en la
demanda de Puerto Peñasco y evitará la saturación de los bancos instalados en la subestación
Seis de Abril.
Para octubre de 2019 se ha considerado la construcción de un tercer circuito en 400 kV en los
corredores Mazatlán-Tepic y Mazatlán-Culiacán, con longitudes de 255 km y 210 km,
respectivamente, como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Mazatlán.
Para eliminar problemas de sobrecarga en la transformación de las zonas Los Mochis y Guasave,
en abril de 2021 se ha proyectado la construcción de la subestación Guasave Potencia, con un
banco 230/115 kV de 225 MVA1/.
Para mantener un soporte de voltaje adecuado en la zona Hermosillo ante el crecimiento
pronosticado de su demanda, en abril de 2022 está programada la instalación de un
Compensador Estático de VAr (CEV) en 400 kV en la subestación Seri, con una capacidad de
±300 MVAr. El proyecto apoyará el intercambio de excedentes de energía entre regiones en la
parte norte de Sonora.
Para junio de 2024 está programada la entrada en operación del segundo circuito de Santa Ana
a Seis de Abril, de 157 km de longitud, más la instalación de un segundo banco 230/115 kV de
100 MVA en Industrial Caborca. Este proyecto pudiera anticiparse en función del desarrollo de
los proyectos eólicos de Temporada Abierta en Baja California.
En octubre de 2024 se considera la construcción de 430 kilómetros-circuito de líneas de
transmisión, incluyendo una línea de doble circuito en 400 kV de Puerto Libertad hacia Hermosillo,
y 375 MVA de transformación 400/230 kV en la zona Hermosillo, asociados a la central
generadora Noroeste II.
Finalmente, en octubre de 2027 se ha considerado la entrada en operación de un tercer circuito
en 400 kV entre las subestaciones Choacahui y La Higuera, con longitud estimada de
250 km, asociado a la central generadora Noroeste IV.
En el diagrama 5.16 se muestran los principales proyectos en 2014 — 2023.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-35
Principales proyectos en la red troncal del área Noroeste
Diagrama 5.16
Op. In
ic. 230 k
V
Op. In
ic. 230 k
V
Op.
Inic. 2
30 kV
Op.
Inic. 2
30 kV
Industrial
Caborca
Santa Ana
Nogales
Aeropuerto
Cananea
El Fresnal
Puerto
Libertad
La Higuera S. Culiacán Potencia
El Habal
Mazatlán
Guamúchil IITopolobampo II
Los Mochis II
Huites
Pueblo
Nuevo
(Áre
a N
ort
e)
a Tepic II
(Área Occidental)
a N
ue
vo
Ca
sa
s G
ran
de
s
(Áre
a N
ort
e)
Guaymas CeresoOviachic
El Novillo
Mocuzari
El Fuerte
Bacurato
Sanalona
Humaya
Culiacán III
Comedero
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Termoeléctrica convencional
CEV
Reactor
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Estructura de doble circuito tendido del primero
a Durango II
a Jerónimo
Ortiz
Nogales
Norte
S i m b o l o g í a
Hermosillo
Aeropuerto
Hermosillo III
Cementos
del Yaqui
Esperanza
Hermosillo
Loma
Hermosillo V
C. Obregón III
C. Obregón IV
Op. Inic. 115 kV
El Mayo
Minera
Milpillas
Ejido Agua Prieta
La Caridad
FundiciónNacozari La Caridad
Subestación
Cananea
Grupo México
Op.
Inic
. 230
kV
Culiacán
Poniente
Guaymas III
Bácum
Planta Guaymas II
Guaymas II
Noroeste
(Topolobampo II)Topolobampo III
Choacahui
Louisiana
a El Pinacate-Cucapáh
(Área Baja California)
Peñasco
Potencia
Seis de
Abril
Seri
Hermosillo IV
Observatorio
Los Mochis
Industrial
Guasave
Potencia
Construcción de Segundo Circuito a Cargo de México
Generadora de Energía (Grupo México)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-36
En los cuadros 5.5a, 5.5b y 5.5c se muestran las principales obras de transmisión, transformación
y compensación programadas para el área Noroeste durante el mismo periodo.
Principales obras programadas para el área Noroeste
2014 — 2023
1/ Operación inicial 230 kV 2/ Tendido del primer circuito 3/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.5a
AT: Autotransformador T: Transformador (3F)
Cuadro 5.5b
Nacozari-Hermosillo Cinco 1,2 400 2 201.0 May-14
Seri-Guaymas Cereso 1 400 2 250.0 Oct-16
Bácum-Guaymas Cereso 1,3 400 2 95.0 Oct-16
Guaymas CC-Guaymas Cereso 2 230 2 20.0 Oct-16
Hermosillo Cuatro-Hermosillo Cinco 3 230 2 33.0 Oct-16
Pueblo Nuevo-Obregón Cuatro 2 400 2 70.0 Ene-17
Bácum-Obregón Cuatro 230 2 60.0 Abr-17
Santa Ana-Nogales Aeropuerto 3 230 2 100.0 Abr-17
Choacahui-Bácum 3 400 2 241.0 Nov-17
Seis de Abril-El Pinacate 2 400 2 205.0 Abr-18
Hermosillo Aeropuerto-Esperanza 3 230 2 58.1 Abr-18
Santa Ana-Loma 2 230 2 150.0 Abr-18
Mazatlán Dos-Tepic Dos 2 400 2 255.0 Oct-19
La Higuera-Mazatlán Dos 2 400 2 210.0 Oct-19
Guasave Potencia Entq. Los Mochis Dos-Guamúchil Dos 230 2 40.0 Abr-21
Total 1,988.1
Longitud
km-c
Fecha de
entradaLínea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
La Higuera Banco 4 3 AT 225 230 /115 Abr-15
El Fresnal Banco 1 1 T 100 230 /115 Jun-15
Louisiana Banco 2 3 AT 225 230 /115 Abr-16
Culiacán Poniente Banco 1 4 AT 500 400 /115 Ene-17
Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Ene-17
Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875 400 /230 Ene-17
Bácum Banco 2 3 AT 225 230 /115 Abr-17
Nogales Aeropuerto Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-17
Seis de Abril Banco 3 4 AT 500 400 /230 Abr-18
Esperanza Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-18
Guaymas Cereso Banco 2 4 AT 300 230 /115 Abr-18
Peñasco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-19
Guasave Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-21
Total 4,825
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entradaSubestación Cantidad Equipo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-37
Principales obras programadas para el área Noroeste
2014 — 2023
Ind: Inductivo Cap: Capacitivo
Cuadro 5.5c
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta
II
De acuerdo con el Programa de Requerimientos de Capacidad de CFE, esta planta entraría en
operación en 2013; sin embargo, durante su proceso de licitación se presentaron problemas de
carácter legal, por lo que su entrada en operación se ha diferido hasta julio de 2014, operando
como ciclo abierto y hasta marzo de 2015, operando como ciclo combinado.
La planta se ubica en el sitio denominado Ejido Agua Prieta, aproximadamente a 7 km al norte
de la central Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Su capacidad bruta será de
477 MW, incluyendo un campo termosolar de 14 MW.
Por su ubicación permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste
y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la
flexibilidad en la operación del SIN.
Agua Prieta II inyectará su potencia en el nivel de 230 kV. Las principales obras de transmisión
asociadas a esta central son: un doble circuito en 400 kV operado inicialmente en 230 kV, de
6.9 km de longitud, que entroncará con la línea El Fresnal-Nacozari, además de una línea de
transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.7 km de longitud, entre las subestaciones
El Fresnal y Cananea. El diagrama 5.17 muestra el detalle de esta red.
Hermosillo Cinco MVAr Reactor 230 28.0 May-14
Subestación Tres Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14
Subestación Cuatro Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14
Hermosillo Uno MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14
San Rafael MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-16
Los Mochis Tres MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-16
Los Mochis Uno MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-16
La Higuera CEV Compensador Estático de VAr 230 300/300 Ind./Cap. Abr-16
Bácum MVAr Reactor 400 100.0 Ene-17
Bácum MVAr Reactor 400 75.0 Nov-17
Seis de Abril CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Abr-18
Seis de Abril MVAr Reactor 400 100.0 Abr-18
Mazatlán Dos MVAr Reactor 400 75.0 Oct-19
La Higuera MVAr Reactor 400 75.0 Oct-19
Hornillos MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-21
Guasave Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-21
Seri CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Abr-22
Total 2,433.0
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entradaCompensación Equipo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-38
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II
Diagrama 5.17
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II
Esta central generadora está programada para entrar en operación en abril de 2017, con una
capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC
ubicado al sureste de Empalme, Sonora.
Con la operación de este proyecto se pretende dar inicio a la utilización de un sistema de
transporte de gas que cubrirá la mayor parte del territorio de Sonora y Sinaloa, lo que permitirá
instalar ciclos combinados con eficiencias superiores y precios de gas natural competitivos, así
como retirar plantas termoeléctricas convencionales que han llegado al final de su vida
económica, manteniendo al mismo tiempo el balance oferta-demanda en el área.
Por su ubicación resultará estratégica para la operación del área, ya que coadyuvará al suministro
de la demanda en dos de los polos con mayor desarrollo dentro de la misma: Hermosillo y Ciudad
Obregón.
Guaymas II se conectará a la red de transmisión en el nivel de tensión de 230 kV. Dentro del
alcance de su red asociada se considera la construcción de 454 kilómetros-circuito (km-c) de
líneas de transmisión, de los cuales 345.0 km-c son aislados en 400 kV y operados inicialmente
en 230 kV y 109.0 km-c son aislados y operados en el nivel de tensión de 230 kV.
El proyecto incluye el refuerzo de los enlaces Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón, con una
longitud aproximada de 220 km. El diagrama 5.18 muestra el detalle de esta red.
Op.
Inic
. 230 k
V
Op.
Inic
. 230 k
V
Op. Inic. 230
kV
Op. Inic. 230
kV
a Santa AnaCananea
El Fresnal
La CaridadFundición
NacozariLa Caridad
a N
uevo C
asas G
randes
(Áre
a N
ort
e)
Subestación Cananea
a Hermosillo III
Agua Prieta II477 MW
2x6.9-2x1113(Oct-12)
2x75.7-1113(Oct-12)
Ciclo combinado
Reactor
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
S i m b o l o g í a
(Mar-15)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-39
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II
Diagrama 5.18
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en julio de 2017, con una
capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC
ubicado al sureste de la población de Empalme, Sonora, donde se instalará previamente la central
Guaymas II.
Guaymas III se conectará a la red eléctrica del área Noroeste en el nivel de tensión de 400 kV,
para lo cual se requiere la conversión a 400 kV del enlace Hermosillo-Obregón, y en consecuencia
la instalación de 1,500 MVA1/ de transformación 400/230 kV en las subestaciones Seri y Bácum,
en las zonas Hermosillo y Obregón respectivamente.
La red asociada al proyecto incluye la construcción de una línea de transmisión en 400 kV de dos
circuitos, tendido del primero entre las subestaciones Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de
aproximadamente 70 km de longitud. En su esquema final esta línea formará parte de la línea
Choacahui-Bácum. El diagrama 5.19 muestra el detalle de esta red.
Hermosillo LomaHermosillo
Aeropuerto
Planta Guaymas II
Guaymas Cereso
Hermosillo V
C. Obregón III
Hermosillo III
Bácum
C. Obregón IV
Hermosillo IV
Seri
2x(125+95)=(2x220)-2x1113(Oct-16)
(Oct-16)4x8-1113
a Pueblo Nuevo
a Puerto Libertad
a Santa Ana
a Nacozari
O.I. 230 kV
(Oct-16)
20-1113
Hermosillo Aeropuerto
Hermosillo III
Hermosillo IV
HermosilloLoma
Hermosillo V
Seri
(Oct-16)33-1113
(Oct-16)
(Oct-16)4x6-1113
(Abr-17)
O.I. 230 kV
Guaymas II(735 MW)
O.I. 230 kV
Ciclo combinado
Termoeléctrica convencional
Reactor
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
S i m b o l o g í a
Estructura de doble circuito tendido del primero
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-40
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III
Diagrama 5.19
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado
Topolobampo II
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2018, con una
capacidad bruta de 847 MW. El proyecto se ubicará en las inmediaciones de la subestación
Choacahui, en el municipio de Ahome, Sinaloa.
Con su instalación se reducirán los costos de operación del SIN, al utilizar tecnologías más
eficientes y económicas, aprovechando la red de gasoductos que se construirá a lo largo del área
Noroeste.
De acuerdo con las indicaciones de la Secretaría de Energía (SENER), el proyecto se construirá
bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). El punto de recepción de la
generación será la subestación Choacahui, por lo que el PIE deberá construir la red necesaria
para transmitir la energía desde la central hasta esta subestación.
A cargo de CFE, el proyecto considera la construcción e instalación de dos alimentadores en
400 kV para recibir la inyección de generación. El diagrama 5.20 muestra el detalle de esta red.
Los Mochis II
Huites
PuebloNuevo
Guaymas Cereso
Oviachic
El Novillo
Mocuzari
El Fuerte
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Reactor
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Estructura de doble circuito tendido del primero
S i m b o l o g í a
C. Obregón III
C. Obregón IV
El Mayo
Guaymas III
Bácum
Planta Guaymas II
Guaymas II
Choacahui
(Ene-17)
2x375 MVA400/230 kV
Seri
Hermosillo V
Hermosillo III
Hermosillo Loma
Hermosillo Aeropuerto
Esperanza
Hermosillo IV
(Jul-17)
735 MW
(Ene-17)
2x375 MVA400/230 kV
(Ene-17)4x8-2x1113
(Ene-17)70-2x1113
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-41
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II
Diagrama 5.20
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo
III
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en mayo de 2018, con una
capacidad bruta de 700 MW.
Esta central se construirá bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE) y se
ubicará en un predio aledaño al ciclo combinado de Topolobampo II. El punto de recepción de la
energía proveniente de la central será la subestación Choacahui. Su generación se sumará a la
de Topolobampo II, con lo cual se tendrá una capacidad total instalada de 1,547 MW en este
sitio.
La red de transmisión asociada al proyecto considera la construcción de 241 kilómetros-circuito
de líneas de transmisión aisladas y operadas en 400 kV, además de la instalación, en la
subestación Bácum, de 75 MVAr de compensación reactiva inductiva en derivación para la línea
Bácum-Choacahui. El diagrama 5.21 muestra el detalle de esta red.
Guamúchil IITopolobampo II
Louisiana
Los Mochis II
HuitesPuebloNuevo
Mocuzari
El Fuerte
Bacurato
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Termoeléctrica convencional
Reactor
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Estructura de doble circuito tendido del primero
S i m b o l o g í a
C. Obregón IIIBácum
C. Obregón IV
El Mayo
Choacahui
Noroeste (Topolobampo II)
847 MW
a Culiacán
Los Mochis Industrial
a Guaymas
Abr-18
Obra a cargo del PIE
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-42
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III
Diagrama 5.21
Área Norte
El Área de Control Norte (ACN) atiende las necesidades de suministro de energía eléctrica en los
estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas de
control: Juárez, Chihuahua, Camargo, Laguna y Durango; tiene enlaces con las áreas Noroeste,
Noreste y Occidental.
La demanda máxima del área en 2013 fue de 3,841 MW, el 19 de junio a las 16:00 hrs. La
capacidad efectiva de generación instalada a diciembre del 2013 año fue de 4,158 MW, que
incluyen los 445 MW de la central CC Norte II, sin embargo durante la demanda máxima dicha
central todavía estaba en su fase de pruebas, por lo que en términos prácticos, se mantuvo un
déficit de generación.
Por lo anterior, aún con la nueva capacidad de generación, pero con los factores ambientales
propios del área, como la temperatura, fallas técnicas y capacidad indisponible por
mantenimiento, prevaleció la condición que en los últimos años ha caracterizado la operación de
este sistema eléctrico durante la condición de demanda máxima de verano: elementos al extremo
de su capacidad, importación de bloques de energía de los sistemas vecinos, sobre todo del área
Noreste y restricción a la entrada de nuevos usuarios al sistema.
Esta situación mejorará sustancialmente con la entrada en operación comercial de la central
CC Norte III de 954 MW, prevista para julio de 2016; mientras tanto se tendrán condiciones de
poca flexibilidad operativa, sobre todo para la atención de nuevas solicitudes de servicio o
incremento de la demanda de los usuarios actualmente en operación.
Guamúchil IITopolobampo II
Louisiana
Los Mochis II
HuitesPuebloNuevo
Mocuzari
El Fuerte
Bacurato
C. Obregón III
Bácum
C. Obregón IV
El Mayo
Choacahui
Noroeste (Topolobampo II)
a Culiacán
Topolobampo III700 MW
Los Mochis Industrial
a Guaymas
241-2x1113
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Termoeléctrica convencional
Reactor
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Estructura de doble circuito tendido del primero
S i m b o l o g í a
Obra a cargo del PIE
May-18
1x75 MVAr
Nov-17
Nov-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-43
Durante 2014 — 2028 se instalarán 6,730 MW de capacidad bruta, en nuevas centrales de
generación con tecnología de ciclo combinado principalmente, complementado con una
importante participación de “energía limpia”, durante todo el horizonte de planificación, como se
describe a continuación:
Bajo la modalidad de Pequeño Productor Solar, se integrarán 150 MW en el transcurso del 2015
al 2017. A partir del 2020 se agregarán 1, 752 MW de capacidad de generación del tipo solar,
eólica e hidráulica.
El complemento, lo integran 4,858 MW de tecnología de tipo ciclo combinado instalados en cinco
nuevas centrales, la primera de ellas en 2016 y la última, al final del horizonte de planificación.
Esta adición de generación se encuentra en balance con el retiro de 1,337 MW en unidades que
ya han cumplido su vida útil y deben reemplazarse con centrales más eficientes.
Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se
describen a continuación.
Obras principales
Para 2014 se tiene en programa, para la atención de usuarios del sector agrícola, el segundo
transformador 230/115 kV de 100 MVA en la SE Mesteñas de la zona Camargo-Delicias.
En líneas de transmisión, destaca el tendido del segundo circuito en 230 kV de más de 100 km
de longitud entre las zonas Chihuahua y Cuauhtémoc, con el cual se tendrá un incremento
importante en la capacidad de suministro a esta última, para la atención del significativo aumento
en su demanda, originado principalmente por nuevos usuarios del sector minero.
En complemento los proyectos de transformación 230/115 kV como la SE San Pedro Potencia
(100 MVA1/) que se integró al sistema durante 2013 y la SE Cahuisori Potencia (100 MVA1/)
prevista para 2015.
También en 2015, para satisfacer las necesidades de suministro al sector minero, está
programada la ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV con 100 MVA en la
SE Santiago II de la zona Parral–Santiago.
En la zona Durango, se tiene prevista la puesta en servicio de la nueva SE Canatlán II Potencia,
con una capacidad instalada de 100 MVA1/, para atender el creciente sector minero en la parte
norte del estado. Las obras para la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen
pequeños tramos de línea en 230 kV.
Para 2016, en la zona Camargo - Delicias, con el objetivo de tener flexibilidad operativa en el
subsistema Ojinaga, se tiene prevista la incorporación de transformación 400/230 kV en la
SE Hércules Pot. con la instalación de 225 MVA1/, procedentes de la SE El Encino. Las obras para
la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen pequeños tramos de línea en
230 kV.
En el caso de la zona Moctezuma–V. Ahumada, se incrementará la capacidad de transformación
230/115 MVA mediante la instalación de 225 MVA1/, para la atención de los usuarios del sector
agrícola de esa parte del sistema.
Con la finalidad de incrementar la capacidad de transmisión por la entrada en operación de la
central CC Norte III, se reforzará la transmisión entre las zonas Juárez y Moctezuma. Se tiene
en programa la construcción de una línea de doble circuito, tendido del primero de 160 km de
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-44
longitud, aislada en 400 kV para operar inicialmente en 230 kV, entre las subestaciones Cereso
(zona Juárez) y Moctezuma (zona Moctezuma).
Durante 2017 se pretende llevar a cabo la ampliación de la transformación 230/115 kV en
diferentes subestaciones de potencia, como a continuación se describe:
En la zona Chihuahua se incorporan 300 MVA en la SE Chihuahua Norte, esta capacidad sustituirá
a los dos bancos de 100 MVA cada uno actualmente en operación en esta subestación.
En la zona Cuauhtémoc se ampliará con un segundo transformador de 100 MVA la SE Quevedo,
esta obra está acompañada con el tendido del segundo circuito en 230 kV de 92.7 km de longitud
entre las subestaciones Cuauhtémoc II y Quevedo.
En la zona Casas Grandes – Janos, en la SE Ascensión II se incorpora un segundo transformador
de 100 MVA; esta ampliación tendrá un refuerzo de transmisión con una línea en 230 kV de 63
km de longitud entre las subestaciones Nuevo Casas Grandes II y Ascensión II.
En cuanto a refuerzos de transmisión para el 2017, se pretende realizar el tendido del primer
circuito de una nueva línea de doble circuito en 230 kV de 120 km de longitud entre las
subestaciones Camargo II y Santiago II.
Entre las zonas Chihuahua y Moctezuma, se efectuará el tendido del segundo circuito de la línea
entre las subestaciones El Encino y Moctezuma, respectivamente. Se trata de una línea aislada
en 400 kV, que opera en 230 kV, se mantendrá el mismo nivel de tensión aún con el tendido de
dicho circuito.
Derivado de la incorporación de la central CC Lerdo (Norte IV) de 990 MW (abril/2018) en el sitio
Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio, es necesario reforzar la red interna de la zona, esto
se llevará a cabo con la construcción de una línea aislada en 400 kV, con operación inicial en
230 kV, de 30 km de longitud entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur.
Adicionalmente, se determinó la necesidad de realizar un refuerzo de transmisión entre el área
Norte y el área Occidental para estar en condiciones de exportar energía del norte al sur del
sistema eléctrico nacional, sobre todo en los periodos de invierno, en dónde el flujo natural es
en este sentido.
Por lo anterior, se construirá una línea de 250 km de longitud entre las subestaciones Jerónimo
Ortiz (área Norte) y Calera II (área Occidental), entroncando en su recorrido a la SE Fresnillo
Pot. (área Occidental). Se trata de una línea de doble circuito, tendido del primero, aislada en
400 kV, con operación inicial en 230 kV.
Con esta infraestructura asociada a la nueva generación, se tendrá la posibilidad de despachar
centrales económicas del norte del país, para el suministro a la demanda de los sistemas del sur,
cuando las condiciones estacionales así lo requieran.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-45
Principales proyectos en la red troncal del área Norte
Diagrama 5.22
Para la zona Juárez, en 2019 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV con un
segundo banco de 300 MVA en la SE Terranova y para el 2020 con las mismas características,
se realizará la ampliación de la transformación en la SE Paso del Norte.
Con el objetivo de cubrir las necesidades del suministro hacia el noroeste de la zona Juárez, se
reforzará la red de transmisión mediante la construcción de una línea en 230 kV de 35 km de
longitud entre las subestaciones Cereso y Paso del Norte, durante 2020.
Para octubre de este año, derivado de la entrada en operación de la central CC Francisco Villa
(Norte V) de 958 MW, es necesario reforzar la red troncal del área desde la zona
Camargo–Delicias hasta la zona Torreón–Gómez Palacio.
Para ello se requiere el tendido del segundo circuito de la línea entre las subestaciones Francisco
Villa y Camargo II de 70.5 km de longitud, aislada en 400kV y operando inicialmente en 230 kV.
Francisco Villa
Santiago II
Camargo II
Cuauhtémoc II
a Mazatlán II
Lerdo
Durango II
Moctezuma
Quevedo
Chihua
hua
Norte
San Pedro Potencia
Jerónim
o O
rtiz
El Encino
Samalayuca
Op. Ini.230 kV
CC Norte III
a Fresnillo Potencia
a Saltillo
a Río Escondido
a Nacozari
Ciclo Combinado
Térmica Convencional
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
CC Nor
te II
Paso del Norte
CC Norte
Estructura de doble circuitoTendido de un circuito
Gómez Palacio
Torreón SurAndalu
cía
Nuevo Casas Grandes
Ascensión II
Terranova
Mes
teña
s
Samalayuca Sur
Cereso
Cahuisori Potencia
Canatlán II Potencia
Valle de JuárezReforma
Op.
Ini.2
30 k
V
El Encino II
Paila
Eoloeléctrica
CC Norte IV
Coahuila I y II
Hércu
les P
ot.
M. Hércules
Op. Ini.230 kV
Solar
Op. In
i.230
kV
Op. Ini.230 kV
Op. Ini.230 kV
Solar II
CC Norte V
Eólica III
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-46
Además se requiere una línea de 330 km de longitud de dos circuitos, tendido del primero, aislada
en 400 kV, para operar inicialmente en 230 kV entre las subestaciones SE Camargo II (zona
Camargo–Delicias) y la SE Torreón Sur (zona Torreón–Gómez Palacio).
Durante 2021, se realizará la ampliación de la transformación 230/115 kV en la subestación
Cuauhtémoc II (zona Cuauhtémoc) con un tercer transformador de 100 MVA.
Como red asociada a la entrada de generación de la central CC Chihuahua Sur (Norte VI) de
958 MW, para octubre de 2023 y cuyo punto de interconexión será en 400 kV en la
SE Francisco Villa; es necesario el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV de las
líneas Francisco Villa-Camargo II-Torreón Sur.
Esto se complementa con el tendido del segundo circuito en 400 kV entre la SE Camargo II y
Torreón Sur, además de transformación 400/230 con 3751/ MVA en cada una de las subestaciones
Francisco Villa y Camargo II.
En el diagrama 5.22 se muestran algunas de las obras más importantes. En los cuadros 5.6a,
5.6b y 5.6c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y
compensación respectivamente, programados en el área Norte entre 2014 y 2023.
Principales obras programadas en el área Norte 2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 230 kV
Cuadro 5.6a
Tensión Núm. de Longitud Fecha de
kV circuitos km-c entrada
El Encino II - Cuauhtémoc II 2/ 230 2 109.6 Mar-14
Durango II - Canatlán II Pot. 230 2 11.8 Abr-15
Cereso - Terranova 1/ 230 2 13.1 Oct-15
Cereso entq. Samalayuca II - Paso del Norte 230 2 3.6 Oct-15
Cereso entq. Samalayuca - Reforma L1 230 2 2.0 Oct-15
Cereso entq. Samalayuca - Reforma L2 230 2 2.0 Oct-15
Hércules Pot. entq. Mesteñas - Minera Hércules 230 2 2.0 Abr-16
Cereso - Moctezuma 1/3/ 400 2 160.0 Abr-16
Cuauhtémoc II - Quevedo 2/ 230 2 92.7 Abr-17
Camargo II - Santiago II 1/ 230 2 120.0 Abr-17
Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II 230 1 62.9 Abr-17
Moctezuma - El Encino 2/3/ 400 2 206.5 Abr-17
Lerdo - Torreón Sur 1/3 400 2 30.0 Oct-17
Jerónimo Ortiz - Calera II 1/3 400 2 250.0 Oct-17
Paso del Norte - Cereso 1/ 230 2 35.0 Jun-20
Francisco Villa - Camargo II2/3/ 400 2 70.5 Oct-20
Camargo II - Torreón Sur1/3/ 400 2 330.0 Oct-20
Camargo II - Torreón Sur2/ 400 2 330.0 Oct-23
Total 1,831.7
Línea de Transmisión
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-47
Principales obras programadas en el área Norte
2014 — 2023
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.6b
Cuadro 5.6c
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)
Esta central con una capacidad de generación de 954 MW entrará en operación en julio de 2016
y se ubicará en el sitio Cereso, en el trayecto de las líneas que salen de la CT Samalayuca a la
SE Reforma, a 15 km aproximadamente de la SE Reforma, al sur de Cd. Juárez.
