1
Prospectiva del Sector Eléctrico
2017-2031
México, 2017
2
Secretaría de Energía Pedro Joaquín Coldwell Secretario de Energía Leonardo Beltrán Rodríguez Subsecretario de Planeación y Transición Energética Fernando Zendejas Reyes Subsecretario de Electricidad Aldo Flores Quiroga Subsecretario de Hidrocarburos Gloria Brasdefer Hernández Oficial Mayor Rafael Alexandri Rionda Director General de Planeación e Información Energéticas Víctor Manuel Avilés Castro Director General de Comunicación Social
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Elaboración y Revisión: Rafael Alexandri Rionda Director General de Planeación e Información Energéticas ([email protected]) Fabiola Rodríguez Bolaños Directora de Integración de Prospectivas del Sector ([email protected]) Alain de los Ángeles Ubaldo Higuera Subdirectora de Consumo Energético ([email protected]) Eder García Jimenez Subdirector de Planeación e Integración Energética ([email protected]) Thalia Ramírez Flores Jefa de Departamento de Política Energética (tramí[email protected]) Diana López Becerril Prácticas Profesionales Apoyo administrativo: María de la Paz León Femat, Maricela de Guadalupe Novelo Manrique. 2017. Secretaría de Energía
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Agradecimientos
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
Comisión Reguladora de Energía
Dirección Corporativa de Operaciones de PEMEX
Ea Energy Analyses
PEMEX Corporativo
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Subsecretaría de Hidrocarburos, SENER
Subsecretaría de Electricidad, SENER
Dirección General de Energías Limpias, SENER
Instituto Mexicano del Petróleo
Instituto Nacional de Investigaciones Eléctricas y Energías Limpias
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
Programa de Colaboración México-Dinamarca en Materia de Energía y Cambio Climático Universidad Técnica de Dinamarca, Departamento de Análisis de Sistemas Energéticos
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Índice
Índice de Cuadros ...............................................................................................................................................................9
Índice de Tablas ............................................................................................................................................................... 10
Índice de Figuras .............................................................................................................................................................. 11
Índice de Mapas ............................................................................................................................................................... 14
Presentación ..................................................................................................................................................................... 15
Introducción ...................................................................................................................................................................... 16
Resumen Ejecutivo.......................................................................................................................................................... 17
1. Marco Normativo y Regulatorio del Sector Eléctrico en México ......................................................... 19
1.1. Marco Regulatorio .............................................................................................................................................. 19
1.1.1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos ................................................................... 20
1.1.2. Ley de la Industria Eléctrica ........................................................................................................................ 20
1.1.3. Ley de Transición Energética ..................................................................................................................... 24
1.1.4. Ley de Planeación .......................................................................................................................................... 25
1.1.5. Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética ......................................... 25
1.1.6. Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF) ........................................................... 25
1.1.7. Ley de la Comisión Federal de Electricidad ............................................................................................ 25
1.2. Instrumentos y Políticas de Planeación del Sector Eléctrico .................................................................. 26
1.2.1. Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios . ............................................................................................................................................................................. 26
1.2.2. Subastas del Mercado Eléctrico ................................................................................................................ 27
1.2.3. Emisión de Certificados de Energías Limpias ........................................................................................ 29
1.3. De la realización de la Prospectiva del Sector Eléctrico .......................................................................... 30
2. Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico ................................................................................................. 31
2.1. Análisis de la Economía Mexicana.................................................................................................................. 31
2.2. Usuarios y Tarifas de energía eléctrica ........................................................................................................ 33
2.2.1. Usuarios de Energía Eléctrica ..................................................................................................................... 34
2.2.2. Precios medios de Energía Eléctrica ......................................................................................................... 37
6
2.3. Ventas, Consumo y Demanda de Energía Eléctrica .................................................................................. 38
2.3.1. Ventas de energía eléctrica ........................................................................................................................ 39
Autoabastecimiento Remoto ...................................................................................................................................... 42
Pérdidas de Energía Eléctrica ....................................................................................................................................... 42
2.3.2. Consumo de Energía Eléctrica ................................................................................................................... 44
2.3.3. Demanda de Energía Eléctrica ................................................................................................................... 45
Demanda Máxima Coincidente .................................................................................................................................. 46
Demanda Máxima Bruta ............................................................................................................................................... 47
2.4. Infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional .......................................................................................... 48
2.4.1. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica ....................................................................................... 48
2.4.2. Generación Bruta de Energía Eléctrica .................................................................................................... 53
Cambios en la infraestructura de las plantas de generación eléctrica en el SEN ........................................ 56
2.4.3. Red de Transmisión y Distribución de Electricidad ............................................................................. 58
Transmisión ...................................................................................................................................................................... 58
Distribución ....................................................................................................................................................................... 62
Interconexiones fronterizas ......................................................................................................................................... 62
2.5. Comercio de Energía Eléctrica ......................................................................................................................... 64
3. Prospectiva del Sector Eléctrico ..................................................................................................................... 65
3.1. Supuestos del Escenario de Planeación ........................................................................................................ 65
3.1.1. Entorno Internacional ................................................................................................................................... 65
3.1.2. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional ................................................................... 66
3.1.3. Pronósticos macroeconómicos ................................................................................................................. 67
Producto Interno Bruto.................................................................................................................................................. 67
Población ............................................................................................................................................................................ 68
Tipo de cambio ................................................................................................................................................................ 68
3.1.4. Pronósticos de los precios de combustibles.......................................................................................... 69
3.1.5. Objetivos de energías limpias y Potenciales de Energías Renovables........................................... 69
3.2. Comportamiento esperado de la demanda y el consumo de energía eléctrica .............................. 71
7
3.2.1. Demanda Máxima ......................................................................................................................................... 71
3.2.2. Consumo Bruto .............................................................................................................................................. 74
3.3. Expansión del Sistema Eléctrico Nacional ................................................................................................... 77
3.3.1. Capacidad de Generación Eléctrica .......................................................................................................... 77
Adiciones de capacidad de generación eléctrica ................................................................................................... 77
Retiros de capacidad de generación eléctrica ........................................................................................................ 84
Evolución esperada de la capacidad de generación eléctrica ............................................................................ 84
3.3.2. Generación de Energía Eléctrica ................................................................................................................ 86
Generación eléctrica por tecnología ......................................................................................................................... 86
Generación eléctrica por Región de Control ........................................................................................................... 88
Consumo de Combustibles .......................................................................................................................................... 89
3.3.3. Margen de Reserva ....................................................................................................................................... 90
3.3.4. Expansión de la Red de Transmisión y Distribución ........................................................................... 91
Transmisión ...................................................................................................................................................................... 91
Distribución ....................................................................................................................................................................... 93
4. Ejercicio de Sensibilidad .................................................................................................................................... 95
4.1. Estudio del impacto a largo plazo de los precios del gas natural en el sector eléctrico ............... 95
4.1.1. Antecedentes ................................................................................................................................................. 95
Importancia del uso del GN en el Sector Eléctrico ................................................................................................ 97
4.1.2. Metodología, Insumos y Descripción de los Escenarios .................................................................... 99
Metodología ...................................................................................................................................................................... 99
Insumos para la planeación y descripción de los escenarios .......................................................................... 100
Descripción de los Escenarios................................................................................................................................... 102
4.1.3. Análisis de los Resultados ........................................................................................................................ 102
Inversiones y Expansión de capacidad ................................................................................................................... 103
Generación de Energía Eléctrica y Consumo de Combustible ........................................................................ 104
Expansión de la Red de Transmisión ...................................................................................................................... 107
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero ......................................................................................................... 108
8
Precios de electricidad ................................................................................................................................................ 109
4.1.4. Conclusiones ................................................................................................................................................ 113
A. Anexo Estadístico ............................................................................................................................................ 114
B. Anexo Metodológico ...................................................................................................................................... 148
Glosario ........................................................................................................................................................................... 153
Abreviaturas, acrónimos y siglas ............................................................................................................................ 171
Referencias..................................................................................................................................................................... 174
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Índice de Cuadros
Cuadro 2. 1. Interconexiones con Norteamérica....................................................................................................... 62
Cuadro 3. 1. Potencial de Energías Limpias ................................................................................................................. 70
Cuadro 3. 2. Capacidad adicional por modalidad y tecnología 2017-2031 ..................................................... 80
Cuadro 3. 3. Capacidad adicional por situación del proyecto y tecnología 2017-2031 .............................. 81
Cuadro 3. 4. Regiones de Transmisión ......................................................................................................................... 91
Cuadro 3. 5. Nuevos Proyectos de ampliación de la RNT y las RGD ................................................................... 92
Cuadro 3. 6. Otros Proyectos .......................................................................................................................................... 93
Cuadro 3. 7. Proyectos de Distribución ........................................................................................................................ 94
Cuadro 4. 1. Emisiones contaminantes por combustible ........................................................................................ 99
Cuadro A. 1. Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis en 2015 que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 114
Cuadro A. 2. Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis en 2016 que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 115
Cuadro A. 3. Proyectos programados e instruidos por la SENER en 2015 que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 116
Cuadro A. 4. Proyectos programados e instruidos por la SENER en 2016 que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 118
Cuadro A. 5. Proyectos de Transmisión que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ........................... 120
Cuadro A. 6. Proyectos de Transformación que forman parte del PRODESEN 2017-2031 .................... 129
Cuadro A. 7. Proyectos de compensación que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ....................... 136
Cuadro A. 8. Catálogo de inversión de plantas en Balmorel ............................................................................... 146
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Índice de Tablas
Tabla 2. 1. Principales Variables Macroeconómicas de México, 2006-2016 .................................................. 32
Tabla 2. 2. Usuarios de Electricidad por área operativa .......................................................................................... 35
Tabla 2. 3. Usuarios de Electricidad por entidad federativa .................................................................................. 36
Tabla 2. 4. Precio medio de electricidad por área operativa .................................................................................. 38
Tabla 2. 5. Energía eléctrica de autoabastecimiento remoto ............................................................................... 42
Tabla 2. 6. Pérdidas de Electricidad 2006-2016 ....................................................................................................... 43
Tabla 2. 7. Demanda Máxima Bruta .............................................................................................................................. 47
Tabla 2. 8. Evolución de la capacidad de generación eléctrica por modalidad del SEN, 2016 .................... 49
Tabla 2. 9. Cambios en la Infraestructura de las plantas de generación Eléctrica en el SEN, 2016 .......... 57
Tabla 2. 10. Capacidad de transmisión por región de control .............................................................................. 59
Tabla 2. 11. Resumen de Kilómetros de líneas de transmisión por entidad federativa 2016 .................... 61
Tabla 2. 12. Líneas de distribución ................................................................................................................................. 62
Tabla 2. 13. Comercio Exterior de Energía Eléctrica ................................................................................................ 64
Tabla 3. 1. Pronósticos de la Demanda Máxima Integrada por Región de Control, Escenario de Planeación ................................................................................................................................................................................................... 73
Tabla 3. 2. Demandas Integradas e Instantáneas del SIN por Escenario de Estudio 2017-2031 ............. 73
Tabla 3. 3. Pronósticos del consumo bruto por región de control, 2017-2031 .............................................. 75
Tabla 3. 4. Evolución de las adiciones de capacidad por Entidad Federativa 2017-2031 ............................ 83
Tabla 3. 5. Evolución de la capacidad instalada por tipo de tecnología 2017-2031 ..................................... 86
Tabla 3. 6. Evolución de la Generación Total de Energía Eléctrica por tecnología 2017-2031 ................. 88
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Índice de Figuras
Figura 1. 1. Marco Regulatorio del SEN......................................................................................................................... 19
Figura 1. 2. Reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de Electricidad ............................................................................................................................................................................. 20
Figura 1. 3. Principales Disposiciones de la LIE ........................................................................................................... 21
Figura 1. 4. Mercado Eléctrico Mayorista..................................................................................................................... 22
Figura 1. 5. Elementos de la Planeación y el control del SEN ................................................................................. 23
Figura 1. 6. Consideraciones para la elaboración de los programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución ........................................................... 23
Figura 1. 7. Principales Objetivos de la Ley de Transición Energética ................................................................. 24
Figura 1. 8. Actividades de la CFE ................................................................................................................................... 26
Figura 1. 9. Porcentaje de Generación limpia en la Generación Eléctrica Total ............................................... 27
Figura 1. 10. Proceso de las Subastas Eléctricas ....................................................................................................... 28
Figura 1. 11. Características de los Certificados de Energías Limpias ................................................................ 29
Figura 1. 12. Requisitos de Certificados de Energías Limpias correspondiente a los períodos de obligación correspondientes ................................................................................................................................................................. 30
Figura 2. 1. Variables macroeconómicas de México, 2006-2016 ....................................................................... 33
Figura 2. 2. Participación de Usuarios por sector, 2016 ......................................................................................... 34
Figura 2. 3. Participación de usuarios por área operativa de Electricidad, 2016 ............................................. 35
Figura 2. 4. Precios medios de energía eléctrica por sector tarifario .................................................................. 37
Figura 2. 5. Precios medios de energía eléctrica por sector tarifario, Enero-Diciembre de 2016 .............. 38
Figura 2. 6. Ventas y Consumo de Energía Eléctrica ................................................................................................. 39
Figura 2. 7. Evolución sectorial de las ventas internas de energía eléctrica, 2006-2016 ............................ 40
Figura 2. 8. Composición de las ventas por sector .................................................................................................... 40
Figura 2. 9. Estructura de las ventas internas por entidad federativa y región estadística, 2016 ............ 41
Figura 2. 10. Pérdidas de Electricidad 2006-2016 ................................................................................................... 43
Figura 2. 11. Evolución del consumo de energía eléctrica por región de control ............................................. 44
Figura 2. 12. Consumo de energía eléctrica por área operativa, 2016 .............................................................. 45
12
Figura 2. 13. Demanda Máxima Integrada por Región de Control ...................................................................... 46
Figura 2. 14. Demanda Máxima Coincidente 2016 .................................................................................................. 46
Figura 2. 15. Evolución de la Capacidad Instalada del SEN por tipo de Tecnología ........................................ 48
Figura 2. 16. Capacidad Instalada por tipo de tecnología 2016 ........................................................................... 49
Figura 2. 17. Evolución de la capacidad instalada del SEN por Modalidad, 2006-2016 ............................... 50
Figura 2. 18. Capacidad instalada del SEN por modalidad, 2016 ......................................................................... 50
Figura 2. 19. Capacidad instalada por entidad federativa ...................................................................................... 52
Figura 2. 20. Evolución de la Generación Bruta por tipo de tecnología, 2006-2016 ..................................... 53
Figura 2. 21. Generación bruta por tipo de tecnología 2016 ................................................................................ 54
Figura 2. 22. Generación bruta por modalidad 2016 ............................................................................................... 54
Figura 2. 23. Generación bruta por Entidad Federativa ........................................................................................... 56
Figura 2. 24. Líneas de Transmisión 2016................................................................................................................... 60
Figura 3. 1. Generación Eléctrica Mundial y por Regiones ...................................................................................... 66
Figura 3. 2. Capacidad Mundial de Energía Solar y Eólica ........................................................................................ 66
Figura 3. 3. Pronósticos del Pib 2010-2031 ............................................................................................................... 67
Figura 3. 4. Pronóstico de crecimiento de la Población en México, 2017-2031 ............................................. 68
Figura 3. 5. Pronóstico del Tipo de cambio 2017-2031 ......................................................................................... 68
Figura 3. 6. Escenarios de Pronósticos de precios de combustibles 2017-2031 ............................................ 69
Figura 3. 7. Trayectoria de las metas de energías limpias 2017-2031 ............................................................. 69
Figura 3. 8. Crecimiento anual esperado de la demanda máxima del SIN 2017-2031................................. 71
Figura 3. 9. Crecimiento medio anual de la demanda máxima de energía eléctrica por región de control ................................................................................................................................................................................................... 72
Figura 3. 10. Crecimiento anual esperado del consumo bruto del SEN 2017-2031 ..................................... 74
Figura 3. 11. Crecimiento medio anual del consumo bruto de energía eléctrica por región de control ... 75
Figura 3. 12. Comparativo de la participación en el consumo bruto entre 2016 y 2031 de las distintas regiones de control ............................................................................................................................................................. 76
Figura 3. 13. Participación en la capacidad adicional por tipo de tecnología, 2017-2031 .......................... 78
Figura 3. 14. Evolución de las adiciones de capacidad por tecnología 2017-2031 ........................................ 78
Figura 3. 15. Participación de la capacidad adicional por modalidad 2017-2031 .......................................... 79
13
Figura 3. 16. Adiciones de capacidad por región de control, 2017-2031 ......................................................... 82
Figura 3. 17. Retiros de capacidad de generación eléctrica por tecnología 2017-2031 .............................. 84
Figura 3. 18. Comparativo de la Capacidad Instalada por tipo de Tecnología 2016 y 2031 ..................... 85
Figura 3. 19. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica por tecnologías 2031 ......................................... 85
Figura 3. 20. Comparativo de la participación de la Generación Total por tecnología 2016 y 2031 ..... 87
Figura 3. 21. Evolución y participación de la generación de energía eléctrica por región del SEN 2017-2031 ........................................................................................................................................................................................ 89
Figura 3. 22. Consumo de Combustible 2017-2031 ............................................................................................... 89
Figura 3. 23. Reserva de Planeación Eficiente del SIN .............................................................................................. 90
Figura 3. 24. Reservas de Planeación Eficiente en Baja California y Baja California Sur ............................... 90
Figura 4. 1. Precios Prospectivos de Gas Natural Henry Hub, 2017-2031 ....................................................... 96
Figura 4. 2. Evolución de la Producción e Importación de Gas Seco, 2006-2016 ........................................... 97
Figura 4. 3. Demanda de Gas natural Nacional por sectores, 2006-2016 ....................................................... 97
Figura 4. 4. Evolución de la Capacidad y Generación de Energía Eléctrica del Ciclo Combinado, 2006-2016 ................................................................................................................................................................................................... 98
Figura 4. 5. Expansión de capacidad Acumulada en plantas de generación eléctrica (Escenario Base) 103
Figura 4. 6. Diferencias en capacidad instalada para generación eléctrica entre el Escenario GN_0.5 y el Escenario Base ................................................................................................................................................................... 104
Figura 4. 7. Generación de Electricidad en el Escenario Base .............................................................................. 105
Figura 4. 8. Generación de electricidad en los Escenarios de variación de precios del gas natural ........ 106
Figura 4. 9. Disminución del consumo de gas natural respecto al escenario Base ...................................... 106
Figura 4. 10. Evolución de los factores de capacidad de las centrales de ciclo combinado ...................... 107
Figura 4. 11. Expansión optimizada de la capacidad de las líneas de transmisión de electricidad ......... 108
Figura 4. 12. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para la Generación Eléctrica .............................. 108
Figura 4. 13. Porcentaje de Generación de Energía Limpia en los distintos escenarios ............................. 109
Figura 4. 14. Precio medio de electricidad ponderado por región de transmisión en el SEN .................... 110
Figura 4. 15. Precio Medio Ponderado de Electricidad horario en el SEN y generación por plantas eólicas, solares e hidroeléctricas ................................................................................................................................................. 111
Figura A. 1. Capacidad de generación eléctrica definida de manera externa en Balmorel ........................ 142
14
Figura A. 2. Rango de precios de gas natural en México, atendiendo al precio de gas natural pronosticado para cada región de transmisión 201-2031 ............................................................................................................ 143
Figura A. 3. Rango de precios de Combustóleo en México, atendiendo al precio de combustóleo pronosticado para cada región de transmisión 201-2031 ................................................................................. 143
Figura A. 4. Precios del Uranio ...................................................................................................................................... 144
Figura A. 5. Precio de Diésel .......................................................................................................................................... 144
Figura A. 6. Rango de precios de Carbón en México, atendiendo al precio de Carbón pronosticado para cada región de transmisión 201-2031 ...................................................................................................................... 144
Índice de Mapas
Mapa 2. 1. Mapa del Sistema Eléctrico Nacional ....................................................................................................... 33
Mapa 2. 2. Capacidad de enlaces entre las 53 Regiones de Transmisión del SEN 2016 .............................. 58
Mapa 2. 3. Interconexiones Transfronterizas ............................................................................................................ 63
Mapa 4. 1. Mapa de las regiones de transmisión del SEN .................................................................................... 100
Mapa A. 1. Líneas de transmisión del SEN existentes y planificadas hasta el 2024 ................................... 145
Mapa A. 2. Factores de capacidad de plantas eólicas ........................................................................................... 147
Mapa A. 3. Factores de capacidad de plantas solares .......................................................................................... 147
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Presentación
Ante un contexto de incertidumbre y volatilidad, la economía mexicana ha tenido un comportamiento positivo durante los últimos años y se ha fortalecido más desde la crisis de 2009. Para lograrlo, se tuvo que echar mano de una serie de Reformas Estructurales que permitieran impulsar todos los sectores de la economía, con el firme objetivo de hacer avanzar al país. En particular, la Reforma Energética ha logrado a la par del crecimiento económico, la modernización de la industria eléctrica y petrolera con una mayor participación de la inversión privada.
Otro de los grandes logros de la Reforma Energética, fue que en esta administración México pasó de generar poco menos del 18% de energía eléctrica a partir de energías limpias al 20%, y en los siguientes dos años, gracias a la Ley de Transición Energética, se estima llegar a casi el 30%.
Por otra parte, tras la conclusión de tres Subastas Eléctricas de Largo Plazo, donde se espera Inversiones por 9 mil millones de dólares y se sumarán 7,451 megawatts de nueva capacidad de generación limpia y la creación del Fondo del Servicio Universal Eléctrico, que llevará luz a 1.8 millones de mexicanos que viven en la extrema pobreza y que no tienen acceso a este servicio básico, se ha logrado cumplir parte de los objetivos de la Reforma Energética.
Con estos resultados, México reafirma su liderazgo en el combate al cambio climático al lograr una mayor diversificación de su matriz energética con energías limpias. Más aún, se están abriendo nuevas posibilidades al sector privado y reforzando al Sistema Eléctrico Nacional, lo que implica un beneficio total al país y a su crecimiento económico.
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Introducción
El Sector Eléctrico en México se encuentra en un profundo proceso de modernización y gracias a la Reforma Energética avanza con pasos firmes. Como resultado de las subastas eléctricas, hoy existe mayor inversión en nueva capacidad de generación eléctrica limpia y con ello, se prevé el fortalecimiento de la Red Nacional de Transmisión y Distribución, que permitirá cubrir todas las necesidades que tiene el país de energía eléctrica y lograr un mayor dinamismo en la economía.
La Prospectiva del Sector Eléctrico 2017-2031 es un documento de política energética emitido por la Secretaria de Energía (SENER), en el cual se puede consultar la planeación prevista para los próximos 15 años tomando en cuenta la situación actual del mercado eléctrico en México y de las nuevas tendencias tecnológicas en el mundo.
La presente Prospectiva se divide en cuatro capítulos. En el primero se considera el marco normativo y regulatorio del Sector Eléctrico en México, donde se incluyen los aspectos y resultados más relevantes de la Reforma Energética, su legislación secundaria y los nuevos instrumentos para la transición energética.
En el segundo capítulo se muestra un diagnóstico histórico del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en los últimos diez años (2006-2016). Se describen las principales variables como el consumo nacional de energía eléctrica, el comportamiento estacional de la demanda, los precios medios y la infraestructura actual para la generación de transmisión de energía eléctrica. Esta información es la base principal para la planeación futura, ya que muestra las tendencias y refleja las principales necesidades que en materia de energía eléctrica requiere el país.
En el tercer capítulo, se describe el resultado del ejercicio de planeación del Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2017-2031, donde se muestra la capacidad futura de generación eléctrica y la expansión de la red de transmisión que se requerirá para satisfacer la demanda esperada.