El proyecto considera la construcción de la nueva subestación Cereso, que se utilizará como
punto de inyección de la generación del productor independiente. Para ello es necesario realizar
el entronque de las tres líneas en 230 kV que salen de la CT Samalayuca hacia Cd. Juárez.
Adicionalmente se construirá una nueva línea de transmisión de 13 km de longitud con estructura
de doble circuito, tendido del primero, desde la nueva central a la SE Terranova, también en
230 kV.
Además son necesarios 9 alimentadores en la subestación Cereso en 230 kV para la interconexión
de la nueva central y un alimentador más en la SE Terranova para recibir la línea procedente del
nuevo punto de generación. El diagrama 5.23 muestra la red eléctrica asociada a esta central,
con fecha de entrada en operación en octubre de 2015.
Capacidad Relación de Fecha de
MVA transformación entrada
Mesteñas Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Mar-14
Santiago II Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Abr-15
Cahuisori Potencia Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Abr-15
Canatlán II Potencia Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Abr-15
Moctezuma Bco. 4 Ampliación 4 AT 300 230 /115 Abr-16
Hércules Pot. Bco. 1 Ampliación 4 AT 300 400 /230 Abr-16
Chihuahua Norte Bco. 5 Ampliación 4 AT 400 230 /115 Abr-17
Quevedo Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Abr-17
Ascensión II Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Jun-17
Torreón Sur Bco. 5 Ampliación 3 AT 375 400 /230 Oct-17
Terranova Bco. 2 Ampliación 3 AT 300 230 /115 Abr-19
Paso del Norte Bco. 2 Ampliación 3 AT 300 230 /115 Jun-20
Cuauhtémoc II Bco. 3 Ampliación 1 AT 100 230 /115 Abr-21
Francisco Villa Bco. 5 Ampliación 4 AT 500 400 /230 Oct-23
Camargo II Bco. 3 Ampliación 4 AT 500 400 /230 Oct-23
Total 3,742
Subestación Cantidad Equipo
Santiago II MVAr Capacitor 115 15.0 May-14
Chihuahua Planta MVAr Capacitor 115 30.0 May-16
División del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-16
Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 May-17
Moctezuma MVAr Reactor 230 54.0 Abr-17
Paso del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17
Terranova MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17
Jerónimo Ortiz MVAr Reactor 230 28.0 Oct-17
Camargo II MVAr Reactor 230 133.3 Oct-20
Torreón Sur II MVAr Reactor 230 133.3 Oct-20
Camargo II MVAr Reactor 400 175.0 Oct-23
Torreón Sur II MVAr Reactor 400 175.0 Oct-23
Total 848.6
Compensación EquipoTensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entrada
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-48
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)
Diagrama 5.23
Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)
Con una capacidad bruta de 990 MW programada para su operación comercial en abril de 2018,
la nueva central se ubicará en el sitio Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio.
Como red eléctrica asociada a esta generación es necesario construir un refuerzo de transmisión
entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur, se trata de una línea aislada en
400 kV, para operar inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero, de 30 km de
longitud. También se requiere transformación 400/230 kV de 375 MVA en la SE Torreón Sur.
Por otro lado y para estar en condiciones de evacuar a otras áreas la generación de esta nueva
central, se deben construir 250 km de línea entre las áreas Norte y Occidental; en forma
particular entre las subestaciones Jerónimo Ortiz y Calera II, respectivamente. En el último tramo
de esta línea, en el kilómetro 210, entroncará la SE Fresnillo Potencia. Las características de la
línea que interconectará a estas tres subestaciones son: aislada en 400 kV, para operar
inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero.
Además son necesarios 10 alimentadores en 230 kV ubicados en los siguientes puntos: cuatro
en la subestación Lerdo para la interconexión de la nueva central, uno más para la línea hacia
Torreón Sur; en este punto un alimentador para la línea a Lerdo, todo esto en la zona
Torreón – Gómez Palacio.
En la SE Jerónimo Ortiz (zona Durango) se requiere un alimentador para la línea hacia Fresnillo
Potencia, dos alimentadores en este lugar para las líneas hacia Jerónimo Ortiz y Calera II. Y el
alimentador en la SE Calera II para la línea a Fresnillo Potencia, estos últimos puntos
pertenecientes a la zona Zacatecas del área Occidental.
Finalmente es necesario instalar compensación inductiva en 230 kV en la línea
Jerónimo Ortiz–Fresnillo Pot. por 28 MVAr en cada subestación. El diagrama 5.24 muestra la red
eléctrica asociada a esta central, con fecha de entrada en operación en octubre de 2017.
CC Norte III954 MW
A Central Samalayuca
El Cereso
A TerranovaA Reforma
Ciclo Combinado
Enlace a 230 kV
Subestación a 230 kV
A Central Samalayuca
A Paso del Norte
Estructura de doble circuitoTendido de un circuito
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-49
Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)
Diagrama 5.24
Área Noreste
La conforman los estados de Nuevo León, Tamaulipas, una gran parte de Coahuila y algunos
municipios de San Luis Potosí. Su red troncal incluye líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV
que enlaza con tres áreas del SIN: Norte, Occidental y Oriental.
Tiene enlaces de interconexión con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), uno de ellos
en 230 kV, seis en 138 kV y otro más en 69 kV, los ocho situados a lo largo de la frontera con
Texas. De estos enlaces, tres son del tipo asíncrono con tecnología HVDC
Back-to-Back Light (BtB Light), Variable Frequency Transformer (VFT) y HVDC BtB convencional,
de 16 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad, respectivamente.
En el verano de 2012 su demanda máxima fue de 7,798 MW en el mes de junio, mientras que
en 2013 fue de 7,791 MW y se presentó en agosto. En los últimos cinco años la tmca ha sido de
4.1 por ciento. Para esta área, la influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la
demanda es de importante relevancia, en los años más calurosos por lo regular se registran
valores de demanda más elevados a los considerados en el pronóstico y viceversa, cuando la
temperatura desciende, se registran valores de demanda menores a los esperados. Esta
correlación se explica, fundamentalmente, debido a la operación más prolongada y con mayor
potencia de los equipos eléctricos utilizados para enfriamiento a nivel doméstico, comercial e
industrial.
Eléctricamente, está integrada por las regiones Noreste y Huasteca las cuales se enlazan a través
de un doble circuito en 400 kV de 402 km de longitud. En la región Noreste se concentra la mayor
parte de la demanda, 81% del total como área. Por otro lado, la región Huasteca cuenta con una
gran capacidad de generación que contrasta con un bajo nivel de demanda, estas características
la convierten en una región netamente exportadora de energía; enviando gran parte de sus
excedentes hacia las áreas Occidental y Oriental mediante seis líneas en
400 kV y una en 230 kV; el restante se envía hacia la región Noreste a través del corredor de
doble circuito en 400 kV que va desde Champayán hasta Huinalá.
Torreón Sur
Peñoles
Andalucía
Gómez Palacio
Nazas
PT Lerdo
A Camargo II
A Saltillo
a Fresnillo Potencia
CC La Trinidad466 MW
Durango II
Jerónimo Ortiz
a Mazatlán
Ciclo combinado
400 kV
230 kVEnlace
Enlace
400 kVSubestación a
Subestación a 230 kV
Estructura de doble circuito tendido del primero
Op. Ini.230 kV
Op. Ini.230 kV
Reactor
Termoeléctrica convencional
CC Lerdo (NteIV)990 MW
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-50
El principal centro de consumo del área es la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), que
registró su demanda máxima instantánea en agosto del presente con 4,121 MW. Cuenta con una
capacidad efectiva de generación de 1,640 MW y el complemento del suministro de energía para
la ZMM se da mediante un anillo principal con la incidencia de cinco enlaces en 400 kV. Este le
permite recibir y distribuir, por toda la zona, la energía generada por las plantas carboeléctricas
ubicadas en la zona Piedras Negras y las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado
situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y en la región Huasteca.
Después de la ZMM, en cuanto a nivel de demanda se refiere, se encuentra la zona Saltillo cuyo
incremento medio anual en los últimos cinco años ha sido de 4.1 por ciento. Actualmente, se
espera un crecimiento moderado en el corto y mediano plazos, por lo cual se estima que la
transformación 400/115 kV requerirá refuerzo en el corto plazo.
En la zona Monclova aunque el aumento de la demanda es moderado, en el corto plazo ocasionará
que la transformación 230/115 kV alcance su valor máximo.
Relativo a la zona Piedras Negras, que incluye a las ciudades Acuña y Piedras Negras, el
pronóstico de crecimiento medio anual en el corto plazo será de 2.7%, por lo cual se estima que
en los próximos cinco años se alcance el límite de transmisión en las líneas que enlazan ambas
ciudades.
En la zona Victoria se ha presentado un desarrollo de mercado favorable y de acuerdo al
pronóstico de la demanda existe la necesidad de sustituir el transformador 400/115 kV de
100 MVA en Güémez por uno de 225 MVA.
Posteriormente, en el mediano plazo, con el aumento de la demanda estimado, se requerirá
incrementar la capacidad de transformación 400/115 kV en las zonas Saltillo, ZMM y Tampico.
Obras principales
En la zona Monclova se tiene programado para el presente año la instalación de un segundo
banco de transformación 230/115 kV de 100 MVA de capacidad nominal en la subestación
Monclova. El objetivo principal de la obra es reducir la carga del banco existente y evitar que
rebase su capacidad nominal por el crecimiento de la demanda en la zona. Simultáneamente, en
la zona Reynosa se tiene contemplado el incremento en la capacidad del enlace de interconexión
Cumbres–Railroad. Mediante la sustitución del conductor actual por uno de alta temperatura se
logrará una capacidad total de 300 MW bidireccionales. Este nuevo límite de transmisión estaría
definido en función de la ampliación de la estación convertidora en Railroad que, de acuerdo con
la iniciativa de Sharyland Utilities, se tiene contemplada para el primer semestre de 2014 con la
instalación del segundo módulo HVDC BtB de 150 MW.
Para finales de 2015 se tiene planeado el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la
construcción de una subestación 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1/. Se instalará en la
parte sureste del área metropolitana de Monterrey y uno de sus mayores beneficios será evitar
la saturación de transformadores en la subestación Huinalá. La interconexión de esta subestación
será mediante el entronque de uno de los circuitos Huinalá–Lajas en 400 kV.
Relacionado con el proyecto Regiomontano, está programado un proyecto de reforzamiento de
transmisión troncal interárea, el cual robustecerá el enlace entre las regiones Noreste y Huasteca.
Mediante una línea de 400 kV en la trayectoria Champayán-Güémez y Güémez-Regiomontano
(aproximadamente 401 km de longitud total) se incrementará la capacidad de transmisión de
este enlace, el cual se espera llegue a su saturación a partir de 2016, debido al crecimiento de
carga de las siderúrgicas De Acero en Saltillo, Ternium en Pesquería y Perfiles comerciales
SIGOSA en Reynosa y a los retrasos en la adición de generación del Sistema Interconectado
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-51
Norte. Asociado a esta línea se instalarán dos reactores: uno de 100 MVAr en la SE Güémez y
otro de 62 MVAr en la SE Champayán.
Otro refuerzo de transmisión es el cambio de tensión en el enlace operado a 138 kV entre las
subestaciones Río Escondido y Piedras Negras Potencia, el cual se fortalecerá con la operación
en 230 kV del doble circuito. La fecha para concretar el proyecto se ubica en 2016.
Referente a la zona Victoria, se tiene en programa la sustitución del banco de transformación
400/115 kV de la SE Güémez de 100 MVA por uno de 225 MVA, debido a que en 2016 se observa
que alcanzaría su capacidad máxima. Como beneficio adicional de este proyecto se está
estudiando la factibilidad técnica y económica de trasladar el transformador que será sustituido
hacia una región del Área Noreste donde pueda aprovecharse.
Para junio de 2017 se tiene programada la entrada en operación de la red de transmisión
asociada a la central generadora Noreste (Escobedo), la cual incluye un banco de transformación
400/115 kV de 375 MVA de capacidad nominal y líneas de subtransmisión en 115 kV que darán
soporte a la zona Villa de García y representarán una fuente robusta de suministro para la parte
norponiente de la ZMM. En este mismo año, al poniente de la zona Saltillo así como en el parque
industrial Derramadero, se pronostica un nivel de carga relativamente alto. De acuerdo a las
cifras de demanda estimadas, será necesaria la construcción de la obra Derramadero Banco 1,
375 MVA1/ de transformación 400/115 kV, la cual entroncaría la línea Ramos Arizpe Potencia–
Primero de Mayo.
De acuerdo a las estimaciones de crecimiento en la parte central de Monterrey se observa la
necesidad de una fuente adicional de transformación 400/115 kV que logre aliviar la carga de los
bancos de transformación en la SE Monterrey Potencia. Para ello se tiene programado en 2018
la ampliación de la subestación Las Glorias con el segundo banco de transformación 400/115 kV
de 375 MVA y red asociada en 115 kV que permita descargar la transformación de Monterrey
Potencia.
De igual manera, en 2018, se prevé la necesidad de compensación capacitiva en la zona Nuevo
Laredo. Ante contingencia de la línea en 400 kV Carbón Dos-Arroyo del Coyote, se requiere la
instalación de compensación reactiva capacitiva de respuesta inmediata que aporte reactivos al
momento de la falla. Para ello, se ha programado un compensador estático de vars (CEV) en el
bus de 138 kV de subestación Arroyo del Coyote con capacidad de 200 MVAr capacitivos.
En este mismo año se tiene programada la primera etapa del parque eólico Tamaulipas, el cual
se instalará en la zona Matamoros y contará con una capacidad bruta de 200 MW. Posteriormente,
en 2019, se construirán las etapas II y III, dando al final una capacidad bruta de 600 MW. Debido
a la cercanía del sitio estimado con la central Anáhuac Tamaulipas Potencia se planea que la
energía generada por este parque sea inyectada en este nodo, mediante un doble circuito en
400 kV.
Debido al alto crecimiento que se vislumbra en la ZMM, a finales del mediano plazo, se tiene
planeado incrementar la capacidad de transformación en la red de subtransmisión de esta zona.
Para 2019 se considera necesario el segundo banco de transformación 400/115 kV en
Regiomontano y, para 2021, otro de similares características en la subestación
San Jerónimo Potencia. En el diagrama 5.25 se observan las principales obras programadas en
el área Noreste para el corto y mediano plazos.
En cuanto a la transmisión, se tiene programado un circuito adicional de refuerzo para el corredor
ZMM-Saltillo mediante la construcción de un circuito en 400 kV de aproximadamente 40 km de
longitud entre las subestaciones Villa de García y Ramos Arizpe Potencia. El incremento en la
capacidad de transmisión de este enlace atiende al comportamiento que se presenta en periodos
de baja demanda del área Noreste, cuando existen grandes bloques de excedentes de energía
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-52
que fluyen hacia el occidente del país por la trayectoria Monterrey-Saltillo-Aguas Calientes, el
cual para 2021 presenta problemas de saturación en el tramo inicial.
Principales Proyectos en la red troncal del área Noreste
Diagrama 5.25
Para mantener un perfil de voltaje adecuado, será necesario instalar en la ZMM compensación
de potencia reactiva capacitiva, a partir de 2022. En este mismo año se tiene programada una
central de generación de ciclo combinado: Monterrey IV la cual, debido a las características físicas
y eléctricas del sitio, se pretende instalar en la SE Monterrey Potencia. Constará de un ciclo
combinado en el nivel de 400 kV y otro en 115 kV, su capacidad bruta total será de
1,088 MW.
Para 2024, se tiene planeada la entrada en operación de la red de transmisión asociada a la
central carboeléctrica Sabinas I, su capacidad será de 700 MW y se ubicará en la zona Piedras
Negras. Para ello, se requerirá la construcción de un enlace en 400 kV entre la subestación de la
a Primero de Mayo
Las Mesas
a Poza Rica IIa Pantepec
Minera Autlán
Tampico
a Querétaro Maniobras
Altamira
Puerto AltamiraChampayán
Güémez
Matamoros
Anáhuac
Río Bravo
a Sharyland(SU)
Falcón
(AEP)
Arroyo del Coyote
(AEP)
La Amistad
a Laredo
a Eagle Pass(AEP)
Piedras Negras Potencia
a Hércules Potencia
Frontera
El Salero
Saltillo
Río Escondido
Carbón II
Monterrey
a Torreón Sur
a Andalucía
Derramadero
Guerreño
Lampazos
a El Potosí
Regiomontano
Ramos Arizpe Potencia
Lajas
a Falcon
Paso del Águila
Ciclo Combinado
Hidroeléctrica
Turbogás
Térmica Convencional
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Carboeléctrica
Enlace a 138 kV
Subestación a 138 kV
CEV
Huinalá
a Reynosa
a Reynosa
Plaza
San Jerónimo Potencia
a Saltillo
Villa de García
Escobedo
a Lampazos
San Nicolás
Hylsa
Tecnológico
Monterrey Pot.
Las Glorias
Monterrey
a Monclova
Regiomontano
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-53
nueva central y la SE Lampazos, además se requerirá el entronque de las líneas
Río Escondido-Frontera y Carbón Dos-Frontera.
Los cuadros 5.7a, 5.7b y 5.7c muestran las principales obras de transmisión, transformación y
compensación programadas durante 2014 — 2023.
Principales obras programadas para el área Noreste 2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.7a
T. Transformador AT. Autotransformador
Cuadro 5.7b
Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L1 400 2 26.8 Dic-15
Piedras Negras Potencia-Río Escondido2 230 1 28.0 May-16
Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L2 400 2 26.8 May-16
Güémez-Regiomontano1 400 2 225.0 May-16
Champayán-Güémez 1 400 2 176.0 May-16
Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia-Primero de Mayo 400 2 10.4 May-17
Anáhuac Tamaulipas Potencia - Paso del Águila 400 2 40.0 Oct-17
Regiomontano-Tecnológico 1 400 2 35.0 Ago-21
Villa de García - Ramos Arizpe Potencia1 400 2 40.0 Oct-21
Total 608.0
Línea de TransmisiónTensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
Monclova Banco 4 3 AT 100 230 /115 Mar-14
Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 Dic-15
Güémez sustitución Banco 1 3 T 225 400 /115 May-16
Derramadero Banco 1 4 T 500 400 /115 May-17
Escobedo Banco 4 3 T 375 400 /115 Oct-17
Paso del Águila Banco 1 4 T 500 400 /138 Oct-17
Las Glorias Banco 2 3 T 375 400 /115 May-18
Nava sustitución Bancos 1 y 2 4 AT 300 230 /138 Jul-18
Regiomontano Banco 2 3 T 375 400 /115 May-19
San Jerónimo Potencia Banco 2 3 T 375 400 /115 May-21
Puerto Altamira Banco 2 3 T 375 400 /115 May-23
Total 4,000
Fecha de
entradaSubestación Cantidad Equipo
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-54
Principales obras programadas para el área Noreste
2014 — 2023
Ind. Inductivo Cap. Capacitivo
Cuadro 5.7c
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste
(Escobedo)
La planta se ubicará en la ZMM en el municipio General Escobedo, Nuevo León, aproximadamente
a 1.5 kilómetros de distancia de la subestación Escobedo. Tendrá una capacidad bruta de
1,034 MW y entrará en operación en diciembre de 2017. La red estará disponible en junio de
2017 y transmitirá la energía generada hacia los usuarios de la zona mencionada.
La entrada de la nueva generación incrementa el flujo de potencia del actual banco de
transformación 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en la subestación Escobedo. Además trae
como consecuencia un aumento considerable en el nivel de corto circuito de la zona.
Debido a esto, la red asociada a la central considera la construcción de un segundo banco de
transformación de 375 MVA y relación 400/115 kV, en la subestación Escobedo. Además, se
incluyen 51.5 km-circuito de línea de transmisión en 115 kV para las trayectorias
Escobedo-Mitras y Escobedo-Parque Industrial Escobedo. En el diagrama 5.26 se muestra esta
red.
Finalmente, considera la construcción de dos alimentadores en Escobedo 400 kV y seis en
115 kV para las líneas Escobedo–Mitras y Escobedo–Parque Industrial Escobedo, así como la
sustitución de 22 alimentadores en 115 KV a instalarse en las subestaciones Escobedo y Pemex
por rebasarse su capacidad interruptiva con la entrada de la central.
Capacidad
MVAr
Libertad MVAr Capacitor 115 7.5 May-16
San Fernando MVAr Capacitor 115 7.5 May-16
Champayán MVAr Reactor 400 62.0 May-16
Güémez MVAr Reactor 400 133.3 May-16
Regidores MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-16
Campestre Capacitor 138 30.0 Ene-17
Tancol MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-17
Acuña Dos MVAr Capacitor 138 27.0 Jun-17
Jiménez MVAr Capacitor 115 7.5 May-18
Arroyo del Coyote MVAr Compensador Estático de VAr 138 0.0/200 Ind./Cap. May-18
Total 512.3
Tensión
kV
Fecha de
entradaCompensación Equipo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-55
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)
Diagrama 5.26
Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III
El Parque Eólico Tamaulipas I se ubicará al norte del estado de Tamaulipas, en la región central
del municipio de Matamoros y será de 200 MW de capacidad bruta. Para su interconexión con el
SIN se construirá un circuito sencillo en 138 kV desde la subestación colectora hasta una
subestación nueva, denominada Paso del Águila. En esta nueva subestación se instalará un
transformador 400/138 kV de 3751/ MVA para recibir la energía generada por el viento y
transmitirla a la subestación Anáhuac Tamaulipas Potencia mediante un doble circuito en
400 kV de aproximadamente 20.0 km de longitud. Debido a que esta central tiene fecha de
entrada en operación en abril de 2018, su red de transmisión asociada deberá operar a partir de
octubre de 2017.
Cabe mencionar que parte de esta red servirá para recibir la generación eólica de otras dos
etapas que se pretenden instalar en esta misma región: Tamaulipas II y Tamaulipas III. Estos
proyectos contemplan 200 MW de capacidad bruta cada uno y su fecha de entrada en operación
será en abril 2019. La red de transmisión asociada a estas dos fases constará de dos líneas de
transmisión en 138 kV desde la subestación Paso del Águila hasta el punto donde se ubiquen las
subestaciones colectoras de cada parque y un banco de transformación 400/138 kV de 375 MVA
de capacidad nominal a instalarse en la subestación Paso del Águila. La fecha programada para
la entrada en operación de esta red es en octubre 2018. Ver diagrama 5.27.
Ciclo Combinado
Enlace a 400 kV
Subestación a 400 kV
a Monclova
Noreste
1,034 MW
Escobedo
a Lampazosa Aeropuerto
a Monterrey
Potencia
a Huinaláa San Nicolás
a Villa de
García
a Villa de García
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
a Parque Industrial
Escobedoa Mitras
Línea de doble circuito,
tendido del primero
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-56
Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III
Diagrama 5.27
Área Baja California
El área Baja California se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por
las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas
regiones operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las
subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle.
El sistema eléctrico opera permanentemente interconectado con el de Imperial Irrigation District
(IID) y San Diego Gas & Electric (SDG&E), por medio de dos enlaces de transmisión en 230 kV,
uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley (EUA), en el valle de Mexicali y otro
entre las subestaciones Tijuana I (CFE)-Otay Mesa (EUA), en Tijuana respectivamente. Estos
enlaces permiten llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado
del oeste de EUA.
La capacidad instalada en 2013 alcanzó 2,451 MW. Los principales centros de generación son la
central térmica Presidente Juárez con 1,303 MW, el ciclo combinado Mexicali con 489 MW y la
geotermoeléctrica de Cerro Prieto con capacidad instalada de generación de 570 MW; sin
embargo durante 2012 presentó una capacidad media de 450 MW y se prevé una disminución
en su producción como consecuencia de la declinación del campo geotérmico, hasta estabilizarse
en el mediano plazo en 350 MW. El resto de la generación corresponde a unidades turbogás
instaladas en Mexicali con 62 MW y Ciprés con 27 MW.
La demanda máxima registrada en 2013 fue de 2,225 MW y el crecimiento medio en los últimos
cinco años, de 2.4 por ciento. Por su ubicación geográfica, ha sido un área estratégica para el
desarrollo de empresas maquiladoras.
En la zona Tijuana predomina el suministro de carga residencial e industrial y la demanda se
mantiene sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. Sin embargo, existe dificultad
para adicionar nuevos elementos de transmisión en la ciudad, por lo accidentado del terreno y la
a Aeropuerto
Anáhuac Tamaulipas Potencia
Matamoros Potencia
a Llano Grande
a Río Bravo
Paso del Águila
a Guerreño
Tamaulipas II200 MW
Tamaulipas I200 MW
Tamaulipas III200 MW
Ciclo Combinado
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Eoloeléctrica
Enlace a 138 kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-57
densidad de carga, lo cual plantea la necesidad de planificar un sistema de subtransmisión
robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda en el mediano plazo,
principalmente del sur y oriente de la ciudad de Tijuana y el corredor Tijuana-Tecate.
La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos, con
una demanda máxima nocturna, la cual permanece constante la mayor parte del año. Suministra
energía a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que
ante contingencias sencillas podría ocasionar bajos voltajes, principalmente en las subestaciones
de San Felipe, San Simón y San Quintín. Esto hace necesaria la adición de compensación
capacitiva y la incorporación de equipos de transformación y transmisión en
230 kV entre la zona Mexicali y la región de San Felipe.
En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido
a las variaciones extremas de la temperatura. Durante el verano predomina la carga industrial y
de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno
la demanda disminuye alrededor de 40 por ciento. Esta región ha sido la de mayor crecimiento
y desarrollo en los últimos cinco años en el área. Se han programado adiciones de transformación
y de transmisión al noroeste de la ciudad de Mexicali y la formación de un anillo interno en
230 kV.
La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde la zona Mexicali, por lo que se ha
programado la incorporación de dos proyectos de generación al oriente de la ciudad de
San Luis Río Colorado de forma que se suministre localmente la demanda y los excedentes sean
enviados hacia Mexicali, para lo cual se programó el cambio de tensión a 230 kV, del sur de la
ciudad.
El sistema de Baja California ha presentado un crecimiento limitado debido a la última recesión
ocurrida a nivel mundial y que afectó la economía de EUA, principalmente en la región costa, lo
cual ha repercutido en el sector industrial, sin embargo, se espera un repunte a mediano plazo.
Actualmente, el área BC durante los meses de verano requiere importar energía del WECC,
situación que se repetirá durante los próximos años, motivada por los retrasos en la consolidación
de los nuevos proyectos de generación, lo que afecta el suministro del sistema en condición de
falla. Esta situación será superada al incorporarse al sistema los proyectos de generación
programados.
Obras principales
Se ha programado en abril de 2014 la adición de capacidad de transformación en la
SE Santa Isabel de 3001/ MVA de capacidad, mediante la cual se podrá atender el suministro de
la zona Mexicali.
Adicionalmente, se considera la incorporación de transformación en las subestaciones Centenario
y San Luis Rey de 40 MVA de capacidad cada una y relación 230/13.8 kV, así como la subestación
Cachanilla con relación 161/13.8 kV, lo que permitirá el suministro confiable y seguro de la
demanda en la región Valle.
Se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de las líneas de transmisión entre las
subestaciones La Rosita–Santa Isabel para 2016, así como el traslado del transformador
existente de 3001/ MVA de capacidad y relación 230/161 kV a la SE Santa Isabel proveniente de
la SE La Rosita, optimizando la transformación en la zona Mexicali y formando un anillo externo
en 161 kV al poniente de la ciudad de Mexicali.
En octubre de 2016 se tiene prevista la entrada en operación de la central de ciclo combinado
Baja California III en el sitio La Jovita ubicado al norte de la ciudad de Ensenada. Su conexión al
sistema será mediante la construcción de una línea de transmisión en 230 kV que entroncará la
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-58
LT Presidente Juárez-Ciprés. De esta forma se realizará el suministro de la zona Ensenada en
forma local, incrementando la confiabilidad de esta región.
En 2017 el enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico permitirá la formación de un anillo
interno hacia el sur de la ciudad en 230 kV entre las subestaciones Mexicali II, Tecnológico, Valle
de Puebla y Sánchez Taboada, adicionalmente, proporcionará una trayectoria para el soporte de
reactivos a la región al estar conectada a la SE Tecnológico que cuenta con un Compensador
Estático de Vars en 230 kV.
En 2017 se pretende instalar la central de ciclo combinado Baja California II en el sitio Ejido San
Luis ubicado al oriente de la ciudad de San Luis Río Colorado en el estado de Sonora. Su conexión
al sistema será mediante la construcción de líneas de transmisión en 230 kV, que entroncarán la
LT Parque Industrial San Luis-Chapultepec y Parque Industrial San Luis–San Luis Rey. De esta
forma se realizará el suministro de la zona San Luis Río Colorado en forma local, incrementando
la confiabilidad de esta región.
En el periodo 2017 — 2019 se ha programado la incorporación de 61 MVAr de compensación
capacitiva en la zona Mexicali, en las subestaciones González Ortega, Mexicali II y Centro en el
nivel de tensión de 161 kV.
Asimismo, se tiene el proyecto de la interconexión del área BC al SIN para abril de 2018,
mediante un enlace de transmisión en 400 kV, entre las subestaciones Seis de Abril del área
Noroeste y Cucapáh (futura) en el área BC. Con las obras involucradas se formarán dos anillos
en 230 kV que rodearán la ciudad de Mexicali.
En 2019 se ha considerado la LT Jovita entronque Presidente Juárez–Lomas de forma que se
incremente la confiabilidad y seguridad entre el corredor turístico Tijuana- Ensenada.
En 2020 en la zona Tijuana sobresale el cambio de tensión en la red de subtransmisión de
69 kV a 115 kV de la parte sur y oriente de la ciudad, lo que permitirá incrementar la capacidad
de transmisión y atender su desarrollo en el mediano plazo. Se formará un anillo externo en
115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli Potencia, La Herradura y Tijuana I.
También para éste año se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación
mediante el proyecto Baja California IV en la zona SLRC, en el sitio Ejido San Luis al oriente de
la ciudad en el nivel de tensión de 230 kV.
Asimismo, se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de la zona San Luis Río Colorado,
incrementando la capacidad de transmisión y permitiendo evacuar la generación de los proyectos
de generación hacia la zona Mexicali. Ver diagrama 5.28
Para atender los crecimientos de las poblaciones ubicadas al sur de la ciudad de Ensenada, entre
las que destacan San Quintín, San Simón y San Felipe, así como los desarrollos turísticos sobre
el golfo de California, se ha programado la incorporación de 133 MVA1/ de capacidad de
230/115 kV en la nueva subestación El Arrajal para abril de 2021.
En la zona Tijuana se tiene programada compensación capacitiva en las subestaciones
La Herradura, Panamericana Fraccionamiento, Universidad, Tijuana I, Metrópoli Potencia,
Industrial y Tecate II en 115 kV, con el propósito de mejorar el voltaje en las ciudades de Tijuana
y Tecate, incorporando 165 MVAr a la zona Tijuana y Tecate.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-59
Principales proyectos en la red troncal del área Baja California
Diagrama 5.28
En 2023 se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación mediante el
proyecto Baja California V, con una ubicación preliminar al oriente de la ciudad de Mexicali, lo
cual permitirá el suministro de San Luis Río Colorado y Mexicali en el mediano plazo.
En los cuadros 5.8a, 5.8b y 5.8c se presentan las obras principales en 2014 — 2023.
Ciclo Combinado
Turbogás
Térmica Convencional
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Ciprés
San Simón
Lomas
La RumorosaTijuana I
Tecnológico
Cañón
San Felipe
Central
a Otay Mesa (EUA)
Herradura
CC
Mexicali II
a Imperial Valley (EUA)Aeropuerto
Cetys
La Rosita
Cerro Prieto II
Centenario
Sánchez Taboada
Cerro Prieto III
Parque Ind. San Luis
Trinidad
Metrópoli
Panamericana
Enlace a 115 kV
Geotérmoeléctrica
La Jovita
(Área Noroeste)
Valle de Puebla
Cucapáh
Rubí
Enlace a 400 kV
Tendido del primer circuito
+200/-75 MVAr
Potencia
Potencia
Wisteria
Centro
Xochimilco
Orizaba
Eoloeléctrica
CEV
Rumorosa III
Rumorosa I y II
San Luis Rey
Chapultepec
PresidenteJuárez
Mexicali
Santa Isabel
Tendido del primer circuito
Tendido del primer circuito
Interconexión BC-SIN
Estación Asíncrona
A Seis de Abril
Cerro Prieto I
Cerro Prieto IV
Baja California IVBaja California II
Baja California III
González Ortega II
Baja California V
Ruíz Cortines
Aeropuerto Mexicali
A Carranza
A Mexicali Oriente
km 43
El Arrajal
Minera San Felipe
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-60
Principales obras programadas en el área Baja California
2014 — 2023
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Tendido del tercer y cuarto circuito
Cuadro 5.8a
AT. Autotransformador T.Transformador EA. Estación Asíncrona
Cuadro 5.8b
Cachanilla entronque Santa Isabel - Río Nuevo 161 2 3 Jun-14
Santa Isabel entronque La Rosita - Wisteria 230 2 14.4 Jul-14
Santa Isabel - Mexicali II 1 161 2 13.6 Jul-14
La Jovita entronque Presidente Juárez - Ciprés 1, 2 230 4 18.6 Abr-16
Santa Isabel - Mexicali II 2 161 2 13.6 Abr-16
Rumorosa Eólico - La Herradura 1 230 2 55 May-16
Ejido San Luis entronque Chapultepec - Parque Industrial 1, 2 230 4 6.4 Ene-17
Ejido San Luis entronque San Luis Rey - Parque Industrial 3 230 4 6.4 Ene-17
Mexicali II - Tecnológico 1 230 2 11 Jun-17
González Ortega entronque Mexicali II - Ruiz Cortines 161 1 6 Jun-17
Cerro Prieto III entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 2 Abr-18
Sánchez Taboada entronque La Rosita - Cerro Prieto II 2 230 2 9 Abr-18
Cucapáh - Cerro Prieto II 2 230 2 20 Abr-18
Cucapáh entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 4 4 Abr-18
Pinacate - Cucapáh 1 230 2 200 Abr-18
La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas 3 230 4 18.4 Abr-19
Ejido san Luis entronque Ruiz Cortines - Parque Industrial 230 2 6.4 Oct-19
Ruiz Cortines entronque Ejido San Luis - Hidalgo 230 2 6 Oct-19
Chapultepec - El Arrajal 1 230 2 120 Jun-21
Aeropuerto Mexicali entronque Tecnológico - Cetys 230 2 24 Oct-22
Aeropuerto Mexicali entronque González Ortega - Cerro Prieto IV 161 2 14 Oct-22
Aeropuerto Mexicali entronque Mexicali Oriente - Cerro Prieto IV 161 2 14 Oct-22
Cerro Prieto I - Cerro Prieto IV 161 1 6 Oct-22
Cucapáh - Sánchez Taboada 2 230 2 9 Oct-23
Total 600.8
Línea de TransmisiónTensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
Cachanilla Banco 1 1 T 40 161 /13.8 Jun-14
Santa Isabel Banco 3 4 AT 300 230 /161 Jul-14
Santa Isabel Banco 4 4 AT 300 230 /161 Abr-16
Cucapáh 3 EA 300 400 /230 Abr-18
Carranza Banco 2 1 T 40 161 /13.8 Abr-18
Ruiz Cortines Banco 3 4 AT 300 230 /161 Oct-19
Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Ene-20
Cachanilla Banco 2 1 T 40 161/13.8 Abr-20
Mexicali Oriente Banco 3 1 T 40 161 /13.8 Abr-21
Centenario Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-21
El Arrajal Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-21
Aeropuerto Mexicali Banco 1 4 AT 300 230 /161 Jun-22
Wisteria Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-22
Tijuana I Banco 4 4 AT 300 230 /115 Abr-22
González Ortega Banco 3 4 T 40 161 /13.8 Abr-23
San Luis Rey Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-23
Valle de Puebla Banco 2 1 T 40 161 /13.8 Abr-23
Total 2,593
Subestación Cantidad EquipoCapacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-61
Principales obras programadas en el área Baja California
2014 — 2023
Cuadro 5.8c
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
La planta con 294 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de
la ciudad de Ensenada en Baja California; será interconectada a la red eléctrica del área en
octubre de 2016.
Con la central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona Ensenada y exportar
los excedentes hacia la zona Tijuana. Es un punto estratégico de generación debido a la
saturación del sitio Presidente Juárez, tiene la ventaja de su cercanía al gasoducto que llega a la
terminal de Gas Natural Licuado.
Así mismo, su incorporación al sistema evitará la necesidad de comprar energía de importación
durante el periodo de punta de verano, cubrirá la demanda del área y mantendrá las condiciones
de reserva regional de generación del área, para cumplir con los lineamientos establecidos con
el WECC.
El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de un doble circuito de
9.2 km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado La Jovita hasta el entronque
de la línea de transmisión Presidente Juárez-Ciprés, incorporando a partir de abril de 2016 al
sistema eléctrico 18.4 km-c. El diagrama 5.29 muestra el detalle de esta red.
Centro MVAr Capacitor 161 21 Abr-17
Pinacate MVAr Inductor 400 100 Jun-18
González Ortega MVAr Capacitor 161 21 Abr-19
Mexicali II MVAr Capacitor 161 21 Abr-19
San Quintín MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19
Metrópoli Potencia MVAr Capacitor 115 30 Ene-20
Tecate II MVAr Capacitor 115 15 Ene-20
La Herradura MVAr Capacitor 115 30 Ene-20
Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 15 Ene-20
Tijuana I MVAr Capacitor 115 30 Abr-22
Industrial MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-22
Universidad MVAr Capacitor 115 15 Abr-22
Mexicali Oriente MVAr Capacitor 161 21 Abr-23
Carranza MVAr Capacitor 161 21 Abr-23
Total 370.0
Fecha de
entradaCompensación Equipo
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-62
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
Diagrama 5.29
Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III
La planta eólica consiste en la incorporación de tres parques de generación eólica de 100 MW de
capacidad cada uno para obtener 300 MW de capacidad bruta instalada, se ubicarán en las
inmediaciones de la población de La Rumorosa, al oriente de la ciudad de Tecate en Baja
California. Se interconectará a la red eléctrica en noviembre de 2016.
Este proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través
de un doble circuito de 55 km desde la subestación colectora Rumorosa Eólico hasta la
subestación La Herradura. Únicamente se tenderá el primer circuito con lo que se incorporarán
a partir de mayo de 2016, 55 km-c al sistema eléctrico. El diagrama 5.30 muestra el detalle de
esta red.
El Sauzala Lomas
a Ciprés
a Lomasa Ciprés
a Presidente Juárez
Jatay
294 MW
Ciclo Combinado
Enlace a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Baja California III
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-63
Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II, y III
Diagrama 5.30
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II
La planta con 276 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Ejido San Luis, al oriente
de la ciudad de San Luis Río Colorado en Sonora; se interconectará a la red eléctrica en julio de
2017.
Con esta central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona San Luis Río Colorado.
Adicionalmente, al incorporar la generación en el nivel de 230 kV permitirá en el mediano plazo
realizar el cambio de tensión de operación a 230 kV del sur de la ciudad de San Luis Río Colorado,
con enlaces que actualmente operan en el nivel de 161 kV.
Se reducirá la necesidad de compra de energía del WECC durante el periodo de punta de verano,
así mismo será posible satisfacer los requerimientos de reserva en estado estable y en
contingencia comprometidos con el WECC.
El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de cuatro circuitos de 3.2
km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado Ejido San Luis hasta el
entronque de la línea de transmisión Chapultepec-Parque Industrial San Luis y
LT San Luis Rey–Parque Industrial San Luis, incorporando a partir de enero de 2017 al sistema
eléctrico 12.8 km-c. El diagrama 5.31 muestra el detalle de esta red.
Subestación a 230 kV
Enlace a 230 kV
La Rosita
Imperial Valley (EUA)
Herradura
Rumorosa I y II
a MetrópoliPotencia
Eoloeléctrica
Rumorosa III
La Rumorosa
200 MW
100 MW
Estructura de doble circuitoTendido de un circuito
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-64
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II
Diagrama 5.31
Sistema Baja California Sur
La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra la operación del sistema eléctrico
del estado de Baja California Sur. Incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz,
San José del Cabo y Cabo San Lucas. Está formado por un sistema interconectado que se divide
en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Históricamente ha presentado un
crecimiento importante de su demanda, sin embargo se ha contraído en los últimos años.
Adicionalmente, existen dos pequeños sistemas eléctricos (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que
operan aislados entre sí y del resto del sistema, los cuales se ubican al norte del estado.
En agosto de 2013 el sistema presentó una demanda máxima de 403 MW, sin considerar los
sistemas aislados con un crecimiento medio de 2.8% en los últimos cinco años. La capacidad de
generación instalada en 2013 fue de 573 MW, de los cuales 338 MW son de tipo combustión
interna y térmica convencional, 160 MW turbogás y 75 MW turbogás móvil.
La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 137 MW, de los cuales 104 MW son de
generación base tipo combustión interna. Registró una demanda máxima de 52 MW y sus
excedentes de generación se exportan hacia la zona La Paz a través de dos líneas de transmisión
de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR.
La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 297 MW, de los cuales 113 MW son de generación
térmica convencional, 121 MW del tipo combustión interna y 63 MW de tipo turbogás; de esta
última 20 MW corresponden al tipo móvil. Se presentó una demanda máxima de 175 MW. Se
interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces entre las subestaciones Olas Altas-El
Palmar en 230 kV y la LT El Triunfo-Santiago en 115 kV, con los cuales se exporta el excedente
de energía hacia la zona Los Cabos.
La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 85 MW de tipo turbogás fija y 55 MW de
tipo móvil y su demanda máxima fue de 176 MW. En la última década ha presentado un auge en
el desarrollo turístico y se pronostican altas tasas de crecimiento en el mediano plazo.
Ciclo Combinado
Enlace a 230 kV
Subestación a 161 kV
Enlace a 161 kV
Hidalgo
Parque Industrial
Ruiz Cortines
San Luis Rey
Baja California II276 MW
A Cerro Prieto II A Chapultepec
Operación Inicial en 161 kV
A Mexicali II
A Cerro Prieto I
Opera
ción I
nic
ial en 1
61 k
V
Subestación a 230 kV
Operación Inicial en 161 kV
San Luis
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-65
La restricción para instalar generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado que la
transferencia de energía se proporcione desde la zona La Paz. Al importar energía de esta zona,
en algunas condiciones de operación se deja de despachar generación turbogás costosa en la
zona Los Cabos, y se reducen los costos de operación.
En 2013, el sistema aislado de Guerrero Negro tiene una capacidad instalada de 11 MW con
generadores de combustión interna; además se han instalado dos unidades turbogás de 12.5 y
14 MW para realizar el suministro en condiciones de emergencia, presentó una demanda máxima
de 14.3 MW. Actualmente está en proceso de pruebas operativas el proyecto Guerrero Negro III
incrementando con 11 MW de capacidad al sistema. La red troncal es longitudinal con 600 km
de líneas en 34.5 kV y un enlace en 115 kV desde la SE Vizcaíno hasta Bahía Asunción de
110 km del cual se suministra a los poblados pesqueros sobre la costa.
El sistema de Santa Rosalía registró en 2013 una demanda máxima de 16.5 MW, cuenta con una
capacidad instalada de 18 MW, de los cuales 7 MW son generación de tipo combustión interna,
10 MW geotérmicos y 1 MW fotovoltaico, adicionalmente, se han instalado dos unidades turbojet
de 2.9 y 12.5 MW para el suministro en condiciones de emergencia. La red troncal es
completamente radial con una línea de transmisión en 115 kV de 36 km de longitud entre la
subestación Tres Vírgenes y la subestación Santa Rosalía. Adicionalmente, hay dos circuitos de
transmisión en 34.5 kV, uno de 67 km al sur, sobre la costa, hacia el poblado de Mulegé y otro
de 58 km al noroeste de Santa Rosalía para el suministro a la población de San Ignacio.
Obras principales
En 2014 se ha programado la ampliación en la capacidad existente en la subestación Recreo con
un transformador de 30 MVA y relación 115/13.8 kV en la zona La Paz, adicionalmente se
incorporarán tres nuevas subestaciones de 30 MVA de capacidad cada una y relación de tensión
de 115/13.8 kV: SE Camino Real en la zona La Paz en 2016, SE Cabo Falso y SE Monte Real en
2015, en la zona Los Cabos. Estos proyectos permitirán satisfacer los crecimientos pronosticados
en la demanda del área en el corto plazo. Ver diagrama 5.32
En 2018 se ha programado la adición de la LT El Palmar-Los Cabos y la LT Los Cabos-Central
Diesel Los Cabos así como 300 MVA1/ de capacidad con relación 230/115 kV en la futura
SE Los Cabos. Estas obras evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación en la
subestación El Palmar, formando un anillo externo en 230 kV en la zona Los Cabos, lo cual
permitirá satisfacer los incrementos en la demanda del corredor turístico entre San José del Cabo
y Cabo San Lucas.
En octubre de 2018, se adiciona la LT Todos Santos-Los Cabos, asociada al proyecto de
generación ciclo combinado Todos Santos con fecha programada de entrada en operación en
2019.
En 2020 se ha programado la SE Aeropuerto Los Cabos con 30 MVA de capacidad, con relación
115/13.8 kV al norte de Cabo San Lucas, se adiciona una línea de transmisión entre las
subestaciones Los Cabos y Aeropuerto Los Cabos con lo que se reforzará la transmisión hacia la
ciudad de Cabo San Lucas y permitirá proporcionar el suministro en el mediano plazo.
En 2021 se ha programado la adición de 133 MVA1/ de capacidad, con relación 230/115 kV al
norte de San José del Cabo, denominada Libramiento San José. Con la red asociada a este
proyecto se formará un anillo en 115 kV en la ciudad de San José del Cabo, evitará la sobrecarga
de los bancos de transformación en la subestación El Palmar y adicionalmente, permitirá
satisfacer los incrementos en la demanda en San José del Cabo.
Para el mediano plazo se incorporarán 88 MVAr de compensación capacitiva en forma distribuida
en el área.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-66
Principales proyectos en la red troncal de la Subárea Baja California Sur
Diagrama 5.32
En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha programado la interconexión entre el sistema
de Santa Rosalía y Guerrero Negro en 2014, a través de una línea de transmisión de doble circuito
tendido del primero de 134 km en 115 kV entre la subestación existente Guerrero Negro II
(Vizcaíno) y la subestación futura El Mezquital. El diagrama 5.33 muestra el detalle de esta red.
Turbogás
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Enlace a 230 kV
San José del Cabo
Cabo San Lucas II
Central Diésel Los Cabos
Cabo Bello Cabo del Sol
Cabo Real
Palmilla
El Triunfo
Santiago
Punta Prieta IIPunta Prieta I
Palmira
La Paz
Bledales
Olas Altas
Villa Constitución
Combustión interna
El Palmar
Baja California Sur I - VI
Coromuel
Monte Real
Cabo Falso
Recreo
Camino Real
Aeropuerto Los Cabos
Libramiento San José
Ciclo Combinado
Termoeléctrica convencional
CC La Paz
Los Cabos
CC Todos Santos
Los Cabos I TG
Las Pilas
Rofomex
ReformasAgrarias
Insurgentes
Puerto San Carlos
Santo Domingo
Loreto
Puerto Escondido
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-67
Red de transmisión asociada a la interconexión de los sistemas aislados
Diagrama 5.33
La fecha de entrada en operación de la interconexión del sistema de BCS con el SIN, se
determinará cuando se confirme que el proyecto cumple con los lineamientos de rentabilidad
establecidos por la SHCP, posiblemente hacia el 2019, con lo que se logrará la integración de
todo el sistema eléctrico mexicano. Se realizará mediante un cable submarino en corriente directa
de 105 km de longitud desde la SE Bahía de Kino en el estado de Sonora a la SE El Infiernito en
el estado de Baja California Sur, en estas dos subestaciones se instalarán las estaciones
convertidoras con capacidad de 300 MW. En las estaciones convertidoras se ha incluido el equipo
de transformación, compensación y elementos adicionales para su funcionamiento adecuado
tanto en estado estable como ante contingencia.
Con este proyecto, se integrará al SIN, al mismo tiempo, el nuevo Sistema Mulegé que
comprende las zonas de Santa Rosalía y Guerrero Negro.
Se requiere la construcción de 1,390 km-c de líneas de transmisión aérea en 230 kV en la
península de Baja California para transmitir la energía proveniente del SIN hacia el sistema de
BCS, a través de las subestaciones El Infiernito, Loreto Maniobras, Villa Constitución en la zona
Constitución y Olas Altas en la zona La Paz.
En el área Noroeste se requiere la construcción de 155 km-c desde la SE Seri a la SE Esperanza
y de ésta hacia la SE Bahía Kino. La capacidad de transmisión de este proyecto de interconexión
se ha considerado en 300 MW y el sistema eléctrico de BCS importará del SIN la generación de
acuerdo a sus requerimientos y sujeto a las condiciones de seguridad y soporte de voltaje del
sistema BCS.
Se han programado los equipos de transformación y compensación necesarios para realizar una
transmisión de 300 MW provenientes del SIN, por lo que se requieren 733 MVA de
transformación, con relación de tensión 230/115 kV en las subestaciones Mezquital, Loreto
Enlace en 115 kV
Subestación en 34.5 kV
Enlace en 34.5 kV
Mujica
Laguneros
Vizcaíno
II y III
O c é a n o P a c í f i c o
Golfo de California
Jesús María
Bahía Asunción
Guerrero Negro I
Parador Bahía de Los Ángeles
Nuevo Rosarito
Santa Rosaliita
PuertoNuevo
San Roque
Bahía Tortugas
Punta Eugenia
Punta Prieta
San Hipólito
La Bocana
Punta Abreojos
Zapata
Rancho El Silencio
Benito Juárez
Mulegé
Tres Vírgenes
San Ignacio
Mezquital
Sonora
Subestación en 115 kV
Combustión interna
Díaz Ordaz
San Bruno
Secundaria
Geotermoeléctrica
Santa Rosalía
Guerrero Negro
San Lucas
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-68
Maniobras y Olas Altas. La compensación programada consiste en un Compensador Estático de
Vars con capacidad de 150/-150 MVAr. El costo del proyecto de interconexión BCS-SIN se estima
en 9,100 millones de pesos. Ver diagrama 5.34.
Cabe mencionar que para el actual ejercicio de planificación, las metas físicas y la inversión
correspondientes al proyecto de interconexión, no están consideradas dentro de las metas de la
expansión de la red de transmisión; así como tampoco dentro de los requerimientos de inversión
en la transmisión, debido a que se encuentra en el proceso de revisión y evaluación para ser
integrado dentro del plan de expansión de la generación.
Proyecto de interconexión Baja California Sur-SIN
Diagrama 5.34
En los cuadros 5.9a, 5.9b y 5.9c se muestran los principales refuerzos.
Enlace en 230 kV
Subestación en 34.5 kV
Enlace en 115 kV
Mujica
Laguneros
VizcaínoGolfo de
California
Jesús María
Bahía Asunción
Guerrero Negro I
Parador Bahía de Los Ángeles
Nuevo Rosarito
Santa Rosaliita
PuertoNuevo
San Roque
Bahía Tortugas
Punta Eugenia
Punta Prieta
San Hipólito
La Bocana
Punta Abreojos
Zapata
Rancho El Silencio
Benito Juárez
Mulegé
Tres Vírgenes
San Ignacio
Sonora
Bahía Kino
El Infiernito
A Loreto Maniobras
Subestación en 115 kV
Combustión interna
Díaz Ordaz
Enlace submarino en 230 kV
O c é a n o P a c í f i c o
HVDC Light
Santa Rosalía
Mezquital
San Bruno
SecundariaGeotermoeléctrica
Enlace en 34.5 kV
Esperanza
Mina
Guerrero Negro II, III y IV
Seri
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-69
Principales obras programadas para la subárea Baja California Sur
2014 — 2023
1/. Tendido del primer circuito
Cuadro 5.9a
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.9b
Ind. Inductivo Cap. Capacitivo
Cuadro 5.9c
Red de transmisión asociada a la central CC La Paz
La central eléctrica ciclo combinado La Paz con 117 MW de capacidad, se ubicará en el predio
denominado Coromuel, adyacente a la central existente con las unidades Baja California Sur I a
VI, ubicada al noreste de la ciudad de La Paz en Baja California Sur; se interconectará en
diciembre de 2017 a la red eléctrica del sistema interconectado de Baja California Sur.
Mezquital Switcheo - Guerrero Negro II (Vizcaíno) 1 115 2 133.9 Abr-14
Mezquital Switcheo entronque Santa Rosalía - Tres Vírgenes 115 2 3.0 Abr-14
Cabo Falso entronque CD Los Cabos - Cabo San Lucas II 115 2 0.2 Ene-15
Monte Real entronque Santiago - San José del Cabo 115 2 4.6 Mar-15
Camino Real entronque Punta Prieta II - El Triunfo 115 2 2.0 Abr-16
Los Cabos - El Palmar 230 2 46.0 Jun-18
Los Cabos - CD Los Cabos 115 2 4.0 Jun-18
Todos Santos - Los Cabos 230 2 120.0 Oct-18
Aeropuerto Los Cabos entronque Cabo San Lucas II - El Palmar 115 2 2.0 Jun-20
Aeropuerto Los Cabos - Los Cabos 1 115 2 9.0 Jun-20
Libramiento San José entronque El Palmar - Olas Altas 230 2 2.0 Jun-21
Libramiento San José entronque El Palmar - San José del Cabo 115 2 20.0 Jun-21
Libramiento San José - Monte Real 1 115 2 6.0 Jun-21
Santa Rosalía - San Lucas 115 1 17.0 Jun-23
Total 369.7
Línea de TransmisiónTensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
Recreo Banco 2 1 T 30 115/13.8 Ago-14
Cabo Falso Banco 1 1 T 30 115/13.8 Ene-15
Monte Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Mar-15
Camino Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Abr-16
Los Cabos Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-18
Palmira Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-18
Aeropuerto Los Cabos Banco 1 1 T 30 115/13.8 Jun-20
Monte Real Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-20
Libramiento San José Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-21
Cabo Falso Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-21
Mina Banco 1 1 T 20 115/34.5 Jun-23
San Lucas Banco 1 1 T 13 115/34.5 Jun-23
Total 706
Subestación Cantidad EquipoCapacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
Guerrero Negro II (Vizcaíno) MVAr Inductor 115 5.0 Abr-14
Bledales MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-17
Cabo Real MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-18
Palmilla MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-18
San José del Cabo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-18
Villa Constitución MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19
Loreto MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19
El Palmar MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-20
Total 87.5
Fecha de
entradaCompensación Equipo
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-70
El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema
interconectado de Baja California Sur, sobresaliendo el suministro a los desarrollos turísticos en
las ciudades de La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas.
El proyecto se conectará al sistema de BCS a través de la instalación de dos alimentadores en la
subestación Coromuel en el nivel de 230 kV.