Finalmente en el capítulo cuarto, se presenta un ejercicio de sensibilidad que permite un mayor entendimiento de las dinámicas y tendencias del Sector Eléctrico, así como para comprender a fondo el impacto que tienen la volatilidad de algunas variables participantes en la planeación del sector.
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Resumen Ejecutivo
La Prospectiva del Sector Eléctrico 2017-2031 es un documento de política energética, que sirve como herramienta de análisis para para distintos usuarios como son: Inversionistas, Investigadores, Académicos y Empresas Productivas del Estado, que requieren información general y específica del sector eléctrico. El principal objetivo del documento es mostrar un panorama histórico del sector eléctrico en México y como se visualiza en el futuro.
Marco Normativo y Regulatorio del Sector Eléctrico en México
En el primer capítulo se describen los principales ordenamientos jurídicos e instrumentos mediante los cuales se rigen las operaciones del Sector Eléctrico en México. Asimismo, una breve descripción del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico
En este capítulo se muestra un breve diagnóstico del Sector Eléctrico para el período 2006-2016, donde se podrán identificar los principales componentes del sector como el consumo de energía eléctrica, la capacidad instalada, la generación bruta y la expansión que se ha dado en las líneas de transmisión y distribución en los últimos años, entre otra información.
Lograr un crecimiento sostenido de la economía mexicana, requiere de un sector eléctrico robusto y confiable, que permita llevar a cabo todas las actividades productivas necesarias para el desarrollo del país. Así, en la década 2006-20016, el PIB creció 2.4% en promedio anual y la población 1.2%, mientras que el consumo de electricidad creció al 2.6%.
Al cierre de 2016 el 98.5% de la población contaba con servicio de energía eléctrica, las ventas de electricidad se incrementaron 2.8% (equivalente a 5,871 GWh), respecto al año anterior, destacando el sector industrial que concentró el 57% del total de ventas registradas para ese año
Para poder abastecer la creciente demanda de energía eléctrica, la capacidad instalada del sector eléctrico creció a un ritmo anual del 2.9% en la última década, pasando de 56,317 MW en 2006, a 73,510 MW en 2016, lo que significó un incremento de 17,194 MW. De lo reportado en 2016, 71.2% del total del parque de generación, corresponde a centrales de tecnologías convencionales y el restante 28.8% a centrales con tecnologías limpias.
Por su parte, al cierre de 2016, la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,363.5 GWh y contó con una mayor participación de tecnologías limpias, concentrando el 20.3% del total de la matriz de generación. Destaca la generación hidroeléctrica como la principal energía limpia al generar 30,909 GWh. Dentro de la participación de las tecnologías convencionales, el ciclo combinado representó el 50.2% de generación eléctrica, equivalente a 160,378 GWh.
Finalmente, la capacidad de transmisión del SEN fue de 74,208 MW, lo que representó un incremento del 4% respecto a 2015. Para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), la capacidad de transmisión fue de 72,450 MW, incrementándose 2,756 MW. La región con mayor capacidad en 2016 fue Noreste con 18,670 MW, que presentó un incremento de 3% respecto a 2015.
Prospectiva del Sector Eléctrico
Este capítulo contiene los resultados del ejercicio publicado en el PRODESEN 2017-2031, en el que se plasma el compromiso de la SENER de diseñar y llevar a cabo la política energética y la planeación del SEN. Se toma como referencia los escenarios con horizonte a 15 años del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de
18
Centrales Eléctricas (PIIRCE), el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución.
El panorama Energético a nivel mundial está cambiando y se está diversificando aceleradamente. La creciente demanda de energía eléctrica, principalmente en países en desarrollo como la región Asiática, ha promovido una expansión del sector y tecnologías como la solar y eólica están creciendo rápidamente.
Las variables más importantes para la elaboración del ejercicio de planeación son los pronósticos macroeconómicos, ya que son la principal referencia para identificar las necesidades energéticas que requerirá el país en los próximos años. En México, en el escenario base, para el período 2017-2031 se espera un crecimiento medio anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 2.9%. Asimismo, el consumo bruto del SEN se prevé tenga un crecimiento similar de 2.9%, para ubicarse en 457,561 GWh al final del periodo prospectivo.
Se espera que entre 2017 y 2031, se adicionen 55, 840 MW de capacidad de generación eléctrica, de los cuales el 37.4% corresponde a tecnologías convencionales (20,876 MW) y el 62.2% a tecnologías limpias (34,964 MW). Las dos tecnologías con mayor aportación al sistema son las centrales de ciclo combinado con el 33.9% y el 24.2% de centrales eólicas. Para el final del periodo prospectivo se estima un retiro total de capacidad de generación de 15,814 MW, asociados al retiro de 137 unidades en su mayoría de tecnologías convencionales.
En 2016 la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,364 GWh de los cuales el 79.7% provino de tecnologías convencionales y el 20.3% de tecnologías limpias. Para 2031 se prevé la generación se incremente 43.0% para ubicarse en 456,683 GWh, de la cual el 54.1% será generación con tecnologías convencionales y 45.9% con tecnologías limpias.
Ejercicio de Sensibilidad
Los ejercicios de sensibilidad tienen como principal objetivo brindar un mayor entendimiento de las dinámicas y tendencias del Sector Eléctrico, así como profundizar en el impacto que tiene la volatilidad de algunas variables consideradas dentro de la planeación del sector.
El ejercicio presentado en este capítulo “Estudio del Impacto a Largo Plazo de los Precios del Gas Natural en el Sector Eléctrico” fue elaborado con el modelo Balmorel1, en coordinación con integrantes del Sistema Integral de Modelación (SIMISE2) y la SENER. El objetivo del estudio es mostrar y evaluar los impactos originados de la incertidumbre en los precios de gas natural y sus posibles repercusiones en la planeación del sector eléctrico en México; considerando los cambios en la capacidad, la generación de energía eléctrica y la expansión de la red nacional de transmisión de electricidad, así como su impacto en las emisiones de gases de efecto invernadero.
1 Modelo de código abierto bajo licencia ISC: http://www.balmorel.com/ 2 El Sistema de Modelación Integral del Sector Energético (SIMISE) contiene bases de datos y modelos para realizar las
principales actividades de la planeación energética: Macroeconomía, demanda, oferta y optimización de oferta demanda. Considera diferentes regiones y pasos de tiempo.
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1. Marco Normativo y Regulatorio del Sector Eléctrico en México
Con el objetivo de dar cumplimiento al Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, de abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva3, el entorno regulatorio del Sector Eléctrico Mexicano se ha fortalecido derivado de la Reforma Energética.
Para garantizar que México cumpla con el compromiso adquirido y sea un referente internacional, el conjunto de leyes, normas y nuevas regulaciones están sujetas a constantes actualizaciones, que permiten un desarrollo óptimo a la migración a un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), bajo condiciones de una economía global. En dicho mercado se deben de dar las bases suficientes para que exista una interrelación entre la recién constituida empresa productiva del estado, los nuevos participantes del sector privado y la supervisión a la que lo someten los organismos regulatorios.
En el presente capítulo se mostrará los principales ordenamientos jurídicos e instrumentos mediante los cuales se rigen las operaciones del Sector Eléctrico en México. Asimismo, una breve descripción del funcionamiento del Mercado Eléctrico Mayorista.
1.1. Marco Regulatorio
El SEN es un elemento estratégico para el desarrollo del país. A raíz de la reforma energética, se han llevado a cabo la reestructuración del SEN con un conjunto de leyes, reglamentos, normas y manuales que contribuyan a su fortalecimiento, donde se generen las condiciones necesarias para la participación de todos los sectores.
A continuación se describen una serie de disposiciones legales y regulatorias que rigen al sector eléctrico y donde se identifica la importancia de las instituciones en las actividades de planeación del SEN:
FIGURA 1. 1. MARCO REGULATORIO DEL SEN
Fuente: Elaborado por la SENER.
3 Objetivo 4.6. del Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 (http://pnd.gob.mx/wp-
content/uploads/2013/05/PND.pdf)
Constitucional(20 Diciembre 2013)
• Artículo 25, párrafo cuarto
• Artículo 27, párrafo sexto• Arículo 28, párrafo cuarto• Transitorios:
• -Tercero• - Décimo, inciso c)• - Décimo Primero• - Décimo Segundo• - Décimo Tercero• -Décimo Sexto, inciso b)• - Décimo Séptimo• - Décimo Octavo• - Vigésimo
Legislativo(11 Agosto 2014)
• Ley de la Industria Eléctrica
• Ley de Transición Energética
• Ley de Planeación• Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados en Materia Energética
• Ley de la Comisión Federal de Electricidad
• Ley de Energía Geotérmica
Reglamentos(31 Octubre 2014)
• Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica
• Reglamento de la Ley de CFE
• Reglamento Interior de la SENER
• Reglamento de la Ley de Energía Geotérmica
Administrativos
• Reglas del Mercado Eléctrico Mayorista
• Lineamientos para la emisión de Certificados de Energías Limpias
• Lineamientso para la Interconexión
• Tarifas• Normas• Manuales
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1.1.1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
La Reforma Energética en materia de Electricidad, tiene como principal marco jurídico las reformas hechas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos a los artículos 25 y 274. En ellas, se determina que es el Estado, a través de la SENER, quien lleva a cabo las actividades de Planeación del SEN, como se menciona a continuación:
FIGURA 1. 2. REFORMAS A LA CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS, EN MATERIA DE ELECTRICIDAD
Fuente: Elaborado por la SENER.
1.1.2. Ley de la Industria Eléctrica
La Ley de la Industria Eléctrica (LIE)5 surge del fortalecimiento al proceso de Planeación del SEN y fue decretada el 11 de agosto de 2014, como una Ley reglamentaria de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. En ella se establece un Régimen de libre competencia para la generación y comercialización de energía eléctrica, además de incluir la participación de particulares en el servicio público de transmisión y distribución, bajo nuevos modelos contractuales considerando que al igual que la planeación y el control del SEN, se mantienen como actividades exclusivas del Estado.
Fuente: Elaborado por la SENER.
El objetivo de la LIE es regular la planeación y el control del SEN, el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica y las demás actividades de la industria eléctrica, además de promover el desarrollo sustentable de la industria eléctrica y garantizar su operación continua, eficiente y segura en beneficio de los usuarios, así como el cumplimiento de las obligaciones de servicio público y universal, de energías limpias y la reducción de emisiones contaminantes.
Dentro de las principales disposiciones de la LIE se encuentran las facultades de las autoridades como la SENER, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), de la
4 Promulgadas el 20 de diciembre de 2013 y publicadas en el Diario Oficial de la Federación. 5 http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5355986&fecha=11/08/2014
Art. 25
• …”el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en elartículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y elcontrol sobre los organismos y empresas productivas del Estado que en su caso se establezcan. Tratándosede la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, y del servicio público de transmisión ydistribución de energía eléctrica, así como de la exploración y extracción de petróleo y demás hidrocarburos,la Nación llevará a cabo dichas actividades en términos de lo dispuesto por los párrafos sexto y séptimo delartículo 27 de esta Constitución.”
Art. 27
• …”Corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, asícomo el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica; en estas actividades no seotorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en lostérminos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podránparticipar en las demás actividades de la industria eléctrica.”
Artículo 11, Ley de la Industria Eléctrica:
• “La Secretaria de Energía está facultada para:… III. Dirigir el proceso de planeación y la elaboración del Programade Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.”
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planeación y control del SEN y de las distintas actividades relacionadas al sector eléctrico, como se muestra en la siguiente figura:
FIGURA 1. 3. PRINCIPALES DISPOSICIONES DE LA LIE
Fuente: Elaborado por la SENER.
Mercado Eléctrico Mayorista
La LIE también establece la constitución de un MEM que tiene como principal objetivo el otorgar transparencia a las transacciones entre los participantes de la industria eléctrica, así como garantizar precios competitivos entre los proveedores y los usuarios, y otras disposiciones. Este Mercado operará con base en las características físicas del SEN y se sujetará a lo previsto en las Reglas del Mercado.
En el Mercado se podrán celebrar contratos de cobertura eléctrica para realizar operaciones de compraventa relativas a la energía eléctrica, potencia o los servicios conexos en un nodo del SEN, entre los Generadores,
Ley de la Industria Eléctrica
De las Autoridades
La SENERestá facultada para:
-Establecer, conducir y coordinar la política energética del país en materia de energía eléctrica.
-La coordinación de la evaluación del desempeño del CENACE y del MEM
La CRE esta facultada para:
-Regular y otorgar permisos de generación de electricidad y modelos de contratos de interconexión.
- Emisión de las bases del MEM y vigilancia de su operación.
El CENACEserá el operador del MEM, revisará y actualizará las disposiciones operativas del mismo.
-Llevar a cabo subastas para la celebración de contratos de cobertura eléctrica entre los generadores y los representantes de los centros de carga
De la Planeación y Control del SEN
La SENER desarrollará programas indicativos para la instalación y retiro de las Centrales Eléctricas, cuyos aspectos relevantes se incorporarán en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.
El Estado ejercerá el Control Operativo del SEN a través del CENACE, quien determinará los elementos de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución y las operaciones de los mismos que correspondan al MEM.
De las distintas Actividades del SEN
De la Generación de
Energía Eléctrica
Las Centrales Eléctricas con capacidad ≥ a 0.5 MW y las Centrales Eléctricas de cualquier tamaño representadas por un Generador en el Mercado Eléctrico Mayorista requieren permiso otorgado por la CRE para generar energía eléctrica.
De la Transmisión y Distribución
El Estado, a través de la SENER, los Transportistas o los Distribuidores podrá formar asociaciones o celebrar contratos con particulares para que lleven a cabo por cuenta de la Nación, entre otros, el financiamiento, instalación, mantenimiento, gestión, operación y ampliación de la infraestructura necesaria para prestar el Servicio Público de T&D.
De la Comercialización
La comercialización comprende el prestar el Suministro Eléctrico a los Usuarios Finales; Representar a los Generadores Exentos en el Mercado Eléctrico Mayorista; Adquirir los servicios de transmisión y distribución con base en las Tarifas Reguladasy entre otras.
Artículo 96, Ley de la Industria Eléctrica:
•Las Reglas del Mercado establecerán procedimientos que permitan realizar, almenos, transacciones de compraventa de:
• - Energía eléctrica;• - Servicios conexosque se incluyan en el MEM;• - Potencia o cualquier otro producto que garantice la suficiencia de recursos para satisfacer la demanda
eléctrica;• - Los productos anteriores, vía importación o exportación;• - Derechos Financieros de Transmisión;• - Certificados de Energías Limpias, y• - Los demás productos, derechos de cobro y penalizaciones que se requieran para el funcionamiento eficiente del
SEN.
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Comercializadores y usuarios Calificados Participantes del mismo. En la Figura 1.4 se describe la estructura del MEM6.
FIGURA 1. 4. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
Fuente: Elaborado por la SENER.
Para dar seguimiento con las actividades de planeación y operación del MEM, se han publicado los siguientes Manuales del Mercado7:
Manual de Subastas de Largo Plazo Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos Manual de Garantías de Cumplimiento Manual de Solución de Controversias Manual de Contratos de Interconexión Legados Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo Manual del Sistema de Información del Mercado Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado Manual de Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados Manual de Mercado para el Balance de Potencia Manual de Interconexión de centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica
Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica
El reglamento tiene por objeto establecer las disposiciones que regulan la planeación y el control operativo del SEN, así como las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la industria eléctrica. Para la elaboración del PRODESEN, el Reglamento estipula que se debe considerar al menos, lo siguiente:
6 Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/MercadoOperacion.aspx 7 Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/ManualesMercado.aspx
• Anual para el año inmediato anterior
• Al menos una vez al año a partir de 2018
• Energía (Día en adelanto, Tiempo real y Hora en adelanto)
• Servicios Conexos (Reserva: de regulación, rodante, no rodante, rodante sumplemetaria y no rodante suplementaria
• Subastas de Derechos Financieros de Transmisión (Anual, tres años y mensual)
• Subastas de Mediano y Largo Plazo (Energía, Potencia y CELs)
Subastas Mercado de Corto Plazo
Mercado para el Balance de
Potencia
Mercado de Certificados de Energía
Limpia
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FIGURA 1. 5. ELEMENTOS DE LA PLANEACIÓN Y EL CONTROL DEL SEN
Fuente: Elaborado por la SENER.
El reglamento de la LIE en su Artículo noveno, establece que para la elaboración de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución se incorporan mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del Mercado y de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica en los términos que determine la Secretaría. Asimismo, durante este proceso se debe tomar en cuenta los programas previos, las obras e inversiones que se encuentren en ejecución, como se muestra a continuación:
FIGURA 1. 6. CONSIDERACIONES PARA LA ELABORACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE AMPLIACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE LA RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN Y DE LAS REDES GENERALES DE
DISTRIBUCIÓN
Fuente: Elaborado por SENER.
Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional(PRODESEN)
Los pronósticos de la demanda eléctrica y los precios de los insumos primarios de la Industria Eléctrica;
La coordinación de los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas con el desarrollo de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución;
La política de Confiabilidad establecida por la Secretaría;
Los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas que prevea la infraestructura necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional;
La coordinación con la planeación del programa de expansión de la red nacional de gasoductos y los mecanismos de promoción de las Energías Limpias, y
El análisis costo beneficio integral de las distintas alternativas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.
Programas de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución
Los programas serán elaborados anualmente y tendrán una proyección de quince años;
El CENACE o los Distribuidores, según corresponda en términos del artículo 14 de la Ley, propondrán a la Secretaría y a la CRE los programas dentro del mes de febrero de cada año, sin perjuicio de que podrá presentar programas especiales en otros meses a fin de adelantar el inicio de proyectos prioritarios;
La CRE emitirá su opinión a la Secretaría dentro del plazo de treinta días hábiles contado a partir de la recepción de los programas;
La Secretaría, en su caso, autorizará los programas dentro del plazo de treinta días hábiles contados a partir de la recepción de la opinión de la CRE, y
Los programas a que se refiere este artículo deberán publicarse en el portal electrónico de la Secretaría, a más tardar diez días hábiles después de su autorización.
24
Una vez autorizados los programas a que se refiere este artículo, la Secretaría publicará el PRODESEN en mayo de cada año8.
1.1.3. Ley de Transición Energética
La Ley de Transición Energética (LTE) tiene como objetivo regular el aprovechamiento sustentable de la energía así como las obligaciones en materia de energías limpias y de reducción de emisiones contaminantes de la industria eléctrica, manteniendo la competitividad de los sectores productivos (véase Figura 1.7).
Como mecanismos de apoyo, la LTE establece como instrumentos de planeación de la política nacional de energía en materia de energías limpias y eficiencia energética a la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, el Programa Especial de la Transición Energética (PETE) y el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de Energía (PRONASE), mismos que deberán ser revisados con una periodicidad anual, con la participación de la SENER, la CRE, el CENACE y la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE).
La LTE encomienda a la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, establecer Metas a fin de que el consumo de energía eléctrica se satisfaga mediante un portafolio de alternativas que incluyan a la Eficiencia Energética y una proporción creciente de generación con energías limpias, en condiciones de viabilidad económica.
FIGURA 1. 7. PRINCIPALES OBJETIVOS DE LA LEY DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA
Fuente: Elaborado por SENER.
8 Para mayor detalle consulte http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5366665&fecha=31/10/2014
Ley
de
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Prevé el incremento gradual de la participación de las Energías Limpias en la Industria
Eléctrica con el objetivo de cumplir las metas establecidas en materia de generación de
energías limpias y de reducción de emisiones
Facilitar el cumplimiento de las metas de Energías Limpias y Eficiencia Energética establecidos en esta Ley de una manera
económicamente viable;
Establecer mecanismos de promoción de energías limpias y reducción de emisiones
contaminantes
Reducir, bajo condiciones de viabilidad económica, la generación de emisiones
contaminantes en la generación de energía eléctrica
Promover el aprovechamiento sustentable de la energía en el consumo final y los procesos
de transformación de la energía
25
1.1.4. Ley de Planeación
Establece normas y principios básicos para orientar la Planeación Nacional del Desarrollo, así como las bases para el funcionamiento del Sistema Nacional de Planeación Democrática. Asimismo, y de acuerdo al artículo 4° de la Ley corresponde al Ejecutivo Federal conducir la planeación del desarrollo nacional.
1.1.5. Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética
La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética sienta las bases para la organización y funcionamiento de los Órganos Reguladores Coordinados, que son la Comisión Nacional de Hidrocarburos (CNH) y la CRE. De esta manera, y con el propósito de promover un sector energético competitivo y eficiente, el Estado ejercerá sus funciones de regulación técnica y económica en materia de hidrocarburos y electricidad a través de estas entidades.
1.1.6. Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF)
La LOAPF, en su artículo 33, señala que corresponde a la SENER establecer, conducir y coordinar la política energética del país. Para ello, la Secretaría SENER deberá dar prioridad a la seguridad y diversificación energética, así como al ahorro de energía y protección del medio ambiente. Este mismo artículo, Fracción V9, marca que es atribución de la SENER llevar a cabo la planeación energética a mediano y largo plazo, actividad que deberá considerar los criterios de soberanía y seguridad energética, reducción progresiva de impactos ambientales de la producción y consumo de energía, mayor participación de las energías renovables, el ahorro de energía y la mayor eficiencia de su producción y uso, entre otras.
1.1.7. Ley de la Comisión Federal de Electricidad
La Ley de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es reglamentaria del artículo 25, párrafo cuarto, de la Constitución y del Transitorio Vigésimo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía. Tiene por objeto regular la organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de cuentas de la empresa productiva del Estado CFE.
Dentro de las principales atribuciones de la CFE se encuentra el prestar, en términos de la legislación aplicable, el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, por cuenta y orden del Estado Mexicano (véase Figura 1.8).
9 Para mayor detalle consulte http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/153_190517.pdf
Artículo 2, Ley de la Comisión Federal de Electricidad:
• "La CFE es una empresa productiva del Estado de propiedad exclusiva del Gobierno Federal, con personalidadjurídica y patrimonio propios y gozará de autonomía técnica, operativa y de gestión ..."
26
FIGURA 1. 8. ACTIVIDADES DE LA CFE
Fuente: Elaborado por SENER.
1.2. Instrumentos y Políticas de Planeación del Sector Eléctrico
La Reforma Energética responde a las necesidades del país en materia energética para poder garantizar un mayor abasto de los energéticos ofrecidos a mejores precios. Considerando la modernización y fortalecimiento de las instituciones, entidades reguladoras y de la nueva empresa productiva del estado, se requiere de una serie de instrumentos y políticas de Planeación que coadyuven en un nuevo diseño del Sector Eléctrico.
A continuación se describen algunos de estos instrumentos y políticas, que brindarán las bases necesarias para contar con un Sector Eléctrico eficiente que permita establecer costos competitivos e impulse el desarrollo del país.