El diagrama 5.35 muestra el detalle de esta red.
Red de transmisión asociada a la central CC La Paz
Diagrama 5.35
Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos
La central eléctrica de ciclo combinado Todos Santos con 137 MW de capacidad, se ubicará en el
predio denominado Todos Santos, al norte del poblado de Todos Santos en Baja California Sur;
se interconectará en abril de 2019 a la red eléctrica del sistema interconectado de
Baja California Sur.
El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona
Los Cabos, proporcionando una alternativa de suministro eléctrico por la costa del océano
pacífico.
El proyecto se conectará al sistema en el nivel de 230 kV. La red asociada se ha programado
para octubre de 2018 y consiste en la construcción de una LT de doble circuito de 60 km con
calibre 1113 ACSR entre las subestaciones futuras Todos Santos y Los Cabos, así como la
instalación de alimentadores en las subestaciones Todos Santos y Los Cabos.
El diagrama 5.36 muestra el detalle de esta red.
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
La Paz
Bledales
Coromuel
A Las Pilas
A El Palmar
Bahía de la Paz
El Recreo
Mar de Cortés
Palmira
1 x 37 MW
A El Triunfo
Baja California Sur I, II , III, IV, V y VI
1 x 42 MW4 x 43 MW
(zona Constitución)
(zona Los Cabos) (zona Los Cabos)
Camino Real
CC La Paz
Térmica Convencional
Combustión interna
Turbogás
Olas Altas
Punta Prieta I
Punta Prieta II
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-71
Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos
Diagrama 5.36
Área Peninsular
La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal
eléctrica opera en los niveles de tensión de 400 kV, 230 kV y 115 kV.
La demanda máxima integrada del área en 2013 alcanzó 1,628 MW el 22 de mayo a las
17:00 horas. La tasa media de crecimiento en los últimos cinco años llegó a 3.45 por ciento.
La capacidad de generación efectiva a diciembre de 2013 fue de 2,241 MW, de los cuales 56%
corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de
energía.
Para la atención del suministro de la demanda del área Peninsular, a principios de 2011 entró en
operación el corredor de transmisión Tabasco–Escárcega–Ticul en 400 kV, el cual ha sido el
soporte para garantizar el suministro confiable de energía eléctrica al área ante los graves
problemas de abasto de gas natural. Desde 2010 existe déficit en el suministro de gas natural,
debido a limitaciones operativas, por lo que se ha restringido la capacidad a 150 MMpcd. Durante
2013 se ha recibido un suministro de 100 MMpcd e inclusive por varias horas el flujo de gas
natural ha sido nulo.
Adicionalmente existe una deficiencia en la calidad del gas natural entregado, el cual en ocasiones
incumple la especificación de los contratos con AES Mérida III y Compañía de Generación
Valladolid. Estas condicionantes afectan la capacidad disponible de estas centrales.
Sin embargo, para mitigar el desabasto de gas natural CFE firmó un acuerdo base con PEMEX
Gas y Petroquímica Básica para garantizar el suministro a las centrales del área Peninsular. Dicho
acuerdo establece un suministro de hasta 270 MMpcd en base firme. El transportista Energía
Mayakan está construyendo un gasoducto del Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex a la
Santiago
El Palmar
A SE. Olas Altas(Zona La Paz) A SE. El Triunfo
(Zona La Paz)
Océano Pacífico
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Turbogás
CEV
Los Cabos
Monte Real
San José del Cabo
Palmilla
Cabo Real
Cabo del Sol
Cabo Bello
CD Los Cabos
Lucas II Cabo San
Cabo
CC Todos Santos(Todos Santos)
Mar de Cortés
Falso
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-72
estación de compresión 1 del gasoducto “Ciudad PEMEX-Valladolid”. Se prevé que éste proyecto
inicie operación comercial en junio de 2014.
Obras principales
Con el objetivo de proporcionar el suministro de energía requerido y mantener un perfil de voltaje
adecuado en la zona Carmen, para enero de 2014 se ha programado incrementar la
compensación capacitiva en las subestaciones Carmen y Concordia de 15 a 22.5 MVAr
y de 7.5 a 15 MVAr respectivamente.
Debido al crecimiento sostenido de la demanda para las zonas Cancún y Riviera Maya, con una
tasa media de crecimiento de 6.73% y ante una demanda esperada de 751 MW en 2015 podrían
presentarse problemas de estabilidad de voltaje en las zonas mencionadas. Para resolver la
problemática de voltaje, incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión del suministro
de energía hacia estas zonas, se ha definido el proyecto Conversión a 400 kV Ticul II–Dzitnup–
Riviera Maya. Su alcance considera la conversión del voltaje de operación de 230 kV a 400 kV
de las líneas existentes Ticul II–Valladolid, Valladolid–Nizuc y Valladolid–Playa del Carmen,
más la construcción de la subestación Riviera Maya.
La subestación Riviera Maya de 750 MVA1 de capacidad total incluye dos bancos de
transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como la red asociada para operar los
enlaces en 400 kV, 230 kV y 115 kV. Se contempla la entrada en operación para noviembre de
2014. Con estas obras se completa el corredor de transmisión en 400 kV desde la subestación
Malpaso II (estado de Chiapas) hasta la subestación Riviera Maya (estado de Quintana Roo).
Se estima que en 2015 la demanda de la zona Carmen alcance 110 MW. Para mantener la calidad
y confiabilidad del suministro de energía en la zona, se ha programado un Compensador Estático
de VAr en 115 kV para la subestación Carmen.
Como parte adicional de este proyecto se reconfigura la red de transmisión de 115 kV
y se incluye la recalibración de las líneas entre el sitio Puerto Real y la subestación Carmen, para
realizar esto se requiere construir una línea de doble circuito provisional. Dicha subestación será
el punto de envío y recepción para atender la demanda de la zona.
Debido a lo anterior se considera la recalibración del bus de 115 kV de la subestación Carmen y
para llevarlo a cabo se requiere instalar una subestación móvil provisional para atender la carga
durante la recalibración. La entrada en operación del proyecto está programada para febrero de
2015. Con dichas obras se espera cubrir completamente el horizonte de demanda para la zona.
En 2017 con la finalidad de garantizar el suministro de energía con calidad y confiabilidad
adecuada para la zona Chetumal y ante la saturación prevista del enlace entre las zonas Ticul y
Chetumal, se tiene programado realizar el tendido del segundo circuito de la línea
Escárcega Potencia–Xpujil utilizando las torres de acero del circuito existente. Este circuito
formará parte de la futura línea de 230 kV Escárcega Potencia–Xul Ha.
El proyecto se complementa con la construcción de la línea de transmisión Xpujil–Xul Ha de dos
circuitos aislados a 230 kV; un circuito operará en 115 kV, y el otro circuito de 230 kV enlazará
a las subestaciones Escárcega Potencia y Xul Ha.
Este proyecto permitirá conservar un buen perfil de voltaje de la zona, garantizar el suministro
de la carga a la zona Chetumal y así mismo cumplir con la exportación a Belice. La fecha de
entrada en operación se prevé para marzo de 2017.
En el diagrama 5.37 se muestran algunas de las obras más importantes para el área.
En 2018 se instalarán 225 MVA1 de transformación 230/115 kV en la subestación Sabancuy II,
se incluye el tendido del segundo circuito a 230 kV de la línea de transmisión
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-73
Escárcega Potencia–Sabancuy II, por lo que la línea tendrá dos circuitos aislados a 230 kV uno
de ellos con operación a 115 kV. Este proyecto permitirá descargar la transformación
230/115 kV de la subestación Escárcega Potencia y así satisfacer la demanda de las zonas
Campeche y Carmen.
Para 2019 en la zona Riviera Maya se prevé el requerimiento de compensación reactiva ante la
presencia de bajos voltajes en la región, derivado de esto se propone compensación dinámica
para mantener la estabilidad de voltaje de la red, y aumentar la capacidad de transmisión entre
las zonas Tizimín y Cancún-Riviera Maya. Por tal motivo se ha programado un CEV con capacidad
de +300/-90 MVAr en el nivel de 400 kV.
En este mismo año se contempla un nuevo enlace submarino, ahora en 115 kV, para garantizar
el abasto de la energía necesaria en la Isla de Cozumel, actualmente se tienen dos cables
en 34.5 kV. El proyecto incrementará la capacidad de transmisión del enlace submarino y
permitirá el suministro con el perfil de voltaje adecuado en la red de 34.5 kV de la Isla.
En 2020 se visualiza un proyecto de refuerzo en la transformación de la zona Mérida, para ello
se ha programado la subestación Chichi Suárez 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad.
Con el crecimiento de demanda estimada a 2022 para las zonas Cancún y Riviera Maya, se prevé
el refuerzo en la red de transmisión y transformación por lo que se ha programado en la
subestación Tulum un banco de 225 MVA1 de transformación 230/115 kV, una línea de
transmisión de doble circuito Playa del Carmen–Tulum en 230 kV y la línea de transmisión de
doble circuito Valladolid–Tulum aislada en 400 kV y operada en 230 kV.
Ya en el largo plazo, en 2027, se prevé adicionar transformación 230/115 kV en las zonas Cancún,
Chetumal y Tizimín. En 2028 se adiciona en la zona Mérida transformación
230/115 kV. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en
diferentes puntos del área.
En los cuadros 5.10a, 5.10b y 5.10c se muestran los principales refuerzos de líneas de
transmisión, subestaciones y compensación respectivamente programados en el área Peninsular.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-74
Principales proyectos en la red troncal del área Peninsular
Diagrama 5.37
Principales obras programadas en el área Peninsular 2014 — 2023
1/ Tendido del segundo circuito 2/ Operación inicial 230 kV 3/ Un circuito con operación inicial 115 kV
Cuadro 5.10a
Ticul II
Xul Ha
Escárcega Potencia
Valladolid
+300 MVAr
-300 MVAr
Edzná
+150 MVAr
-50 MVAr
Sabancuy II
Xpujil
Santa Lucía
a Tabasco Potencia
a Macuspana II
a Los Ríos
Nizuc
Playa del
Carmen
Balam
Riviera Maya
62 MVAr
50 MVArKanasín
Potencia
Norte
Caucel Potencia
Mérida Potencia
+50 MVAr
-15 MVAr
Tulum
230 kV
Ciclo Combinado
Subestación a 230 kV
Subestación a 400 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kVCEV
Enlace a 115 kVReactor
Chichi
Suárez
Norte
Mérida Potencia
Caucel Potencia
Kanasín
Potencia
Chichi
Suárez
Mérida
Dzitnup
Op. Ini. 1
15 kVCarmen
Balam
Nizuc
Playa del
Carmen
Riviera
Maya
+300 MVAr
-90 MVAr
50 MVAr
Cancún
y
Riviera Maya
Op. Ini.
+300 MVAr
-90 MVAr
18 MVAr115 kVOp. Ini.
Playacar Chankanaab II
Playacar
Chankanaab II
Tensión Núm.de Longitud Fecha de
kV circuitos km-c entrada
Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc 230 2 2.6 Nov-14
Riviera Maya entronque Valladolid - Playa del Carmen 230 2 0.8 Nov-14
Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 1.0 Nov-14
Dzitnup entronque Ticul II - Valladolid 400 2 1.2 Nov-14
Dzitnup entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 2.4 Nov-14
Ticul II - Dzitnup 400 2 1.4 Nov-14
Puerto Real - Carmen 115 2 38.7 Feb-15
Puerto Real - Carmen (Línea Provisional) 115 2 30.4 Feb-15
Escárcega Potencia - Xpujil 1 230 1 158.0 Mar-17
Xpujil - Xul Ha 3 230 2 206.0 Mar-17
Escárcega Potencia - Sabancuy II 1 230 1 63.0 Mar-18
Playacar - Chankanaab II 115 1 25.0 Abr-19
Chichi Suárez entronque Norte - Kanasín Potencia 230 4 6.0 Abr-20
Valladolid - Tulum 2 400 2 210.0 May-22
Tulum - Playa del Carmen 230 2 126.0 May-22
Total 872.5
Líneas de Transmisión
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
5-75
Principales obras programadas en el área Peninsular
2014 — 2023
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.10b
Ind. Inductivo Cap. Capacitivo
Cuadro 5.10c
Riviera Maya Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-14
Riviera Maya Banco 2 4 T 500 400 /115 Nov-14
Sabancuy II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Mar-18
Chankanaab II Banco 3 1 T 40 115/34.5 Abr-19
Chichi Suárez Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-20
Tulum Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-22
Total 1,940
Subestación Cantidad EquipoCapacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
Capacidad
MVAr
Carmen MVAr Capacitor 115 7.5 Ene-14
Concordia MVAr Capacitor 115 7.5 Ene-14
Dzitnup MVAr Reactor 400 144.6 Nov-14
Riviera Maya MVAr Reactor 400 116.6 Nov-14
Carmen CEV Compensador Estático de VAr 115 15/50 Ind./cap. Feb-15
Tulum MVAr Capacitor 115 7.5 Mar-17
Xul Ha MVAr Reactor 230 24.0 Mar-17
Escárcega Potencia MVAr Reactor 230 24.0 Mar-17
Riviera Maya CEV Compensador Estático de VAr 400 90/300 Ind./cap. Abr-19
Valladolid MVAr Capacitor 115 30.0 May-21
Total 816.7
Fecha de
entradaCompensación Equipo
Tensión
kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-1
PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Divisiones de Distribución
CFE proporciona el servicio de electricidad a todo el país a través de 16 Divisiones de Distribución
formalmente constituidas, incluyendo las tres del Valle de México —formalizadas mediante el
comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes. En el Valle de
México, las zonas Tula, Tulancingo y Pachuca, se adicionaron a la División Centro Oriente y la
zona Cuernavaca a la División Centro Sur—. El detalle se muestra en el diagrama 6.1.
Divisiones de Distribución
1.- División Valle de México Norte2.- División Valle de México Centro3.- División Valle de México Sur4.- Zona Tulancingo5.- Zona Pachuca6.- Zona Tula7.- Zona Cuernavaca
3
2
1
7
4
6
5
Diagrama 6.1
1.- Baja California2.- Noroeste3.- Norte4.- Golfo Norte5.- Golfo Centro6.- Bajío7.- Jalisco8.- Centro Occidente9.- Centro Sur10.- Centro Oriente11.- Oriente12.- Sureste13.- Peninsular14.- Tres Divisiones de Distribución:
Valle de México NorteValle de México CentroValle de México Sur
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-2
Infraestructura actual de distribución
En el cuadro 6.1 se presenta el crecimiento medio anual del Sistema Eléctrico de Distribución
(SED) en 2002 y 2012, indicando la dinámica de instalaciones en operación, número de clientes
y ventas, desglosadas por División de Distribución, excluyendo las del Valle de México.
La información complementaria correspondiente al Valle de México en el ámbito del área Central,
se muestra en los cuadros 6.2 y 6.3.
Estadísticas de las Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México)
2002 y 2012
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
Cuadro 6.1
Capacidad
instalada en
subestaciones
de
distribución
(MVA) 1/
Longitud de
líneas de
alta tensión
en
distribución
(km)
Longitud de
líneas de
media
tensión en
distribución
(km)
Capacidad
instalada en
redes de
distribución
(MVA)
2002 3,296 3,133 13,251 3,185 1,009 9,368
2012 4,156 3,028 16,672 4,611 1,474 12,572
% anual 2.61 -0.38 2.58 4.20 4.30 3.32
2002 3,315 4,214 29,463 3,870 1,312 11,060
2012 4,996 4,661 36,894 5,270 1,823 16,089
% anual 4.66 1.13 2.53 3.49 3.72 4.25
2002 4,027 4,808 33,419 1,840 1,524 13,412
2012 4,956 5,707 38,679 2,366 1,896 16,557
% anual 2.33 1.92 1.64 2.83 2.46 2.37
2002 5,928 3,181 23,878 4,155 2,009 24,685
2012 8,100 4,343 28,054 5,427 2,919 30,792
% anual 3.53 3.52 1.81 3.01 4.24 2.49
2002 1,798 2,482 23,083 1,609 1,234 7,370
2012 2,311 2,997 28,306 2,470 1,685 10,236
% anual 2.83 2.12 2.29 4.88 3.52 3.72
2002 3,888 4,000 49,754 2,345 2,483 14,587
2012 5,117 4,718 60,173 3,632 3,632 21,670
% anual 3.10 1.85 2.14 4.98 4.31 4.50
2002 2,871 2,380 18,256 1,903 1,930 9,573
2012 4,398 2,851 23,354 2,793 2,681 12,536
% anual 4.86 2.02 2.77 4.36 3.72 3.04
2002 1,730 2,746 19,765 1,365 1,416 7,845
2012 1,932 3,039 22,040 1,919 1,968 9,369
% anual 1.24 1.13 1.22 3.85 3.72 1.99
2002 2,269 2,735 27,486 1,556 1,351 6,078
2012 3,053 3,518 29,514 2,241 2,152 8,134
% anual 3.35 2.84 0.79 4.14 5.31 3.29
2002 2,153 1,717 15,601 1,106 1,288 7,309
2012 2,298 1,791 17,709 1,423 2,593 12,182
% anual 0.73 0.47 1.42 2.84 8.09 5.84
2002 2,632 3,556 27,061 1,763 1,852 9,246
2012 3,418 3,991 32,995 2,413 2,634 11,027
% anual 2.94 1.29 2.23 3.55 3.99 1.98
2002 2,045 4,762 44,902 1,857 2,068 5,309
2012 3,209 4,946 56,083 2,808 3,174 8,234
% anual 5.13 0.42 2.50 4.70 4.88 5.00
2002 1,972 2,942 14,978 1,290 939 5,127
2012 2,832 3,107 17,483 1,982 1,468 8,173
% anual 4.10 0.61 1.73 4.89 5.09 5.32
2002 37,923 42,655 340,897 27,844 20,415 130,969
2012 50,777 48,697 407,956 39,356 30,100 177,571
% anual 3.30 1.48 2.02 3.92 4.41 3.44
Centro
Occidente
División de
Distribución
Año y
Crecimiento
Baja
California
Noroeste
Norte
Golfo Norte
Golfo Centro
Bajío
Jalisco
Tipo de Instalación
Número
de
clientes
(miles)
Ventas
(GWh)
Centro Sur
Centro
Oriente
Oriente
Sureste
Peninsular
Total
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-3
Estadísticas de las Divisiones de Distribución del Valle de México
2009 y 2012
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
2/ Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur
Cuadro 6.2
Instalaciones de distribución en operación en CFE
2012
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
Cuadro 6.3
Capacidad
instalada en
subestaciones
de
distribución
Longitud de
líneas de
alta tensión
en
distribución
Longitud de
líneas de
media
tensión en
distribución
Capacidad
instalada en
redes de
distribución
(MVA) 1/ (km) (km) (MVA) (miles) (GWh)
2009 13,442 1,731 27,986 5,723 6,254 30,115
2012 13,660 1,857 28,943 6,165 7,093 32,819
% anual 0.18 0.78 0.37 0.83 1.41 0.96
División de
Distribución
Año y
Crecimiento
Valle de
México 2/
Tipo de Instalación
Número
de
clientes
Ventas
Unidades MVA
2,387 50,777
1,183,124 39,360
90,137
317 13,660
122,531 6,165
19,825
109,961
km
69 kV-138 kV 48,697
2.4 kV-34.5 kV 407,956
Menores a 2.4 kV 259,599
Sub Total 716,252
1,857
28,943
54,483
Sub Total 85,283
Total 801,535
Sub Total
Transformadores sin incluir el Valle de México
Nivel
Subestaciones de distribución 1/
Redes de distribución
Transformadores Valle de México
Subestaciones de distribución 1/
Redes de distribución
Sub Total VDM
Total
Líneas de distribución sin incluir el Valle de México
Nivel de tensión
Líneas de distribución Valle de México
69 kV-138 kV
2.4 kV-34.5 kV
Menores a 2.4 kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-4
Planificación del Sistema Eléctrico de Distribución
Introducción
El crecimiento sostenido de la demanda de energía eléctrica, reflejado en el número de nuevas
solicitudes y la necesidad de suministrar un mejor servicio a los clientes, hace necesario la
conformación de un Plan Rector de Distribución, el cual considera la visión integral del sistema
de distribución mediante planes y proyectos de inversión, los cuales se soportan en:
Estudios de ingeniería de planificación del sistema eléctrico
Análisis del sistema de comunicaciones
Aprovechamiento de los centros de distribución
Atención a clientes
Equipamiento operativo
Planificación de la red de distribución
El Plan Rector de Distribución proporciona el panorama completo de las condiciones actuales del
SED mediante su diagnóstico operativo, por medio de indicadores de desempeño.
Así mismo y de acuerdo con la prospectiva para el desarrollo del mercado eléctrico, se identifican
las áreas críticas y prioritarias del SED, así como las necesidades de edificaciones y equipamiento.
Esto incluye la integración de programas multianuales de inversión para la aplicación efectiva de
los recursos financieros en la creación de nueva infraestructura y la modernización con enfoque
de competitividad y sostenibilidad.
El Plan Rector considera en primera instancia garantizar en el corto y mediano plazos, con
oportunidad, suficiencia y calidad, el suministro de energía eléctrica a los clientes, mejorando
sustancialmente el desempeño operativo de la distribución. Adicionalmente proporciona la guía
de crecimiento en el largo plazo (20 años) para cada zona de distribución y consecuentemente
para la División correspondiente.
En resumen, el Plan Rector incluye los planes, programas y proyectos del SED alineados a una
visión de largo plazo, la cual propicia la expansión ordenada y oportuna, mediante la
programación y ejecución de las inversiones en apoyo a la competitividad organizacional.
El Plan Rector del SED se integra de una plataforma informática mediante capas de información,
tal como se indica en el diagrama 6.2, con la finalidad de poner a disposición de los interesados
los resultados a través de una página web que facilite la consulta considerando los volúmenes de
información requeridos.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-5
Capas de información del Plan Rector
Diagrama 6.2
Los objetivos del Plan Rector son:
Disponer de escenarios a corto, mediano y largo plazos que coadyuven al desarrollo del
SED, atendiendo los requerimientos del mercado eléctrico y acordes con la dinámica
evolutiva y de operación de los sistemas de distribución
Optimizar la aplicación de los recursos asignados a las Divisiones y zonas de Distribución,
con criterios de rentabilidad y sostenibilidad, jerarquizando los proyectos de inversión y
considerando las aportaciones en obras a cargo de terceros, para alcanzar los mayores
beneficios en atención a la mejora del desempeño y alineados a la planificación
estratégica institucional
Asegurar que las instalaciones que se incorporan al sistema de distribución sean las
estrictamente necesarias, de tal forma que los activos fijos tengan el menor impacto en
los costos marginales y los asociados a su aprovechamiento
Difundir el plan de expansión del SED a todas las áreas internas de la CFE a través de
una plataforma web
Facilitar la toma de decisiones para la determinación de la solución técnica más
económica, a fin de proporcionar el suministro requerido por los clientes
Mantener la alineación con la visión de largo plazo en el proceso de incorporación de
instalaciones al sistema de distribución, reduciendo la construcción de obras provisionales
Garantizar la calidad de la energía eléctrica de acuerdo con los compromisos de
suministro
Integración del Plan Rector de Distribución
La integración del SED se fundamenta en los planes de desarrollo federal, estatal y municipal,
especialmente en los planes de desarrollo urbano y de vías de comunicación.
El SED se planifica como un todo en sus diferentes niveles operativos y administrativos, y no
puede verse en forma aislada. Por lo anterior se toman de referencia los productos que se
obtienen del Plan Rector, y en su caso, se vuelve a analizar el subsistema con base en los
documentos anuales que sirven de insumo a esta planificación.
Subestaciones
Alta Tensión
Media Tensión
Baja Tensión
Comunicaciones
Agencias
Equipamiento operativo
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-6
El Plan Rector se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación
en orden secuencial, sin menoscabo de la interrelación entre ellos:
Subestaciones
Alta tensión
Media tensión
Comunicaciones
Baja tensión
Centros de distribución
Equipamiento operativo
En el diagrama 6.3 se muestran a manera de ejemplo las subestaciones actuales y futuras de la
zona Tampico, División de Distribución Golfo Centro, el cual permite visualizar el crecimiento del
sistema de distribución a través del Plan Rector.
Visualización del Plan Rector de la zona Tampico
Diagrama 6.3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-7
Programa de obras de distribución
Metas y proyectos de obras
El reporte del programa de obras e inversiones, es el resultado de los estudios de ingeniería de
distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de
energía eléctrica. Los cambios que se presentan en las redes de distribución no son predecibles
en plazos mayores.
En el cuadro 6.4 se presenta el resumen de las metas para los proyectos de distribución,
considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas, proyectados para el horizonte
2014 — 2023.
Metas programadas en proyectos de las Divisiones de Distribución 1/
2014 — 2023
1/ Las metas físicas reportadas de 230 kV, son las asociadas a transformación de muy alta a media tensión
Cuadro 6.4
Obras e inversiones con financiamiento externo (PIDIREGAS)
Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios
y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado paquetes de
Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIDIREGAS) integrados por obras que
presentan los mejores resultados en su evaluación financiera.
En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras los ingresos generados
sean suficientes para el pago de capital e intereses.
A partir de 2013 la Subdirección de Distribución participa, con la coordinación de la
Subdirección de Programación, en la gestión de la autorización, por parte de SENER y SHCP,
de los programas y proyectos de Distribución registrados en el POISE.
En los cuadros 6.5 a 6.14 se presentan las metas físicas de los diferentes paquetes.
El cuadro 6.5 presenta el paquete de la Serie 900 que se autorizó en el ejercicio fiscal de 2004.
Este paquete considera la construcción de 80 km-c de líneas de 115 kV y la instalación de
20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución
San Cristóbal y Tapachula.
Líneas Subestaciones CompensaciónAño km-c MVA MVAr
230 kV - 69 kV 230 kV - 69 kV 230 kV - 69 kV2014 1,251 3,824 602015 2,996 2,872 982016 325 1,491 382017 448 1,058 422018 941 1,297 382019 290 1,591 1052020 651 2,899 1582021 114 1,080 452022 54 130 02023 43 250 90
Total 7,113 16,492 674
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-8
Metas programadas en paquetes de la Serie 900
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.5
Para los paquetes de la Serie 1100, se solicitó su autorización en junio de 2005. Se indican en
el cuadro 6.6. Estos proyectos consideran 90 km-c y 150 MVA para atender la demanda de las
zonas de distribución Guasave, Culiacán, Monterrey, Acapulco e Iguala.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1100
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.6
En junio de 2006 se integraron los paquetes de la Serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro
6.7. Consideran 294 km-c y 389 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución
Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Ciudad Juárez, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla,
Tlaxcala, Teziutlán, Tuxtla Gutiérrez, Chontalpa, Oaxaca y Huatulco.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1200
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.7
La Serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se presentan en el cuadro 6.8.
Consideran 617 km-c y 242 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución
Mazatlán, Guasave, Obregón, Saltillo, Huejutla, Irapuato, Torreón, Costa, Minas, Chapala,
Cancún y Mérida.
914 División Centro Sur (segunda fase) Abr-16 80 20 1
Total 80 20 1
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
1120 Noroeste (tercera fase) Dic-14 47 60 3
1122 Golfo Norte (segunda fase) Dic-14 16 30 1
1128 Centro Sur (tercera fase) Jun-15 27 60 3
Total 90 150 7
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
SE 1210 Norte - Noroeste (sexta fase) Abr-15 24
SE 1210 Norte - Noroeste (octava fase) Dic-14 39 120 7
SE 1210 Norte - Noroeste (novena fase) Abr-16 4 30 1
SE 1211 Noreste - Central (cuarta fase) Jul-15 42 60 3
SE 1211 Noreste - Central (quinta fase) May-15 116
SE 1212 Sur - Peninsular (quinta fase) May-15 8 60 3
SE 1212 Sur - Peninsular (sexta fase) May-15 36 49 3
SE 1212 Sur - Peninsular (octava fase) May-15 7 50 3
SE 1212 Sur - Peninsular (novena fase) Jun-15 18 20 1
Total 294 389 21
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-9
Metas programadas en paquetes de la Serie 1300
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.8
En junio de 2008 se integraron los paquetes de la Serie 1400, los cuales se muestran en el cuadro
6.9. Consideran 23 km-c y 350 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Los
Mochis, Obregón, Victoria, Monterrey, León, Irapuato, Poza Rica, Teziutlán y Veracruz.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1400
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.9
En junio de 2009 se integraron los paquetes de la Serie 1500, los cuales se indican en el cuadro
6.10. Consideran 139 km-c y 320 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución,
Nogales, Los Mochis, Campeche, Riviera Maya, Veracruz y Poza Rica.
SE 1320 Distribución Noroeste (quinta fase) May-15 92 32 1
SE 1321 Distribución Noreste (segunda fase) Jul-14 30 30 1
SE 1321 Distribución Noreste (quinta fase) May-15 86
SE 1321 Distribución Noreste (sexta fase) Abr-14 49
SE 1322 Distribución Centro (tercera fase) Ago-14 162 20
SE 1322 Distribución Centro (cuarta fase) Ene-15 15 30 1
SE 1322 Distribución Centro (quinta fase) Jun-15 178 80 4
SE 1323 Distribución Sur (segunda fase) May-15 5 50 3
Total 617 242 10
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
1420 Distribución Norte (segunda fase) Ago-15 4 50 3
1420 Distribución Norte (tercera fase) Dic-16 3 30 1
1420 Distribución Norte (quinta fase) Dic-14 5 110 6
1420 Distribución Norte (sexta fase) Abr-16 1 60 7
1421 Distribución Sur (segunda fase) Mar-15 2 60 3
1421 Distribución Sur (tercera fase) Ago-14 8 40 2
Total 23 350 22
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
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6-10
Metas programadas en paquetes Serie 1500
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.10
En junio de 2010 se integraron los paquetes de la Serie 1600, los cuales se presentan en el
cuadro 6.11. Consideran 103 km-c y 950 MVA para atender la demanda de las Divisiones de
Distribución Valle de México Sur y Valle de México Centro, así como las zonas Pachuca, León,
Morelos, Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Camargo, Piedras Negras, Jalapa,
Mérida y Los Ríos.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1600
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.11
El proyecto 1620 está compuesto mayoritariamente por obras de modernización para sustituir
instalaciones obsoletas en el Valle de México, las cuales actualmente no cumplen con las
características necesarias para alcanzar los estándares de servicio eléctrico proporcionado por
CFE.
En junio de 2011 se integraron los paquetes de la Serie 1700, los cuales se muestran en el cuadro
6.12. Consideran 198 km-c y 762 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de
Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave,
Guaymas, Nogales, Reynosa, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo
Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche.
1520 Distribución Norte (primera fase) Feb-15 30 1
1520 Distribución Norte (tercera fase) Jun-15 4 60 3
1520 Distribución Norte (cuarta fase) Jun-15 2 30 1
1521 Distribución Sur (segunda fase) Jun-15 121
1521 Distribución Sur (tercera fase) Sep-14 2 110 6
1521 Distribución Sur (cuarta fase) Jun-17 1 30 1
1521 Distribución Sur (quinta fase) Sep-14 9 60 3
Total 139 320 15
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
1620 Distribución Valle de México (segunda fase) Nov-14 26 480 73
1620 Distribución Valle de México (tercera fase) Ago-15 60 12
1621 Distribución Norte - Sur (primera fase) Dic-14 140 8
1621 Distribución Norte - Sur (segunda fase) Oct-15 77 270 16
Total 103 950 109
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
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6-11
Metas programadas en paquetes de la Serie 1700
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.12
En junio de 2012 se integraron los paquetes de la Serie 1800, los cuales se indican en el cuadro
6.13. Consideran 172 km-c y 890 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución
Valle de México Norte, Centro y Sur, además de las zonas Cuernavaca, Nogales, los Mochis,
Mazatlán, Coahuila, Chihuahua, Gómez Palacio, Monterrey, Tampico, Aguascalientes y
Querétaro.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1800
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.13
En junio de 2013 se integraron los paquetes de la Serie 1900 para atender los crecimientos de
la demanda de las zonas Piedras Negras, Monterrey, Tampico, Monte Morelos, Hermosillo,
Carmen, Poza Rica, Jalapa, Torreón y Chihuahua, así como para abatir las pérdidas de energía
de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de
media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente
estos proyectos están registrados en la SHCP para su autorización en el PEF 2014. Entrarían en
operación en el periodo de diciembre de 2015 a diciembre de 2016.
Estos proyectos se muestran en el cuadro 6.14 y consideran 39 km-c en alta tensión, 463 km-c
de redes en media tensión y 701 MVA.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1900
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.14
SE 1720 Distribución Valle de México Dic-15 17 240 14
SE 1721 Distribución Norte Dic-15 170 362 36
SE 1722 Distribución Sur Dic-14 11 160 9
Total 198 762 59
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
1820 Divisiones de Distribución del Valle de México Dic-14 23 420 63
1821 Divisiones de Distribución Dic-16 149 470 28
Total 172 890 91
Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr
km-c km-c
AT MT
1920 Subestaciones y líneas de distribución Dic-16 39 340 20
1921 Reducción de pérdidas de energía en distribución Dic-15 1,463 361
Total 39 1,463 701 20
Proyecto FEO 1/ MVA MVAr
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6-12
Sistemas para la planificación de la distribución
Para la planificación de la distribución se cuenta con sistemas y herramientas para llevar a cabo
los estudios electrotécnicos de ingeniería con la calidad requerida. Dada la complejidad y el
volumen de información necesarios sobre las redes eléctricas y su demanda, se tienen dos
aplicaciones estandarizadas a nivel nacional, las cuales permiten de manera sistematizada y
mediante las interfaces correspondientes, exportar a los modelos de simulación la topología de
la red con todos sus atributos georreferenciados y su correspondiente demanda.
Sistema de información geográfica
Actualmente las Divisiones de Distribución utilizan de manera cotidiana el Sistema de
Información Geográfica y Eléctrica de Distribución para digitalizar las instalaciones del SED,
cimentado en la plataforma Informix y AutoCad, cuyo alcance funcional son las redes aéreas y
subterráneas de media y baja tensiones.
Con la finalidad de hacer uso de la información digitalizada, se está desarrollando un sistema de
información geográfica en una plataforma que permite publicar dicha información, la cual cuenta
con una base de datos con capacidad geoespacial, cumpliendo con los estándares nacionales de
georreferenciación. Su implantación permitirá realizar análisis de la información de manera más
eficiente.
Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de Control
de Solicitudes de Servicio (SICOSS)
Para ubicar geográficamente las solicitudes de servicio y determinar las probables instalaciones
requeridas, se ha diseñado una aplicación tomando como base el Sistema de Información
Geográfica y el SICOSS, a fin de que interactúen y se puedan ubicar dichas solicitudes.
Una vez recibida la solicitud de servicio, se tiene el objetivo de ubicarla geográficamente para
mostrar las instalaciones de la red de media y baja tensiones aledañas. Como resultado de esto
se pueden identificar los posibles elementos en falla.
En el diagrama 6.4 se muestra un polígono de usuarios afectados en la zona Veracruz.
Polígono de usuarios afectados en una zona
Diagrama 6.4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-13
Georreferenciación de localidades sin electrificar
Se refiere a la ubicación geográfica de cada una de las localidades pendientes de electrificar, a
fin de contar con elementos más apropiados para la toma de decisiones referentes a la
infraestructura eléctrica requerida.
En el diagrama 6.5 se muestra un ejemplo de la georreferenciación de las localidades pendientes
de electrificar en Zacazonapan, Estado de México.
Polígono de localidades sin electrificar
Diagrama 6. 5
Pérdidas de energía en las Divisiones de Distribución
Reducción de pérdidas de distribución
Las pérdidas de energía eléctrica se clasifican en técnicas y no-técnicas en función de su origen.
Las primeras se producen por el calentamiento de los elementos del sistema que la conduce y la
transforma, y las no-técnicas se presentan principalmente en la comercialización derivado de los
usos ilícitos, fallas de medición y errores de facturación.
Se ha establecido como meta a partir de 2024, alcanzar un nivel de pérdidas comparable con
estándares internacionales de 8.0%. A fin de lograr lo anterior, se lleva a cabo su reducción
gradual para alcanzar el valor objetivo de 8.0% en todo el proceso transmisión-distribución. Cabe
mencionar que el desarrollo del mercado eléctrico considera la reducción de pérdidas que
permitirán alcanzar esta meta.
Para cumplir con ello, en la Subdirección de Distribución se establecieron programas, proyectos
y acciones para su abatimiento y control, destacando:
Pérdidas técnicas:
o Transferencia de cargas entre circuitos
o Construcción de nuevas troncales
o Instalación de equipos de compensación de reactivos (fijos y controlados)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-14
o Instalación de equipos de seccionamiento
o Reordenamiento de la red de media tensión
o Recalibración de circuitos
o Construcción de enlaces entre circuitos de diferentes subestaciones
o Seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución
o Reemplazo de transformadores obsoletos
o Creación de nuevas áreas y mejora de las existentes
Pérdidas no-técnicas:
o Mejora efectiva en la calidad de la facturación
o Cumplimiento del calendario de eventos comerciales, incluyendo corte, reconexión y retiro
oportuno de suministros
o Detección oportuna de las anomalías en media y alta tensión (dentro del mismo mes de
facturación)
o En las divisiones con bajos índices de pérdidas, mantener el control del indicador
mediante la oportuna atención del reporte de anomalías
o Detección y atención de anomalías mediante selección estadística (automatizada) de
servicios a verificar
o Ordenar el proceso de comercialización de la energía, incluyendo los sistemas informáticos
de gestión, procesos operativos, así como la verificación y control de servicios en campo
del Valle de México
o Agilizar la modernización y reubicación de medidores al límite de propiedad de los
servicios susceptibles a usos ilícitos por intervención de acometida o medidor en el Valle
de México
o Continuar con los programas especiales de detección de anomalías encaminados a la
recuperación de energía perdida, mediante ajustes a la facturación
o Regularización de servicios en áreas de conflicto social con la intervención de autoridades
competentes y acercamiento a la comunidad con el apoyo del área de Comunicación Social
de CFE
o Programas masivos de ahorro de energía, principalmente en sectores sociales de bajos
recursos que desalienten el uso ilícito como principal método de la disminución de su
facturación
o Continuar con la implementación de nuevas tecnologías de la medición, dando prioridad
a la reubicación de la medición en el poste tipo AMI
o Reforzar la aplicación del diagnóstico de los medidores en servicios de media tensión
o Implementar programas de acercamiento al cliente para la atención de la problemática
social asociada al suministro de energía eléctrica en el Valle de México
o Sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos
Evolución de las pérdidas de energía de distribución
Derivado de la reciente creación de las Divisiones del Valle de México, los resultados de pérdidas
se muestran de forma independiente. El cuadro 6.15 refleja el comportamiento de las pérdidas
en el SED de las Divisiones de Distribución en 2000 — 2012.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-15
Pérdidas de energía (GWh) en distribución
2000 — 2012
1/ Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca
Cuadro 6.15
Las pérdidas de energía del Valle de México, incluyendo las áreas correspondientes a los estados
de Hidalgo y Morelos, muestran una disminución de pérdidas al cierre de 2012. El nivel registrado
fue de 28.8%, el cual representa un total de 14,077 GWh. Se espera reducir este valor en los
años subsecuentes, considerando las estrategias que se han establecido para la modernización
de la red eléctrica en la zona centro del país.
Metodología para la estimación de pérdidas de distribución
De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de control y
reducción de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de
evaluar sistemáticamente estos programas.
Para el caso particular del SED, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las
pérdidas de energía en cada componente, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los
resultados.
El modelo adoptado por CFE para el control y la reducción de pérdidas de energía en el SED,
incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y utiliza un
enfoque moderno, especialmente en el conjunto red secundaria-acometida-medidor, con base en
el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los
transformadores de distribución.
Las pérdidas técnicas se presentan en líneas de alta tensión de distribución, transformadores de
potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de
baja tensión, acometidas y medidores.
A su vez, como ya se mencionó, las pérdidas no-técnicas se originan principalmente en el proceso
comercial: fallas de medición, errores de facturación y usos ilícitos. Su valor se determina por la
Año Recibida Entregada Pérdidas
Divisiones
del interior
del país
(%)
Recibida Entregada Pérdidas
Divisiones
del Valle de
México 1/
(%)
2000 143,185 127,509 15,676 10.90 37,205 29,954 7,251 19.50
2001 145,563 129,347 16,216 11.14 38,843 30,044 8,799 22.70
2002 149,452 133,611 15,841 10.60 39,554 29,622 9,932 25.10
2003 153,981 137,030 16,951 11.00 40,546 29,645 10,901 26.90
2004 159,858 141,917 17,941 11.22 41,794 30,329 11,465 27.40
2005 168,304 148,750 19,554 11.62 43,139 30,577 12,562 29.10
2006 175,057 154,839 20,218 11.55 45,206 30,902 14,304 31.60
2007 181,303 160,094 21,209 11.70 45,745 31,181 14,564 31.80
2008 184,872 163,076 21,796 11.79 46,186 31,651 14,535 31.50
2009 185,016 161,968 23,047 12.46 45,354 31,372 13,982 30.80
2010 193,067 169,308 23,759 12.31 46,723 31,919 14,804 31.70
2011 207,834 182,225 25,609 12.32 48,463 33,475 14,988 30.90
2012 212,846 186,876 25,971 12.20 48,875 34,798 14,077 28.80
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-16
diferencia entre las pérdidas registradas en el balance de energía y las pérdidas técnicas
(calculadas internamente).
Una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no-técnicas, se establecen los mecanismos
de control y evaluación necesarios para mejorar la planificación, diseño y operación del SED. Lo
anterior permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos
de reducción de pérdidas.
Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas
Como parte de la estrategia de reducción de pérdidas de energía y modernización de la
medición, se ha propuesto para 2014 y 2015 un proyecto de inversión en distribución, el cual
considera el reemplazo de medidores obsoletos y en su caso, sustitución de redes de media y
baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país.
Con este proyecto se pretende modernizar la medición de 995,227 servicios a través de una
infraestructura avanzada de medición (AMI por sus siglas en inglés de Advanced Metering
Infraestructure), mediante la cual el proceso de comercialización de la energía eléctrica se
llevará a cabo de manera automatizada. Véase cuadro 6.16.
Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas 2014 — 2015
Cuadro 6.16
Actualmente se tienen en proceso los estudios para otros proyectos, los cuales se implantarán
a partir de 2016 y permitirán cumplir con la meta del 8% de pérdidas en energía al 2024.
Cabe mencionar que esta infraestructura (eléctrica, de comunicaciones y medición) facilitará
que el sistema de distribución se integre a la Red Inteligente de CFE, de acuerdo a lo establecido
en el mapa de ruta de la alta dirección.
Atención a clientes empresariales y estratégicos por medio de ejecutivos de CFEctiva empresarial
Antecedentes
CFE proporciona el servicio de electricidad en todo el país a cerca de 300,000 clientes
empresariales y estratégicos que le aportan los mayores ingresos.
Así mismo este grupo de clientes representa el sector más productivo del país, generador de
fuentes de empleo, y de productos y servicios necesarios para el desarrollo social y económico.
Se congrega en las tarifas O3, OM, HM y Alta Tensión, por lo que resulta imprescindible el contar
con una estructura orgánica que permita a CFE brindar una atención especializada a sus
necesidades.
Capacidad de Transformación MVA 361
Transformadores de distribución Pieza 20,517
Líneas de media tensión 23 kV km-C 1,463
Medidores tipo AMI Pieza 995,227
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-17
Para lo anterior existe el proceso de Atención a Clientes Empresariales y Estratégicos (CFEctiva
Empresarial) el cual cuenta con ejecutivos especializados en los servicios que ofrece la CFE, con
la intención de exceder sus expectativas por medio de servicios de valor agregado al suministro
de energía eléctrica, garantizando un trato especial al estar pendientes de mantener la calidad y
continuidad del suministro y de motivar el uso racional de la energía tal que impulse la
rentabilidad y competitividad de las empresas.
Infraestructura actual para la atención a clientes empresariales y
estratégicos
Los cuadros 6.17a y 6.17b, muestran el bloque de clientes empresariales y estratégicos más
representativos de cada División.
Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012
Cuadro 6.17a
Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012
Cuadro 6.17b
Actualmente se cuenta con 248 Ingenieros Diagnosticadores Empresariales (Ejecutivos
Especializados) a nivel nacional.
TarifaBaja
CaliforniaNoroeste Norte
Golfo
Norte
Centro
Occidente
Centro
SurOriente Sureste
OM 15,591 17,887 19,483 39,228 7,943 6,712 10,264 8,617
HM 4,208 4,925 5,486 17,807 1,908 1,812 2,688 1,868
HS 72 19 56 12 10 12 30 17
HSL 21 6 30 65 9 5 16 6
HT 8 0 4 11 1 1 4 8
HTL 3 3 1 6 1 1 1 0
Total 19,903 22,840 25,060 57,129 9,872 8,543 13,003 10,516
Tarifa BajíoGolfo
Centro
Centro
OrientePeninsular Jalisco
Valle de
México
Norte
Valle de
México
Centro
Valle de
México
Sur
OM 22,253 10,135 7,594 10,784 16,957 3,756 3,011 3,811
HM 5,431 3,251 2,576 6,184 5,396 2,943 2,740 2,846
HS 51 43 19 6 35 18 9 13
HSL 48 26 12 1 24 7 0 3
HT 8 10 5 3 2 4 1 1
HTL 2 6 6 0 0 0 0 0
Total 27,793 13,471 10,212 16,978 22,414 6,728 5,761 6,674
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-18
Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la capacidad de
atención a los clientes empresariales y estratégicos
Por el constante crecimiento de clientes en el ámbito nacional y con el objetivo de impulsar la
rentabilidad y competitividad del sector industrial, a fin de obtener su satisfacción y lograr su
permanencia, se hace necesario fortalecer la estructura de atención y ofrecer los servicios y
productos que merece un cliente estratégico en cualquier giro de negocio.
Mediante la estrategia Diagnosticadores Empresariales, la CFE proporciona no solo el suministro
dentro de los estándares de calidad requeridos, sino que además ofrece mejores costos por la
aplicación de medidas de ahorro de energía que impacten favorablemente en la facturación de
los clientes y esto les permita incrementar sus márgenes de utilidad, y de la misma forma se
motive un crecimiento más productivo.
Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales
La estrategia Diagnosticadores Empresariales es resultado de las encuestas de satisfacción en
el apartado de Comercio e Industria y de los constantes servicios solicitados a los ejecutivos de
cuenta de CFEctiva Empresarial, los cuales se concentran en el sistema de Atención a Grandes
Clientes, así como en las necesidades expresadas en los diversos medios de contacto; como
centros de Atención a Clientes, Centro de Atención Telefónico, Dependencias y Cámaras
Empresariales, además de la información estadística contenida en los historiales de facturación.
Considera desde los servicios básicos que por naturaleza del negocio ofrece CFE, hasta el
portafolio de servicios diseñado para satisfacer las necesidades observadas, la cartera de
proyectos de ahorro que pueden ser aplicados en cada caso, y eventos especializados en materia
de calidad, ahorro de energía y sostenibilidad sin costo.
El cuadro 6.18 muestra el panorama actual de las condiciones que prevalecen en el mercado
eléctrico nacional, monitoreado y controlado con un indicador que integra estos servicios y
productos, y que permite detectar fácilmente las desviaciones del proceso de Atención a Clientes
Empresariales y Estratégicos, tanto de la parte administrativa como de la operativa.
Indicador Integral CFEctiva Empresarial 2013
Cuadro 6.18
En la estrategia Diagnosticadores Empresariales se incluyen las áreas críticas y prioritarias del
mercado, las necesidades de adiestramiento y equipo, así como la integración de programas y
su duración o permanencia dentro del proceso. Se incluye el costo tanto de materiales como de
mano de obra calificada, considerando los esquemas de financiamiento para una aplicación
efectiva de los recursos necesarios para equipar y mantener en operación dicho proceso, con un
enfoque de competitividad y sostenibilidad.
Indice de cumplimiento de Atención a Grandes
Clientes 20%
Indice de Satisfacción del Cliente 35%
Indice de Ahorro 30%
Indice de Difusión y Promoción de Ahorro de
Energía15%
Total 100%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-19
Objetivos
Disponer de una estructura de atención especializada para aplicar medidas de ahorro y
reducción de consumos en los clientes, tales que les permitan ser más productivos
Obtener la satisfacción y permanencia de los mejores clientes
Diferir inversiones de infraestructura eléctrica
Garantizar la calidad en el suministro de energía eléctrica de acuerdo con los
requerimientos de los clientes
Integración
La estrategia se planea y diseña como un todo, pero considera las particularidades que presentan
los clientes en cada División. Sus diferentes solicitudes y oportunidades no pueden verse en
forma aislada, por lo cual se toman referencias de las necesidades de los clientes de todas las
Divisiones.
La Integración se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación
en orden cronológico, sin menoscabo de la interrelación entre los mismos:
Conformación de estructuras para la coordinación de la estrategia
Diagnóstico del sector empresarial
Diseño de perfiles y planes
Capacitación
Equipamiento
Operación
Monitoreo
Implantación
Actualmente se cuenta con presencia de Diagnosticadores Empresariales en 12 de las
16 Divisiones, dos más en proceso de puesta en marcha (Sureste y Norte) y las dos restantes
(Noroeste y Golfo Centro) aún no cuentan con gestiones al respecto.
Metas Programadas
Se considera una meta de reducción anual de 2´000,000 (dos millones de kWh) por
diagnosticador. De esta forma y tomando en cuenta la cantidad de diagnosticadores que tiene
cada División se fija una meta anual como se muestra en el cuadro 6.19.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-20
Meta anual por diagnosticador
Metas reales al cierre de agosto de 2013 por División.
Cuadro 6.19
Tiempo de interrupción por usuario en distribución
Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica
entregada a sus clientes es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). Éste indica el tiempo
medio de interrupción que soportan los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede
ser una zona de distribución, una División o al nivel nacional.
Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios
afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se
determina el índice (Área, División, zona, etc.). Es el equivalente del SAIDI por sus siglas en
inglés (System Average Interruption Duration Index), el cual se utiliza en otras empresas
eléctricas al nivel mundial. En la gráfica 6.6 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a
nivel nacional, exceptuando las Divisiones del Valle de México.
DivisiónAhorro
$
Ahorro
kWh
Bajío 242,875,251 170,380,719
Valle de México
Norte490,558,216 226,342,737
Oriente 206,482,694 98,940,668
Valle de México
Centro303,795,013 170,657,325
Valle de México
Sur201,424,638 96,574,836
Centro Oriente 79,905,193 50,209,379
Centro Sur 44,818,550 77,449,359
Golfo Centro 62,102,078 45,810,593
Baja California 18,722,052 16,483,384
Norte 24,986,770 21,688,171
Centro
Occidente32,014,105 22,936,592
Peninsular 7,753,240 2,856,278
Golfo Norte 60,150,707 37,538,944
Jalisco 8,176,839 4,769,907
Sureste 6,658,845 2,879,633
Noroeste 512,736 101,806
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-21
Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país
(sin considerar las del Valle de México)
Gráfica 6.1
El Proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) de las 13 Divisiones de
Distribución (sin considerar las del Valle de México), tiene como objetivo disminuir el TIU
mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados.
Tiene como finalidad proporcionar al cliente el suministro de energía eléctrica de calidad, en
específico en lo correspondiente al restablecimiento oportuno. Dicho plan se inició en 2009.
Su objetivo general es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de
distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor
de 32 minutos en las 13 divisiones del interior del país para 2016.
Los objetivos específicos son instalar 33,686 equipos al 2015. A diciembre de 2012 operaban
13,178 EPROSEC, la meta en 2013 es instalar 1,730.
La meta a diciembre de 2013 para las Divisiones del Valle de México, es instalar 5,609 equipos.
A diciembre de 2012 se tenían en operación 4,748, los cuales representan 84.6 por ciento. En
2012 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de 88.04 minutos. El objetivo es reducir el
tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una
aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 59 minutos en 2016.
La información desglosada por División se puede observar en el cuadro 6.20.
107102
8882 80.3
71.2 71.5
80.474
67.4
55.9
45.640.1
0
20
40
60
80
100
120
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Min
uto
s
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-22
Metas físicas del EPROSEC
1/ Meta EPROSEC a 2015
2/ Meta EPROSEC a 2013 3/ Incluye la Zona Cuernavaca
4/ Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula
Cuadro 6.20
Generación distribuida en distribución
Antecedentes
La Generación Distribuida (GD) por lo general se refiere a la energía eléctrica generada por medio
de pequeñas fuentes de energía en puntos diversos, los cuales se caracterizan por su instalación
cercana al consumo del usuario y se conecta o no a las instalaciones de servicio público. Sus
características generales son:
Impactan en la red eléctrica, ya que reducen el transporte desde los centros de generación
hasta las redes de distribución
La energía generada se destina para el autoconsumo y en pocos casos se revierten flujos
hacia la red de distribución
Baja California 693 462 66.7
Noroeste 3,645 637 17.5
Norte 2,443 1,166 47.7
Golfo Norte 4,320 2,399 55.5
Golfo Centro 2,719 555 20.4
Bajío 2,293 1,482 64.6
Jalisco 3,167 784 24.8
Centro Occidente 2,472 1,467 59.3
Centro Sur 2,527 1,287 50.9
Centro Oriente 1,732 744 43.0
Oriente 2,086 833 39.9
Sureste 3,687 621 16.8
Peninsular 1,902 741 39.0
Subtotal 33,686 13,178 39.1
Valle de México Norte 894 864 96.6
Valle de México Centro 1524 1164 76.4
Valle de México Sur 2344 1983 84.6
Centro Sur 3/ 145 145 100.0
Centro Oriente 4/ 702 592 84.3
Subtotal 5,609 4,748 84.6
Valle de México 2/
División de
Distribución
Total de
EPROSEC
necesario para
el proyecto
Total de
equipo en
operación en
2012
Porcentaje
de avance
Interior del país 1/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-23
Las potencias estándar a instalar para pequeños productores están en un rango de
0.5 kW hasta los 500 kW.
Expectativa
En años recientes ha aumentado mucho el desarrollo de este tipo de proyectos, principalmente
de los que utilizan fuentes de energía renovable. Desde 2010 y hasta el primer semestre de
2013 se han atendido 145 solicitudes de interconexión de proyectos de generación en
Distribución, los cuales representan una capacidad promedio anual de 210 MW.
Se encuentran actualmente en operación e interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional
83 centrales, de las cuales 19 están conectadas en redes de media tensión de distribución con
una capacidad de 110 MW, lo que representa el 22% del total de las centrales conectadas. Esto
se detalla en el cuadro 6.21.
Número de Centrales Operando desde 2010 por Tipo de Contrato
Cuadro 6.21
Efectos en las redes de distribución
Debido a que la GD se conecta a la red de media tensión de distribución, cada vez se dedican
más esfuerzos al estudio de su impacto, conforme se avanza en el grado de penetración. El
crecimiento de este tipo de proyectos implicará ajustar los criterios de la operación y planificación
del sistema eléctrico de distribución, a fin de garantizar la confiabilidad y seguridad del mismo
en lo relacionado a las protecciones, la operación y el mantenimiento.