1.2.1. Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios
La Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, es un instrumento de planeación rector de la política nacional en el mediano y largo plazo en materia de energías limpias, aprovechamiento sustentable de la energía, mejora en la productividad energética y reducción económicamente viable de las emisiones contaminantes. Se desarrolló bajo mecanismos de consulta
La generación dividida en unidades y comercialización de energía eléctrica y productos asociados, incluyendo la importación y exportación de éstos, de acuerdo con la Ley de la Industria Eléctrica, y en términos de la estricta separación legal que establezca la Secretaría de Energía;
La importación, exportación, transporte, almacenamiento, compra y venta de gas natural, carbón y cualquier otro combustible;
El desarrollo y ejecución de proyectos de ingeniería, investigación, actividades geológicas y geofísicas, supervisión, prestación de servicios a terceros, así como todas aquellas relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica y demás actividades que forman parte de su objeto;
La investigación, desarrollo e implementación de fuentes de energía que le permitan cumplir con su objeto, conforme a las disposiciones aplicables;
La investigación y desarrollo tecnológico requerido para las actividades que realice en la industria eléctrica, la comercialización de productos y servicios tecnológicos resultantes de la investigación, así como la formación de recursos humanos altamente especializados;
El aprovechamiento y administración de inmuebles, de la propiedad industrial y la tecnología de que disponga y que le permita la prestación o provisión de cualquier servicio adicional tales como, de manera enunciativa, construcción, arrendamiento, mantenimiento y telecomunicaciones. La Comisión Federal de Electricidad podrá avalar y otorgar garantías en favor de terceros;
La adquisición, tenencia o participación en la composición accionaria de sociedades con objeto similar, análogo o compatible con su propio objeto, y
Las demás actividades necesarias para el cabal cumplimiento de su objeto
27
establecidos a partir de la instalación del Consejo Consultivo para la Transición Energética (CCTE) el 7 de abril de 2016, conforme al mandato de la LTE, creando cuatro Grupos de Trabajo:
1. Producción de energía
2. Consumo de energía
3. Eficiencia Energética
4. Almacenamiento de energía
Uno de los componentes más importantes se encuentra el establecimiento de las metas y obligaciones en materia de energías limpias y eficiencia energética. Para ello, la Estrategia establece metas, como se muestra en la Figura 1.9, a fin de que el consumo de energía eléctrica se satisfaga mediante un portafolio de alternativas que incluyan a la Eficiencia Energética y una proporción creciente de generación con energías limpias, en condiciones de viabilidad económica.
FIGURA 1. 9. PORCENTAJE DE GENERACIÓN LIMPIA EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA TOTAL
Fuente: Elaborado por SENER.
La Estrategia deberá contener un componente de largo plazo para un periodo de 30 años que defina los escenarios propuestos para cumplir las Metas de energías limpias y la Meta de eficiencia energética. También incluirá un componente de planeación de mediano plazo para un período de 15 años que deberá actualizarse cada tres años, una vez que haya sido realizado lo dispuesto en el artículo anterior respecto al componente de largo plazo cuando así corresponda.
1.2.2. Subastas del Mercado Eléctrico
Los artículos décimo y onceavo del Reglamento de la LIE, determinan que es la CRE quien establece en las bases del Mercado Eléctrico, los criterios que deberá observar el CENACE en las subastas que llevará a cabo para adquirir potencia. Además de que en dichas subastas no se podrá limitar la tecnología que aporte la solución técnica requerida por el CENACE. Para ello, las subastas de potencia se deben sujetar a una serie de bases:
2018:25%
2024:35%
2050:50%
28
FIGURA 1. 10. PROCESO DE LAS SUBASTAS ELÉCTRICAS
Fuente: Elaborado por SENER.
Con los resultados de las tres primeras subastas eléctricas de largo plazo, se alcanzará la meta nacional de contar para el 2024 con al menos 35% de la electricidad proveniente de fuentes energéticas verdes.
En marzo de 2016 concluyó el proceso de la Primera Subasta Eléctrica de Largo Plazo del Mercado Eléctrico Mayorista y que inició en 2015, conforme al calendario de actividades previsto de las Bases de Licitación.
El fallo asigna a 11 empresas los contratos de cobertura de largo plazo, que presentaron las 18 ofertas ganadoras. Estas ofertas ganadoras compitieron con 69 participantes que presentaron en total 226 ofertas. Las empresas ganadoras fueron Aldesa Energía Renovable, Consorcio Energía Limpia 2010, En el Green Power, Energía Renovable Península, Energía Renovable del Istmo II, Jinkosolar Investment, Photoemeris Sustentable, Recurrent Energy México, Sol de Insurgentes, SunPower Systems y Vega Solar.
En la primera subasta, la SENER reportó que se logró atender una demanda de 5,380,911 certificados de energías limpias, lo que representa el 84.9% de lo solicitado inicialmente por la CFE; así como 5,402,880.5 MWh de energía, es decir, 84.9% de la demanda original.
Esta energía subastada equivale a 1.9 por ciento de la generación anual de México, con proyectos que van de los 18 a los 500 MW que se colocarán en Yucatán, Coahuila, Guanajuato, Tamaulipas, Jalisco, Aguascalientes y Baja California Sur.
La Segunda Subasta Eléctrica se llevó a cabo en Septiembre de 2016, con una participación de 57 licitantes, de los cuales 23 resultaron ganadores con 56 ofertas de energía solar fotovoltaica, eólica y de otras energías limpias.
Entre la fecha de publicación de la convocatoria y el acto de recepción de propuestas y apertura de ofertas técnicas, deberá mediar un plazo determinado por el CENACE, el cual no será mayor a noventa días para que los interesados realicen los estudios técnicos, financieros y económicos necesarios para integrar sus propuestas y se
lleven a cabo las juntas de aclaraciones.
La CRE evaluará y, en su caso, aprobará las bases de la subasta dentro de un plazo de treinta días hábiles, y
El CENACE tomará en cuenta los comentarios recibidos e incorporará aquellos que estime pertinentes;
El CENACE deberá publicar las bases preliminares en su página electrónica durante un plazo mínimo de diez días hábiles previos a la fecha de realización de la subasta, a efectos de recibir comentarios;
El CENACE deberá elaborar las bases preliminares de la subasta que contendrán como mínimo: la potencia a subastar; los requerimientos técnicos para asegurar la confiabilidad; las especificaciones para la presentación de
la propuesta económica; la metodología de evaluaión de los participantes en el procedimiento de subasta; el modelo de contrat, y los plazos y etapas del procedimiento de subasta
29
Cabe destacar que con esta subasta se invertirán 4 mil millones de dólares para la instalación de 2,871 MW de nueva capacidad instalada en energías limpias. El precio promedio de la energía limpia fue de 33.47 dólares por MWh, precio altamente competitivo a nivel internacional, 30 por ciento menos que el obtenido en la primera subasta.
CFE por su parte participó con dos ofertas de centrales de tecnologías limpias que resultaron ganadoras: la Central Geotérmica los Azufres III Fase II, ubicada en Michoacán, y la Central de Ciclo Combinado Agua Prieta II, en Sonora. Al año, ambas centrales brindarán alrededor de 199 mil Certificados de energías limpias (CELs) y 199 mil MWh de energía.
Así, como resultado de los dos concursos de la compra de energía de largo plazo, para todas las tecnologías limpias participantes se establecerán 34 empresas de generación en el territorio nacional, que en conjunto llevarán a cabo una inversión de 6 mil 600 millones de dólares y añadirán cerca de 5 mil MW de nueva capacidad de generación limpia.
De la Tercera Subasta Eléctrica, cuyo fallo se dio a conocer en Noviembre de 2017 por el CENACE y la SENER, se obtuvo uno de los precios más económicos con 20.57 dólares por MWh y se espera una inversión de cerca de 2 mil 400 millones de dólares para la construcción de 15 nuevas centrales de energías limpias en ocho estados, adicionando al SEN 2,526 MW de capacidad de generación eléctrica
Al igual que en las dos primeras Subastas, CFE comprará Energía, Potencia y CELs a los generadores ganadores. Sin embargo, por primera vez, la Subasta estuvo abierta a compradores diferentes que, como Entidades Responsables de Carga, presentaron ofertas de compra en los tres productos eléctricos.
1.2.3. Emisión de Certificados de Energías Limpias
La LIE define en su artículo 3, fracción VIII, los CELs como aquel título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de energías limpias y que sirve para cumplir los requisitos asociados al consumo de los centros de carga.
FIGURA 1. 11. CARACTERÍSTICAS DE LOS CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS
Fuente: Elaborado por SENER.
Los Certificados son un instrumento para promover nuevas inversiones en energías limpias y permiten transformar en obligaciones individuales las metas nacionales de generación limpia de electricidad, de forma eficaz y al menor costo para el país.
El porcentaje definido se obtiene a partir de un cociente, donde el numerador corresponde a la estimación de la generación limpia de: a) las centrales eléctricas limpias en operación posterior al 11 de agosto de 2014, b) las centrales eléctricas legadas en operación previa al 11 de agosto de 2014 (siempre y cuando hayan realizado un proyecto para aumentar su producción de energía limpia) y c) las centrales eléctricas limpias que cuenten con capacidad que se haya excluido de un Contrato de Interconexión Legado a fin de incluirse en un Contrato de Interconexión en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica, y el denominador corresponde a
Certificados de Energías Limpias
Un CEL ampara la generación de 1 MWh de energía eléctrica limpia.
Siendo los CELs un instrumento del mercado su precio no es fijo, sino
que depende de la oferta y la demanda.
Las tecnologías limpias definidas en el art. 3 de la
LIE, tendrán derecho a recibir CEL por su energía
considerada.
Los participantes obligados a consumir CELs, se
describen en el Art. 123 de la LIE.
30
la estimación del consumo de energía eléctrica descontándole el consumo de energía limpia que proviene de las centrales eléctricas legadas que no operen en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica
Así, bajo los lineamientos que establecen los Criterios para el Otorgamiento de Certificados de Energías Limpias y los Requisitos para su Adquisición, considerando las metas nacionales de generación limpia, tomando en cuenta las centrales eléctricas existentes, las que se encuentran en desarrollo, recursos disponibles y las estimaciones de consumo de energía eléctrica para un periodo de planeación de 15 años.
FIGURA 1. 12. REQUISITOS DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS CORRESPONDIENTE A LOS PERÍODOS DE OBLIGACIÓN CORRESPONDIENTES
Fuente: Elaborado por SENER
1.3. De la realización de la Prospectiva del Sector Eléctrico
El documento de Prospectiva del Sector Eléctrico es una herramienta para la Planeación del Sector Eléctrico y da cumplimiento al mandato de la LOAPF en su artículo 33 fracción V, así como al artículo 24 del Reglamento Interior de la SENER.
La información contenida en la Prospectiva del Sector Eléctrico, se ubica en dos horizontes, histórica y prospectiva. Para la información histórica se obtiene de diversas fuentes como el Sistema de Información Energética (SIE), CRE, CENACE, CFE e información proporcionada por la Subsecretaria de Electricidad.
Respecto a la información prospectiva, elemento sustancial de este documento de planeación, se toma como base el PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaria de Energía, que es un instrumento de planeación del SEN para las actividades de generación, transmisión y distribución con un horizonte de quince años.
2018 •5.0%
2019 •5.9%
2020 •7.4%
2021 •10.9%
2022 •13.9%
Artículo 24, Fracción XIV, Reglamento Interior de la SENER:
• “De las facultades de la Dirección General de Planeación e Información Energéticas”... Elaborar y someter a laaprobación del superior jerárquico, los proyectos de prospectiva a mediano y largo plazos delsector energético, que incluya electricidad, gas natural, gas licuado de petróleo, petróleo ypetrolíferos, con un horizonte de planeación mínimo de quince años;
31
2. Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico
El Sector Eléctrico en México se ha transformado en los últimos años. El principal cambio fue de pasar de un modelo monopólico a un mercado de libre competencia, donde todos sus participantes tienen las mismas oportunidades de participación. Así, ante las crecientes necesidades de la sociedad Mexicana, este nuevo modelo se ha adaptado eficientemente a una economía en expansión y con retos mayores al lograr la estabilidad y seguridad energética que requiere el país.
En el presente capítulo se muestra un breve diagnóstico del Sector Eléctrico de México para el período 2006-2016, donde se podrá identificar los principales componentes del sector como el consumo de energía eléctrica, la capacidad instalada, la generación bruta o la expansión que se ha dado en las líneas de transmisión y distribución en los últimos años, entre otra información.
2.1. Análisis de la Economía Mexicana
Ante un entorno económico internacional más débil, se han llevado a cabo una serie de reformas estructurales cuyo objetivo es la estabilidad del país. En particular, la reforma energética introdujo modificaciones importantes en la estructura y operación del sector energético en México, pues se permitió la participación del sector privado en la exploración, desarrollo, producción, transformación y comercialización de hidrocarburos; así como en la generación, transmisión, distribución y comercialización, en el caso de la industria eléctrica.
En los últimos años, se ha observado un panorama de modesto crecimiento internacional y un estancamiento generalizado del comercio. A la par, la caída de los precios de petróleo debilitó las expectativas de los empresarios para invertir en el sector energético, reduciendo los ingresos petroleros que para el cierre del 2016 representaron solo el 16.3% de los ingresos totales del sector público10.
Todo el 2016 y hasta en el primer semestre del año 2017, la economía mexicana se ha enfrentado a retos importantes que han puesto en riesgo la estabilidad macroeconómica de tiempos recientes. Como son: la depreciación del tipo del tipo de cambio, los resultados de las elecciones en Estados Unidos, las presiones inflacionarias, los fuertes incrementos de tasas de interés por parte de Banco Central, el proceso de normalización de tasas en Estados Unidos, la caída de las exportaciones manufactureras, entre otras. A pesar de lo anterior, la economía sigue contando con sólidos fundamentos para elevar su crecimiento en los próximos años.
Lograr un crecimiento sostenido de la economía mexicana, requiere de un sector eléctrico robusto y confiable, que permita llevar a cabo todas las actividades productivas necesarias para el desarrollo del país. De tal modo que, para identificar cuanta energía requirió la población en un determinado período, se debe comprender el comportamiento de las principales variables macroeconómicas que están asociadas al sector eléctrico y con ello poder analizar las expectativas de crecimiento futuro.
Como se muestra en la Tabla 2.1, entre 2006 y 2016 México presentó un crecimiento promedio de su población de 1.2%, alcanzado los 122.3 millones de personas en 2016. El tipo de cambio mexicano se ha depreciado constantemente respecto al dólar estadounidense. Al cierre del 2016, se ubicó en 18.4 pesos por dólar, -0.13% en relación al año 2015. Estos incrementos tienen repercusiones en el comercio exterior de México, en la producción y en el mercado de divisas, como es el caso de la compra de hidrocarburos de importación.
10 Oxford Economics Mexico & Latin America.
32
TABLA 2. 1. PRINCIPALES VARIABLES MACROECONÓMICAS DE MÉXICO11, 2006-2016 (Diferentes unidades)
Variable Macro económica
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Población (Mll Personas)
108.4 109.8 111.3 112.9 114.3 115.7 117.1 118.4 119.7 121.0 122.3
Producto Interno Bruto (M. Mill Pesos 2008)
11,718.7 12,087.6 12,256.9 11,680.7 12,277.7 12,774.213,287.5 13,468.3 13,770.7 14,110.1 14,455.2
Tipo de cambio promedio (Pesos por dólar)
10.9 10.9 11.1 13.5 12.6 12.4 13.2 12.8 13.3 15.8 18.4
Precios al Consumidor (Porcentaje de variación promedio anual)
3.6 4.0 5.1 5.3 4.2 3.4 4.1 3.8 4.0 2.7 2.6
Tmca: Tasa media de crecimiento anual Fuente: SENER con información de INEGI.
Por su parte, el crecimiento de la actividad económica medido a través del Producto Interno Bruto (PIB), registró una tasa media de crecimiento anual (Tmca) de 2.4% en el período 2006-2016. El crecimiento económico en los últimos años fue impulsado casi exclusivamente por el consumo privado, apoyado por la baja inflación, las remesas de los trabajadores, la expansión del crédito, los salarios reales más altos y la creación de empleo en el sector formal.
En 2015, el PIB creció 2.5%, muy por debajo de las expectativas planeadas por el Gobierno en los Criterios Generales de Política Económica. En 2016, la economía continuó con desempeños por debajo de los objetivos y sólo creció 2.3%. El sector eléctrico representó alrededor de 2% del PIB de México y 6.1% de la actividad industrial.
El Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC)12, es un instrumento estadístico para medir la inflación y está estrechamente relacionado con los precios de la electricidad. Un incremento en los precios de la energía eléctrica tiene efectos en los diversos sectores de la producción, incrementando los costos de los bienes y servicios. Como se muestra en la Figura 2.1, entre el período 2006-2016 este índice fue decreciente.
11 Para el ejercicio de planeación de 2017-2031 se consideró estos valores que corresponden a lo publicado en el 2016
por el INEGI, siendo el último año estimado. Por consiguiente, podrían no coincidir con datos publicados en 2017. 12 Es un indicador económico que se emplea recurrentemente, cuya finalidad es la de medir a través del tiempo la variación
de los precios de una canasta fija de bienes y servicios representativa del consumo de los hogares (véase http://www.banxico.org.mx/politica-monetaria-e-inflacion/material-de-referencia/intermedio/inflacion/elaboracion-inpc-udis.html)
33
FIGURA 2. 1. VARIABLES MACROECONÓMICAS DE MÉXICO, 2006-2016 (Variación anual)
Fuente: SENER con información de INEGI.
2.2. Usuarios y Tarifas de energía eléctrica
El SEN se organiza en nueve regiones que son el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y los sistemas aislados de Baja California y Baja California Sur. Además, se considera a los pequeños sistemas aislados13. 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 (véase Mapa 2.1).
MAPA 2. 1. MAPA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
13 Los sistemas aislados son: Baja California, Baja California Sur y Mulegé.
-10.0
-5.0
0.0
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Producto Interno Bruto Tipo de cambio promedio Precios al Consumidor
34
Fuente: PRODESEN 2017-2031
2.2.1. Usuarios de Energía Eléctrica
En 2016, el 98.5% de la población contaba con el servicio de energía eléctrica14. La CFE proporcionó este servicio a cerca de 40.8 millones de clientes, los cuales han tenido una tasa de crecimiento medio anual de más de 5.8%, durante los últimos diez años. Al cierre de 2016, el sector Residencial concentra el 88.6%, seguido del Comercial con el 9.8%; Industrial con el 0.8%; Servicios con el 0.5% y el Agrícola con el 0.3% del total (véase Figura 2.2).
FIGURA 2. 2. PARTICIPACIÓN DE USUARIOS POR SECTOR, 2016 (Porcentaje)
Fuente: SENER con información de CFE.
Los usuarios de electricidad del SEN se han incrementado a una tasa media anual del 2.6% desde el año 2006, pasando de 31.9 millones a 40.8 millones de usuarios, es decir 8.9 millones de nuevos usuarios a lo largo de diez años. La región Noreste ha presentado el mayor ritmo de crecimiento en la década con el 8.1% y al cierre del 2016, registró un incremento de 1.9 millones de usuarios, para alcanzar los 4.0 millones de usuarios, incremento que se relaciona a un creciente desarrollo económico impulsado por la actividad comercial e industrial de la región.
Entre 2006 y 2016, las regiones Peninsular y Baja California Sur, crecieron 4.3% y 4.0% respectivamente, cubriendo un total de 3.1 millones de usuarios de energía eléctrica. Por su parte, las regiones Oriental y Norte, presentaron un crecimiento anual de 3.3% cada una, mientras que Baja California fue de 2.8% y Central de 2.4%, de modo que en el 2016 sumaron 22.9 millones de usuarios.
A diferencia de las otras regiones, Noroeste tuvo una reducción de 2.0 millones de usuarios entre 2015 y 2016, además de presentar una tasa de decrecimiento de 3.5% en la década (véase Tabla 2.2).
De los 40.8 millones de usuarios registrados en el 2016, la región Oriental tuvo la mayor participación con 10.4 millones de usuarios, equivalente al 25.4%; seguido de la región Occidental con 24.2% y 21.4% la región Central, como se muestra en la Figura 2.3.
14 Objetivo sectorial 4, Informe de gobierno 2016.
Residencial88.6%
Comercial9.8%
Industrial0.8%
Servicios0.5%
Agrícola0.3%
35
TABLA 2. 2. USUARIOS DE ELECTRICIDAD POR ÁREA OPERATIVA (Millones de usuarios)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 7.1 7.1 7.2 7.3 7.3 7.6 7.9 8.1 8.4 8.6 9.1 2.4%
Oriental 7.6 7.9 8.3 8.6 8.8 9.1 9.3 9.6 9.9 10.2 10.4 3.3%
Occidental 8.5 8.9 9.1 9.4 9.7 8.7 8.9 9.2 9.4 9.7 9.9 1.7%
Noroeste 3.0 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.7 3.8 3.9 2.0 -3.5%
Norte 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 3.2%
Noreste 1.8 1.8 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 2.0 2.0 2.1 4.0 8.1%
Peninsular 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.7 4.3%
Baja California 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.4 2.8%
Baja California Sur* 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 4.0%
SIN 30.6 31.7 32.7 33.6 34.3 34.0 35.0 36.0 37.0 38.1 39.1 2.5%
SEN 31.9 33.0 34.1 35.0 35.7 35.5 36.5 37.5 38.5 39.7 40.8 2.6%
* Sistema La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
FIGURA 2. 3. PARTICIPACIÓN DE USUARIOS POR ÁREA OPERATIVA DE ELECTRICIDAD, 2016 (Porcentaje)
1 Sistema La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
Por entidades federativas, el Estado de México y la Ciudad de México concentraron el 19.1% del total de usuarios de energía eléctrica, esto se explica por la alta densidad poblacional15 que existe en el Valle de México y que está también relacionada con una importante actividad económica en la zona. Las entidades con menos
15La Densidad Poblacional es la relación entre un espacio determinado y el número de personas que lo habitan (Para mayor
referencia véase http://cuentame.inegi.org.mx/poblacion/densidad.aspx?tema=P).
Central22.4%
Oriental25.4%Occidental
24.2%
Noroeste4.8%
Norte5.1%
Noreste9.7%
Peninsular4.3%
Baja California3.3%
Baja California Sur1
0.7%
36
usuarios son Baja California Sur y Colima con una participación del 0.7% respectivamente, del total nacional (véase Tabla 2.3).
TABLA 2. 3. USUARIOS DE ELECTRICIDAD POR ENTIDAD FEDERATIVA (Millones de usuarios)
Entidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Participación Nacional
Estado de México 2.8 2.8 2.9 3.1 3.5 3.8 3.9 4.1 4.3 4.4 4.7 11.4%
Ciudad de México 2.8 2.9 3.0 3.0 2.8 2.8 2.9 2.9 3.0 3.0 3.1 7.6%
Jalisco 2.1 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 2.8 2.8 7.0%
Veracruz 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.5 2.6 2.7 2.7 6.7%
Puebla 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 5.0%
Guanajuato 1.5 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 4.8%
Nuevo León 1.3 1.4 1.4 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.7 1.8 1.8 4.5%
Michoacán 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 4.3%
Chiapas 1.1 1.1 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 3.7%
Oaxaca 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 3.5%
Tamaulipas 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 3.1%
Baja California 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 3.1%
Chihuahua 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 3.0%
Guerrero 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 2.8%
Sinaloa 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.6%
Sonora 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.5%
Coahuila 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 2.4%
Hidalgo 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 2.4%
San Luis Potosí 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 2.3%
Yucatán 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 1.9%
Tabasco 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 1.8%
Morelos 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 1.9%
Querétaro 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 1.9%
Quintana Roo 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 1.6%
Zacatecas 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 1.5%
Durango 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 1.3%
Nayarit 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 1.1%
Aguascalientes 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 1.1%
Tlaxcala 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 1.0%
Campeche 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.8%
Colima 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.7%
Baja California Sur 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.7%
Total Nacional 29.9 31.2 32.5 33.4 34.4 35.4 36.4 37.4 38.4 39.6 40.8 100.0%
Fuente: Elaborado por la SENER.
37
2.2.2. Precios medios de Energía Eléctrica
En México existen las tarifas específicas (servicios públicos, agrícolas, temporal y acuícola) y las tarifas generales determinadas por el nivel de tensión (baja, media y alta tensión) y por el tipo de servicio (respaldo e interrumpible)16.
Dentro de las múltiples causas por las que se atribuye un aumento a las tarifas eléctricas se encuentra los altos precios de los combustibles fósiles. En los últimos años se ha dado un aumento en los precios de combustóleo y diésel, combustibles que son empleados en las centrales de generación eléctrica, lo que ha ocasionado variaciones en las tarifas de la energía eléctrica.