Las protecciones deberán implementar esquemas bidireccionales, que consideren flujos de
potencia a través de la red eléctrica, los cuales se pueden invertir bajo diferentes condiciones de
demanda. En lo que respecta a operación y mantenimiento, al pertenecer al usuario una parte
de la red eléctrica, se hace necesario implementar programas y esquemas para asegurar su
confiabilidad, minimizando los posibles riesgos para el usuario.
Ventajas y Desventajas
Conforme este tipo de generación incremente su penetración en la generación que requiere el
sistema eléctrico, se prevén las siguientes:
Ventajas:
Ayuda a la conservación del medio ambiente al utilizar fuentes de energía renovables, ya
que disminuye las emisiones de CO2 al evitar la generación con combustibles fósiles
Descongestionan los sistemas de transporte de energía eléctrica en la red de alta tensión
Aplazan la necesidad de inversiones en los sistemas de transmisión
Tipo de Contrato CantidadCapacidad
(MW)
Autoabastecedor 11 38.9
Cogenerador 3 7.5
Pequeño Productor 5 64.1
Total 19 110.5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-24
En baja tensión permite disponer de una reserva en la capacidad instalada del
suministrador
Disminuye los costos de mantenimiento en los elementos de la red de distribución,
(transformadores, cuchillas, líneas, fusibles, etc.)
Desventajas:
Las fuentes de energía intermitentes, eólica y solar, implican la necesidad de incrementar
la capacidad firme disponible para respaldar las variaciones de la generación asociadas a
la intermitencia
Aportan fluctuaciones de voltaje y corriente (Calidad de la Energía) que afecta a los
consumidores vecinos
Requieren sistemas de adquisición y administración de datos más complejos y de mayor
costo
Alto costo de la inversión inicial
Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación distribuida
Consisten en generar parcialmente la energía eléctrica consumida por los usuarios del servicio
público en el mismo sitio de la demanda, mediante la instalación de paneles solares,
interconectados en la modalidad de granja colectiva de generación.
Estos proyectos aprovechan la radiación solar para generar energía limpia y utilizan los espacios
libres dentro de los predios destinados a desarrollos tales como:
Fraccionamientos residenciales
Centros comerciales
Alumbrado público de fraccionamientos, avenidas y parques
Destacan los siguientes beneficios:
Reducción en el consumo de combustibles fósiles
Reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera
Pueden reducir los costos para el usuario final de la energía eléctrica, cuando este paga
íntegramente el costo de suministro
Suministran el 25% y 50% de la demanda requerida por la carga
Los esquemas de financiamiento a través de Hipotecas Verdes, permiten dotar a estos desarrollos
de energía eléctrica mediante paneles y calentadores solares, así como sistemas de uso eficiente
del agua.
Las GSU serán una fuente comunitaria de generación renovable, de forma que un conjunto de
personas físicas o morales podrán generar parte de la energía eléctrica que consumen,
compartiendo obligaciones y derechos que se deriven de la operación de las mismas,
prorrateando entre ellos de manera proporcional, la energía generada.
A la fecha, se han construido GSU en algunos municipios, las cuales se encuentran
interconectadas a la red de CFE con el beneficio de que toda la energía que se genera durante el
día se inyecta a la red y esta misma cantidad se bonifica por la noche a través de la red del
suministrador, lo que les permite satisfacer sus necesidades y reducir los costos de la facturación.
Actualmente se está realizando la capacitación requerida a los contratistas y desarrolladores a
través de las Divisiones de Distribución para difundir los beneficios, implementación y uso de
este tipo de proyectos.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-25
Electrificación Rural
Antecedentes
El 14 de agosto de 1937 fue creada la CFE, siendo Presidente el Gral. Lázaro Cárdenas del Río.
Este hecho constituyó un factor clave para el desarrollo social y económico del país, ya que en
ese entonces solamente el 38.2% de la población contaba con electricidad, debido a que se
privilegiaba a los mercados más redituables, entre ellos los centros urbanos.
En 1960, 23 años después de crearse CFE, solo el 44% de la población contaba con electricidad.
Esta situación favoreció que el entonces presidente Adolfo López Mateos, nacionalizara la
industria eléctrica el 27 de septiembre de ese año.
A 2013 —76 años después— el país tiene una cobertura eléctrica al cierre de 2012 del 98.11%
de la población, con un servicio confiable, continuo y de calidad, lo cual representa 117’510,995
habitantes que cuentan con el servicio de energía eléctrica, estando aún pendientes de electrificar
2’216,882 habitantes, o sea, el 1.89% del total de la población, tanto en el ámbito rural como
urbano, ver gráfica 6.2.
Evolución de la cobertura del servicio de energía eléctrica
Gráfica 6.2
Pobreza energética
De acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo en lo referente a los derechos sociales de todos los
mexicanos y en particular al acceso de servicios básicos tales como el suministro de energía
eléctrica, CFE proporciona el servicio a las poblaciones que aún carecen de él mediante los
programas y mecanismos definidos para tal fin. Lo anterior permite fomentar el desarrollo
económico y social de la población.
En la gráfica 6.3 se muestra el porcentaje de la población que carece del servicio de energía
eléctrica por entidad federativa
0
20,000,000
40,000,000
60,000,000
80,000,000
100,000,000
120,000,000
140,000,000
1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012
Población Total
Población Beneficiada
Habitante
s
29.8% 36.2%33.8%
40.7%
58.3%
73.2%
87.5%
94.6%
97.6%97.6%
44.4%
39.9%
98.1%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-26
Porcentaje de población sin electrificar
Grafica 6.3
Las comunidades que aparecen en color rojo en el diagrama 6.6, representan las localidades
pendientes de electrificar.
Localidades pendientes de electrificar al cierre de 2012
Diagrama 6.6
4.98%
4.79%
4.28%
3.88%3.82%
3.58%
3.11%
2.8%
2.59%
2.42%
2.27%2.14% 2.13%
1.89%1.76%
1.57%1.55% 1.52%1.46%
1.38%1.26%
1.2% 1.19%
1.06% 1.03% 1.02%0.95%
0.82%
0.65%0.52%
0.47%
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
Por C
ient
o %
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-27
Al cierre de 2012, las localidades pendientes de electrificar considerando cada uno de los estratos
de población por habitante se indica en el cuadro 6.22 y representa un total de 1.89% en el país.
Localidades pendientes de electrificar considerando los estratos de población por habitante
Cuadro 6.22
Análisis de factibilidad
Para determinar las necesidades de electrificación realizables, es necesario identificar las
localidades factibles, analizándolas de forma multidimensional con las siguientes variantes:
Aspectos técnicos
Conectividad
Legalidad
Seguridad civil
Sostenibilidad
Cohesión social
Costos de instalación y mantenimiento
Viabilidad técnicaeconómica
Para obtener las metas establecidas, es necesario contar con una comunicación y coordinación
con las diferentes dependencias de gobierno, ya que todas las acciones de electrificación se
realizan con su participación.
Como parte importante de las propuestas técnicas de electrificación en localidades aisladas, se
considera la incorporación de fuentes de energías renovables, tales como plantas eléctricas
solares, sistemas híbridos (solar y eólico) y microhidroeléctricas.
Meta de electrificación
Una vez establecidas las necesidades, se determinó que el grado de electrificación a alcanzar
para 2013 — 2023 será de 99.7%, ver cuadro 6.23 —mediante la ejecución de obras de
electrificación en las localidades de mayor pobreza energética, para beneficiar a un total de
1´039,000 habitantes—.
Localidades Habitantes Localidades Habitantes (%)
Menores a 50 39,340 893,308 10,129 250,044 0.21%
50 a 99 14,715 1,059,471 1,718 174,960 0.15%
Mayores a 100 53,730 115,106,858 476 1,638,061 1.39%
Total 192,245 117,510,995 42,945 2,216,882 1.89%
Rural: 94.03%
Urbana: 99.32%
Total: 98.11%
Población con servicio de energía eléctrica
Rango de Población
por habitantes
Existentes Por electrificar
Localidades de 1 y 2
viviendas 84,460 451,358 30,622 153,817 0.13%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
6-28
Meta de electrificación 2012-2023
Cuadro 6.23
Respecto a la aplicación de sistemas de electrificación para comunidades remotas, que se
encuentran muy alejadas de las redes de distribución, para 2014 se tiene prevista la puesta en
servicio de 33 Plantas eléctricas solares en diferentes Estados, como se indica en el cuadro 6.24.
Plantas Eléctricas Solares (PES) a instalarse en 2014
Cuadro 6.24
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
98.1% 98.3% 98.4% 98.6% 98.7% 98.9% 99.0% 99.2% 99.3% 99.5% 99.6% 99.7%
Estado PES Habitantes ViviendasCapacidad
[kWh]
Chihuahua 2 251 64 219
Coahuila 2 339 85 289
Durango 25 3,395 859 2,932
Guerrero 1 231 58 198
Nayarit 1 315 79 269
San Luis
Potosí1 65 17 58
Sonora 1 186 47 160
Total 33 4,782 1,209 4,125
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-1
PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028
El monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica estimado por CFE,
para el periodo 2014—2028, asciende a casi 2.1 billones de pesos de 2013, con la siguiente
composición: 56% para generación, 12% en obras de transmisión, 21% para distribución y 11%
en mantenimiento de centrales. El cuadro 7.1 resume los requerimientos de inversión.
En el horizonte de planificación considerado, se estima que 40% del monto total de inversiones
será financiado con recursos presupuestales; mientras que el 60% restante, será financiado
mediante el esquema de obra pública financiada o bien con la modalidad de producción
independiente de energía. De acuerdo con lo previsto en el artículo 125 del Reglamento de la
LSPEE, corresponde a la SENER la definición de la modalidad de financiamiento de los proyectos
de generación.
Resumen de las inversiones 2014 — 2028 1/,2/
(millones de pesos de 2013)
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.
2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios
Cuadro 7.1
CONCEPTO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
GENERACIÓN 31,194 70,126 76,599 59,912 64,331 69,801 73,615 69,121
TRANSMISIÓN 13,049 14,750 19,870 16,805 13,872 15,151 15,964 14,619
DISTRIBUCIÓN 36,250 32,971 28,444 28,203 30,006 30,764 29,319 27,181
MANTENIMIENTO 20,865 13,539 11,483 11,656 14,353 15,583 15,583 15,583
Total 101,358 131,386 136,396 116,576 122,562 131,299 134,481 126,504
CONCEPTO 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL
GENERACIÓN 90,813 109,759 127,490 133,968 127,511 56,898 12,193 1,173,329
TRANSMISIÓN 17,775 18,309 20,823 20,470 16,689 16,428 16,452 251,026
DISTRIBUCIÓN 26,604 26,875 27,316 27,652 27,747 27,653 27,651 434,636
MANTENIMIENTO 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 227,726
Total 150,775 170,526 191,212 197,673 187,530 116,562 71,879 2,086,717
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-2
La variación anual de las inversiones es el resultado del perfil de inversión y año de entrada en
operación de cada proyecto. La gráfica 7.1 resume las inversiones por proceso para el periodo
2014—2028.
Inversiones por proceso1/
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.
Gráfica 7.1
El desglose de los montos anuales de inversión necesarios para atender el servicio público de
energía eléctrica proporcionado por CFE se presenta en el cuadro 7.2. Estos se han agrupado en
los conceptos de generación, transmisión, distribución y mantenimiento de centrales, según el
esquema para su financiamiento. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos y perfiles de
construcción típicos a las obras necesarias definidas en capítulos previos.
1,173,329
251,026
434,636
227,726
Generación Transmisión Distribución Mantenimiento
2,086,717 millones de pesos de 2013
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-3
Programa de inversiones 2014—2021 1,2/
(millones de pesos de 2013)
Continúa…
Cuadro 7.2a
GENERACIÓN 31,194 70,126 76,599 59,912 64,331 69,801 73,615 69,121
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 12,850 33,079 37,967 21,162 19,422 30,917 22,554 30,884
1 Ciclos Combinados 4,467 25,137 18,752 6,326 10,883 20,922 14,522 21,321
2 Eólicas 6,177 5,737 17,010 12,627 5,746 7,056 5,092 6,622
3 Solares 2,205 2,205 2,205 2,209 2,794 2,940 2,940 2,940
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 10,993 28,363 30,646 33,990 42,867 37,449 49,697 37,416
4 Hidroeléctricas 264 1,068 2,502 5,747 9,420 6,841 8,176 4,444
5 Geotermoeléctricas 497 409 264 1,362 867 354 551 226
6 Ciclos Combinados 3,680 18,073 12,606 14,775 13,981 8,465 17,490 5,043
7 Unidades de Combustión Interna 90 1,313 1,692 391 73 24
8 Nueva Generación Limpia 5,487 9,124 16,522 21,638 23,329 27,677
9 Turbogás 1,543 1,440 91 1,358 1
10 Solares 18 69 58
11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 4,902 7,431 6,597 2,500 647 151 151
OBRA PRESUPUESTAL 7,351 8,683 7,985 4,761 2,041 1,434 1,364 821
12 Hidroeléctricas 1,933 4,822 4,405 3,784 1,926 1,264 1,244 631
13 Rehabilitaciones y Modernizaciones 5,418 3,861 3,580 977 115 170 120 190
TRANSMISIÓN 13,049 14,750 19,870 16,805 13,872 15,151 15,964 14,619
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 4,921 7,911 9,834 5,677 5,328 5,874 6,095 4,512
14 Programa de Transmisión 4,921 7,911 9,834 5,677 5,328 5,874 6,095 4,512
OBRA PRESUPUESTAL 8,128 6,839 10,036 11,128 8,544 9,277 9,869 10,107
15 Programa de Transmisión 1,160 1,214 4,015 4,826 1,777 1,958 2,032 1,503
16 Modernización de Transmisión (S T y T) 5,511 4,363 4,676 5,020 5,400 5,813 6,267 6,764
17 Modernización de sistemas (CENACE) 355 389 410 278 287 343 317 487
18 Modernización Área Central 1,102 873 935 1,004 1,080 1,163 1,253 1,353
DISTRIBUCIÓN 36,250 32,971 28,444 28,203 30,006 30,764 29,319 27,181
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 7,764 5,845 1,112 104 3,568 4,015 2,802 1,071
19 Programa de Subtransmisión 7,764 5,845 1,112 104 3,568 4,015 2,802 1,071
OBRA PRESUPUESTAL 28,486 27,126 27,332 28,099 26,438 26,749 26,517 26,110
20 Programa de Subtransmisión 3,862 2,353 2,406 3,013 1,189 1,337 934 358
21 Programa de Distribución 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364
22 Programa de Distribución Área Central 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914
23 Modernización de Distribución 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966
24 Modernización de Distribución Área Central 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508
MANTENIMIENTO 20,865 13,539 11,483 11,656 14,353 15,583 15,583 15,583
25 Centrales generadoras de CFE 19,252 12,146 10,481 11,619 14,353 15,583 15,583 15,583
26 Conversión dual de centrales térmicas 1,613 1,394 1,003 38
TOTAL 101,358 131,386 136,396 116,576 122,562 131,299 134,481 126,504
CONCEPTO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-4
Programa de inversiones 2022—2028 1,2/
(millones de pesos de 2013)
…Continuación
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios
Cuadro 7.2b
GENERACIÓN 90,813 109,759 127,490 133,968 127,511 56,898 12,193 1,173,329
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 27,283 19,011 24,870 27,011 23,163 18,988 6,028 355,188
1 Ciclos Combinados 17,071 12,096 17,955 20,096 16,248 12,094 2,368 220,258
2 Eólicas 7,272 3,975 3,975 3,975 3,975 3,963 2,198 95,401
3 Solares 2,940 2,940 2,940 2,940 2,940 2,931 1,461 39,530
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 62,758 89,936 101,833 106,281 104,001 37,748 6,089 780,068
4 Hidroeléctricas 3,647 3,250 3,477 3,898 2,945 1,293 327 57,301
5 Geotermoeléctricas 339 226 339 226 339 212 6,212
6 Ciclos Combinados 6,557 17,270 4,407 122,347
7 Unidades de Combustión Interna 335 16 3,935
8 Nueva Generación Limpia 49,340 69,173 93,608 100,976 100,717 36,244 5,762 559,596
9 Turbogás 2,539 0 1,181 8,153
10 Solares 146
11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 22,379
OBRA PRESUPUESTAL 771 813 788 676 348 162 76 38,073
12 Hidroeléctricas 565 555 515 586 338 112 26 22,705
13 Rehabilitaciones y Modernizaciones 206 258 273 90 10 50 50 15,368
TRANSMISIÓN 17,775 18,309 20,823 20,470 16,689 16,428 16,452 251,026
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 6,406 6,343 7,650 6,698 3,554 2,815 2,028 85,646
14 Programa de Transmisión 6,406 6,343 7,650 6,698 3,554 2,815 2,028 85,646
OBRA PRESUPUESTAL 11,369 11,966 13,173 13,772 13,135 13,613 14,424 165,380
15 Programa de Transmisión 2,135 2,114 2,551 2,233 1,186 939 676 30,319
16 Modernización de Transmisión (S T y T) 7,310 7,913 8,572 9,298 9,711 10,307 11,002 107,927
17 Modernización de sistemas (CENACE) 462 356 336 381 296 306 546 5,549
18 Modernización Área Central 1,462 1,583 1,714 1,860 1,942 2,061 2,200 21,585
DISTRIBUCIÓN 26,604 26,875 27,316 27,652 27,747 27,653 27,651 434,636
OBRA PÚBLICA FINANCIADA 505 574 771 886 818 608 464 30,907
19 Programa de Subtransmisión 505 574 771 886 818 608 464 30,907
OBRA PRESUPUESTAL 26,099 26,301 26,545 26,766 26,929 27,045 27,187 403,729
20 Programa de Subtransmisión 169 192 257 296 273 203 155 16,997
21 Programa de Distribución 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586
22 Programa de Distribución Área Central 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818
23 Modernización de Distribución 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596
24 Modernización de Distribución Área Central 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732
MANTENIMIENTO 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 227,726
25 Centrales generadoras de CFE 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 223,680
26 Conversión dual de centrales térmicas 4,046
TOTAL 150,775 170,526 191,212 197,673 187,530 116,562 71,879 2,086,717
CONCEPTO 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028TOTAL
2014-2028
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-5
Inversiones en generación
Las inversiones en generación del cuadro 7.2 se clasifican en tres rubros: Producción
Independiente de Energía (PIE), conceptos 1, 2 y 3; Obra Pública Financiada (OPF), rubros 4 al
11; y Obra Presupuestal (OP), conceptos 12 y 13.
En la modalidad de PIE se consideran únicamente las centrales ya aprobadas con este esquema
de financiamiento.
En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las
correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, ciclos combinados,
unidades de combustión interna, nueva generación limpia, turbogás, solar, rehabilitaciones y
modernizaciones.
En la categoría de nueva generación limpia se incluyen plantas carboeléctricas con captura y
secuestro de CO2, nucleoeléctricas y las renovables.
Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de
centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 7.3. El total de los montos
de OP y OPF corresponden a los conceptos 13 y 11 del cuadro 7.2, lo cual se indica entre paréntesis
después de cada concepto.
Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras
(millones de pesos de 2013)
Cuadro 7.3
2014 2015 2016 2017 2018 2019-2028 Total
Obra presupuestal (13)
Modernización de centrales
hidroeléctricas815 463 475 432 110 1,417 3,712
Modernización de centrales
térmicas1,222 330 1,552
C.T. Tula unidad 5 767 1,271 1,460 515 4,013
Mantenimiento y estudios de
centrales eólicas121 74 195
Mantenimiento y estudios de
centrales geotérmicas1,109 410 327 1,846
Perforación de pozos en
Cerro Prieto899 945 1,275 3,119
Otros 485 368 43 30 5 931
Subtotal 5,418 3,861 3,580 977 115 1,417 15,368
Obra pública financiada (11)
CCC Poza Rica 36 36
CCC El Sauz Paquete 1 57 57
CT Altamira Unidades 1 y 2 1,248 1,249 1,244 151 3,892
CT José López Portillo 708 708 635 309 50 2,410
CCC Tula Paquetes 1 y 2 34 1,685 1,687 436 3,842
CH Temascal Unidades 1 a 4 43 119 110 34 306
Otros 2,776 3,670 2,921 1,570 597 302 11,836
Subtotal 4,902 7,431 6,597 2,500 647 302 22,379
Total 10,320 11,292 10,177 3,477 762 1,719 37,747
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-6
Inversiones en transmisión
El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados
en los conceptos 14 y 15 del cuadro 7.2.
Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento
corresponden a los rubros 19 y 20 del mismo cuadro.
A su vez el cuadro 7.4 presenta las inversiones en líneas, subestaciones y equipos de
compensación reactiva por modalidad de financiamiento para transmisión y subtransmisión. El
total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 14 y 19 para OPF y
los rubros 15 y 20 para OP del cuadro 7.2.
Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento 1/
(millones de pesos de 2013)
1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013
Cuadro 7.4
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Líneas
Obra Presupuestal 1,345 1,275 3,436 3,299 1,158 1,218 888 830
Obra Pública Financiada 3,287 5,359 5,588 3,295 3,472 3,657 2,665 2,491
Total 4,632 6,634 9,024 6,594 4,630 4,875 3,553 3,321
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Líneas
Obra Presupuestal 1,127 1,068 1,637 1,527 797 590 368 20,563
Obra Pública Financiada 3,382 3,203 4,910 4,580 2,388 1,769 1,106 51,152
Total 4,509 4,271 6,547 6,107 3,185 2,359 1,474 71,715
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Subestaciones
Obra Presupuestal 3,517 2,152 2,625 4,020 1,672 1,988 1,976 920
Obra Pública Financiada 8,918 7,496 4,303 2,170 5,013 5,965 5,927 2,758
Total 12,435 9,648 6,928 6,190 6,685 7,953 7,903 3,678
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Subestaciones
Obra Presupuestal 1,081 1,105 938 773 613 532 435 24,347
Obra Pública Financiada 3,244 3,315 2,813 2,316 1,839 1,593 1,304 58,974
Total 4,325 4,420 3,751 3,089 2,452 2,125 1,739 83,321
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Compensación
Obra Presupuestal 160 141 360 521 137 89 101 111
Obra Pública Financiada 480 900 1,055 315 410 268 305 333
Total 640 1,041 1,415 836 547 357 406 444
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Compensación
Obra Presupuestal 95 133 232 229 49 21 28 2,407
Obra Pública Financiada 285 399 697 688 145 62 84 6,426
Total 380 532 929 917 194 83 112 8,833
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-7
La inversión en infraestructura clasificada por niveles de tensión se presenta en el cuadro 7.5. El
monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 14, 15, 19
y 20 del cuadro 7.2. Inversiones por nivel de tensión 1/
(millones de pesos de 2013)
1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013
Cuadro 7.5
El cuadro 7.6 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión,
que se presenta en el rubro 16 del cuadro 7.2.
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Líneas
400 kV 1,308 4,355 5,889 3,895 2,017 2,731 1,723 1,590
230 kV 459 513 2,139 1,333 754 656 952 1,039
161 -69 kV 2,865 1,766 996 1,366 1,859 1,488 878 692
Total 4,632 6,634 9,024 6,594 4,630 4,875 3,553 3,321
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Líneas
400 kV 3,258 2,767 5,184 5,042 2,784 1,595 1,078 45,216
230 kV 822 1,071 757 543 171 649 236 12,094
161 -69 kV 429 433 606 522 230 115 160 14,405
Total 4,509 4,271 6,547 6,107 3,185 2,359 1,474 71,715
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Subestaciones
400 kV 1,035 1,854 2,728 1,751 1,521 1,655 1,226 700
230 kV 2,789 1,082 1,098 1,583 1,637 1,548 1,362 1,326
161 -69 kV 8,611 6,712 3,102 2,856 3,527 4,750 5,315 1,652
Total 12,435 9,648 6,928 6,190 6,685 7,953 7,903 3,678
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Subestaciones
400 kV 1,711 2,076 1,720 1,499 1,040 705 608 21,829
230 kV 1,630 1,562 1,073 636 445 506 469 18,746
161 -69 kV 984 782 958 954 967 914 662 42,746
Total 4,325 4,420 3,751 3,089 2,452 2,125 1,739 83,321
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021
Compensación
400 kV 169 437 784 401 273 125 158 257
230 kV 222 355 324 75
161 -69 kV 249 249 307 360 274 232 248 187
Total 640 1,041 1,415 836 547 357 406 444
2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Compensación
400 kV 189 283 703 875 189 73 56 4,972
230 kV 4 17 24 19 1,040
161 -69 kV 191 245 209 18 5 9 38 2,821
Total 380 532 929 917 194 82 113 8,833
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-8
Programa de inversiones de transmisión
(millones de pesos de 2013)
F.O. “fibra óptica” Cuadro 7.6
En el cuadro 7.7 se detalla el programa de inversiones del CENACE, el cual se presenta en el rubro
17 del cuadro 7.2.
Programa de inversiones del CENACE
(millones de pesos de 2013)
Cuadro 7.7
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Modernización de
subestaciones2,311 1,634 1,797 1,977 2,175 2,392 2,632 2,895 3,184 3,503 3,853 4,238 4,450 4,761 5,128 46,930
Modernización de
Líneas1,056 1,043 1,148 1,262 1,388 1,527 1,680 1,848 2,033 2,236 2,461 2,708 2,843 3,042 3,277 29,552
Infraestructura de
acceso a Red
Nacional de F.O.
1,589 1,207 1,219 1,231 1,244 1,256 1,269 1,281 1,294 1,307 1,320 1,333 1,347 1,360 1,373 19,630
Equipo operativo y
herramental203 124 137 150 165 182 200 220 241 266 292 322 338 361 389 3,590
Mobiliario y equipo
de oficina70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 79 81 1,074
Equipo de
transporte70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 79 81 1,074
Equipo Diverso 107 106 115 128 142 156 171 187 206 227 249 274 288 308 332 2,996
Equipo de Maniobra 75 75 83 91 101 111 121 133 146 161 177 195 205 219 236 2,129
Equipo de
Laboratorio30 34 37 41 45 49 54 60 66 73 80 88 92 98 105 952
Total 5,511 4,363 4,676 5,020 5,400 5,813 6,267 6,764 7,310 7,913 8,572 9,298 9,711 10,307 11,002 107,927
Proyectos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Mobiliario 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 21 21 21 273
Vehículos 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 21 21 21 273
Construcción de
nuevos centros47 48 49 49 56 56 59 59 62 64 64 64 64 64 64 869
Ampliación de centros
de control32 35 35 35 37 38 40 40 42 45 45 45 45 45 45 604
Modernización y
equipo para el CENAL
y áreas de Control
50 50 60 60 80 65 80 70 80 70 100 90 50 50 100 1,055
Sistemas de Tiempo
Real80 200 200 20 40 60 60 200 200 40 40 50 50 50 200 1,490
Programa de equipo
de computo para
seguridad informática
70 20 20 20 20 70 20 20 20 70 20 20 20 30 70 510
Programa de equipo
de comunicaciones 50 10 20 60 20 20 20 60 20 25 25 70 25 25 25 475
Total recursos
presupuestales355 389 410 278 287 343 317 487 462 356 336 381 296 306 546 5,549
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-9
Inversiones en distribución
El programa de inversión para distribución se muestra en el cuadro 7.8, el cual detalla la
información de redes y su modernización. Los subtotales corresponden a los conceptos 21 y 23
del cuadro 7.2. Estas inversiones excluyen lo correspondiente a las Divisiones del Área Central
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2013)
Cuadro 7.8
La clasificación de la inversión en redes de distribución y su modernización por División de
Distribución se detalla en el cuadro 7.9.
Redes de
distribución2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Construcción y
ampliación de líneas678 682 687 691 695 700 705 709 714 719 724 729 734 739 745 10,651
Construcción y
ampliación de
subestaciones
551 555 558 562 565 569 573 577 581 585 589 593 597 601 605 8,661
Ampliación de redes 2,091 2,104 2,117 2,130 2,144 2,158 2,172 2,186 2,202 2,217 2,232 2,248 2,263 2,279 2,295 32,838
Adquisición de
transporte436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 478 6,845
Adquisición de
equipo de cómputo
y comunicaciones
366 368 371 373 375 378 380 383 385 388 391 394 396 399 402 5,749
Adquisición de
equipo y muebles114 115 116 117 117 118 119 120 120 121 122 123 124 125 126 1,797
Adquisición de
herramientas y
equipo de
laboratorio
214 215 217 218 219 221 222 224 225 227 228 230 232 233 235 3,360
Adquisición de
acometidas y
medidores
2,084 2,095 2,105 2,122 2,137 2,148 2,163 2,178 2,194 2,208 2,224 2,238 2,255 2,271 2,286 32,708
Construcción y
rehabilitación de
centros de atención
508 511 514 517 521 524 528 531 535 539 542 546 550 554 557 7,977
Subtotal 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586
Modernización de distribución
Subestaciones 1,129 1,136 1,143 1,150 1,157 1,165 1,173 1,180 1,189 1,197 1,205 1,214 1,222 1,231 1,239 17,730
Líneas 2,013 2,025 2,038 2,051 2,064 2,077 2,091 2,105 2,120 2,134 2,149 2,164 2,179 2,194 2,210 31,614
Redes 2,190 2,203 2,215 2,229 2,247 2,259 2,274 2,293 2,307 2,320 2,338 2,353 2,370 2,385 2,404 34,387
Equipo de
transporte406 408 411 414 416 419 422 424 427 430 433 436 439 442 446 6,373
Herramientas y
equipo de
laboratorio
242 244 245 247 248 250 252 253 255 257 259 260 262 264 266 3,804
Equipo de oficinas y
muebles45 45 46 46 46 47 47 47 47 48 48 48 49 49 50 708
Equipo de cómputo
y comunicaciones171 172 174 175 176 177 178 179 180 182 183 184 186 187 188 2,692
Edificios 464 467 470 473 476 479 482 485 489 492 495 499 502 506 509 7,288
Subtotal 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596
Total 13,702 13,783 13,868 13,959 14,050 14,139 14,234 14,330 14,429 14,526 14,627 14,728 14,832 14,934 15,041 215,182
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-10
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2013)
1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisición de herramientas y
equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas
no-técnicas y acometidas y medidores. 2/ En subestaciones, líneas y redes.
Cuadro 7.9
El cuadro 7.10 muestra el programa de inversión para distribución en el área Central, detalla la
información de redes y su modernización, que corresponden a los conceptos 22 y 24 del cuadro
7.2.
Redes 1/
División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Baja California 424 426 429 432 435 437 440 443 446 449 452 456 459 462 465 6,655
Noroeste 624 628 632 636 640 644 649 653 658 662 667 671 676 681 686 9,807
Norte 833 838 843 849 854 859 865 871 877 883 889 895 902 908 914 13,080
Golfo Norte 676 680 684 689 693 698 702 707 712 717 722 727 732 737 742 10,618
Centro Occidente 284 285 287 289 291 293 295 297 299 301 303 305 307 309 311 4,456
Centro Sur 436 439 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 478 6,846
Oriente 497 500 503 506 510 513 516 520 523 527 531 534 538 542 546 7,806
Sureste 574 577 581 584 588 592 596 600 604 608 612 617 621 625 630 9,009
Bajío 792 796 801 806 812 817 822 828 834 839 845 851 857 863 869 12,432
Golfo Centro 409 412 414 417 419 422 425 428 431 434 437 440 443 446 449 6,426
Centro Oriente 382 384 386 389 391 394 397 399 402 405 407 410 413 416 419 5,994
Peninsular 449 452 455 458 461 464 467 470 473 477 480 483 486 490 493 7,058
Jalisco 662 666 670 675 679 683 688 692 697 702 707 712 717 722 727 10,399
Subtotal 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586
Modernización 2/
División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Baja California 401 403 406 408 411 414 416 419 422 425 428 431 434 437 440 6,295
Noroeste 591 594 598 602 606 610 614 618 622 626 631 635 639 644 648 9,278
Norte 788 793 798 803 808 813 818 824 830 835 841 847 853 859 865 12,375
Golfo Norte 639 643 647 651 656 660 664 669 673 678 683 687 692 697 702 10,041
Centro Occidente 268 270 272 273 275 277 279 281 283 284 286 288 290 292 294 4,212
Centro Sur 412 415 417 420 423 425 428 431 434 437 440 443 446 449 453 6,473
Oriente 470 473 476 479 482 485 488 492 495 498 502 505 509 512 516 7,382
Sureste 543 546 549 553 556 560 564 567 571 575 579 583 587 591 596 8,520
Bajío 749 753 758 763 768 773 778 783 789 794 799 805 811 816 822 11,761
Golfo Centro 387 389 392 394 397 399 402 405 407 410 413 416 419 422 425 6,077
Centro Oriente 361 363 365 368 370 372 375 377 380 383 385 388 391 393 396 5,667
Peninsular 425 428 430 433 436 439 442 445 448 451 454 457 460 463 467 6,678
Jalisco 626 630 634 638 642 646 651 655 660 664 669 673 678 683 688 9,837
Subtotal 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596
Total 13,702 13,783 13,868 13,959 14,050 14,139 14,234 14,330 14,429 14,526 14,627 14,728 14,832 14,934 15,041 215,182
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-11
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución, área Central
(millones de pesos de 2013)
Cuadro 7.10
Finalmente para el área Central, el cuadro 7.11 detalla la clasificación de la inversión en redes de
distribución y su modernización por división.
Redes de
distribución2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Construcción y
ampliación de líneas436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 468 472 475 478 6,844
Construcción y
ampliación de
subestaciones
413 415 418 420 423 426 429 431 435 438 441 444 447 450 453 6,483
Ampliación de redes 2,651 2,667 2,684 2,701 2,718 2,736 2,755 2,772 2,792 2,811 2,830 2,850 2,870 2,890 2,910 41,637
Adquisición de
transporte343 345 348 350 352 354 357 359 362 364 366 369 372 374 377 5,392
Adquisición de
equipo de cómputo
y comunicaciones
270 271 273 275 276 278 280 282 284 286 288 290 292 294 296 4,235
Adquisición de
equipo y muebles75 75 75 76 76 77 77 78 78 79 80 80 81 81 82 1,170
Adquisición de
herramientas y
equipo de
laboratorio
182 183 184 185 186 187 189 190 191 193 194 195 197 198 199 2,853
Adquisición de
acometidas y
medidores
956 965 970 973 982 988 994 1,002 1,006 1,016 1,021 1,029 1,034 1,044 1,051 15,031
Construcción y
rehabilitación de
centros de atención
329 331 333 336 338 340 342 344 347 349 352 354 357 359 362 5,173
Subtotal 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818
Modernización de distribución, área Central
Subestaciones 893 898 904 910 915 921 928 934 940 947 953 960 967 973 980 14,023
Líneas 1,592 1,602 1,612 1,622 1,632 1,643 1,654 1,665 1,677 1,688 1,700 1,712 1,724 1,736 1,748 25,007
Redes 1,730 1,743 1,753 1,765 1,777 1,787 1,799 1,810 1,823 1,836 1,848 1,860 1,873 1,888 1,902 27,194
Equipo de
transporte321 323 325 327 329 332 334 336 338 340 343 345 348 350 352 5,043
Herramientas y
equipo de
laboratorio
192 193 194 195 196 198 199 200 202 203 205 207 207 209 210 3,010
Equipo de oficinas y
muebles36 36 36 36 37 37 37 37 38 38 38 38 39 39 39 561
Equipo de cómputo
y comunicaciones136 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 2,131
Edificios 367 369 371 374 376 379 381 384 386 389 392 395 397 400 403 5,763
Subtotal 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732
Total 10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991 171,550
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
7-12
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución por división del área Central
(millones de pesos de 2013)
Cuadro 7.11
Redes
División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Valle de México Norte 1,725 1,736 1,747 1,758 1,769 1,781 1,793 1,805 1,817 1,830 1,842 1,855 1,868 1,881 1,894 27,101
Valle de México Centro 1,954 1,966 1,978 1,990 2,003 2,016 2,030 2,043 2,057 2,072 2,086 2,100 2,115 2,130 2,145 30,685
Valle de México Sur 1,313 1,321 1,330 1,338 1,347 1,355 1,365 1,373 1,383 1,393 1,402 1,412 1,422 1,432 1,442 20,628
Centro Sur 198 199 200 201 203 204 205 207 208 210 211 212 214 215 217 3,104
Centro Oriente 465 468 471 473 476 480 483 486 489 493 496 500 503 507 510 7,300
Total 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818
Modernización
División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total
Valle de México Norte 1,607 1,617 1,627 1,638 1,648 1,659 1,670 1,681 1,693 1,704 1,716 1,728 1,740 1,752 1,765 25,245
Valle de México Centro 1,820 1,831 1,842 1,854 1,866 1,878 1,891 1,903 1,916 1,930 1,943 1,957 1,970 1,984 1,998 28,583
Valle de México Sur 1,223 1,231 1,239 1,246 1,254 1,263 1,271 1,279 1,288 1,297 1,306 1,315 1,324 1,334 1,343 19,213
Centro Sur 184 185 186 188 189 190 191 192 194 195 197 198 199 201 202 2,891
Centro Oriente 433 436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 6,800
Subtotal 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732
Total 10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991 171,550
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-1
ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
A.1 Antecedentes
El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva de generación en el Sistema
Interconectado Nacional en función del número de centrales y unidades generadoras.
Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional
al 31 de diciembre de 2012 (servicio público)
1/ No se incluye La Yesca
2/ Incluye nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica
Cuadro A.1
El grupo de generación con capacidad de regulación representa el 80.0% del total hidroeléctrico
en operación y está integrado por 11 Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH):
Angostura, Chicoasén, Malpaso y Peñitas; en el río Grijalva
Caracol, Infiernillo y Villita; en el río Balsas
Temascal; en donde se unen los afluentes Tonto y Santo Domingo del río
Papaloapan
El Cajón y Aguamilpa; en el río Santiago
Zimapán; en el río Moctezuma.
El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo
cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo.
Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por
las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus
características se indican en los cuadros A.2a y A.2b.
MW %
11,544 23.1
9,236 18.5
2,308 4.6
2,439 4.9
36,027 72.0
50,009 100.0
Capacidad
470
Hidroeléctrica 79 217
168
10
Tipo de generaciónNúmero de
centrales
Número de
unidades
Con regulación 1/
Sin regulación
11
68
49
Total 190 993
"Otras con generación limpia" 2/
Termoeléctrica 101 306
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-2
Capacidades, aportaciones tipo medio e índices de regulación de las Grandes Centrales
Hidroeléctricas
1/ Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)
3/ Al integrar las aportaciones de los afluentes Tonto y Santo Domingo, en el río Papaloapan
4/ Con la estadística de aportaciones disponible 1980 — 2012 (33 años)
5/ Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones
tipo año medio de toda su cuenca
Cuadro A.2a
1/ Entrará en operación a finales de 2013. Sus aportaciones incluyen las de Santa Rosa
2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)
3/ Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones
tipo año medio de toda su cuenca
Cuadro A.2b
Desembocadura
Río
Tonto y
Santo
Domingo
Moctezuma
Central Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal Zimapán
Unidades y
capacidades
(MW)
5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 1052 x 100
4 x 38.52 x 146
Capacidad
(MW)900 2,400 1,080 420 354 292
Volumen útil
máximo
(MMm3)
13,170 216 9,317 130 8,828 1/ 699
Capacidad del
embalse
respecto al de
Angostura (%)
100.00 1.64 70.75 0.99 67.03 5.31
Aportaciones
anuales
promedio 2 /
(Mm3)
10,166 2,261 5,560 3,668 15,036 3/ 816 4/
IRH 5 / (%) 129.55 1.74 51.80 0.60 58.72 85.61
Golfo de México
Grijalva
Desembocadura
Río
Central Caracol Infiernillo Villita La Yesca 1/ El Cajón Aguamilpa
Unidades y
capacidades
(MW)
3 x 2004 x 200
2 x 180
2 x 80
2 x 702 x 375 2 x 375 3 x 320
Capacidad
(MW)600 1,160 300 750 750 960
Volumen útil
máximo
(MMm3)
768 6,054 221 1,392 1,335 2,629
Capacidad del
embalse
respecto al de
Angostura (%)
5.83 45.97 1.68 10.57 10.14 19.96
Aportaciones
anuales
promedio 2 /
(Mm3)
5,096 9,767 0 3,610 160 2,462
IRH 3 / (%) 15.07 40.73 1.49 38.56 35.42 42.19
Océano Pacífico
Balsas Santiago
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-3
Las hidroeléctricas del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también
hidroeléctricas menores o sin regulación (CHm), generan en periodos cortos —semanales o
diarios— las aportaciones que reciben con el propósito de minimizar derrames. Para fines de
planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes.
El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años.
Las hidroeléctricas se clasifican en función del tipo de regulación.
Distribución histórica de la generación bruta en el Sistema Interconectado Nacional, 2003 — 2012
1/ Incluye área Noroeste en todo el periodo (la región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)
2/ Incluye PIE
3/ Incluye generación nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica
Cuadro A.3
A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las Grandes
Centrales Hidroeléctricas (GCH)
Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para
aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles.
Al seguir la estrategia, la producción de cada una de las GCH se maximiza.
En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidos al simular
su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de aportaciones
hidráulicas de los 61 años disponibles en la muestra histórica 1952—2012. Para Angostura, la
única hidroeléctrica de regulación plurianual, se determinó una curva de niveles máximos que no
debiera ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.
Total GWh 19,753 25,076 27,611 30,305 27,042 38,892 26,445 36,738 35,796 31,317
% 10.3 12.8 13.4 14.3 12.4 17.7 11.9 16.0 14.6 12.7
Aportaciones
tiposeco seco seco medio medio húmedo seco húmedo medio seco
Con regulación GWh 15,428 19,812 21,066 24,004 19,961 31,026 19,823 29,109 29,698 26,059
Sin regulación 1/ GWh 4,325 5,265 6,546 6,301 7,081 7,866 6,622 7,630 6,098 5,258
GWh 11,644 10,831 12,550 12,728 12,451 11,896 12,572 7,906 12,129 11,954
% 6.1 5.5 6.1 6.0 5.7 5.4 5.7 3.5 4.9 4.8
GWh 160,237 160,246 165,768 169,100 179,331 169,439 182,405 184,276 197,241 204,186
% 83.6 81.7 80.5 79.7 82.0 76.9 82.4 80.5 80.5 82.5
GWh 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824 220,227 221,422 228,921 245,166 247,457
% 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0Total
2006Tipo de generación 20052004Unidades 2003
Termoeléctrica 1/, 2/
"Otras con generación limpia" 2/, 3/
20122010
Hidroeléctrica
20092007 20112008
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-4
Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH
1952 — 2012 (61 años)
1/ Al día primero de cada mes
2/ Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias 3/ Nivel de Aguas Máximas de Operación
4/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada
5/ Nivel de Aguas Mínimas de Operación
6/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 7/ Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace
8/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)
9/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes)
10/ Niveles que no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar el valor esperado de derrames
11/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años) 12/ Con la estadística de escurrimientos 1980 — 2012 (33 años)
Cuadro A.4a
Capacidad efectiva instalada (MW)
Niveles críticos (msnm)
Volumen útil (Mm3) y energía almacenada (GWh)
32,360
18,273
Restricciones
6/ 7/ 10/ 7/ 11/ 6/ 7/
8/
11/ 7/
9/
11/ 6/ 7/ 11/ 7/ 12/
Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.20 68 87.40 64.21 26 60.80 20 1,559.80
Febrero 20 533.00 58 392.50 144 180.40 61 87.40 23 59.50 20 1,559.30
Marzo 20 532.80 58 392.50 159 179.40 68 87.40 26 57.60 20 1,558.50
Abril 20 530.60 58 392.50 154 178.30 66 87.40 25 55.50 20 1,557.10
Mayo 20 527.70 58 392.50 159 177.30 68 87.40 26 53.20 20 1,554.60
Junio 524.50 20 524.40 58 392.50 178.00 154 176.00 66 87.40 52.21 25 49.10 20 1,551.30
Julio 524.50 20 524.30 58 392.50 176.00 159 173.20 68 87.40 52.21 26 49.60 20 1,547.60
Agosto 524.50 20 524.40 58 392.50 174.00 159 170.60 68 87.40 54.61 26 54.00 20 1,545.50
Septiembre 526.00 20 525.90 58 392.50 171.50 154 167.40 66 87.40 56.90 25 56.80 20 1,542.50
Octubre 530.00 20 529.30 58 392.50 176.18 159 173.20 68 87.40 61.21 26 60.70 20 1,549.40
Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 154 182.00 66 87.40 62.21 25 62.20 20 1,560.00
Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.70 68 87.40 64.21 26 61.80 20 1,559.90
Desembocadura Golfo de México
Río GrijalvaTonto y Santo
DomingoMoctezuma
Zimapán
Unidades y
capacidades5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 105
(4 x 38.5) +
(2 x 100)2 x 146
Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal
292
Name 2/ 539.50 395.00 188.00 95.50 68.50 1,563.00
Total 900 2,400 1,080 420 354
1,560.00
Nivel de diseño 4/ 522.00 388.33 169.67 86.60 59.07 1,546.67
Namo 3/ 533.00 392.50 182.50 87.40 66.50
1,520.00
Al Namo13,170 216 9,317 130 8,828 699
13,498 165
Namino 5/ 500.00 380.00 144.00 85.00 44.20
2,580 11 1,012 1,007
Mes
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-5
Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH
1952 — 2012 (61 años)
1/ Al día primero de cada mes
2/ Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
3/ Nivel de Aguas Máximas de Operación
4/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada 5/ Nivel de Aguas Mínimas de Operación
6/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm)
7/ Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace
8/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)
9/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 10/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años)
Cuadro A.4b
Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite
revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras
hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema
eléctrico; cualquier restricción adicional que se les impone, reduce sus generaciones y aumenta
sus costos de operación
Océano Pacífico
Capacidad efectiva instalada (MW)
Niveles críticos (msnm)
Volumen útil (Mm3) y energía almacenada (GWh)
12,399
6,054
Restricciones
7/ 10/ 6/ 7/
8/
10/ 7/
9/
10/ 10/ 10/ 7/ 10/
Enero 16 521.00 126 168.80 54 51.20 574.50 390.40 40 219.40
Febrero 14 521.00 113 168.50 48 51.20 575.00 391.00 36 219.70
Marzo 16 521.00 126 168.10 54 51.20 575.00 391.00 40 219.50
Abril 15 521.00 121 164.90 52 51.20 575.00 391.00 39 219.20
Mayo 16 521.00 126 158.80 54 51.20 575.00 391.00 40 218.60
Junio 15 521.00 152.25 121 151.20 52 51.20 572.20 389.00 39 217.70
Julio 16 520.70 150.00 126 146.90 54 51.20 564.30 383.50 40 215.40
Agosto 16 520.20 154.50 126 151.00 54 51.20 563.10 383.90 40 215.60
Septiembre 15 519.70 158.00 121 156.10 52 51.20 557.60 386.70 39 217.70
Octubre 16 519.40 165.00 126 164.00 54 51.20 568.60 389.80 40 220.00
Noviembre 15 521.00 121 169.00 52 51.20 575.00 391.00 39 220.00
Diciembre 16 521.00 126 169.00 54 51.20 574.70 390.50 40 219.70
Desembocadura
Río Balsas Santiago
Centrales Caracol Infiernillo Villita La Yesca El Cajón Aguamilpa
Unidades y
capacidades3 x 200 (4 x 200) + (2 x 180) (4 x 80) 2 x 375 2 x 375 3 x 320
960
Name 2/ 523.60 176.40 56.73 578.00 394.00 232.00
Total 600 1,160 320 750 750
220.00
Nivel de diseño 4/ 512.33 159.33 48.04 571.00 376.00 210.00
Namo 3/ 521.00 169.00 51.20 575.00 391.00
190.00
Al Namo768 6,054 221 1,392 1,335 2,629
469 1,983
Namino 5/ 495.00 140.00 41.73 518.00 346.00
20 1,647 1,016 919
Mes
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-6
A.3 Aportaciones hidráulicas
En el cuadro A.5 se indica la generación media para años tipo seco, medio y húmedo, la cual se
calcula, en el caso de las GCH, con base en las aportaciones históricas 1952 — 2012 y mediante
simulaciones considerando como referencia los NRO. Para las CHm, se considera su estadística
de generación en GWh.
Generación hidroeléctrica anual esperada (GWh) por tipo de año
Cuadro A.5
La clasificación de los años en tipo seco, medio y húmedo, es el resultado de ordenar la
generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con
distribución log-normal. Se supone que la curva de aportaciones anuales sigue una distribución
de probabilidades Chi-cuadrada sesgada hacia el lado de los años secos.
Debe enfatizarse que aun cuando las aportaciones históricas se mantienen siempre iguales, los
NRO (y por tanto los consumos específicos) pueden variar con cada actualización, por lo cual los
límites de la clasificación de años típicos en general se ajustan cada año.
.
La gráfica A.1 presenta la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2012 convertidas
a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se enfatiza que para
las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3/kWh) correspondientes a
sus NRO.
seco medio húmedo
Promedio 27,443 33,145 38,610
Diferencia de energía
respecto al año
tipo medio
-5,703 0 5,465
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-7
Conversión a energía eléctrica de las aportaciones anuales a las
centrales hidroeléctricas del sistema 1/
1/ Con y sin regulación. Incluye las hidroeléctricas del área Noroeste
Gráfica A.1
Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra.
En contraste de 2001 a 2005 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cinco años
secos consecutivos a nivel nacional.
La gráfica A.2 presenta los valores medios mensuales para años tipo, registrados durante los
61 años disponibles en la muestra.
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
GWh/AÑO
AÑO
Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-8
Aportaciones mensuales típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas
1952 — 2012 (61 años)
Gráfica A.2
Destacan dos periodos característicos: lluvias (junio a noviembre, 6 meses) y estiaje (diciembre
a mayo, 6 meses). Aun cuando en noviembre la magnitud de las aportaciones es
comparativamente alta, respecto a las de diciembre—mayo, realmente el periodo de lluvias
abundantes termina en octubre. Las aportaciones de noviembre y diciembre generalmente son
consecuencia de las lluvias de los meses anteriores. De enero a mayo, las aportaciones son bajas
y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año tipo seco, medio
o húmedo—. Durante el periodo de lluvias el volumen de agua recibido es aleatorio, sin
correlación interanual.
A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída
En la gráfica A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo,
Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (Mm3) asociado al nivel de operación
entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
MMm3/mes
Años tipo húmedo
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Años tipo medioAños tipo seco
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-9
Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw) 1/,2/
1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
3/ A partir del nivel de diseño, las centrales hidroeléctricas no se degradan
Gráfica A.3
Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que
no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo.
Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a los niveles más altos posibles,
determinados por sus NRO. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las
restricciones impuestas por la Comisión Nacional del Agua y otras de tipo operativo.
A.5 Capacidad hidroeléctrica mensual disponible
El cuadro A.6 muestra la capacidad disponible de las GCH actualmente en operación al tomar en
cuenta el nivel y la degradación histórica: por falla, mantenimiento y causas ajenas
(9,986 MW, en 12 centrales y 51 unidades, incluyendo La Yesca).
Degradación en potencia
(MW/GWh)
Infiernillo
Temascal
Malpaso
Angostura
Volumen
(Mm3 )
Aguamilpa
Zimapán
0.0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1.0
NAMINO NAMONivel de diseño3/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-10
Capacidad mensual disponible en las GCH (MW)
1/ Incluyendo La Yesca 2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas
3/ Referido al Nivel Recomendado de Operación (NRO), y en el caso de Angostura a sus niveles límite
Cuadro A.6
El cuadro A.7 presenta la capacidad disponible en el grupo de las CHm (sin capacidad de
regulación) al considerar la degradación histórica por falla, mantenimiento y causas ajenas
(1,367 MW, en 59 centrales, 149 unidades). Esta información excluye a las hidroeléctricas del
área Noroeste, cuyas extracciones (para generación) están condicionadas por la CNA, debido a
que las presas fueron construidas prioritariamente para fines de riego agrícola.
Capacidad mensual disponible en las hidroeléctricas menores 1/(MW)
1/ Excluye a las hidroeléctricas del área Noroeste 2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas
Cuadro A.7
Por ley, el agua de los embalses es administrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA). CFE
es propietaria de las centrales eléctricas. La CNA cuenta con las atribuciones necesarias para
exigirle a CFE generación máxima, mínima o dejar de generar en cualquiera de sus centrales.
La experiencia histórica y los análisis que de ella se derivan permiten recomendar determinadas
capacidades hidroeléctricas mensuales durante la ocurrencia de las demandas máximas del SIN.
En el cuadro A.8 se indica la capacidad real disponible para el total del parque hidroeléctrico del
SIN (12,294 MW, en 80 centrales y 219 unidades, incluyendo La Yesca y las del Noroeste).
Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Capacidad instalada 1/ 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986
Indisponibilidad histórica 2/ 1,064 1,288 1,509 1,173 984 1,315 975 682 600 887 1,491 1,222
Indisponibilidad por nivel 3/ 0 8 27 55 156 295 297 227 112 7 0 0
Potencia disponible 8,922 8,690 8,450 8,759 8,845 8,376 8,714 9,077 9,274 9,092 8,495 8,764
Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Capacidad instalada 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367
Indisponibilidad histórica 2/ 246 303 395 387 403 282 220 233 234 269 332 280
Potencia disponible 1,120 1,064 972 980 963 1,085 1,146 1,133 1,132 1,098 1,035 1,086
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-11
Capacidad mensual hidroeléctrica disponible (MW)
1/ Incluyendo La Yesca 2/ Sin el área Noroeste
Cuadro A.8
A.6 Concepto de energía almacenada
Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica medido en unidades de volumen de
agua, éste puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse para
diferentes niveles de operación, como se indica en la gráfica A.4.
Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas 1/, 2/
1/ Considera el efecto en cascada
2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Gráfica A.4
Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su
generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico
extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas.
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Capacidad instalada 1/ 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294
Capacidad disponible
GCH 8,922 8,690 8,450 8,759 8,845 8,376 8,714 9,077 9,274 9,092 8,495 8,764
CHm 2/ 1,120 1,064 972 980 963 1,085 1,146 1,133 1,132 1,098 1,035 1,086
Área Noroeste (CHm) 428 425 420 281 200 176 152 287 399 431 541 469
Total 10,470 10,179 9,843 10,020 10,009 9,636 10,012 10,497 10,805 10,621 10,070 10,319
Volumen (Mm3)
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
0% 25% 50% 75% 100%
Energía almacenada
(GWh)
MalpasoInfiernillo
Temascal, Zimapán yAguamilpa
Angostura
NAMONAMINO
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-12
A.7 Evolución histórica de la energía almacenada
En la gráfica A.5 se muestra la evolución de la energía almacenada al día primero de cada mes
durante los últimos cinco años —de 2009 a 2013 (hasta el 1 de diciembre)—. Debe señalarse
que a partir de enero de 2013, en los valores de energía almacenada se incluye La Yesca.