En el período de 2006 a 2016, el precio medio de la energía eléctrica17 se mantuvo a una tasa media de crecimiento anual de 2.9%. El sector agrícola, debido a que se encuentra subsidiado al igual que el residencial en bajo consumo, presentó un crecimiento de 2.7% y el residencial de 2.3%.
Los sectores comercial y servicios son los que tienen una mayor variabilidad en sus precios medios durante la última década con 3.0% y 5.5% respectivamente. Por su parte, el sector industrial, ha tenido un crecimiento de 2.9% en el mismo período, registrando en 2006 un precio medio de 1.1 pesos por kilowatt hora y en 2016 de 1.3 pesos por kilowatt hora (véase Figura 2.4).
FIGURA 2. 4. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR TARIFARIO (Pesos/Kilowatt-hora)
Fuente: Elaborado por SENER con información del Sistema de Información Energética.
En 2016, la tarifa promedio al público en México se incrementó 22.2% entre los meses de enero y diciembre, debido a la evolución de los costos de combustible y a la mezcla de combustibles utilizada por la CFE en su generación. Como lo reporta CFE en su Plan de Negocios 201718, la tarifa básica actual se basa en traspasar
16 Para mayor detalle véase: http://app.cfe.gob.mx/Aplicaciones/CCFE/Tarifas/Tarifas/tarifas_negocio.asp 17 Es el promedio anual del precio que paga un usuario final por una unidad de energía recibida, de acuerdo a con el sector
tarifario en cada región de control. 18 Para mayor detalle véase: http://www.cfe.gob.mx/inversionistas/SiteCollectionDocuments/PlandeNegocios.pdf
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Agrícola2.7%
Residencial2.3%
Industrial2.9%
Servicios5.5%
Comercial3.0%
Tmca Total2006-2016 = 2.9%
38
el costo promedio de generación a la mayoría de clientes, mientras se mantienen tarifas subvencionadas para clientes residenciales de bajo consumo y agrícolas (véase Figura 2.5).
FIGURA 2. 5. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR TARIFARIO, ENERO-DICIEMBRE DE 2016
(Pesos/Kilowatt-hora)
Fuente: Elaborado por SENER con información del Sistema de Información Energética.
Por área operativa, el área Peninsular tiene históricamente los precios medios más altos, en promedio 1.89 pesos por kilowatt-hora, derivado de los altos costos de generación de la energía. Por otro lado, el área Noroeste tuvo en promedio 1.41 pesos por kilowatt-hora en la última década.
TABLA 2. 4. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD POR ÁREA OPERATIVA (Pesos/kilowatt-hora)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Central 1.19 1.26 1.35 1.38 1.51 1.64 1.67 1.77 1.89 1.96 1.90
Oriental 1.17 1.21 1.34 1.26 1.36 1.47 1.55 1.59 1.67 1.73 1.74
Occidental 1.24 1.30 1.43 1.34 1.45 1.55 1.58 1.62 1.71 1.77 1.72
Noroeste 1.13 1.16 1.30 1.21 1.32 1.42 1.51 1.55 1.62 1.68 1.59
Norte 1.23 1.28 1.43 1.31 1.41 1.52 1.62 1.63 1.67 1.75 1.64
Noreste 1.17 1.22 1.35 1.27 1.39 1.42 1.57 1.62 1.68 1.75 1.66
Peninsular 1.24 2.15 1.59 1.91 2.60 1.68 1.75 1.99 1.92 2.07 1.86
Baja California 1.20 1.23 1.39 1.30 1.36 1.44 1.54 1.61 1.66 1.74 1.60
Baja California Sur* 1.23 1.31 1.44 1.31 1.42 1.52 1.60 1.63 1.70 1.77 1.65
SIN 1.20 1.37 1.40 1.38 1.58 1.53 1.60 1.68 1.74 1.82 1.73
SEN 1.20 1.35 1.40 1.37 1.54 1.52 1.60 1.67 1.72 1.80 1.71
* Sistema La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3. Ventas, Consumo y Demanda de Energía Eléctrica
El sector eléctrico, dada su estrecha relación con la economía nacional, se ha consolidado como uno de los sectores más dinámicos. Con el nuevo diseño del mercado eléctrico, se permite una competencia libre y
0.0
0.5
1.0
1.5
2.0
2.5
3.0
3.5
Comercial Servicios Industrial Residencial Agrícola Precio Medio
39
efectiva, donde los más beneficiados son los consumidores que demandan mayores cantidades de electricidad a precios asequibles.
No sólo la sociedad hoy en día consume más energía para sus actividades diarias, la industria la requiere para sus procesos de producción y los demás sectores para su oportuno funcionamiento, como el sector agrícola para la extracción de agua para riego. Ante esto, el consumo de energía eléctrica ha crecido entre 2006 y 2016, a una tasa media de crecimiento anual de 2.6% y las ventas de energía eléctrica a 2.3% (véase Figura 2.6).
La suma de las ventas de energía, el autoabastecimiento remoto, la importación, las pérdidas de electricidad y los usos propios, da como resultado el consumo bruto de energía eléctrica. En esta sección se muestra la evolución de estos componentes a lo largo de la última década en México y como se encuentran distribuidos regionalmente.
FIGURA 2. 6. VENTAS Y CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3.1. Ventas de energía eléctrica
En el nuevo modelo de mercado eléctrico, cada empresa debe gestionar las ventas de la energía que produzca, considerando todas las peculiaridades que tiene cada uno de los usuarios. Los cinco sectores de la economía (Agrícola, Comercial, Industrial, Residencial y de Servicios), han contribuido en conjunto, a un crecimiento de las ventas de energía de 2.3%.
El sector agrícola presentó la mayor tasa de crecimiento con el 3.1% en el período analizado, ya que se registró un aumento en las ventas de este sector de 3,368.3 GWh entre 2006 y 2016. Sin embargo, el sector comercial tuvo una tasa de crecimiento menor, de cerca de 1.5%.
El sector residencial registró un aumento en las ventas de 13,915.7 GWh en un período de diez años, pasando de 44,452.4 GWh en 2006 a 58,368.1 GWh, es decir, tuvo un crecimiento de 2.9% anual. El sector industrial es el que presentó un mayor incremento en las ventas registradas, de aproximadamente 21,232.6 GWh en el mismo periodo y a una tasa anual de 2.0%, para al final ubicarse en 124,385.4 GWh (véase Figura 2.7).
0
50,000
100,000
150,000
200,000
250,000
300,000
350,000
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
20
16
Ventas de ElectricidadTmca 2.3%
Consumo de ElectricidadTmca 2.6%
40
FIGURA 2. 7. EVOLUCIÓN SECTORIAL DE LAS VENTAS INTERNAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 2006-2016 (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
De 2015 a 2016, se incrementaron las ventas totales de energía eléctrica en un 2.8%, equivalente a 5,871.5 GWh. Por participación, el sector industrial concentró el mayor porcentaje en las ventas de energía eléctrica. En el 2016 se observó que la suma entre Empresa mediana y Gran Industria, ambas clasificaciones pertenecientes al sector industrial, en conjunto representaron el 57.0% del total (véase Figura 2.8).
FIGURA 2. 8. COMPOSICIÓN DE LAS VENTAS POR SECTOR (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
103,152.7 107,651.2 108,641.0121,342.3 121,129.6 124,385.4
44,452.447,451.2 48,700.4
52,029.9 53,914.058,368.113,229.3
13,644.7 12,991.1
13,920.4 13,959.715,347.8
7,959.58,108.6 8,599.6
10,816.5 10,027.711,327.8
6,576.77,056.9 7,706.7
8,371.1 8,983.98,643.2
175,370.6 183,912.6 186,638.9
206,480.3
2006 2008 2010 2012
Industrial2.0%
Comercial1.5%
Agrícola3.1%
Servicios2.7%
Tmca2006-2016 = 2.3%
218,072.3
2016
208,014.9
2014
Residencial2.9%
Servicios4.0%
Agrícola5.2%
Comercial7.0%
Residencial26.8%
Gran industria18.7%
Empresa mediana38.3%
41
Por región, las ventas de energía eléctrica reportadas en Noreste fueron de 53,322.5 GWh, equivalente al 24.5% del total nacional, posicionándose en el primer lugar. Le siguieron, por orden de participación en las ventas totales, las regiones Centro Occidente (23.9%), Centro (22.5%), Sur Sureste (15.4%) y Noroeste (13.7%) como se muestra en la Figura 2.9.
Los estados de Nuevo León y Estado de México registraron las mayores ventas estatales, cada una con un 8.5% de participación, del total nacional. Por su parte, los estados de Nayarit y Campeche mantuvieron la menor participación, concentrando en conjunto el 1.3%, equivalente a 2,970.4 GWh.
FIGURA 2. 9. ESTRUCTURA DE LAS VENTAS INTERNAS POR ENTIDAD FEDERATIVA Y REGIÓN ESTADÍSTICA, 2016
(GWh, Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
25.7%
23.0%
13.1%
12.1%
9.9%
4.3%5.3%3.5%3.0%
Centro-Occidente52,010.5 GWh
Nayarit
Colima
Aguascalientes
Zacatecas
Querétaro
San Luis Potosí
Michoacán
Guanajuato
Jalisco
34.3%
35.0%
22.9%
7.8%
Noroeste29,890.3 GWh
Baja CaliforniaSur
Sinaloa
Baja California
Sonora34.9%
22.9%
19.2%
16.9%
6.2%
Noreste53,322.5 GWh
Durango
Tamaulipas
Coahuila
Chihuahua
Nuevo León
33.1%
14.1%
11.0%
11.0%
9.7%
9.0%
8.0%4.1%
Sur-Sureste33,674.6 GWh
Campeche
Oaxaca
Guerrero
Chiapas
Yucatán
Tabasco
Quintana Roo
Veracruz
37.5%
29.5%
15.5%
8.1%5.5%3.9%
Centro49,174.5 GWh
Tlaxcala
Morelos
Hidalgo
Puebla
Ciudad deMéxico
Estado deMéxico
42
Autoabastecimiento Remoto
La energía eléctrica de autoabastecimiento remoto, medida en GWh, es el suministro de carga a través de la red de transmisión del servicio público, a proyectos de autoabastecimiento, localizados en un sitio diferente a la central generadora. En la Tabla 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender éstas cargas remotas autoabastecidas.
Se observa que, en los últimos diez años, el autoabastecimiento remoto ha crecido potencialmente en todas las áreas operativas, destacando la región Noroeste que ha crecido a una tasa media anual de 109.8% en el período analizado 2006-2016.
TABLA 2. 5. ENERGÍA ELÉCTRICA DE AUTOABASTECIMIENTO REMOTO (GWh)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 1,633.0 1,681.0 1,947.1 1,923.2 1,473.0 1,544.3 1,597.7 1,867.7 2,373.4 2,989.7 4,392.7 10.4%
Oriental 1,073.0 1,096.0 1,141.7 1,321.6 1,422.8 1,368.5 1,670.2 2,397.6 2,763.8 3,161.6 3,828.4 14.6%
Occidental 1,693.0 2,298.0 2,268.0 2,542.8 2,693.4 2,595.7 2,651.3 3,136.7 4,096.1 5,240.7 6,323.5 12.0%
Noroeste 9.0 13.0 12.9 68.9 290.0 326.1 393.8 665.8 2,026.4 2,477.1 3,470.3 109.8%
Norte 1,425.0 1,480.0 1,450.6 979.4 1,641.0 1,643.8 1,886.9 1,859.9 2,078.4 2,165.1 2,441.4 5.8%
Noreste 3,850.0 4,022.0 3,934.4 3,826.4 4,252.4 4,243.6 3,847.2 4,945.6 5,282.2 6,603.2 7,298.2 7.2%
Peninsular 22.0 37.0 17.0 41.2 109.7 100.6 109.6 132.0 212.9 336.3 443.9 26.3%
Baja California - - - - 17.1 48.8 126.8 443.8 590.5 876.4 788.0 n.d.
Baja California Sur*
- - - - - - - - - - - n.d.
* Sistema La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Pérdidas de Energía Eléctrica
La CFE es la responsable de llevar a cabo las medidas necesarias para la reducción de las pérdidas Técnicas19 y No Técnicas20, el cuál es uno de los objetivos en la planeación estratégica del SEN. Para llevarlo a cabo, requiere de diversos mecanismos como la modernización para la confiabilidad en las redes.
En septiembre de 2016 CFE reportó que el indicador de pérdidas acumuladas (Técnicas y No Técnicas) con respecto al año pasado fue de 12.5%. Esto representó una disminución del índice de pérdidas de 0.61%21 respecto de diciembre de 2015.
Para cada región, se llevan a cabo diferentes acciones para la reducción de pérdidas, como la construcción de nuevas troncales, recalibración de circuitos, reemplazo de transformadores obsoletos, la regularización de servicios en distintas áreas con apoyo de las autoridades competentes y la sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos, entre otros.
En la Tabla 2.6 se observa que la región Central ha reducido sus pérdidas de electricidad, en 2.1%, dado que en 2006 estas eran de 15,856.3 GWh y en el 2016 se reportó 11,605.7 GWh por perdidas de electricidad. Por otra parte, las regiones de Baja California Sur y Peninsular, han incrementado sus pérdidas de electricidad
19 Es la energía que se disipa a causa de las propiedades físicas del sistema y de los conductores en transmisión,
transformación y distribución. 20 Es la energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación. 21 Estos índices hablan de los sistemas de Distribución e incluyen alta tensión (que a partir de noviembre se transfieren a
Transmisión). Las pérdidas de Transmisión, que son solo técnicas, representan 1.65% del sistema.
43
en 3.4% y 2.7% respectivamente, por lo que es necesario atender la problemática ya sea mediante la interconexión al SIN en el caso de Baja California Sur, o la creación de nuevas redes o el mejoramiento de las redes de media y baja tensión, cual sea el caso (véase Figura 2.10).
TABLA 2. 6. PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2006-2016 (GWh)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 15,856.3 16,886.0 16,848.3 16,708.8 18,087.7 17,116.2 15,542.3 13,751.1 12,885.3 12,022.4 11,605.7 -2.1%
Oriental 6,547.0 6,043.0 6,332.0 6,361.2 6,612.2 6,998.9 6,927.8 7,065.6 7,015.9 7,313.3 7,367.1 1.4%
Occidental 6,327.0 6,087.0 6,604.4 7,224.1 7,943.3 8,919.8 8,844.0 8,763.4 8,822.1 8,570.9 7,700.8 2.4%
Noroeste 1,884.0 1,993.0 2,020.1 2,060.7 1,956.5 2,062.1 2,141.7 2,264.6 2,299.7 2,215.3 2,374.3 2.6%
Norte 2,382.0 2,568.0 2,585.6 2,671.9 2,866.3 3,280.4 3,278.1 3,355.5 3,023.5 2,845.4 2,884.2 2.2%
Noreste 4,253.0 4,494.0 4,583.6 4,989.2 4,326.5 4,699.1 4,739.7 4,719.3 4,715.2 4,908.6 5,465.4 2.3%
Peninsular 1,134.0 1,184.0 1,188.6 1,291.9 1,269.3 1,339.3 1,317.0 1,373.1 1,333.2 1,514.3 1,395.6 2.7%
Baja California
1,054.0 1,094.0 1,060.4 964.8 982.1 985.6 1,081.7 1,041.6 1,027.2 1,047.5 1,008.0 -0.4%
Baja California Sur
161.6 153.8 183.3 176.9 206.1 199.2 176.6 184.3 198.4 202.3 191.2 3.4%
Baja California Sur incluye Sistema La Paz. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
FIGURA 2. 10. PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2006-2016 (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
0
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
2006 2008 2010 2012 2014 2016
Central Occidental OrientalNoreste Norte NoroestePeninsular Baja California Baja California Sur
44
2.3.2. Consumo de Energía Eléctrica
En el período comprendido entre 2006 y 2016, el consumo de energía eléctrica en el SEN creció a una tasa de 2.6% anual, pasando de 232,658.0 GWh a 298,791.7 GWh. La región con mayor crecimiento fue Peninsular con el 4.8% anual, seguido de Baja California Sur con el 4.6%. El SIN creció a la misma tasa que el SEN, 2.6%. Dentro de este sistema, la región con mayor crecimiento en la década fue Noroeste con 3.8%, que registró en 2006, 15,966.0 GWh y al cierre de 2016, reportó 23,388.6 GWh.
Analizando los años 2015 y 2016, la región con mayor crecimiento en el consumo fue la región Central que incrementó 10.2% para ubicarse en 59,102.6 GWh, derivado de la intensa actividad económica y de la concentración poblacional de la zona. Otra región que también incrementó su consumo en los últimos dos años fue Noroeste con 8.1%, equivalente a 1,746.6 GWh.
Por el contrario, la región Occidental tuvo una reducción en su consumo de energía eléctrica de 1,813.4 GWh (-2.8%), al igual que la región de Baja California Sur que entre 2015 y 2016, redujo su consumo en 5.1 GWh (-0.2%), (véase Figura 2.11).
FIGURA 2. 11. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN DE CONTROL (GWh)
* Baja California Sur: Sistema La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Al cierre de 2016, se reportó que del total de 298,791.7 GWh, la región Occidental concentró el 21.2% (63,406.6 GWh), seguido de la región Central con 19.8% (59,102.6 GWh) y Oriental con 15.9% (47,642.0 GWh). Por el contrario, el área Peninsular tuvo la menor participación con el 4.1% (12,128.9 GWh) del consumo total registrado para el SEN. Las áreas de Baja California y Baja California Sur, alcanzaron en conjunto el 5.4% de participación (véase Figura 2.12).
232,658 240,445 244,142 243,774253,460
269,831 275,034 275,497 280,160 288,232298,792
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Baja CaliforniaSurPeninsular
Baja California
Noroeste
Norte
Oriental
Noreste
Central
Occidental
SEN
45
FIGURA 2. 12. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR ÁREA OPERATIVA, 2016 (GWh)
* Baja California Sur incluye Sistema La Paz. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3.3. Demanda de Energía Eléctrica
Para estimar la demanda de energía eléctrica se requiere considerar diversos factores, como la evolución de las ventas en las diversas zonas del país, pérdidas eléctricas, comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad, escenarios de consumo sectorial de electricidad, entre otros. Estos elementos se describieron en los apartados anteriores, además de considerar la determinación de la capacidad requerida, considerando las variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias) para abastecer la demanda máxima del año, es decir, el valor máximo de las demandas que se presentan en una hora de tiempo en el año para cada área.
En 2016, CENACE reportó que el 1 de enero a las 9:00 horas se observó el nivel mínimo de la demanda integrada22 en el SIN registrando 18,723 MWh/h. Caso contrario, el 8 de julio de 2016 a las 17:00 horas, se registró el nivel máximo de demanda integrada equivalente a 40,893 MWh/h.
Como se observa en la Figura 2.13, la región Occidental concentró el 21.1% del total de la demanda integrada del SIN, equivalente 9,351 MWh/h. En segundo lugar se encuentra el área Noreste con 8,710 MWh/h (19.7%), seguido de la región Central con 8,567 MWh/h (19.4%).
22 Es la Integración de la carga horaria durante un año medida en MWh/h.
46
FIGURA 2. 13. DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA POR REGIÓN DE CONTROL (MWh/h/)
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Demanda Máxima Coincidente
Definida como la demanda máxima de un conjunto de sistemas en combinación; equivale a la demanda máxima que se tendría si el conjunto fuera único. Esta demanda es menor que la suma de las demandas máximas anuales observadas en cada región, debido a que los valores máximos regionales no suceden en el mismo instante.
Al cierre de 2016 la demanda máxima coincidente registrada para el SEN, fue de 43,448.5 MWh/h. Sin considerar los sistemas aislados, la demanda máxima coincidente reportada para el SIN fue de 40,893.1 MWh/h, de la cual el 19.4% provino de la región Noreste (8,438.6 MWh/h), 18.9% correspondió a la región Occidental (8,213.8 MWh/h), 17.6% a la región Central (7,668.4 MWh/h) y 14.8% a la región Oriental (6,425.2 MWh/h). Las regiones con menor participación fueron Noroeste, Norte y Peninsular concentrando en conjunto 10,047.0 MWh/h (23.4%) como se muestra a continuación, en la Figura 2.14.
FIGURA 2. 14. DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE 2016 (MWh/h)
Baja California Sur incluye La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Central19.4%
Oriental16.1%
Occidental21.1%
Noroeste9.8%
Norte9.6%
Noreste19.7%
Peninsular4.3%
47
Demanda Máxima Bruta
La Demanda Máxima Bruta se define como la potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Para el SIN, esta demanda creció 2.5% anualmente desde el año 2006 para situarse en 2016 en 40,893 MWh/h.
La región con mayor crecimiento en los últimos diez años fue la Peninsular seguida de Baja California Sur con 4.4% y 4.3% respectivamente. Por el contrario, la región central presentó una menor tasa de crecimiento en el mismo período analizado de cerca de 0.3%, pasando de 8,419 MWh/h en 2006 a 8,567 MWh/h en 2016 (véase Tabla 2.7).
TABLA 2. 7. DEMANDA MÁXIMA BRUTA (MWh/h)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 8,419 8,606 8,435 8,702 9,004 8,844 8,651 8,411 8,192 8,151 8,567 0.3%
Oriental 5,882 5,786 6,181 6,071 6,356 6,577 6,626 6,709 6,767 6,960 7,128 2.1%
Occidental 7,106 7,437 8,069 7,763 8,175 8,669 8,975 9,207 9,104 9,374 9,351 2.6%
Noroeste 2,916 3,059 3,072 3,285 3,617 3,772 3,870 4,087 4,034 4,154 4,350 3.8%
Norte 3,113 3,130 3,328 3,248 3,385 3,682 3,725 3,841 3,955 3,986 4,258 3.2%
Noreste 6,319 6,586 6,780 6,886 7,070 7,587 7,798 7,781 7,876 8,248 8,710 3.3%
Peninsular 1,268 1,275 1,375 1,435 1,520 1,544 1,558 1,628 1,664 1,789 1,893 4.4%
Baja California 2,095 2,208 2,092 2,129 2,229 2,237 2,302 2,225 2,350 2,479 2,621 2.9%
Baja California Sur
300 324 360 367 383 393 409 428 454 457 442 4.3%
SIN 31,547 32,577 33,680 33,568 35,310 37,256 38,000 38,138 39,000 39,840 40,893 2.5%
Baja California Sur incluye La Paz y Mulegé. Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
48
2.4. Infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional
Contar con una infraestructura confiable que garantice el abastecimiento de la energía eléctrica, es uno de los objetivos que se ha tenido en los últimos años en la planeación energética, donde esta energía, además de ser más amigable con el medio ambiente, debe ser lo más económica posible.
La importancia de contar con una mayor diversificación en las fuentes de generación de energía eléctrica significa una mayor inclusión de energías renovables, cuyos costos se han reducido notablemente, y el máximo aprovechamiento de energías convencionales, como es el caso del gas natural que en los últimos años ha presentado una alta disponibilidad y bajos precios, por lo que se ha promovido el desarrollo de infraestructura de transporte del combustible y elevar así, la generación eléctrica con nuevos proyectos o la reconversión de algunas centrales, a partir de este combustible.
En esta sección se detalla la evolución que ha tenido la infraestructura del Sector Eléctrico Mexicano, como es la capacidad instalada y la capacidad de transmisión y distribución, elementos claves para que la energía eléctrica esté al alcance de todos los usuarios
2.4.1. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica
La capacidad instalada de generación eléctrica creció a un ritmo anual de 2.9% en la última década, pasando de 56,317 MW en 2006, a 73,510 MW en 2016, lo que significó un incremento de 17,194 MW. Para el período 2006-2016, las tecnologías limpias tuvieron un crecimiento anual de 3.8%, concentrando al cierre del 2016, el 28.8% del total de capacidad instalada en el país (equivalente a 21,179 MW).
Respecto a las tecnologías convencionales, el ciclo combinado creció 4.3% anualmente, incrementando su capacidad en 7,985 MW en el lapso de diez años y registrar al cierre del 2016, 27,274 MW de capacidad instalada. Caso contrario, la capacidad instalada de tecnología Termoeléctrica Convencional se ha reducido 1,468 MW, presentando una tasa de decrecimiento anual de -1.0% (véase Figura 2.15).
FIGURA 2. 15. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR TIPO DE TECNOLOGÍA (MW)
Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE, CRE y Subsecretaría de Planeación y Transición Energética.
56,31759,000 59,574 60,441 61,735 61,570 62,547
64,397 65,45268,044
73,510
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Frenos Regenerativos
FIRCO
Solar
Generación Distribuida
Bioenergía
Geotérmica
Nucleoeléctrica
Eólica
Hidroeléctrica
Lecho Fluidizado
Cogeneración Eficiente
Combustión Interna
Turbogás
Carboeléctrica
Termoeléctrica Convencional
Ciclo Combinado
Total general
49
Entre 2015 y 2016 hubo un notable crecimiento en la capacidad instalada de generación eléctrica en el SEN, puesto que se incrementó 8.1%, equivalente a 5,486 MW de capacidad adicional. Cabe destacar que las tecnologías solar y la generación distribuida fueron las que presentaron los mayores incrementos con 157.4% y 110.6%, respectivamente.
Así de lo reportado en 2016, del total del parque de generación 71.2% corresponde a centrales de tecnologías convencionales y el restante 28.8% a centrales con tecnologías limpias. Por orden de participación, en primer lugar se encuentra ciclo combinado con 37.1% (27,274 MW), le sigue termoeléctrica convencional e hidroeléctrica con 17.1% (véase Figura 2.16)
FIGURA 2. 16. CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
Respecto a la capacidad instalada por modalidades, la cogeneración ha crecido a una tasa de 10.2% en el período de estudio, mientras que en el autoabastecimiento fue de 8.2% anualmente. Por otra parte, la modalidad de usos propios presentó un decrecimiento anual de 1.0% dado que en 2006 reportó 538 MW y para el 2016 este se redujo a 497 MW (véase Tabla 2.8 y Figura 2.17).
TABLA 2. 8. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR MODALIDAD DEL SEN, 2016
(MW)
Modalidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Total 56,310 59,008 59,431 60,440 62,261 60,990 61,971 63,593 65,464 68,044 73,510 2.9%
CFE 38,382 39,572 39,649 40,229 41,039 40,024 40,121 40,646 41,529 41,900 43,269 1.0%
PIEs 10,387 11,457 11,457 11,457 11,907 11,907 12,418 12,851 12,851 12,953 13,255 4.4%
Usos Propios Continuos 538 486 478 450 450 457 435 421 417 497 497 -1.0%
Autoabastecimiento 4,110 3,486 3,855 4,192 4,400 4,393 4,753 5,021 5,804 7,129 9,577 8.4%
Cogeneración 1,563 2,677 2,662 2,782 3,135 2,878 2,914 3,285 3,536 3,648 4,395 10.2%
Exportación 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,331 1,250 1,406 1,549 1.4%
Pequeña producción n.d. n.d. n.d. n.d. 0 0 0 39 78 65 106 n.a
Otras modalidades* n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 446 862 n.a.
*Otras modalidades considera: Generador, Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO) y Generación Distribuida. Fuente: Elaborado por SENER con información de la Subsecretaria de Electricidad.
Ciclo Combinado
37.1%
Termoeléctrica convencional
17.1%
Hidroeléctrica17.1%
Carboeléctrica7.3%
Turbogás6.9%
Eólica5.1% Combustión Interna y
Lecho fluidizado2.8%
Nucleoeléctrica2.2%
Bioenergía y Cogeneración
eficiente2.6%
Geotérmica, Solar, FIRCO, Generación
Distribuida y Frenos Regenerativos
1.8%
50
FIGURA 2. 17. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR MODALIDAD, 2006-2016 (MW)
*Otras modalidades considera: Generador, FIRCO y Generación Distribuida. Fuente: Elaborado por SENER.
Al cierre de 2016, 59.1% de capacidad instalada lo concentró CFE (43,269.1 MW), seguido de productores independientes de energía (PIEs) con 13,255.4 MW (18.3%) y autoabastecimiento con 9,576.8 MW (véase Figura 2.18).
FIGURA 2. 18. CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR MODALIDAD, 2016 (MW)
*Otras modalidades considera: Generador, FIRCO y Generación Distribuida. Fuente: Elaborado por SENER.
Bajo la división regional de la Presidencia de la República, se distribuyó la capacidad instalada en cinco regiones que se detallan a continuación:
Noroeste: en 2016 concentró 14.1% del total de capacidad (10,384.2 MW), el estado con mayor participación fue Baja California con el 42.9%. Esta región se caracteriza por tener una importante contribución de tecnologías convencionales, pero en los últimos años ha sido la energía solar la que ha presentado el mayor incremento de capacidad instalada, dadas las condiciones geográficas imperantes en esta parte del país.
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Pequeña producción
Otras modalidades
Usos PropiosContinuos-1.1%Exportación1.5%
Cogeneración11.3%
Autoabastecimiento9.3%
PIEs4.9%
CFE1.2%
CFE58.9%
PIEs18.0%
Autoabastecimiento
13.0%
Cogeneración6.0%
Exportación2.1%
Usos Propios Continuos
0.7%
Otras modalidades*
1.2%
Pequeña producción
0.1%
51
Noreste: al cierre de 2016, la capacidad instalada en este región se ubicó en 18,942.3 MW, equivalente al 25.8% del total de capacidad nacional con la mayor participación de centrales de ciclo combinado.
Centro Occidente: participa con 17.3% de la capacidad instalada registrada en 2016 (12,728.8 MW), es una región que se caracteriza por ser la segunda con mayor participación de centrales hidroeléctricas, tan sólo en el Estado de Nayarit se ubican tres grandes centrales con una capacidad de poco más de 2,400 MW.
Centro: al cierre de 2016, la región centro presenta la menor participación concentrando solo el 8.9% (6,552.8 MW) del total de capacidad instalada del SEN. Dada su ubicación geográfica dentro del territorio nacional y la creciente densidad poblacional, estados como Morelos y la Ciudad de México tienen una infraestructura limitada, de ahí que no haya incrementos considerables en los últimos años.
Sur Sureste: esta región tiene una fuerte participación de tecnologías limpias, además de que tiene la mayor concentración de la infraestructura del SEN con el 33.5% (24,640.4 MW). Dentro de las tecnologías predominan las centrales hidroeléctricas que se concentran en los estados de Guerrero, Chiapas y Oaxaca, con aproximadamente 7,000 MW de capacidad. Destaca también una fuerte participación de energía eólica y la única central nucleoeléctrica del país (véase Figura2.19).
52
FIGURA 2. 19. CAPACIDAD INSTALADA POR ENTIDAD FEDERATIVA (MW, Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
22.4%
21.7%
20.2%
15.5%
7.2%
6.2%5.5%
1.2%0.1%
Centro-Occidente12,728.8 MW
Aguascalientes
Zacatecas
Querétaro
Jalisco
Michoacán
Guanajuato
Nayarit
Colima
San Luis Potosí
42.9%
30.2%
17.0%
9.8%
Noroeste10,384.2 MW
Baja CaliforniaSur
Sinaloa
Sonora
Baja California31.6%
24.0%
19.8%
14.8%
9.7%
Noreste18,942.3 MW
Durango
Chihuahua
Coahuila
Nuevo León
Tamaulipas
33.5%
20.3%
18.8%
11.7%
6.4%5.1%2.8%1.4%
Sur-Sureste24,640.4 MW
QuintanaRooTabasco
Campeche
Yucatán
Oaxaca
Guerrero
Chiapas
Veracruz
40.5%
25.0%
17.3%
10.4%
5.6%
1.4%
Centro6,552.8 MW
Tlaxcala
Ciudad deMéxicoMorelos
Puebla
Estado deMéxicoHidalgo
53
2.4.2. Generación Bruta de Energía Eléctrica
La Energía Eléctrica neta del SEN es la energía total entregada, equivalente a la suma de la generación neta de las centrales eléctricas, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores.
Hoy en día, la generación de energía en México se encuentra más diversificada que en años anteriores, hoy existe una mayor participación de otras tecnologías limpias como cogeneración eficiente y bioenergía. Por parte de las tecnologías convencionales, el ciclo combinado se ha posicionado como la principal fuente de generación eléctrica gracias a la ampliación y modernización de la infraestructura de gas natural en el país, que permitirá un mayor acceso a este combustible característico por sus bajos precios y bajos índices de contaminación.
En 2006 la generación de energía eléctrica fue de 254,906.3 GWh de los cuales el 81.1% de la energía provenía de tecnologías que empleaban combustibles fósiles. Al cierre de 2016, la generación bruta se ubicó en 319,363.5 GWh, lo que representó un crecimiento medio anual de 2.4%, con una mayor participación de tecnologías limpias de 20.3% del total de la matriz de generación.
Las tecnologías con mayor crecimiento a lo largo de la década, fueron la Eólica con 100.4% y cogeneración eficiente con 48.5% anualmente. Por otro lado, las centrales de tecnología Termoeléctrica convencional presentaron una tasa de decrecimiento anual de 4.8%, reduciendo su generación eléctrica en aproximadamente 16,164.8 GWh (véase Figura 2.20).
FIGURA 2. 20. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE TECNOLOGÍA, 2006-2016 (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE, CRE y Subsecretaría de Planeación y Transición Energética.
Al cierre de 2016, 79.7% de la generación eléctrica provino de tecnologías convencionales, mientras que el restante 20.3% de tecnologías limpias. Dentro de las convencionales, el ciclo combinado incremento 5,218.4 GWh de generación eléctrica desde 2015, registrando en 2016 160,378.3 GWh, lo que representó el 50.2% del total de generación. De las tecnologías limpias, la Eólica incrementó su participación en la matriz de generación concentrando 3.3% al igual que la Nuclear, mientras que la Hidroeléctrica se redujo a 9.7% (Figura 2.21).
254,906262,765 267,697 266,581
274,701
290,747 294,824 296,338 301,462309,553
319,364
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Frenos Regenerativos
FIRCO
Solar
Generación Distribuida
Bioenergía
Geotérmica
Nucleoeléctrica
Eólica
Hidroeléctrica
Lecho Fluidizado
Cogeneración Eficiente
Combustión Interna
Turbogás
Carboeléctrica
TermoeléctricaConvencionalCiclo Combinado
54
FIGURA 2. 21. GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
Por modalidad, la mayor concentración de la producción de energía eléctrica en 2016 fue la reportada por CFE con 174,718.1 GWh (54.7%). Los PIEs concentraron el 27.8%, equivalente a 88,675.0 GWh y Autoabastecimiento con 29,650.4 GWh (véase Figura 2.22).
FIGURA 2. 22. GENERACIÓN BRUTA POR MODALIDAD 2016 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
Ciclo Combinado50.2%
Termoeléctrica convencional
12.6%
Carboeléctrica10.7% Hidroeléctrica
9.7%
Turbogás3.9%
Nucleoeléctrica3.3%
Eólica3.3%
Combustión Interna y Lecho fluidizado
2.2%Geotérmica, Solar,
FIRCO, GD y FR2.0%
Bioenergía y Cogeneración eficiente
2.0%
CFE54.7%
PIEs27.8%
Autoabastecimiento9.3%
Cogeneración5.5%
Exportación2.0%
Otras modalidades0.4%
Usos Propios Continuos
0.3%Pequeña producción
0.0%
55
Con respecto a la generación de energía eléctrica por región y entidad federativa, se observa lo siguiente:
Noreste: con 31.2% (99,704.9 GW) tiene el primer lugar en participación por región en la generación de energía total nacional. El estado de Tamaulipas concentra el 36.2% (36,084.1 GWh) de la región, gracias a una fuerte participación de ciclos combinados en la entidad; además de tener el segundo lugar a nivel nacional con el 11.3% de participación. Le siguen el estado de Coahuila con el 20.8% (20,745.6 GWh); Nuevo León con 17.4% (17,357.7 GWh); Chihuahua y Durango con el 16.3% (16,281.7 GWh) y 9.3% (9,235.9 GWh) respectivamente.
Sur Sureste: con la segunda posición en el total de generación, esta región se caracteriza por tener una amplia participación de generación de energías limpias. En esta región se localizan muchas de las principales centrales hidroeléctricas, eólicas y la única central nuclear con la que cuenta el país. Por entidad federativa, Veracruz, al cierre del 2016, concentró el 41.4% de la región (39,339.1 GWh) y es el primer estado con mayor participación en la generación total del SEN (12.3%). Por su parte, Quintana Roo fue el estado con menor participación en la región con 0.1% (124.5 GWh).
Centro Occidente: se ubica en el tercer lugar de generación a nivel nacional por participación, concentrando el 16.7% (53,446.5 GWh). Destaca la participación de dos estados, San Luis y Potosí y Colima, que concentran en conjunto poco más del 53.8% de la generación de la región. Cabe destacar, que en esta región se encuentran el estado de Aguascalientes, que tuvo la menor participación en la generación eléctrica nacional con tan sólo 40.4 GWh (0.1%).
Noroeste: concentró 13.7% del total de generación nacional, equivalente a 43,780.8 GWh. Destaca el estado de Baja California que concentró el 47.4% de la región (19,427.1 GWh). A continuación, en orden de participación le siguen los estados de Sonora (16,256.4 GWh); Sinaloa (5,150.6 GWh) y finalmente, Baja California Sur con el 6.7% (2,946.7 GWh).
Centro: tiene la menor participación con el 8.6% (27,397.0 GWh) del total nacional. El estado de Hidalgo concentra el 48.6% de la región y Morelos la menor participación con 1.0%(véase Figura 2.23).
56
FIGURA 2. 23. GENERACIÓN BRUTA POR ENTIDAD FEDERATIVA (GWh, Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
Cambios en la infraestructura de las plantas de generación eléctrica en el SEN
A lo largo del 2016, entraron en operación 3,447.7 MW provenientes de múltiples tecnologías en todo el país. Cuatro centrales, se encontraron “en fase de pruebas” por un total de 1,304.3 MW, situadas en los estados de Baja California, Coahuila, Morelos y Veracruz. Por su parte, 221.0 MW provenientes de tres centrales (dos hidroeléctricas y una de ciclo combinado), fueron de recuperación de capacidad y 39.9 MW de Incremento de capacidad.
28.7%
25.2%
18.6%
8.5%
8.3%
7.6%2.8%0.3%
0.1%
Centro-Occidente53,446.5 GWh
Aguascalientes
Zacatecas
Jalisco
Querétaro
Nayarit
Michoacán
Guanajuato
Colima
San Luis Potosí
44.4%
37.1%
11.8%
6.7%
Noroeste43,780.8 GWh
Baja CaliforniaSur
Sinaloa
Sonora
Baja California36.2%
20.8%
17.4%
16.3%
9.3%
Noreste99,704.9 GWh
Durango
Chihuahua
Nuevo León
Coahuila
Tamaulipas
41.4%
23.2%
11.4%
10.2%
6.4%3.8%3.4%0.1%
Sur-Sureste94,941.8 GWh
Quintana Roo
Tabasco
Campeche
Yucatán
Oaxaca
Chiapas
Guerrero
Veracruz
48.6%
25.0%
21.2%
2.7%1.6%
1.0%
Centro27,397.0 GWh
Morelos
Tlaxcala
Ciudad deMéxico
Puebla
Estado deMéxico
Hidalgo
57
Respecto a la disminución de capacidad, al cierre de 2016 esta fue de 78.7 MW y 27.3 MW por baja definitiva, bajo las modalidades de Autoabastecimiento y CFE-Generación (véase Tabla 2.9).
TABLA 2. 9. CAMBIOS EN LA INFRAESTRUCTURA DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EL SEN, 2016
(MW)
Modificación Capacidad
Entrada en operación 3,444.7
En fase de pruebas 1,304.3
Recuperación de capacidad 221.0
Disminución de capacidad 78.7
Baja definitiva 27.3
Incremento de capacidad 39.9
Fuente: PRODESEN 2017-2031.
58
2.4.3. Red de Transmisión y Distribución de Electricidad
El Estado Mexicano mantiene la titularidad del Servicio Público de Transmisión y Distribución, según lo dispuesto en el Artículo Segundo de la Ley de la Industria Eléctrica. La Red Nacional de Transmisión (RNT) es un sistema integrado por un conjunto de redes eléctricas que transportan la energía eléctrica producida a las Redes Generales de Distribución (RGD) y a los usuarios en general. Esta red se agrupa en 53 regiones de transmisión: 45 interconectadas (62 enlaces) y 8 que pertenecen a los sistemas aislados de la Península de Baja California.
Transmisión
En 2016, la capacidad de transmisión del SEN fue de 74,208 MW, lo que representó un incremento del 4% respecto al 2015. Para el SIN, la capacidad de transmisión fue de 72,450 MW, incrementándose 2,756 MW. La región con mayor capacidad en 2016 fue Noreste con 18,670 MW, que presentó un incremento de 10% respecto al 2015 (véase Mapa 2.2 y Tabla 2.10).
MAPA 2. 2. CAPACIDAD DE ENLACES ENTRE LAS 53 REGIONES DE TRANSMISIÓN DEL SEN 2016
Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
59
TABLA 2. 10. CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN POR REGIÓN DE CONTROL (MW)
Región de Control Capacidad
2015 Capacidad
2016 Central 11,100 11,400
Oriental 15,460 16,550
Occidental 12,450 12,450
Noroeste 5,520 6,060
Norte 4,060 4,110
Noreste 18,150 18,670
Peninsular 2,954 3,210
Baja California 1,433 1,488
Baja California Sur* 270 270
SIN 69,694 72,450
SEN 71,397 74,208
*Sistema La Paz (la región Mulegé es un sistema aislado por lo que no cuenta con enlaces). Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
Respecto a la longitud total de las líneas de transmisión, hubo un decremento entre 2015 y 2016 de 260 km, registrando al cierre del 2016: 104,133 km, de los cuales el 98.3% pertenecieron a CFE23 y el restante 1.7%, a la extinta LyFC.
Las líneas de transmisión de 161 a 400 kV concentraron el 50% del total, equivalente a 52,061 km, mientras que las líneas de transmisión de 69 a 138 kV, concentraron el 48.3% (50,330 km). El 1.7% restante, correspondió a otras líneas de transmisión con niveles de tensión de 400 y 230 kV.
Por su parte, la línea de transmisión con nivel de tensión de 115 kV, concentró el 44.5% del total, las de 230 y 400 kV, concentraron 26.1% y 23.4% respectivamente (véase Figura 2.24).
23 La Subdirección de Transmisión (S.T.) de la CFE reporta las líneas de 400, 230 y 161 kV y en particular de acuerdo a
convenio, líneas que atiende menores a 161 kV de longitud pequeña.
60
FIGURA 2. 24. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2016 (Kilómetros)
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de la CFE.
Los estados de Sonora, Veracruz y Chihuahua concentraron el 8.6%, 8.4% y 7.9% respectivamente, de la red troncal24, esto gracias a que cuentan con una gran extensión territorial lo que les permite tener una mayor longitud de la red de transmisión. Por el contrario, los estados de Baja California Sur y Colima presentaron la menor participación con 0.7% cada una (véase Tabla 2.11).
24 Líneas con nivel de tensión de 400 y 230 kV.
23.4%26.1%
0.5%
1.1%
44.5%
0.2%
2.6%
0.4%
1.3%
400 kV
230 kV
161 kV
138 kV
115 kV
85 kV
69 kV
400 kV*
230 kV*
61
TABLA 2. 11. RESUMEN DE KILÓMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR ENTIDAD FEDERATIVA 2016
(Kilómetros)
No. Entidad
Federativa Categoría Total
(km) 400 kV 230 kV
1 Aguascalientes 281 421 701
2 Baja California - 997 997
3 Baja California Sur - 375 375
4 Campeche 728 566 1,294
5 Ciudad de México 164 432 596
6 Coahuila 1,820 1,033 2,853
7 Colima 215 174 389
8 Chiapas 1,121 323 1,444
9 Chihuahua 214 4,013 4,227
10 Durango 189 886 1,075
11 Guanajuato 531 1,022 1,553
12 Guerrero 293 1,178 1,471
13 Hidalgo 655 695 1,350
14 Jalisco 1,802 1,064 2,866
15 Estado de México 1,073 1,063 2,135
16 Michoacán 985 613 1,598
17 Morelos 218 262 479
18 Nayarit 661 197 858
19 Nuevo León 1,794 448 2,243
20 Oaxaca 834 1,052 1,886
21 Puebla 1,672 339 2,011
22 Querétaro 376 308 684
23 Quintana Roo 154 519 673
24 San Luis Potosí 1,211 664 1,875
25 Sinaloa 1,440 1,572 3,011
26 Sonora - 4,557 4,557
27 Tabasco 303 668 971
28 Tamaulipas 1,258 565 1,823
29 Tlaxcala 197 290 487
30 Veracruz 3,366 1,104 4,470
31 Yucatán 569 758 1,327
32 Zacatecas 592 410 1,002
Total 24,714 28,566 53,280
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de la CFE.
62
Distribución
Respecto a la RGD25 que se integra por las reden en media tensión26 y las redes de baja tensión27, ofrece servicio a 40.7 millones de usuarios, con una cantidad de 1,446, 529 piezas de transformadores de distribución y con una capacidad total de 53, 528 MVA.
En 2016 se registró un incremento de 0.6% en su longitud, 4,967 km adicional al 2015, para ubicarse en los 779,119 km. De esta red el 93.7% correspondió a Distribución de CFE y el restante a Otras28 (véase Tabla 2.12).
TABLA 2. 12. LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN (Kilómetros)
Líneas de Distribución Longitud 2015 Longitud 2016
Distribución CFE 774,152 779,119
Nivel de Tensión 34.5 kV 79,413 80,013
Nivel de Tensión 23 kV 62,755 65,047
Nivel de Tensión 13.8 kV 312,757 317,118
Nivel de Tensión 6.6 kV 162 127
Nivel de Tensión 2.4 kV 6 9
Nivel de Tensión baja 319,065 316,805
Otras 52,334 51,969
Total 826,486 831,087
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de CFE Distribución.
Interconexiones fronterizas
Con la finalidad de comercializar electricidad con otros países, el SEN está interconectado a diferentes niveles de tensión con Estados Unidos de América, Belice y Guatemala. Estas interconexiones se dividen en las de uso permanente y las que se utilizan en situación de emergencia; éstas últimas se caracterizan por no operar permanentemente puesto que, técnicamente, no es posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas, debido al riesgo de inestabilidades en el sistema eléctrico, en detrimento de ambos países (véase Cuadro 2.1).
CUADRO 2. 1. INTERCONEXIONES CON NORTEAMÉRICA De emergencia Permanentes
Ribereña - Ascárate Tijuana – Miguel
ANAPRA – Diablo La Rosita – Imperial Valley
Ojinaga - Presidio Piedras Negras – Eagle Pass
Matamoros – Brownsville Nuevo Laredo – Laredo
Matamoros - Military Cumbres F. – Planta Frontera
Cumbres F. - Railroad
Fuente: Elaborado por la SENER.
25 La Red General de Distribución se utiliza para transportar energía eléctrica al público en general. 26 Redes en media tensión cuyo suministro está en niveles mayores a 1 kV o menores a 35 kV. 27 Red de baja tensión cuyo suministro se da a niveles iguales o menores de 1 kV. 28 CFE Distribución, reporta líneas que atiende a 138, 115, 85 y 68kV.