Durante el periodo de lluvias de 2013 las aportaciones fueron excelentes. El almacenamiento
máximo anual registrado al 19 de diciembre fue de 22,105 GWh, gracias a los frentes fríos
registrados durante noviembre y diciembre.
Al 1 de diciembre de 2013, la energía disponible fue de 22,018 GWh; el cual al iniciar las lluvias
(junio), era el menor, pero al uno de diciembre el mayor de los cinco años.
Se recomienda mantener un alto almacenamiento en las GCH hasta mediados de febrero de 2014
—generando con diésel solo si es necesario durante los picos de la demanda—, ajustándose a los
NRO.
Evolución mensual de la energía almacenada en las GCH en los
últimos cinco años
Gráfica A.5
A.8 Expectativas futuras para la generación hidroeléctrica
Con el aumento de la demanda en el SIN —de acuerdo con el pronóstico del mercado eléctrico
(Capítulo 2), el SIN crecerá en energía necesaria (GWh) a una tmca de 3.78%— la generación
hidroeléctrica continuará reduciendo su participación en la generación total, incrementando
principalmente la generación termoeléctrica y de otras fuentes de generación limpia.
19,270
15,34115,341
19,65919,659
18,91918,919
12,211
12,446
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
22,000
24,000
GWh
2009
2010
2011
2012
2013
22,018
Al 1 dic 2013
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-13
En estas condiciones resultará más sencillo mantener a las hidroeléctricas con regulación en
niveles cercanos a sus NRO. En el caso de Angostura, cada vez será más posible operarla en
niveles cercanos a los límites recomendados por criterios de seguridad. Por otra parte, la mayor
penetración de fuentes de generación intermitentes, particularmente las eólicas en la región de
Oaxaca, está afectando negativamente el régimen de operación de las hidroeléctricas del río
Grijalva. Esto se debe a que las hidroeléctricas tienen la habilidad de variar rápidamente su
régimen de carga, debido a lo cual suministran el servicio de respaldo de capacidad asociado a
la intermitencia de las eólicas.
Adicionalmente las políticas en materia ambiental favorecen el desarrollo de las hidroeléctricas.
A partir de 2014 entra en vigor un impuesto a las emisiones de carbono y se incorporan
externalidades ambientales en la elaboración del POISE, en la evaluación económica de los
proyectos de generación y en el despacho económico del sistema eléctrico. Estas medidas
incrementan los costos de las fuentes de generación basadas en combustibles fósiles al tiempo
que disminuyen los costos de las hidroeléctricas por sus externalidades positivas.
Es relevante reiterar que las hidroeléctricas con regulación, a diferencia de otras tecnologías,
operan sometidas a un conjunto de restricciones legales y de estrategia operativa del sistema
eléctrico. Se trata de restricciones de seguridad, del carácter no prioritario del agua para
generación eléctrica, de su creciente uso como respaldo de capacidad y de su habilidad para
responder antes fallas de elementos en el sistema eléctrico.
La operación de los sistemas eléctricos, independientemente de su estructura organizacional, son
operados con criterios de optimización económica. Por razones de seguridad y confiabilidad en el
suministro de energía el óptimo global no necesariamente coincide con el óptimo de cada central.
En un sistema hidrotérmico, como el de México, las hidroeléctricas con regulación, por su
versatilidad, son de las centrales que operan más alejadas de su óptimo local; estas
hidroeléctricas resultan estratégicas para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema en
su conjunto.
A.9 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas
La modernización de proyectos hidroeléctricos antiguos mejora su rentabilidad, Principalmente
debido al menor consumo específico de agua por unidad de energía generada en las turbinas
modernas.
En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de sus cuatro unidades en 10 MW
cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), para un aumento total de 40 MW.
Infiernillo, aguas arriba de Villita, constaba de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW.
Cuatro nuevas turbinas de 200 MW cada una han remplazado a las de 160 MW, para un
incremento de 160 MW en total.
En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, en 2012 con la entrada
en operación de las dos últimas unidades de Villita, el conjunto Infiernillo—Villita aumentó su
capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre
anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no sólo
por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios
más altos. Villita también mejorará su generación por el incremento de eficiencia.
De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que
redundará en mayor seguridad y economía.
En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2012 se rehabilitaron 10 centrales con
21 unidades, lo que significó un incremento de 77 MW y una generación adicional de 346 GWh.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
A-14
Entre 2014 y 2015 se ha programado la modernización de 8 unidades en 3 centrales, con
5.6 MW adicionales.
De las centrales que operaba la extinta LyFC (15 centrales, 38 unidades, 288 MW), se prevé
someter a trabajos de renovación a 12 de ellas, con 31 unidades, esperándose obtener un
incremento de 80 MW en la capacidad instalada y generación adicional de 470 GWh/año.
En resumen, se estima que para 2015, cerca de 30% de la capacidad hidroeléctrica menor
actualmente en operación (2,308 MW) haya sido rehabilitada.
Debe señalarse que previo análisis técnico—económico, las inversiones en los proyectos de
rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas han mostrado alta rentabilidad y por
tanto es prioritaria su realización.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-1
ANEXO B CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES
B.1 Introducción Debido al gran diferencial de precios entre el combustóleo y el gas natural, que prevalece en el
mercado de combustibles y que se estima permanecerá al menos en el corto y mediano plazos,
la CFE viene abordando acciones para incrementar la disponibilidad de gas natural.
Entre tales acciones destaca la construcción de varios gasoductos en diversas regiones del país,
los cuales permitirán la importación de gas natural desde los EUA.
CFE cuenta con un parque termoeléctrico convencional, que utiliza combustóleo, con capacidad
total de 11,698.6 MW, en 26 centrales, 87 unidades generadoras. El vapor mayor de dicho parque
(unidades entre 150 y 350 MW) está constituido por 16 centrales, 46 unidades y alcanza los
10,945.6 MW. La antigüedad promedio es de 29 años.
Debido a que se dispondrá de gas natural de manera gradual a partir de 2014 (iniciando en
Puerto Libertad), se realizaron estudios para determinar en cuáles centrales y unidades
generadoras del parque térmico convencional se justificaba económicamente su conversión a
combustión dual: que puedan utilizar combustóleo o gas natural.
B.2 Procedimiento utilizado
Inicialmente se consideraron todas las centrales termoeléctricas. La lista se depuró con base en
las fechas previstas para contar con acceso a gas natural. Las 10 centrales que se incluyeron en
el estudio fueron las que se indican en los cuadros B.1a y B.1b
Centrales termoeléctricas convencionales propuestas para conversión a duales
ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.
Mdd: Millones de dólares.
1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.
Cuadro B.1a
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-2
ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.
Mdd: Millones de dólares. 1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.
Cuadro B.1b
Si bien, las unidades de la CT Tula y la U3 de la CT Rio Bravo ya utilizan una mezcla de
combustóleo y gas natural, se incluyeron en el ejercicio con el propósito de determinar la
justificación para adecuar tanto la central, como la instalación de suministro de gas natural.
B.2.1 Premisas y criterios aplicados
El estudio se realizó para el Sistema Interconectado Nacional, periodo 2014―2027. Debido a que
después de 2017 las unidades convertidas se despachan muy poco, sólo se reportan resultados
hasta ese año.
Se estudiaron dos casos, el primero (Base) consistió en simular la operación futura con el parque
generador, usando los combustibles como en la actualidad, i.e. las térmicas que ya usan una
mezcla o gas natural se mantuvieron igual. En el segundo caso las centrales seleccionadas se
representaron con gas natural.
Se empleó el pronóstico de demanda y energía del POISE 2014―2028 (ver gráfica B.1).
Se aplicó el escenario de precios de combustibles representado en la gráfica B.2.
Al momento de realizar el estudio de Conversión de Centrales Termoeléctricas a Duales, se utilizó
el PRC y Programa de Retiros del “Programa de proyectos para el PEF 2014”, por ser los que
estaban vigentes. Para el estudio mencionado, únicamente se modificaron en dichos programas
las fechas de entrada en operación comercial de Centro II (que cambió de 2016 a 2018) y la del
retiro del CC Dos Bocas (que pasó de 2013 a 2015).
Conviene aclarar que al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un combustible, en
este caso gas natural, es importante conservar unidades generadoras que puedan utilizar otro
energético. Por este motivo, se tiene previsto revisar las fechas de los retiros para las unidades
convertidas a duales, no con fines de incorporarlas en el despacho sino como reserva estratégica.
U11 350 24 ene-21nov-14 a dic-14 y
sep-16 a nov-1614.0
U12 350 24 mar-21ago-14 a sep-14 y
nov-15 a ene-1614.0
U1 350 27 abr-19 dic-14 a mar-15 14.0
U2 350 26 abr-20 oct-15 a dic-15 14.0
U1 330 37 mar-20 jun-15 a ago-15 13.4
U2 330 38 mar-21 mar-15 a may-15 13.4
U3 323 36 jun-14 a sep-14 13.4
U4 323 35 ago-15 a oct-15 13.4
U5 300 31 mar-21 ago-14 a oct-14 13.4
U1 350 22 nov-26 ene-16 a mar-16 54.0
U2 350 22 nov-27 ene-17 a mar-17 54.0
U3 350 19 jul-16 a sep-16 54.0
U4 350 19 feb-16 a abr-16 54.0
U5 350 17 ene-17 a mar-17 54.0
U6 350 17 oct-16 a dic-16 54.0
Fecha propuesta
de retiro
(PRC may-13) 1/
Periodo de
ejecución del
proyecto
0 324
0 28.0
20 48.0
Costo total
del
proyecto
(Mdd)
Costo de
gasoductos
y ERCM
(Mdd)
9Tula
(Francisco Pérez Ríos)
7
Manzanillo II
(Manuel Álvarez
Moreno)
8 Villa de Reyes
No Central Unid.Capacidad
(MW)
Disponibilidad del
gasoducto/ramal
55 122.0
10Tuxpan
(Adolfo López Mateos)
Antigüedad
a 2013
Costo para
conversión
a dual
(Mdd)
TAR Manzanillo
Torreón /Guadalajara
dic-16
Ramones Fase II
dic-15
Ramal hacia Tula y
Aguascalientes
dic-14
Sur de Texas/Tuxpan
ene-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-3
Sistema Interconectado Nacional (8 Áreas)
Pronóstico de demanda máxima coincidente 1/
Pronóstico de energía 1/
1/ No incluye autoabastecimiento local
Gráfica B.1
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Planeación
2013-2018
(Sep 2013)
242.3 241.9 251.8 268.2 273.1 274.5 281.3 288.7 294.1 299.5 313.7
200
225
250
275
300
325
TWh
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Planeación
2013-2018
(Sep 2013)35,277 35,618 37,284 39,025 39,749 40,575 42,187 43,805 45,336 46,862 48,383
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
MW
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-4
B.2.2 Diferencial de costos
Los precios de combustibles a mediados de 2015, representados en la gráfica B.2 tendrán costos
de 15.5, 20.5, y 55.5 dólares/Gcaloria, para el gas natural en Chihuahua y Hermosillo y el
combustóleo nacional respectivamente.
Escenario de precios de combustibles
Gráfica B.2
Lo anterior equivale a costos de producción, por concepto de combustible, muy diferentes entre
una unidad termoeléctrica convencional de 150 o 350 MW y un ciclo combinado de 450 MW,
como se observa en el cuadro B.2.
Costos de producción por combustible
Cuadro B.2
Dólares/ Gcal
0.0
10.0
20.0
30.0
40.0
50.0
60.0
Abr 2014 Oct Abr 2015 Oct Abr 2016 Oct Abr 2017 Oct
Gas importado en Chihuahua Gas en Hermosillo
GNL Tamazunchale Gas en Saltillo
Gas área Peninsular Gas en Bajío
GNL Manzanillo Comb. NACIONAL (promedio)
Carbón Petacalco (1.0%S cmc10% ) Importado Carbón Río Escondido (Nacional)
158 34.9 33.5 125.6 62.4
350 35.4 34.0 122.4 52.3
449 -- 49.3 -- 33.9
Villa de Reyes
Eficiencia
bruta
con Gas
Natural
(%)
CC Monterrey III
Costo de
Producción con
combustóleo
(Dólares/MWh)
Costo de
Producción con
gas natural
(Dólares/MWh)
Puerto Libertad
CentralCapacidad
(MW)
Eficiencia
bruta con
Combustóleo
(%)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-5
Es importante destacar que en el alto costo de producción de las CT convencionales quemando
combustóleo también influye la menor eficiencia térmica. Ambos factores: el alto precio del
combustóleo y la baja eficiencia con que se quema, explican el enorme diferencial de costos entre
CT y CC para producir un MWh. Esto sin agregar un pago por la mayor cantidad de emisiones
que produciría la CT convencional.
B.3 Resumen y análisis de resultados
Del análisis comparativo de la operación del SIN, sin y con conversión a duales de las 10 centrales
propuestas, se obtuvieron beneficios por ahorros en costos de producción superiores a los costos
de inversión necesarios para dicha conversión, atribuibles al conjunto. Sin embargo, al hacer la
evaluación de cada central y unidad, se observa que el mayor despacho, y por ende los mayores
beneficios, ocurren en aquellas unidades que son convertidas más temprano. Por ejemplo, al
iniciar la CT Puerto Libertad operación con gas desde diciembre 2014, resulta despachada con
alto factor de planta como se muestra en la gráfica B.3.
Evolución mensual del factor de planta de la CT Puerto Libertad
Gráfica B.3
En cambio, las unidades cuyas fechas de conversión son posteriores a las programadas para la
puesta en operación de ciclos combinados nuevos, resultan con despachos muy bajos.
Las centrales cuyos resultados no cubren los requisitos de rentabilidad establecidos por la UI de
la SHCP son: CT Lerdo, CT Francisco Villa y CT Tuxpan.
La gráfica B.4 presenta la pobre participación de la CT Lerdo en el despacho de energía, los
primeros años debido al precio del combustóleo y a la indisponibilidad de gas natural y, de 2017
en adelante con disponibilidad del energético a bajo costo, pero compitiendo con centrales de
mayor eficiencia.
0
20
40
60
80
100
(%)
Pto. Libertad (combustóleo) Pto. Libertad (gas)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-6
Evolución mensual del factor de planta de la CT Lerdo
Gráfica B.4
B.3.1 Beneficios
La evaluación de la conversión de ocho y la adecuación de dos de las centrales seleccionadas,
indica que siete de ellas son altamente rentables, destacando las de mayor beneficio: CT Villa de
Reyes, CT Tula, CT Puerto Libertad y CT Manzanillo II, como se observa en el cuadro B.3
Centrales termoeléctricas con beneficios
Cuadro B.3
0
20
40
60
80
100
(%)
Lerdo (combustóleo) Lerdo (gas)
Relación B/C 2.3 Relación B/C 3.9
VPN jun2013 25.1 VPN jun2013 58.8
CT Río Bravo CT Manzanillo II
TIR anual (%) 56 TIR anual (%) 124
Relación B/C 2.3 Relación B/C 8.5 Relación B/C
CT Mazatlán II, U3 CT Villa de Reyes CT Tula
7.7
272
VPN jun2013 22.6 VPN jun2013 250.0 VPN jun2013 627.0
TIR anual (%) 113 TIR anual (%) 535 TIR anual (%)
Relación B/C
210 203
4.8 2.0
TIR anual (%)
VPN jun2013
Relación B/C
CT Topolobampo IICT Puerto LibertadResumen de las 7 Centrales
Termoeléctricas con beneficios
TIR anual (%) TIR anual (%)
VPN jun2013
90
1,275.2 261.70 32.90
4.7
VPN jun2013
Relación B/C
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
B-7
B.3.2 Combustibles
En la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones
ambientales que impone la normatividad para cada región del Sector eléctrico Nacional, en las
cuales se utilizan energéticos tipo fósil.
Un beneficio adicional es disminuir la utilización de combustibles fósiles más contaminantes; en
los cuadros B.4 y B.5 se muestra el incremento en el consumo de gas y las reducciones en los
requerimientos de combustóleo (sustanciales) y carbón (marginales) debido al impacto de las
conversiones.
Resumen consumo de gas Resumen consumo de combustóleo (Miles de pies cúbicos diarios) (Miles de barriles diarios)
Cuadro B.4
Resumen consumo de carbón (Miles de toneladas anuales)
Cuadro B.5
Base C/Gas Base C/Gas
2014 3,491.8 3,498.1 6.3 2014 109.9 109.1 -0.8
2015 3,573.3 3,821.9 248.7 2015 111.2 73.5 -37.7
2016 3,596.4 3,958.4 362.0 2016 96.2 41.2 -54.9
2017 3,551.4 3,871.5 320.1 2017 60.9 15.0 -45.9
Promedio 3,553.23 3,787.48 234.3 Promedio 94.6 59.7 -34.8
Dif.Caso
Año Dif. AñoCaso
Base C/Gas Base C/Gas
2014 15,648.2 15,651.2 3.0 2014 1,279.2 1,279.5 0.3
2015 15,836.1 15,854.7 18.6 2015 1,304.5 1,307.8 3.3
2016 15,428.4 15,428.4 0.0 2016 1,280.6 1,285.0 4.3
2017 14,374.4 13,951.6 -422.8 2017 1,198.3 1,199.9 1.6
Promedio 15,321.8 15,221.5 -100.3 Promedio 1,265.7 1,268.1 2.4
AñoCaso
Dif.AñoCaso
Dif.
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B-8
B.4 Conclusiones
La rentabilidad económica de las siete conversiones a duales con beneficios es elevada:
VPN (2013) 1,275 millones de dólares, Tasa Interna de Rentabilidad 210% y relación
Beneficio/Costo 4.7
Se recomienda la ejecución de los siete proyectos rentables; es importante subrayar que
se trata de proyectos de “oportunidad”, cuya rentabilidad competirá en tiempo con la
ejecución de centrales de ciclo combinado nuevas ya autorizadas
La rentabilidad se obtendrá si se ejecutan los siete proyectos en tiempo y con calidad. Es
decir, cualquier atraso en la decisión y/o ejecución de las conversiones, se reflejará en
una reducción de los beneficios de las mismas.
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C-1
ANEXO C GLOSARIO
Aportaciones hidráulicas
Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de
energía eléctrica o para otros fines alternos.
Área de control
Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras,
subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica.
Autoabastecimiento
Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad
de particulares mediante una central generadora propia.
Autoabastecimiento local
Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la
central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público.
Autoabastecimiento remoto
Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la
central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público.
Capacidad
Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico,
especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos.
Capacidad adicional comprometida
La disponible en los próximos años mediante fuentes de generación en proceso de construcción,
licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones.
Capacidad adicional no-comprometida
La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha
iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con
proyectos de producción independiente de energía o de CFE.
Capacidad adicional total
Suma de la capacidad comprometida y la no-comprometida.
Capacidad bruta
La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia
requerida para usos propios.
Capacidad de interconexión
Recursos de capacidad provenientes de otros sistemas eléctricos a través de los enlaces de
interconexión.
Capacidad de placa
La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo
eléctrico.
Capacidad de transmisión
Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo
emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite
térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
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C-2
Capacidad disponible
Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla,
degradación y/o causas ajenas.
Capacidad efectiva
La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las
instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones
permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.
Capacidad existente
La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y
compras de capacidad firme) en una fecha determinada.
Capacidad neta
Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para
usos propios.
Capacidad retirada
La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las
instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.
Capacidad termoeléctrica de base y semibase
Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga.
Capacidad termoeléctrica de punta
Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de
carga.
Carga
La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de
potencia eléctrica (kW, MW).
Cogeneración
Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o
ambas.
Consumo
Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, la extinta
LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y la asociada a contratos de
importación.
Consumo bruto
El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.
Curva de demanda horaria
Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo.
Curva de duración de carga
Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son
valores de demanda no secuenciales.
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
C-3
Curva de referencia
La curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico
interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por
efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de
emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.).
Nivel recomendado de operación
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central
hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza.
Degradación
Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de
componentes o por cualquier otra condición limitante.
Demanda
Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda
instantánea).
Demanda base
Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período.
Demanda bruta
Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios,
las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras.
Demanda integrada
Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h).
Demanda integrada horaria
Demanda media en una hora (MWh/h).
Demanda interrumplible
El valor máximo de demanda que CFE podrá solicitar al usuario para que la desconecte, de
acuerdo con las condiciones estipuladas en la tarifa correspondiente. Este recurso de capacidad
de reserva es acordada mediante contratos entre los consumidores y CFE, y se aplica en caso
de requerirse, por salidas forzadas de elementos de generación o transmisión que afecten la
disponibilidad de capacidad necesaria para suministrar la demanda total.
Demanda máxima
El valor mayor de la demanda requerida en un periodo.
Demanda máxima bruta
El valor mayor de la demanda que debe ser generado y/o importado para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales
generadoras.
Demanda máxima coincidente
Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento
cuando ocurre la demanda máxima del sistema.
Demanda máxima no coincidente
Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo
cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.
Demanda media
Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo
(MWh/h).
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C-4
Demanda mínima
Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.
Demanda neta
Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades
de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la
generación.
Disponibilidad
Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio,
independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el
valor de la indisponibilidad.
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función
del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.
Energía bruta
La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.
Energía neta
La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema,
la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de
autoabastecedores y cogeneradores.
Factor de carga
La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también
como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración
del periodo.
Factor de diversidad
Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las
diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su
demanda máxima coincidente.
Factor de planta
La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores,
durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este
generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su
potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje.
Fuente de energía primaria
Toda fuente de energía que se transforma en energía secundaria o en electricidad.
Generación bruta
La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye
el consumo para usos propios de la central.
Generación neta
La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la
generación bruta menos la energía utilizada para los usos propios de la central.
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C-5
Indisponibilidad
Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar
energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de
capacidad y/o causas ajenas.
Indisponibilidad por causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa
de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de
transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc.
Indisponibilidad por degradación
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia
máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes.
Indisponibilidad por fallas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible
debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central.
Indisponibilidad por mantenimiento
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por
trabajos de conservación de los equipos.
Margen de reserva
Excedente de capacidad disponible sobre la demanda máxima y está compuesta por: la reserva
de generación, demanda interrumpible y la capacidad en interconexiones.
Nivel de aguas máximas de operación
Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias.
Nivel de aguas máximas extraordinarias
Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de
diseño.
Nivel de aguas mínimas de operación
Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas.
Pérdidas no-técnicas
Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación.
Pérdidas técnicas
Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de
transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos
procesos (MW).
Permisionarios
Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.
Productor independiente de energía
Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a
CFE.
Proyecto de autoabastecimiento
Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender
los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad.
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C-6
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el
transporte de la energía eléctrica.
Red troncal
Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte
de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo.
Reserva de generación
Diferencia entre la capacidad neta de generación disponible y la demanda máxima del sistema.
El valor porcentual del margen de reserva se determina a partir de los recursos de capacidad
entre la demanda máxima neta.
Reserva operativa
Recursos de capacidad superiores a la demanda máxima, suficientes para realizar las acciones
de control que logran el balance de carga y generación momento a momento, así como para
enfrentar contingencias en tiempo real, a fin de mantener la seguridad del sistema dentro de los
estándares establecidos.
Sector eléctrico
Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica.
Sector público
Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender
el servicio público de energía eléctrica.
Servicio público
Suministro de electricidad por la generación de CFE, extinta LyFC, PIE, excedentes de
autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.
Sincronismo
Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para
garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad
angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del
voltaje de la red en el punto de conexión.
Sistema interconectado
Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad a
fin de lograr el funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto.
Ventas
Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público
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D-1
ANEXO D ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS 16/
Bl Barril
Btu Unidad térmica inglesa
CAR Carboeléctrica
CC Ciclo combinado
CI Combustión interna
COM Combustóleo
DIE Diésel
EO Eoloeléctrica
FV Solar fotovoltaica
GEO Geotermoeléctrica
GWh Gigawatt-hora
GWh / año Gigawatt-hora por año
GWh / mes Gigawatt-hora por mes
HID Hidroeléctrica
Hz Hertz
K Carbón
kg kilogramo
km kilómetro
km-c kilómetro-circuito
kV kilovolt
kW kilowatt
kWh Kilowatt-hora
kWh / m3 Kilowatt-hora por metro cúbico
m metro
m3 metro cúbico
M3 / kWh metro cúbico por kilowatt-hora
MBtu millones de Btu
Mm3 millones de metros cúbicos
Mm3 / día millones de metros cúbicos por día
Mm3 / mes millones de metros cúbicos por mes
Mpcd millones de pies cúbicos diarios
msnm metros sobre el nivel del mar
MVA Megavolt-ampere
Mt millones de toneladas
MVAr Megavolt-ampere-reactivos
MW Megawatt
MW / GWh Megawatt por gigawatt-hora
MWh Megawatt-hora
NUC Nucleoeléctrica
p probabilidad de ocurrencia
s segundo
t tonelada
TC Termoeléctrica convencional
TG Turbogás
TV Turbina de vapor
TWh Terawatt-hora
UO2 Uranio
V volt
6/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles
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E-1
ANEXO E SIGLAS Y ACRÓNIMOS
CAT Construir, Arrendar y Transferir
CENACE Centro Nacional de Control de Energía
CFE Comisión Federal de Electricidad
CNA Comisión Nacional del Agua
CONAPO Consejo Nacional de Población
COPAR Costos y Parámetros de Referencia
CRE Comisión Reguladora de Energía
DAC Doméstica de Alto Consumo
DOF Diario Oficial de la Federación
DMPE Densidad Máxima de Potencia Eléctrica
EEPRI Evaluación Económica de Proyectos de Inversión
ENCC Estrategia Nacional de Cambio Climático
ENE Estrategia Nacional de Energía
EPROSEC Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas de las 13 Divisiones de
Distribución
ERCOT Electric Reliability Council of Texas
EUA Estados Unidos de América
FEO Fecha de Entrada en Operación
GCH Grandes Centrales Hidroeléctricas
GEI Gases de Efecto Invernadero
GNL Gas Natural Licuado
GTANPER Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas
HVDC High-Voltage, Direct Current
INEGI Instituto Nacional de Estadística y Geografía
IRH Índice de Regulación Hidrológica
LAERFTE Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento
de la Transición Energética
LGCC Ley General de Cambio Climático
LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
LyFC Luz y Fuerza del Centro
MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio
MR Margen de Reserva
MRE Margen de Reserva de Energía
MRO Margen de Reserva Operativo
NAME Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
NAMINO Nivel de Aguas Mínimas de Operación
NAMO Nivel de Aguas Máximas de Operación
NERC North American Electric Reliability Corporation
NRO Niveles Recomendados de Operación
OP Obra Presupuestal
OPF Obra Pública Financiada
PEF Presupuesto de Egresos de la Federación
PEMEX Petróleos Mexicanos
PERGE Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala
PIB Producto Interno Bruto
PIE Productor Independiente de Energía
PIP Proyectos de Infraestructura Productiva
PLANADE Plan Nacional de Desarrollo
POISE Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
PRC Programa de Requerimientos de Capacidad
PRONASE Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028
E-2
RLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
RM Rehabilitación y Modernización
SAE Servicio de Administración y Enajenación de Bienes
SAIDI System Average Interruption Duration Index
SE Sector Eléctrico
SED Sistema Eléctrico de Distribución
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SENER Secretaría de Energía
SIAD Sistema Integral de Administración de Distribución
SIMOCE Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía
SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público
SIN Sistema Interconectado Nacional
TA Temporada Abierta
TIR Tasa Interna de Rentabilidad
TIU Tiempo de Interrupción por Usuario
tmca Tasa media de crecimiento anual
trca Tasa real de crecimiento anual
TRGNL Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado
UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
VFT Variable Frequency Transformer
WECC Western Electricity Coordinating Council
ZMM Zona Metropolitana de Monterrey
ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México