63
Como se muestra en el Mapa 2.3, en la frontera sur una interconexión se localiza en Quintana Roo y se enlaza con Belice, y la otra se ubica en el estado de Chiapas y se enlaza con Guatemala, estas son:
Xul Ha – West
Tapachula – Los Brillantes
MAPA 2. 3. INTERCONEXIONES TRANSFRONTERIZAS
Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
64
2.5. Comercio de Energía Eléctrica
En 2016, la balanza comercial de energía eléctrica, presentó un decremento de 265.2 GWh en comparación con 2015. El nivel de exportaciones se redujo de -15.2%, ubicándose en 1,967.6 GWh, asociado a una menor exportación en hacia Estados Unidos y Belice. Por otro lado, las importaciones se incrementaron en los estados colindantes con Estados Unidos y con Guatemala (véase Tabla 2.13).
TABLA 2. 13. COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA (GWh)
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Energía eléctrica exportada
1,299.5 1,451.4 1,452.4 1,249.1 1,348.3 1,292.5 1,116.7 1,240.1 2,652.7 2,320.4 1,967.6
Estados Unidos 1,088.3 1,223.9 1,201.5 1,010.8 840.1 617.9 648.3 801.7 1,910.9 1,704.2 1,353.6
Belice 209.2 225.2 248.3 216.2 159.6 170.2 237.8 233.9 233.2 255.0 197.9
Guatemala
2.0 2.3 2.6 22.1 348.6 504.3 230.7 204.4 508.7 361.2 416.1
Energía eléctrica importada
522.7 277.4 350.6 345.6 397.1 596.0 2,176.6 1,209.8 2,124.0 1,650.0 2,232.7
Estados Unidos
522.7 277.4 350.6 345.6 397.1 593.1 2,149.3 1,180.8 2,119.0 1,629.6 2,184.4
Guatemala N/D N/D N/D N/D N/D 2.9 27.3 28.9 5.0 20.4 48.4
Balanza comercial
776.8 1,173.9 1,101.8 903.5 951.3 696.5 -1,059.9 30.3 528.7 670.4 -265.2
Fuente: Sistema de Información Energética con información de CFE y CENACE.
65
3. Prospectiva del Sector Eléctrico
Desde diciembre de 2013, México se encuentra en una profunda reestructuración de su modelo energético. Con los resultados de las tres primeras subastas, el Sector Eléctrico está transitando a un sector modernizado, con visión global y totalmente dinámico, que hoy en día sigue impulsando a la economía nacional.
La industria eléctrica busca promover el desarrollo sustentable, garantizando siempre la operación continua, eficiente y segura. De este modo, ante las crecientes necesidades de suministro de energía eléctrica, el SEN a través del Mercado Eléctrico mayorista, requiere de un modelo de libre competencia donde se garantice la transparencia e incentive la participación de inversionistas privados y de las empresas productivas del estado.
Así, ante el compromiso de la SENER de diseñar y llevara a cabo la política energética y la planeación del SEN, surgen diversos instrumentos como la Prospectiva del Sector Eléctrico, que al tomar como referencia los Programas Indicativos para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE), el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución, muestran los resultados de planeación indicativa publicados en el PRODESEN 2017-2031 a un horizonte de 15 años.
3.1. Supuestos del Escenario de Planeación
El nuevo modelo del Sector Eléctrico Mexicano debe brindar nuevas oportunidades a la inversión y la promoción del crecimiento económico. Para ello, se debe garantizar el desarrollo de un mercado eléctrico que permita el suministro confiable de electricidad, a través de precios transparentes acordes a la realidad mundial, de ahí la importancia de comprender el entorno internacional en el que se encuentra este sector.
En el siguiente apartado se describen, además del entorno internacional, los principales insumos considerados en la planeación del sector eléctrico, como son los pronósticos macroeconómicos entre los cuales se describe el crecimiento esperado de la economía, la población, el tipo de cambios y los pronósticos de los precios de los combustibles. Por otra parte, los compromisos adquiridos por México para disminuir las emisiones de gases de efecto invernadero (GEI), son una de las variables condicionantes en la planeación futura del SEN.
3.1.1. Entorno Internacional
Según cifras de BP Statistical Review of World Energy June 201729, en 2016 la generación de energía eléctrica a nivel mundial se incrementó 2.5% respecto al 2015 para ubicarse en 24,816.4 TWh. Este crecimiento se debió en gran medida por un crecimiento más rápido de los países que no pertenecen a la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), destacando la región de Asia Pacifico como se muestra en la Figura 3.1.
29 Para mayor detalle consulte el siguiente link: https://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/energy-economics/statistical-review-2017/bp-statistical-
review-of-world-energy-2017-full-report.pdf
66
FIGURA 3. 1. GENERACIÓN ELÉCTRICA MUNDIAL Y POR REGIONES (TWh)
Fuente: Elaborado por SENER con información de BP Statistical Review of World Energy
Hoy en día, los mercados mundiales de energía eléctrica se encuentran en un proceso de transición, donde se ha incrementado la participación de las energías renovables para la producción de energía eléctrica, destacando las energías solar y eólica, que incrementaron exponencialmente su capacidad de generación eléctrica en 33.2% y 12.0% respectivamente, entre 2015 y 2016 (véase Figura 3.2).
FIGURA 3. 2. CAPACIDAD MUNDIAL DE ENERGÍA SOLAR Y EÓLICA (MW)
Fuente: Elaborado por SENER con información de BP Statistical Review of World Energy.
3.1.2. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
La Prospectiva del Sector Eléctrico, toma como insumo principal el ejercicio de planeación indicativa publicado en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2017-2031. Éste tiene como principales objetivos: Garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del SEN; Fomentar la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica, así como la seguridad energética nacional; Promover la instalación de los recursos suficientes para satisfacer la demanda en el SEN y Cumplir con los objetivos de energías limpias; Prever la infraestructura necesaria para asegurar la confiabilidad del SEN e Incentivar una expansión eficiente de la generación, considerando los criterios de calidad, confiabilidad,
19,13220,019 20,421 20,261
21,562 22,242 22,797 23,403 23,844 24,216 24,816
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Africa
OrienteMedio
Centro ySudamérica
Norteamérica
Europa yEurasia
AsiaPacifico
TotalMundial
74
,00
8
94
,18
9
12
0,7
47
15
1,8
88
18
3,8
72
22
4,2
50
27
1,8
17
30
4,6
15
35
2,8
31
41
8,7
45
46
8,9
89
5,7
62
8,3
23
14
,92
7
23
,01
8
39
,43
0
70
,18
2
98
,80
3
13
7,0
05
17
7,1
47
22
6,3
80 30
1,4
73
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Eólica Solar Fotovoltaica
67
continuidad y seguridad de la red, que minimice los costos de prestación del servicio, reduciendo los costos de congestión. Cabe mencionar que el SEN está integrado por 10 regiones de control, de las cuales 7 se encuentran interconectadas y conforman el SIN, mientras que las 3 regiones restantes se encuentran aisladas (Baja California, Baja California Sur y Mulegé).
Por otra parte, el PRODESEN contiene la planeación de la infraestructura eléctrica para los próximos 15 años, resultado de la coordinación del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE) con los Programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución30.
El PIIRCE por su parte, contiene la proyección a 15 de años de la nueva capacidad de generación por tipo de tecnología y ubicación geográfica de las nuevas centrales eléctricas, así como las unidades o centrales notificadas por los generadores para su retiro31.
3.1.3. Pronósticos macroeconómicos
Conocer los pronósticos macroeconómicos permite identificar el comportamiento esperado de las variables que determinan la demanda y consumo de energía eléctrica, como son el crecimiento poblacional, el crecimiento económico, el tipo de cambio, entre otras variables. Una vez estimada la demanda y el consumo de energía eléctrica, se puede determinar la infraestructura eléctrica que satisface los requerimientos de energía de la población, en un período de planeación de 15 años.
Producto Interno Bruto
Para el período comprendido entre 2017 y 2031, se proyectaron tres escenarios de crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) tomando como referencia los Criterios Generales de Política Económica 2017 publicados por SHCP. En el escenario base, principal escenario de referencia, se espera un crecimiento medio anual de 2.9%, para los siguientes 15 años32 (véase Figura 3.3).
FIGURA 3. 3. PRONÓSTICOS DEL PIB 2016-2031 (Variación anual)
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI y Oxford Economics
30 Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/paginas/publicas/Planeacion/ProgramaRNT.aspx 31 Artículo 18 de la LIE. 32 Los pronósticos del PIB se estiman anualmente en el último trimestre del año anterior, por lo que para este ejercicio el
año 2016 es estimado.
0%1%
1%
2%
2%
3%3%
4%
4%
5%
20
16
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
PIB Esc. Alto PIB Esc. Base PIB Esc. Bajo
68
Población
En 2016 la cifra de población registró 122.3 millones de personas en México. Para el período de planeación de 2017-2031, se espera que haya un crecimiento medio anual de 0.8% para ubicarse en 138.4 millones de personas al cierre del período (véase Figura 3.4).
FIGURA 3. 4. PRONÓSTICO DE CRECIMIENTO DE LA POBLACIÓN EN MÉXICO, 2017-2031 (Millones de Personas)
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI.
Tipo de cambio
Al cierre de 2016 el tipo de cambio se ubicó en 18.3 pesos por dólar y se espera que entre 2017 y 2031 presente un crecimiento medio anual de 1.1%, para ubicarse en 21.8 pesos por dólar. Esta variable tiene su principal impacto en los pronósticos de los precios internacionales de los combustibles para el sector eléctrico, de ahí la importancia de analizar su tendencia como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 3. 5. PRONÓSTICO DEL TIPO DE CAMBIO 2017-2031 (Dólar-Pesos)
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI y Oxford Economics.
115
120
125
130
135
140
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
Tmca 0.8%
17
18
18
19
19
20
20
21
21
22
22
20
17
20
18
20
19
20
20
20
21
20
22
20
23
20
24
20
25
20
26
20
27
20
28
20
29
20
30
20
31
69
3.1.4. Pronósticos de los precios de combustibles
Los pronósticos de los precios de combustibles es otra de las variables fundamentales para la estimación de la demanda y el consumo de energía eléctrica, y se ajustan anualmente tomando en cuenta las proyecciones de los precios de referencias internacionales y nacionales. Para el ejercicio de planeación 2017-2031, se elaboraron 3 escenarios de pronósticos de combustibles, como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 3. 6. ESCENARIOS DE PRONÓSTICOS DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 2017-2031 (Índice Base 2016 = 100)
1/ TMCA: Tasa media de crecimiento anual con año base 2016. Fuente: Elaborado por SENER, con información del PRODESEN 2017-2031.
3.1.5. Objetivos de energías limpias y Potenciales de Energías Renovables
A través de la LTE se busca incrementar de forma gradual la participación de las energías limpias en la industria eléctrica con el objetivo de cumplir las metas establecidas en materia de generación de energías limpias y de reducción de emisiones. Para lograr la meta de una participación mínima de energías limpias del 25% en el 2018, 30% en 2021 y 35% para 2024, se debe de considerar el potencial que existe de los recursos renovables con los que se cuenta hoy en día para poder aprovecharlos al máximo, y desarrollar los proyectos que son técnica y económicamente más viables para la planeación a futuro del SEN (véase Figura 3.7).
FIGURA 3. 7. TRAYECTORIA DE LAS METAS DE ENERGÍAS LIMPIAS 2017-2031
70
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por la SENER con información de la LTE.
Los potenciales de energías limpias permiten a los inversionistas ubicar zonas donde puedan llevar a cabo el desarrollo de proyectos de generación limpia, que contribuyan a la diversificación de la matriz energética, como se describe a continuación:
CUADRO 3. 1. POTENCIAL DE ENERGÍAS LIMPIAS
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
22.7%25.0%
27%28.3%
30.0%32%
33.3%35.0%35%35.9%36.4%36.8%37.3%37.7%38.2%
201720182019202020212022202320242025202620272028202920302031
TecnologíaPotencial
Disponible (MW)
Tipo Fuente
Bioenergía 1,500Referente al potencial económicamente competitivo.
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables enMéxico: Biomasa (SENER, 2012).http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura/estudios-energias-renovables.html
Cogeneración Eficiente 7,045Referente al potencial nacional en un escenario medio.
Estudio sobre Cogeneración en el Sector Industrial enMéxico (SENER, 2009).http://www.cogeneramexico.org.mx/documentos.php
Eólica 12,000Referente conservador del potencial nacional.
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables enMéxico: Eólica (SENER, 2012).http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura/estudios-energias-renovables.html
El potencial eólico mexicano: Oportunidades y retos enel nuevo sector eléctrico (Asociación Mexicana deEnergía Eólica - AMDEE - y PWc; 2014).http://www.amdee.org/amdee-estudios
Geotérmica 1,932De acuerdo a la expectativas de crecimiento de la geotermia.
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivas-del-sector-energetico
Hidroeléctrica 8,763De acuerdo con el potencial probable y un factor de planta del 30%.
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivas-del-sector-energetico
Solar Fotovoltaica 8,000De acuerdo con el potencial técnicamente viable.
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables enMéxico: Solar FV (SENER, 2012).http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura/estudios-energias-renovables.html
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029.http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivas-del-sector-energetico
71
3.2. Comportamiento esperado de la demanda y el consumo de energía eléctrica
CENACE tiene la atribución33 para estimar la demanda y consumo de energía eléctrica de los centros de carga para fines del despacho y operación del SEN. De modo que para determinar las trayectorias de largo plazo de la demanda y del consumo de energía eléctrica34, considera los pronósticos de largo plazo de la economía del país y los pronósticos de los precios de combustibles. Conocer el comportamiento futuro de la demanda y el consumo de energía eléctrica a largo plazo en el territorio nacional, permite optimizar el uso de la capacidad instalada con que se cuenta y planear, estratégicamente, nuevos proyectos que garanticen el suministro de energía eléctrica y mantengan la estabilidad del SEN de manera eficiente y sustentable.
3.2.1. Demanda Máxima
La demanda máxima bruta es la potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de las centrales generadoras. Con base en las estimaciones de demanda se proyecta un crecimiento anual medio para el escenario de planeación de 3.0% en los próximos 15 años (véase Figura 3.8).
FIGURA 3. 8. CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL SIN 2017-2031 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
33 Artículo Décimo Tercero Transitorio de la LIE. 34 La demanda de energía eléctrica se define como el requerimiento instantáneo a un sistema eléctrico de potencia,
normalmente expresado en MW o kW. Por su parte, el consumo de energía eléctrica es la Potencia eléctrica utilizada por toda o por una parte de una instalación de utilización durante un período determinado de tiempo
Escenario Bajo Planeación Alto
Tmca (%) 2.5 3.0 3.7
2.2
2.4
2.6
2.8
3.0
3.2
3.4
3.6
3.8
4.0
4.2
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
72
Las regiones de Baja California Sur y Peninsular registran los crecimientos medios anuales más altos esperados para el período de proyección 2017-2031, con 3.9% y 3.8% respectivamente, como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 3. 9. CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA MÁXIMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN DE CONTROL
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
Para el 2017 el SIN presenta un pronóstico de 42,243 MWh/h y se espera alcanzar la cifra de 63,318 MWh/h al cierre del 2031. Como se muestra en el Tabla 3.1, las regiones Occidental y Noreste registran los valores más altos esperados para la demanda máxima integrada del SIN.
La demanda integrada es la suma de todas las demandas y se registra en los puntos más altos cuando, por ejemplo, por efecto de las altas temperaturas en temporada de verano, algunos estados del norte del país requieren más energía por la utilización de equipos de aire acondicionado. Otro caso de altas demandas se da en el centro del país por la actividad residencial en el uso constante de iluminación y calefacción, o por la intensa actividad industrial. La demanda instantánea es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica en un instante dado para responder a las condiciones de demanda máxima integrada; se espera que, entre el período de 2017 y 2031, esta demanda se ubique en las 17:00 horas en verano y, para invierno, en las 23:00 horas (véase Tabla 3.2).
Sistema Interconectado Nacional
Evolución histórica 2006-2016
2.3%
Crecimiento esperado 2017-2031
3.0%
7
4
5
6
3
1
2
9
8
1 Central2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California8 Baja California Sur9 Peninsular
2.0%
2.8%
3.8%
3.3%
3.1%
3.0%
3.3%
2.8%
3.9%
73
TABLA 3. 1. PRONÓSTICOS DE LA DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA POR REGIÓN DE CONTROL, ESCENARIO DE PLANEACIÓN 2017-2031
(MWh/h)
Región 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Central 8,666 8,840 9,029 9,229 9,415 9,604 9,797 9,999 10,209 10,419 10,639 10,868 11,100 11,336 11,575
Oriental 7,320 7,529 7,741 7,966 8,190 8,427 8,670 8,928 9,182 9,430 9,680 9,941 10,212 10,485 10,771
Occidental 9,632 9,941 10,272 10,622 10,984 11,364 11,755 12,151 12,565 12,984 13,410 13,833 14,264 14,702 15,153
Noroeste 4,520 4,699 4,866 5,036 5,199 5,364 5,541 5,728 5,903 6,090 6,273 6,461 6,658 6,858 7,061
Norte 4,405 4,541 4,690 4,841 4,990 5,145 5,296 5,452 5,604 5,765 5,925 6,093 6,264 6,429 6,597
Noreste 9,023 9,310 9,615 9,927 10,250 10,581 10,920 11,263 11,613 11,970 12,339 12,707 13,091 13,475 13,860
Peninsular 1,954 2,015 2,084 2,165 2,250 2,336 2,425 2,518 2,613 2,714 2,819 2,929 3,045 3,165 3,289
Baja California
2,702 2,787 2,868 2,951 3,036 3,125 3,216 3,309 3,401 3,495 3,590 3,692 3,787 3,888 3,981
Baja California Sur
458 475 493 512 533 555 578 600 625 650 675 702 730 759 787
Mulegé 29 30 31 33 34 35 36 38 39 41 42 44 45 47 49
SIN 42,243 43,499 44,816 46,165 47,573 49,000 50,464 51,944 53,500 55,056 56,643 58,225 59,923 61,603 63,318
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
TABLA 3. 2. DEMANDAS INTEGRADAS E INSTANTÁNEAS DEL SIN POR ESCENARIO DE ESTUDIO 2017-2031
(MWh/h)
Año
Máxima de Verano (17:00 hrs)
Máxima Nocturna de Verano (23:00
hrs)
Mínima de Invierno (04:00 hrs)
Media de Invierno (14:00 hrs)1/
Media de Invierno (14:00 hrs)2/
Máxima de Invierno (20:00
hrs)
Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea
2017 42,243 43,591 40,466 41,483 27,133 27,459 33,910 34,740 27,746 28,423 35,915 36,777
2018 43,499 44,812 41,666 42,712 27,917 28,253 34,893 35,748 28,544 29,242 36,949 37,837
2019 44,816 46,233 42,923 44,001 28,753 29,099 35,936 36,818 29,393 30,113 38,043 38,959
2020 46,165 47,626 44,198 45,307 29,468 29,824 36,937 37,845 30,132 30,871 39,124 40,067
2021 47,573 49,080 45,555 46,698 30,479 30,848 38,110 39,049 31,150 31,916 40,331 41,305
2022 51,946 53,556 49,850 51,082 33,069 33,478 41,181 42,185 33,574 34,391 43,554 44,597
2023 53,500 55,160 51,339 52,606 34,046 34,468 42,401 43,437 34,562 35,404 44,833 45,909
2024 55,071 56,782 52,828 54,132 34,873 35,306 43,553 44,619 35,408 36,273 46,075 47,182
2025 56,726 58,495 54,427 55,770 36,051 36,500 44,922 46,023 36,593 37,488 47,487 48,630
2026 58,381 60,203 56,008 57,390 37,092 37,554 46,222 47,355 37,646 38,567 48,850 50,027
2027 60,069 61,944 57,620 59,041 38,157 38,633 47,550 48,718 38,723 39,672 50,242 51,454
2028 61,752 62,471 59,214 60,675 39,049 39,538 48,793 49,992 39,638 40,611 51,581 52,827
2029 63,555 65,542 60,954 62,457 40,325 40,830 50,275 51,512 40,920 41,925 53,109 54,393
2030 65,343 67,387 62,665 64,210 41,443 41,963 51,675 52,948 42,053 43,086 54,581 55,902
2031 67,160 69,261 64,405 65,992 42,573 43,108 53,095 54,405 43,200 44,263 56,076 57,435
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
74
3.2.2. Consumo Bruto
Los pronósticos de consumo de energía eléctrica se obtienen mediante la agregación de variables que determinan dicho consumo, como son: las demandas horarias y el consumo nacional por región de control, ahorros de electricidad, la reducción de pérdidas eléctricas, el balance nacional y regional de energía eléctrica, los diagnósticos de la operación real por región de control y la información del desarrollo de mercado (distribución). Utilizando métodos de suavización de series de tiempo y modelos de regresión lineal, se hace la proyección del consumo de energía eléctrica por regiones de control y del SEN35.
Bajo el escenario de planeación en el SEN se espera que para el período de proyección, el consumo bruto de energía eléctrica tenga un crecimiento medio anual de 2.9% (véase Figura 3.10), pasando de 306,230 GWh en 2017 a 457,561 GWh en 2031, lo que equivale un crecimiento de aproximadamente 151,331 GWh.
FIGURA 3. 10. CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DEL CONSUMO BRUTO DEL SEN 2017-2031 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
Las regiones de Baja California Sur y Peninsular presentan los pronósticos de crecimiento medio más altos, con 3.8% cada uno, mientras que la región central el menor crecimiento con 2.1% como se muestra en la Figura 3.11 y la Tabla 3.3.
35 Para mayor detalle véase “Metodología para la elaboración del pronóstico de consumo de energía eléctrica 2017-2031
en el PRODESEN 2017-2031 (Pág. 59)
Escenario Bajo Planeación Alto
Tmca (%) 2.4 2.9 3.6
1.4
1.8
2.2
2.6
3.0
3.4
3.8
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
75
FIGURA 3. 11. CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DEL CONSUMO BRUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN DE CONTROL
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
TABLA 3. 3. PRONÓSTICOS DEL CONSUMO BRUTO POR REGIÓN DE CONTROL, 2017-2031 (GWh)
Región 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Central 60,093 61,301 62,605 63,971 65,255 66,563 67,897 69,268 70,720 72,171 73,697 75,252 76,849 78,487 80,139
Oriental 48,791 50,111 51,521 52,954 54,402 55,933 57,505 59,132 60,739 62,353 64,003 65,682 67,414 69,163 70,951
Occidental 65,125 67,219 69,457 71,812 74,256 76,831 79,468 82,137 84,934 87,768 90,651 93,495 96,410 99,369 102,416
Noroeste 23,959 24,910 25,797 26,692 27,558 28,430 29,367 30,359 31,282 32,272 33,244 34,238 35,278 36,335 37,411
Norte 25,335 26,119 26,975 27,829 28,696 29,586 30,455 31,331 32,216 33,138 34,059 35,004 35,968 36,918 37,884
Noreste 53,771 55,483 57,300 59,129 61,064 63,041 65,061 67,069 69,166 71,296 73,493 75,723 77,968 80,260 82,550
Peninsular 12,573 12,969 13,415 13,931 14,477 15,028 15,600 16,199 16,809 17,461 18,133 18,840 19,589 20,358 21,155
Baja California 13,797 14,228 14,646 15,071 15,504 15,957 16,422 16,899 17,379 17,859 18,347 18,856 19,352 19,869 20,346
Baja California Sur
2,625 2,716 2,816 2,920 3,035 3,157 3,281 3,410 3,543 3,681 3,823 3,971 4,124 4,281 4,438
Mulegé 161 168 174 181 188 195 202 210 217 226 234 243 252 261 271
SIN 289,647 298,111 307,070 316,319 325,709 335,413 345,353 355,496 365,865 376,458 387,280 398,234 409,477 420,889 432,507
SEN 306,230 315,222 324,706 334,490 344,436 354,721 365,259 376,015 387,005 398,224 409,685 421,304 433,206 445,301 457,561
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
Sistema Eléctrico Nacional
Evolución histórica 2006-2016
2.3%
Crecimiento esperado 2017-2031
2.9%
7
4
5
6
3
1
2
9
8
1 Central2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California8 Baja California Sur9 Peninsular
2.1%
2.7%
3.8%
3.2%
3.1%
2.9%
3.2%
2.8%
3.8%
76
Por porcentaje de participación dentro del consumo bruto de energía eléctrica, tanto en el 2016 como en el 2031, la región Occidental concentrará la mayor participación y Mulegé la menor (véase Figura 3.12).
FIGURA 3. 12. COMPARATIVO DE LA PARTICIPACIÓN EN EL CONSUMO BRUTO ENTRE 2016 Y 2031 DE LAS DISTINTAS REGIONES DE CONTROL
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de CENACE.
Central20.9%Oriental
16.9%
Occidental22.4%
Noroeste8.3%
Norte8.7%
Noreste18.5%
Baja California
4.8%
Baja California
Sur0.9%
Peninsular4.3%
Mulegé0.1%
2016
Central18.6%
Oriental16.4%
Occidental23.6%
Noroeste8.6%
Norte8.8% Noreste
19.1%
Baja California
4.7%
Baja California
Sur1.0%
Peninsular4.8%
Mulegé0.1%
2031
77
3.3. Expansión del Sistema Eléctrico Nacional
Para responder a las crecientes demandas de energía eléctrica y cumplir los objetivos de energías limpias36, es necesario llevar a cabo una política energética, que dentro del marco constitucional vigente, garantice el suministro competitivo, suficiente, de alta calidad, económicamente viable y ambientalmente sustentable para el desarrollo óptimo de la sociedad. La planeación indicativa presentada en este documento promueve la diversificación de la matriz energética para transitar al mayor uso de energías limpias, mediante el incremento de forma estratégica de la infraestructura que permitan lograr este objetivo.
En el siguiente apartado, se identificarán las necesidades que requiere el país en nueva capacidad a instalar de generación eléctrica, así como de los requerimientos de ampliación de las redes de transmisión y distribución que satisfagan el potencial de generación disponible y futuro.
3.3.1. Capacidad de Generación Eléctrica
Tomando como referencia el PIIRCE para la planeación del SEN, se considera nueva capacidad de generación por tipo de tecnología y ubicación geográfica de las nuevas centrales eléctricas, así como las unidades o centrales eléctricas notificadas por los generadores para su retiro. Por otra parte, el PIIRCE mediante la utilización de un modelo de optimización cuyo objetivo es resolver el problema de expansión de la capacidad de generación, permite conocer el tipo, tamaño y ubicación de las centrales eléctricas que deben instalarse y su fecha de entrada de operación, además de la ampliación de la transmisión que garantice la integración de la nueva generación eléctrica al mínimo costo de expansión para el sistema37.
Una de las consideraciones por las cuales la planeación del SEN debe de ser mínimo de 15 años, es para considerar el tiempo estimado para la realización de los proyectos y la vida útil de los mismos. Esto se debe a la propia naturaleza del sector eléctrico, ya que los proyectos presentan largos periodos de maduración, por lo cual las decisiones de inversión en las obras de expansión del SEN se toman con varios años de anticipación. Desde la fecha de inicio del concurso para la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial, transcurren aproximadamente de cuatro a siete años, mientras los proyectos de transmisión de tres a cinco años al periodo previo a la entrada en su operación. Adicionalmente, para llevar a cabo la formulación, evaluación y autorización de los proyectos, el tiempo mínimo requerido es de un año.
Adiciones de capacidad de generación eléctrica
Se estima que entre 2017 y 2031se adicionen 55,840 MW de capacidad de generación eléctrica, de los cuales 37.4% corresponderán a tecnologías convencionales (20,876 MW) y 62.6% a tecnologías limpias (34,964 MW). Cabe destacar, que del total de adiciones de capacidad, las dos principales tecnologías con mayor aportación al sistema son centrales de ciclo combinado con el 33.9% y 24.2% de centrales eólicas como se muestra en la Figura 3.13 a continuación.
36 Artículo 13 de la LIE. 37 Para mayor detalle consulte “Metodología de planeación de Largo Plazo de la Generación”, PRODESEN 2017-2031,
apartado 4.3.
78
FIGURA 3. 13. PARTICIPACIÓN EN LA CAPACIDAD ADICIONAL POR TIPO DE TECNOLOGÍA, 2017-2031
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA 3. 14. EVOLUCIÓN DE LAS ADICIONES DE CAPACIDAD POR TECNOLOGÍA 2017-2031 (MW)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Ciclo combinado33.9%
TC, CI, TG, Carboeléctrica
3.4%Eólica24.2%
Solar Fotovoltaica y Termosolar
13.8%
Cogeneración Eficiente
9.6%
Nucleoeléctrica7.3%
Hidroeléctrica3.0%
Geotérmica2.3%
Bioenergía2.4%
2,677
7,761
5,885
4,011
1,7701,251
3,078
4,176
3,3993,869
2,696
5,492
4,577
2,3502,849
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente Bioenergía TermosolarSolar Fotovoltaica Geotérmica Eólica HidroeléctricaImportación Combustión Interna Turbogás CarboeléctricaTermoeléctrica Convencional Ciclo Combinado
79
Respecto a los proyectos bajo las nuevas modalidades, 27.5% son proyectos genéricos, 26.1% no cuenta con permiso de generación de energía eléctrica, 19.4% son proyectos con permiso de generación al amparo de la LIE y el restante 27.0%, corresponde a las adiciones de capacidad con permisos de generación al amparo de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), modalidades identificadas anteriormente como: autoabastecimiento, cogeneración, exportación, pequeña producción y PIE (véase Figura 3.15).
FIGURA 3. 15. PARTICIPACIÓN DE LA CAPACIDAD ADICIONAL POR MODALIDAD 2017-2031 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Del total de capacidad adicional por modalidad y proyecto en el cuadro 3.2 se observa una importante participación de los proyectos genéricos con tecnologías limpias con 10,664 MW, equivalente al 19.1%. Respecto a los proyectos con tecnologías convencionales, los que se encuentran sin permiso de generación eléctrica, concentran el 12.65 del total de la capacidad futura a instalar (véase Cuadro 3.2).
Genérico27.5%
Sin permiso de generación de
energía eléctrica 26.1%
Generación19.4%
Autoabastecimiento
12.3%
Pequeña Producción
5.3%
PIE4.9%
Cogeneración3.9%
Exportación0.5%
80
CUADRO 3. 2. CAPACIDAD ADICIONAL POR MODALIDAD Y TECNOLOGÍA 2017-2031 (MW)
Concepto Auto
abastecimiento Cogeneración Exportación Generación Genérico
Pequeña Producción
PIE
Sin permiso de generación de energía eléctrica
Total
Limpia 5,965 2,193 301 5,544 10,664 2,771 0 7,527 34,964
Bioenergía
42 180
1,067 61 1,348
Eólica 3,936
301 2,542
2,728
120
3,870
13,498
Geotérmica
75
25
1,090
30
78 1,298
Hidroeléctrica
735
36
581
162
166
1,681
Nucleoeléctrica
4,081 4,081
Solar Fotovoltaica
1,176
2,603 150
2,398
1,358 7,685
Termosolar
14 14
Cogeneración Eficiente
2,193 144 967
2,055
5,359
Convencional 931 0 0 5,277 4,713 171 2,740 7,043 20,876
Carboeléctrica 129 129
Ciclo Combinado
470
5,136
3,862 60
2,740
6,681
18,950
Combustión Interna
12 419
21
452
Lecho Fluidizado
461
461
Termoeléctrica Convencional
341 341
Turbogás 432
112 544
Total 6,895 2,193 301 10,821 15,377 2,942 2,740 14,570 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Por estatus de cada proyecto de generación eléctrica, el 36.3% se encuentra en construcción o por iniciar obra; 36.1% en proceso de trámites, en autorización o adjudicación; 27.5% corresponde a nuevos proyectos por desarrollar, y 0.1% han iniciado operaciones o se encuentran en fase de pruebas (véase Cuadro 3.3).
81
CUADRO 3. 3. CAPACIDAD ADICIONAL POR SITUACIÓN DEL PROYECTO Y TECNOLOGÍA 2017-2031 (MW)
Tecnología En construcción, por iniciar obras
Adjudicado, autorizado, en
proceso de trámites
Por desarrollar En operación, en fase de pruebas
Total
Limpia 11,989 12,254 10,664 57 34,964
Bioenergía 202 67 1,067 14 1,348
Eólica 5,313 5,457 2,728 0 13,498
Geotérmica 50 131 1,090 26 1,298
Hidroeléctrica 71 1,028 581 0 1,681
Nucleoeléctrica 0 0 4,081 0 4,081
Solar Fotovoltaica 5,044 2,488 150 3 7,685
Termosolar 14 0 0 0 14
Cogeneración Eficiente 1,296 3,083 967 14 5,359
Convencional 8,286 7,877 4,713 0 20,876
Carboeléctrica 129 0 0 0 129
Ciclo Combinado 7,336 7,752 3,862 0 18,950
Combustión Interna 20 13 419 0 452
Lecho fluidizado 461 0 0 0 461
Termoeléctrica Convencional
341 0 0 0 341
Turbogás 0 112 432 0 544
Total 20,275 20,131 15,377 57 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
La región Noreste, según lo estimado, concentra el 25.6% de las adiciones de capacidad, equivalente a 14,310 MW y siendo Tamaulipas el principal estado beneficiado con 6,559 MW de nueva capacidad a instalar.
En segunda posición se ubica la región Oriental con el 23.8% (13,273 MW), destacando el estado de Veracruz con 5,808 MW, que equivale al 10.4% del total y concentrando la mayor cifra de adiciones de capacidad con tecnologías limpias como bioenergía, cogeneración eficiente, eólica, hidroeléctrica, nuclear y solar.
Las regiones Occidental y Norte, concentraran el 12.7% y 12.1% respectivamente, mientras que Noroeste el 9.7%. Por su parte, las regiones Peninsular, Baja California, Central y Baja California Sur, en conjunto adicionarán el 16.1% de nueva capacidad (véase Figura 3.16 y Tabla 3.4).
82
FIGURA 3. 16. ADICIONES DE CAPACIDAD POR REGIÓN DE CONTROL, 2017-2031 (MW)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Capacidad adicional 2017-203155,840 MW
7
4
5
6
3
1
2
9
8
1 Central2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California8 Baja California Sur9 Peninsular
1,419.9
13,273.5
3,529.6
7,119.0
14,310.5
6,741.3
5,396.3
3,093.5
935.2
83
TABLA 3. 4. EVOLUCIÓN DE LAS ADICIONES DE CAPACIDAD POR ENTIDAD FEDERATIVA 2017-2031 (MW)
Entidad Federativa
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Total
Aguascalientes -
213
396 - - -
50
90
- -
183 - - -
60
991
Baja California
30 -
41
-
352 - -
1,031
- - -
565 -
301
375
2,695
Baja California Sur
8
66
25 -
50
143
-
30
82
197
43
73
117 -
122
956
Campeche
14 - - - - - - - - - - - - - -
14
Chiapas
50
30 - - - -
42
662
136
65
- - - - -
984
Chihuahua
121
993
257
389 - - 3 -
50
1,010
-
402
30 -
80
3,336
Ciudad de México
8 - - - - - - - - - - - - - -
8
Coahuila
58
800
362
278
641 -
355
99
126
- -
100
300
400 -
3,518
Durango
31
234 -
30 -
23
50 -
175 -
30
983 - -
121
1,676 Estado de México
- 660
- - 111
- 100
84
- - - - - - 226
1,181
Guanajuato
24
367
30
180
50 -
50
-
30 -
40
-
30 - -
801
Guerrero - - - - - -
50 - 4 -
230
- - - -
284
Hidalgo
99 - - -
55
25
- - - - - - - -
30
209
Jalisco
103
176
64
922
53 -
100
56
185
80
420
62
100
24
10
2,355
Michoacán -
25 - - - - - - - - -
56
- -
100
181
Morelos - -
70 - - - - - - - - - - - -
70
Nayarit - - - - -
25
43
60 - -
231
- - - -
358
Nuevo León
12
920
1,199 - -
90
50
82
-
267
380
998
240
140 -
4,377
Oaxaca
65
410
252
878 - - -
10
825
653
300
150
818
- -
4,361
Puebla
28 -
300
- - -
104 -
57
53
-
50 - - -
592
Querétaro
63
30 - - - -
50 - - - - - - - -
143
Quintana Roo - - - 60
- - 50
- 169
- - - - - - 279
San Luis Potosí 8
30
300
335
94 - -
250
772
1,013
30
- - -
350
3,182
Sinaloa - -
1,627 -
50
-
80 - - - - -
834
- -
2,591
Sonora
896
989
425
527
30 -
150
83
- - - -
104 - -
3,204
Tabasco
274 - - - - -
746
-
200
30 - - - - -
1,250
Tamaulipas
395
918
537
341 -
945
-
350 -
383
-
951
284
96
1,360
6,559
Veracruz 9
55 - -
208
-
423
1,000
338
45
200
450
1,720
1,360 -
5,808
Yucatán
133
844 -
70
76
-
532
259
169
76
539
539 - - -
3,237
Zacatecas
250 - - - - -
50
30
80
-
70
113 -
30
15
637
Total 2,677 7,761 5,885 4,011 1,770 1,251 3,078 4,176 3,399 3,869 2,696 5,492 4,577 2,350 2,849 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
84
Retiros de capacidad de generación eléctrica
El PIIRCE solo contempla el retiro programado de centrales eléctricas de CFE y se basa en el análisis de costos de operación y los años de servicio de las unidades generadoras. Para dar cumplimiento al programa es importante considerar una serie de condiciones como son la entrada en operación en la fecha programada de las centrales que sustituirán a las centrales que se retirarán; la reducción de fallas prolongadas; la preservación de la confiabilidad del SEN; la garantía del suministro de combustibles y el crecimiento pronosticado de la demanda de energía eléctrica.
Para el final del período prospectivo se estima un retiro de capacidad de generación de 15,814 MW, asociado al retiro de 137 unidades, en su mayoría de tecnologías convencionales con aproximadamente el 99.6% del total (véase Figura 3.17).
FIGURA 3. 17. RETIROS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍA 2017-2031 (MW)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Evolución esperada de la capacidad de generación eléctrica
Como se mostró en el capítulo anterior al cierre de 2016, la capacidad instalada del SEN se ubicó en 73,510 MW. Considerando que se tiene programado un retiro de capacidad de 15,814 MW y una adición de 55,840 MW, se espera que, para el 2031, la capacidad de generación eléctrica del SEN sea de 113,269 MW, de la cual el 49.6% provendrá de tecnologías limpias y el 50.4% de tecnologías convencionales (véase Figura 3.18).
La reducción de la participación de las tecnologías convencionales de 71.2% a 50.4% se debe principalmente al retiro de 55 unidades de centrales termoeléctricas convencionales (10,921 MW); 53 unidades de turbogás con un total de 1,323 MW de capacidad; 13 unidades de ciclo combinado (2,043 MW); 5 unidades de combustión interna con una capacidad de 66.6MW y 4 unidades de tecnología carboeléctrica con un retiro de capacidad de 1,400 MW.
Termoeléctrica convencional
69.1%
Ciclo combinado
9.6%
Carboeléctrica12.2%
Turbogás8.4%
Combustión Interna0.4%
Geotérmica0.4%
85
FIGURA 3. 18. COMPARATIVO DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 Y 2031
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Para las tecnologías limpias se espera un importante crecimiento particularmente de las centrales eólicas, que concentrarán el 15.2% del total de capacidad de generación al 2031, seguido de las hidroeléctricas con el 12.6% y solar con 6.9% como se muestra en la Figura.3.19 y la Tabla 3.5.
FIGURA 3. 19. CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍAS 2031 (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Convencional71.2%
Limpia28.8%
2016
Convencional50.4%
Limpia49.6%
2031
Ciclo combinado
39.01%
Eólica15.21%
Hidroeléctrica12.60%
Solar Fotovoltaica
6.91%
Cogeneración eficiente6.00%
Nucleoeléctrica5.02%
Carboeléctrica3.63%
Turbogás3.43%
Bioenergía1.98%
Geotérmica1.89%
Termoeléctrica convencional
1.78%
Combustión Interna1.61%
Lecho fluidizado0.92%
Termosolar0.01%
Frenos regenerativos
0.01%
86
TABLA 3. 5. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2017-2031 (MW)
Tecnología 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Convencional
51,798
53,847
52,967
51,795
51,295
50,150
50,127
51,278
52,387
54,486
54,684
56,430
56,921
56,921
57,043
Ciclo combinado
28,094
31,498
33,697
34,714
34,404
34,173
35,400
37,432
38,202
40,165
40,704
43,107
44,181
44,181
44,181
Termoeléctrica convencional
12,088
10,722
7,748
5,559
5,239
4,371
3,313
2,353
2,353
2,353
2,012
2,012 2,012 2,012 2,012
Carboeléctrica 5,378
5,378
5,507
5,507
5,507
5,507
5,507
5,507
5,507
5,507
5,507
4,807 4,107 4,107 4,107
Turbogás 4,201
4,201
3,967
3,967
3,637
3,623
3,430
3,541
3,880
3,880
3,880
3,880 3,880 3,880 3,880
Combustión Interna
1,456
1,467
1,467
1,467
1,467
1,436
1,436
1,404
1,404
1,541
1,541
1,583 1,701 1,701 1,823
Lecho fluidizado
580
580
580
580
1,041
1,041
1,041
1,041
1,041
1,041
1,041
1,041 1,041 1,041 1,041
Limpia
22,917
27,246
30,425
32,822
33,982
35,139
36,989
39,022
41,313
43,082
45,239
47,763
51,149
53,499
56,225
Renovable
18,406
21,985
25,164
27,561
28,269
29,426
30,457
31,603
33,463
34,927
36,503
37,987
39,138
40,127
41,494
Hidroeléctrica 12,604
12,633
12,633
12,633
12,660
12,660
13,176
13,176
13,503
13,689
13,919
14,270
14,270
14,270
14,270
Eólica 4,329
5,505
6,957
8,050
8,500
9,444
9,800
10,710
11,601
12,627
13,640
14,581
15,602
16,388
17,233
Geotérmica 920
930
930
900
925
975
1,005
1,121
1,226
1,359
1,589
1,671 1,701 1,731 2,146
Solar Fotovoltaica
539
2,903
4,630
5,965
6,170
6,332
6,462
6,582
7,119
7,239
7,341
7,451 7,551 7,725 7,830
Termosolar 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14
14
14
14
Otras
4,511
5,261
5,261
5,261
5,713
5,713
6,532
7,420
7,850
8,156
8,736 9,776
12,011
13,371
14,732
Nucleoeléctrica 1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608
1,608 2,968 4,329 5,689
Bioenergía 956
956
956
956
1,256
1,256
2,076
2,209
2,239
2,239
2,239
2,239 2,239 2,239 2,239
Cogeneración eficiente
1,940
2,690
2,690
2,690
2,842
2,842
2,842
3,596
3,996
4,302
4,882
5,922 6,797 6,797 6,797
Frenos regenerativos
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7 7 7 7
Total 74,715 81,093 83,392 84,617 85,277 85,289 87,116 90,300 93,699 97,568 99,923 104,193 108,070 110,420 113,269
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
3.3.2. Generación de Energía Eléctrica
A partir del Programa de Expansión del Sistema Eléctrico, es posible simular como participarán cada una de las centrales actuales y futuras en la generación de electricidad, considerando los requerimientos de combustibles y los costos de generación.
Generación eléctrica por tecnología
En el 2016, la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,364 GWh de los cuales el 79.7% provino de tecnologías convencionales y el 20.3% de tecnologías limpias. Para 2031, la generación se incrementará 43.0% para ubicarse en 456,683 GWh, de la cual el 54.1% provendrá de tecnologías convencionales y el restante 45.9% será de tecnologías limpias.
Cabe destacar que aun cuando la participación de la tecnología de ciclo combinado en la matriz de generación eléctrica presenta una disminución de 50.2% a 44.6%, esta tecnología se incrementará anualmente 1.3%
87
pasando de 160,378 GWh en 2016 a 203,822 GWh en 2031, siendo la tecnología predominante en el sistema.
Por su parte, las tecnologías limpias incrementarán de manera exponencial su participación en la matriz de generación eléctrica con un incremento en promedio anual de 8.1% en el período de proyección. Se destacan tecnologías como solar y eólica las cuales crecerán a una tasa media anual, entre 2017 y 2031, de 29.3%, y 12.0% respectivamente, incrementando con ello su participación en la matriz (véase Figura 3.20 y Tabla 3.6).
FIGURA 3. 20. COMPARATIVO DE LA PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN TOTAL POR TECNOLOGÍA 2016 Y 2031
(GWh)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Ciclo combinado
50.2%
Termoeléctrica convencional
12.6%
Carboeléctrica10.7%
Turbogás3.9%
Combustión Interna1.0% Lecho
fluidizado1.2%
Hidroeléctrica9.7%
Eólica3.3%
Geotérmica1.9%
Solar0.1%
Bioenergía0.5%
Generación Distribuida
0.02%FIRCO0.01%
Nucleoeléctrica3.3%
Cogeneración eficiente
1.6%
Ciclo combinado
44.6%
Termoeléctrica convencional
0.1%
Carboeléctrica6.3%
Turbogás0.4%
Combustión Interna1.1%
Lecho fluidizado
1.6% Hidroeléctrica8.5%
Eólica14.8%
Geotérmica3.3%
Solar Fotovoltaica
2.9%
Nucleoeléctrica8.5%
Bioenergía2.8%
Cogeneración eficiente
5.1%
2016 real319,364 GWh
2031456,683 GWh
88
TABLA 3. 6. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN TOTAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍA 2017-2031
(GWh)
Tecnología 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Convencional 232,729 231,630 230,583 234,891 233,897 237,037 236,451 235,754 239,642 244,947 249,943 254,659 251,339 251,747 247,175
Ciclo combinado 148,400 152,630 157,471 171,846 171,780 174,780 178,758 183,343 190,801 195,324 200,295 206,388 206,620 208,561 203,822
Termoeléctrica convencional 38,025 35,148 29,319 17,608 13,283 13,183 9,249 4,518 829 829 829 831 797 816 629
Carboeléctrica 34,496 34,496 35,294 35,524 35,445 35,445 35,445 35,524 35,445 35,445 35,445 33,918 30,523 28,841 28,841
Turbogás 4,629 2,618 2,021 3,187 2,900 2,905 2,475 1,995 2,363 2,257 2,293 2,211 1,580 1,868 1,740
Combustión Interna 3,354 2,912 2,653 2,901 3,271 3,504 3,304 3,146 2,985 3,874 3,862 4,084 4,601 4,444 4,924
Lecho fluidizado 3,825 3,825 3,825 3,825 7,218 7,218 7,218 7,228 7,218 7,218 7,218 7,228 7,218 7,218 7,218
Limpia 70,649 80,766 91,420 96,762 107,819 115,223 126,402 138,553 145,784 151,810 158,122 165,476 180,642 192,459 209,509
Renovable 49,445 55,186 66,624 70,505 78,043 85,034 90,889 97,233 102,982 108,899 114,628 120,271 123,712 126,683 135,027
Hidroeléctrica 31,930 32,177 32,235 32,280 32,132 31,795 33,910 34,211 35,425 36,622 37,347 38,923 38,874 38,863 38,865
Eólica 13,863 17,116 23,769 26,730 32,557 35,563 38,805 43,762 46,669 50,258 53,469 56,703 59,877 62,341 67,581
Geotérmica 3,262 3,585 3,938 2,879 2,908 6,886 7,161 7,998 8,713 9,640 11,257 11,859 12,037 12,247 15,160
Solar Fotovoltaica 368 2,283 6,658 8,592 10,422 10,766 10,988 11,237 12,151 12,355 12,530 12,762 12,900 13,209 13,396
Termosolar 23 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
Otras 21,204 25,580 24,796 26,257 29,775 30,189 35,513 41,319 42,801 42,912 43,494 45,205 56,930 65,776 74,482
Nucleoeléctrica 10,925 10,925 10,925 10,955 10,925 10,925 10,925 10,955 10,925 10,925 10,925 10,955 20,167 29,410 38,652
Bioenergía 3,412 3,412 3,412 3,422 5,585 5,585 11,491 12,486 12,671 12,671 12,671 12,705 12,671 12,669 12,666
Cogeneración eficiente
6,867 11,243 10,459 11,881 13,265 13,678 13,097 17,878 19,206 19,316 19,898 21,544 24,092 23,697 23,165
Total 303,379 312,396 322,003 331,653 341,716 352,260 362,852 374,307 385,425 396,758 408,065 420,135 431,981 444,206 456,683
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Generación eléctrica por Región de Control
La generación total de energía eléctrica en el SEN, crecerá a un tasa media de crecimiento anual de 3.0% entre 2017 y 2031. Las regiones con mayores crecimientos son Baja California con 7.7% anual y Occidental con 6.1%, caso contrario las regiones Noroeste y Central decrecerán 0.6% y 0.2% respectivamente, para el mismo período.
Respecto a la participación por regiones se espera que al 2017 Noreste genere el 30.6% del total, seguido de la región Oriental con 28.0% y Occidental con 10.6% (véase Figura 3.21)
89
FIGURA 3. 21. EVOLUCIÓN Y PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN DEL SEN 2017-2031
(GWh, Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de la Subsecretaría de Electricidad.
Consumo de Combustibles
En el período 2017-2031 habrá un incremento de consumo de combustibles de 4.8%, pasando de 2,624,411 Tj en 2017, a 2,749,470 Tj en 2031. Los combustibles con mayor crecimiento son el uranio con 9.4% y el conjunto de biogás, bagazo y los residuos sólidos con 9.1% anualmente.
Por su parte el gas natural crecerá un ritmo de 2.7% anualmente para ubicarse en 1,658,158 TJ al final del período de proyección y será el combustible predominante concentrando el 60.3% del total del consumo para la generación eléctrica. Este incremento se debe en gran medida a la entrada en operación de 14 gasoductos en la red nacional y de internación que se encuentran actualmente en construcción y se estima inicien su operación comercial en 201838.
FIGURA 3. 22. CONSUMO DE COMBUSTIBLE 2017-2031 (Terajoule)
La categoría Otros incluye gas residual y reacción química exotérmica. Carbón incluye coque de petróleo. Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
38 Para mayor detalle consulte la Prospectiva de Gas Natural 2017-2031.
0
500,000
1,000,000
1,500,000
2,000,000
2,500,000
3,000,000
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031Otros Diésel Biogás, Bagazo y Residuos Sólidos Uranio Carbón Combustóleo Gas natural
90
3.3.3. Margen de Reserva
De acuerdo a lo establecido en la Política de Confiabilidad39 en cada una de las zonas de potencia vigentes al 2016, los valores del Margen de Reserva o Reserva de Planeación Eficiente del ejercicio 2017-2031, cumplen los criterios estipulados y se muestran a continuación.
FIGURA 3. 23. RESERVA DE PLANEACIÓN EFICIENTE DEL SIN (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA 3. 24. RESERVAS DE PLANEACIÓN EFICIENTE EN BAJA CALIFORNIA Y BAJA CALIFORNIA SUR (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
39 http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5473221&fecha=28/02/2017
34% 35%37%
31%
27%24% 23% 23% 22% 23% 22%
24% 25% 24% 23%
20
17
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20
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20
30
20
31
31%27%
24%27%
23%
56% 55% 51%46%
39%43%
2017 2018 2019 2020 2021 2022
SIBC SIBCS
91
3.3.4. Expansión de la Red de Transmisión y Distribución
Otro de los insumos importantes para el ejercicio de planeación del SEN es el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT), cuyo propósito es minimizar los costos de prestación del servicio, reducir los costos de congestión e incentivar una expansión eficiente de la generación, considerando los criterios de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad de la red.
Transmisión
El SEN se integra por 53 regiones de transmisión. Para el ejercicio de planeación se consideró la capacidad de transmisión de los enlaces bajo condiciones de demanda máxima; cada unidad de generación y su interconexión se asignan a una de las regiones de transmisión para representar el sistema eléctrico en el modelo de optimización. Tanto las centrales de generación eléctrica como los proyectos de generación considerados en el PIIRCE se clasifican de acuerdo a la región de control a la que pertenecen.
CUADRO 3. 4. REGIONES DE TRANSMISIÓN
No. Nombre No. Nombre No. Nombre
1 Hermosillo 21 Güémez 41 Lerma
2 Cananea 22 Tepic 42 Mérida
3 Obregón 23 Guadalajara 43 Cancún
4 Los Mochis 24 Aguascalientes 44 Chetumal
5 Culiacán 25 San Luis Potosí 45 Cozumel
6 Mazatlán 26 Salamanca 46 Tijuana
7 Juárez 27 Manzanillo 47 Ensenada
8 Moctezuma 28 Carapan 48 Mexicali
9 Chihuahua 29 Lázaro Cárdenas 49 San Luis Río Colorado
10 Durango 30 Querétaro 50 Villa Constitución
11 Laguna 31 Central 51 La Paz
12 Río Escondido 32 Poza Rica 52 Los Cabos
13 Nuevo Laredo 33 Veracruz 53 Mulegé
14 Reynosa 34 Puebla
15 Matamoros 35 Acapulco
16 Monterrey 36 Temascal
17 Saltillo 37 Coatzacoalcos
18 Valles 38 Tabasco
19 Huasteca 39 Grijalva
20 Tamazunchale 40 Ixtepec
Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
El objetivo de la propuesta de ampliación de la infraestructura de la RNT es para permitir incrementar la capacidad de transmisión entre las zonas de exportación y propiciar que los proyectos de generación eléctrica tengan acceso abierto a la RNT, es decir, el programa tiene como objetivos: interconectar el SIN con los
92
sistemas aislados de Baja California y Baja California Sur; Interconectar la RNT con Norteamérica y Centroamérica y, atender las necesidades de oferta y demanda de energía eléctrica.
Para alcanzar los objetivos, el Programa contempla tres modalidades de proyectos: Programados, En estudio y En perspectiva de análisis (véase Cuadros A1-A4, Anexo Estadístico).
Proyectos programados e instruidos
Los proyectos programados son aquellos proyectos y obras plenamente evaluados e identificados en el proceso de planeación, los cuales ya pueden ser programados para su ejecución.
Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis
Los proyectos en estudio son proyectos y obras que están plenamente identificados en el proceso de planeación, los cuales se encuentran en etapa de evaluación y estudio para determinar el posible beneficio neto para el SEN por su realización. Por su parte los proyectos en perspectiva de análisis son aquellos potenciales proyectos que estarán sujetos a evaluación y estudios de planeación para identificar las obras requeridas para su ejecución y posteriormente cuantificar los beneficios para el SEN.
Adicional a los proyectos mencionados y para cumplir los objetivos del Programa se tiene considerado los siguientes proyectos:
CUADRO 3. 5. NUEVOS PROYECTOS DE AMPLIACIÓN DE LA RNT Y LAS RGD Objetivo Tipo de Proyecto Proyecto
Interconectar el SIN con los Sistemas Aislados de la Península de Baja California-SIN y Baja California Sur-SIN
Programado Interconexión Baja California Sur-SIN
Interconectar la RNT con Norteamérica y Centroamérica
Programado Interconexión Baja California-Imperial Irrigation District
En perspectiva de análisis
Enlace asíncrono Back to Back Ciudad Juárez, México-El Paso, Texas
Enlace asíncrono Back to Back México-Guatemala
Enlace asíncrono Back to Back en Reynosa, Tamaulipas
Atender las necesidades de oferta y demanda de energía eléctrica
Programado
Interconexión Sureste-Peninsular
El Arrajal Banco 1
Suministro Oaxaca y Huatulco
Incremento de capacidad de transmisión entre las regiones Puebla, Temascal, Coatzacoalcos, Grijalva y Tabasco
Otros proyectos de transmisión, transformación y compensación
En perspectiva de análisis
Corredor de transmisión a lo largo de la frontera con los EUA
Cambio de tensión en la red de suministro de la Ciudad de Tijuana
Aplicaciones de Redes Eléctricas Inteligentes en el Programa de Ampliación y Modernización
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
93
De este modo, para el período 2017-2029, el programa de Ampliación y Modernización de la RNT adicionará a los recursos físicos: 410 obras de Transmisión con un total de 23,772.5 km-c; 256 obras de Transformación con un total de 58,099 MVA y 259 obras de Compensación con un total de 11,930.7 MVAr (véase Cuadros A5-A7 en Anexo Estadístico).
Estos recursos físicos adicionales los componen proyectos instruidos por la SENER y que fueron revaluados, proyectos por instruir por parte de la SENER, proyectos enunciativos a propuestas del CENACE, y proyectos legados y nuevos de las Subdirecciones de Distribución y Construcción de la CFE.
Respecto a los principales proyectos del Programa, se tiene contemplado 35 obras de transmisión con un total de 4,554.6 km-c; 11 obras de transformación de aproximadamente 7,706.3 MVA y 10 obras de compensación que representan 3,146.1 MVAr. Asimismo, se tienen contemplados en el mismo programa otros proyectos de los cuales 6 son obras de Transmisión (102.6 km-c); 2 son obras de transformación (200 MVA) y 10 son obras de compensación (1,618.8 MVAr).
CUADRO 3. 6. OTROS PROYECTOS Nombre del Proyecto
1 Donato Guerra
2 Atlacomulco Potencia - Almoloya
3 Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera
4 Compensación reactiva Inductiva en Esperanza
5 Maneadero entronque Ciprés - Cañón
6 Kilómetro 110-Tulancingo
7 Izúcar de Matamoros MVAr
8 Alvarado II y San Andrés II MVAr
9 Ayutla-Papagayo
10 Compensación reactiva Inductiva en Seri
11 Rubí entronque Cárdenas - Guerrero
12 Ascensión II Banco 2
13 Frontera Comalapa MVAr
14 Esfuerzo MVAr
15 Amozoc y Acatzingo MVAr
16 Tabasco Potencia MVAr
17 El Habal Banco 2
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Distribución
El Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución, tiene como principal objetivo abastecer de energía eléctrica a precios competitivos a los usuarios finales, bajo los criterios de eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, considerando además la apertura a la integración de la Generación Distribuida.
Más aún, el Programa contempla 5 objetivos particulares que son: Satisfacer la oferta y demanda de energía eléctrica en las Redes Generales de Distribución (RGD); Incrementar la eficiencia en la distribución de energía eléctrica; Incrementar la calidad, confiabilidad y seguridad en las RGD y en el suministro eléctrico; Cumplir con
94
los requisitos del mercado eléctrico para las RGD, y Transitar hacia una Red Eléctrica Inteligente (REI) a fin de optimizar la operación de las RGD. Para cumplir dichos objetivos se llevarán a cabo los siguientes proyectos:
CUADRO 3. 7. PROYECTOS DE DISTRIBUCIÓN Objetivo Tema Proyecto
Satisfacer la oferta y demanda de energía eléctrica en las RGD
Atender la demanda de usuarios actuales y nuevos usuarios
Instalación de acometidas y medidores
Reemplazo del cable submarino de la Isla de Holbox
Garantizar el acceso abierto a la Generación Distribuida Análisis de la capacidad de las RGD
Electrificación de comunidades rurales y zonas urbanas marginales
Fondo de Servicio Universal Eléctrico (FSUE)
Incrementar la eficiencia en la distribución de energía eléctrica
Reducir las pérdidas técnicas y no técnicas
Reducción de Pérdidas Técnicas
Reducción de Pérdidas No Técnicas
Incrementar la calidad, confiabilidad y seguridad en las RGD y en el suministro eléctrico
Modernizar y ampliar la infraestructura de las RGD
Incremento de la confiabilidad de las RGD
Modernización de las subestaciones de distribución
Modernización de las RGD
Modernización de la Red Eléctrica de la Avenida Paseo de la Reforma
Reemplazo del cable submarino para Isla Mujeres
Cumplir los requisitos del mercado eléctrico para las RGD
Construir la infraestructura para participar en el Mercado Eléctrico
Gestión de Balance de Energía de las RGD para el MEM
Transitar hacia una Red Eléctrica Inteligente
Desarrollar e incorporar sistemas y equipo que permitan una transición a una REI
Sistema de Información Geográfica de las RGD
Infraestructura de medición avanzada
Sistema de Administración de Distribución Avanzado
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
95
4. Ejercicio de Sensibilidad
Los ejercicios de sensibilidad tienen como principal objetivo, brindar un mayor entendimiento de las dinámicas y tendencias del Sector Eléctrico, así como profundizar en el impacto que tiene la volatilidad de algunas variables consideradas dentro de la planeación del sector.
El ejercicio mostrado en el presente capítulo fue elaborado con el modelo Balmorel40, en coordinación con integrantes del Sistema Integral de Modelación (SIMISE41), la Universidad Técnica de Dinamarca, Ea Energy Analyses y la SENER. El modelo Balmorel ha sido utilizado con anterioridad durante diversos ejercicios de modelización energética dentro del Programa de Colaboración México y Dinamarca para Energía y Cambio Climático42, con la Dirección General de Planeación e Información Energética de la SENER.
El presente ejercicio toma como base los supuestos generales de la planeación del Sector Eléctrico, contenido en el PRODESEN 2017-2031, y se encuentran en fase de investigación, por lo que no están considerados en la planeación del SEN, de modo que son ejercicios indicativos que pueden o no ser considerados en la planeación de largo plazo.
4.1. Estudio del impacto a largo plazo de los precios del gas natural en el sector eléctrico
México se encuentra en un proceso de transición para el uso de energías más limpias en las técnicas de producción del sector industrial y la generación de energía eléctrica. Para ello, se han implementado una serie de políticas energéticas en México, para el fomento del uso de gas natural, como el desarrollo y expansión de la infraestructura para el transporte de gas natural e incentivar el uso de éste, que también ha sido beneficiado por los bajos precios en los últimos años.
El objetivo del presente estudio es mostrar y evaluar los impactos originados de la incertidumbre en los precios de gas natural y sus posibles repercusiones en la planeación del sector eléctrico en México; considerando los cambios en la capacidad, la generación de energía eléctrica y la expansión de la red nacional de transmisión de electricidad, así como su impacto en las emisiones de gases de efecto invernadero.
4.1.1. Antecedentes
Durante el año 2016, los precios de importación de gas natural por medio de gasoducto cayeron cerca del 26.7%43 respecto al año anterior, para los miembros de la Unión Europea, mientras que en Estados Unidos, los precios de exportación por gasoducto disminuyeron cerca del 10.9%44. Los precios de importación de gas natural licuado muestran un comportamiento similar, con una reducción general observada en todas las regiones, particularmente en Estados Unidos de 56.9%45. Este comportamiento es parcialmente conducido por el incremento en la capacidad global de licuefacción, especialmente en Australia.
40 Modelo de código abierto bajo licencia ISC: http://www.balmorel.com/ 41 El Sistema de Modelación Integral del Sector Energético (SIMISE) contiene bases de datos y modelos para realizar las
principales actividades de la planeación energética: Macroeconomía, demanda, oferta y optimización de oferta demanda. Considera diferentes regiones y períodos de tiempo.
42 Con participación de Ea Energy Analyses y la Universidad Técnica de Dinamarca. 43 http://tools.bp.com/energy-charting-tool.aspx?_ga=2.41547558.565553696.1504811029-
950178707.1501978422#/ep/natural_gas_prices/unit2/$-mBtu/view/line/ 44 https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm 45 https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_a.htm
96
En la Figura 4.1 se observa el comportamiento esperado a 15 años de los precios del gas natural Henry Hub46, donde cada una de las fuentes de información tienen variaciones durante los primeros 6 años, resultado de la incertidumbre de los precios con respecto al combustible. Estas proyecciones son una parte fundamental en la obtención del costo que se tendría por la importación del gas en los próximos años.
FIGURA 4. 1. PRECIOS PROSPECTIVOS DE GAS NATURAL HENRY HUB, 2017-2031 (USD 2016 /MMBTU)
Fuente: Elaborado por SENER.
El precio promedio de gas natural licuado para el mercado estadounidense en 2016 fue de 4.71 USD/Mpc47, mientras que el precio del gas natural importado por gasoducto para Europa fue de 4.78 USD/Mpc, lo que muestra claramente la competitividad del gas natural licuado como una fuente de importación para Europa. Además, el mercado de gas natural licuado continuó su globalización en 2016, con 18 países con capacidad de licuefacción operativa y 40 países con capacidad de regasificación48.
Se prevé que Estados Unidos aporte el 40% de la producción excedente mundial para 2022, gracias al crecimiento en su industria de extracción de gas natural. En otras palabras si se consumieron 3,630 Miles de millones de metros cúbicos en 2016 y se espera que para 2022 el consumo sea de 4,000 Miles de millones de metros cúbicos, EE.UU. aportará el 40% de los 370 Miles de millones de metros cúbicos. Así, para 2022, la producción estadounidense de gas será de 890 Miles de millones de metros cúbicos, es decir, más de la quinta parte de la producción mundial. Además, se espera que Marcellus, uno de los campos más grandes del mundo situado en la parte oriental de los Estados Unidos, incremente su producción un 45% entre 2016 y 2022, incluso con esta tendencia de precios bajos.49
46 En los próximos años, con la entrada en operación de los nuevos gasoductos promovidos por CFE, se podrá tener acceso
a las cuencas de Waha, cuyo precio actualmente es más barato que el Henry Hub. En una posterior actualización del presente estudio se incorporará esta premisa.
47 https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm 48https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/NaturalGasInformation2017Overview.pdf 49 https://www.iea.org/newsroom/news/2017/july/iea-sees-global-gas-demand-rising-to-2022-as-us-drives-market-
transformation.html
2
2.5
3
3.5
4
4.5
5
5.5
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
World Bank EIA PRODESEN 2017-2031
97
Importancia del uso del GN en el Sector Eléctrico
México en los últimos años ha incrementado su demanda de gas natural, y la producción nacional de este combustible ha decrecido significativamente, por lo que se ha recurrido a la importación, principalmente de EE.UU por gasoducto.
Las importaciones de gas natural han aumentado a una tasa media anual de crecimiento de 15.1% en la última década. En 2016, el nivel de importaciones sobrepaso a la producción nacional, derivado de una creciente demanda en el país del combustible, además de bajos precios en Estados Unidos, que en relación a los costos de extracción del gas natural producido nacionalmente son menores (Véase Figura 4.2).
FIGURA 4. 2. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE GAS SECO, 2006-2016 (MMpcd)
Fuente: Prospectiva de Gas Natural 2017-2031, SENER.
La demanda nacional histórica de gas natural en los últimos diez años ha crecido a una tasa media anual de 3.0%, registrando al cierre de 2016, de 7,618.7 MMpcd. Por su parte, el sector eléctrico es el mayor consumidor del combustible, concentrando al cierre del 2016, el 50.9% de la demanda total (3,878.5 MMpcd), como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 4. 3. DEMANDA DE GAS NATURAL NACIONAL POR SECTORES, 2006-2016 (MMpcd)
Fuente: Elaborado por SENER.
4,685.0 4,967.0 4,919.9 4,971.0 5,004.0 4,812.7 4,603.1 4,492.4 4,392.8
4,066.8 3,568.1
1,018.4 1,103.6 1,336.1 1,257.7 1,458.9 1,749.4 2,129.8
2,516.6 2,861.1 3,548.0 4,168.1
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Importación Producción nacional
2,389.6 2,645.9 2,794.0 2,932.8 2,936.3 3,088.4 3,111.5 3,322.7 3,500.3 3,797.6 3,878.5
5,672.9 5,925.9 6,109.9 6,104.0 6,340.9 6,512.2 6,678.4 6,952.4 7,209.3 7,504.1 7,618.7
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Sector Autotransporte Sector Servicios Sector Residencial Sector IndustrialSector Petrolero Sector Eléctrico Demanda nacional
98
Según lo reportado en el PRODESEN 2017-2031, al cierre de 2016, México tenía un consumo de energía eléctrica de 298,792 GWh y para poder abastecer dicho consumo se contó con 73,510 MW de capacidad instalada para la generación de energía eléctrica.
El gas natural tiene una relevante participación en el sector eléctrico, dado que es el combustible fósil más empleado en el sector, principalmente en la tecnología de ciclo combinado, la cual en el 2016 concentró el 37.1% del total de la capacidad instalada, equivalente a 27,274 MW.
Gracias a su eficiencia, los ciclos combinados presentan un alto factor de planta de cerca de 85%, para plantas mayores de 300 MW. Así, entre 2006 y 2016, la generación eléctrica por ciclos combinados creció un 5.7% anualmente; de tal manera que, al cierre del período, concentró el 50.2% (160,378 GWh), del total de la generación eléctrica reportado (319,364 GWh), (véase Figura 4.4).
FIGURA 4. 4. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD Y GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL CICLO COMBINADO, 2006-2016
(MW y GWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
En relación a emisiones contaminantes, el gas natural es el combustible fósil con menores niveles y, además, debido a una mayor eficiencia de las plantas de ciclo combinado, las emisiones por unidad de electricidad generada son considerablemente inferiores a otras tecnologías, exceptuando NOx, como se muestra en el siguiente cuadro.
106,370
160,378
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
140,000
160,000
180,000
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
30,000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Capacidad CC Generación CC
99
CUADRO 4. 1. EMISIONES CONTAMINANTES POR COMBUSTIBLE (Kg/MWh)
Tecnología Contaminante
CO2 SO2 NOX Partículas
Carboeléctrica (≤ 350 MW) 818.7 9.9 6.1 0.5
Carboeléctrica (> 350 MW) 542.4 3.0 4.0 0.3
Ciclo combinado 417.3 0.2 1.4 0.0
Combustión Interna (≤ 20 MW) 757.7 14.7 16.5 0.2
Combustión Interna (> 20 MW) 619.4 14.5 11.6 0.3
Lecho fluidizado 860.0 2.6 0.0 0.1
Termoeléctrica convencional (≤ 115 MW) 805.7 14.7 1.3 1.0
Termoeléctrica convencional (≤ 250 MW) 600.5 9.7 0.9 0.6
Termoeléctrica convencional (> 250 MW) 678.4 12.7 1.1 0.8
Turbogás (diésel) 1408.3 47.2 8.2 0.1
Turbogás (gas) 525.5 0.0 1.8 0.0
Fuente: PRODESEN 2017-2031.
4.1.2. Metodología, Insumos y Descripción de los Escenarios
La influencia del precio de gas natural en la planeación óptima del sector eléctrico se analiza adoptando un enfoque exploratorio. Se describen varios escenarios que exploran diferentes futuros, y los resultados proporcionan conocimiento sobre el rango de posibles decisiones óptimas en la planeación del sector eléctrico bajo unas condiciones determinadas de precios de gas natural50. El objetivo de los escenarios exploratorios es sensibilizar sobre la incertidumbre y los riesgos asociados a ella en la planeación del sector eléctrico y promover su integración en la toma estratégica de decisiones.
Metodología
Para la elaboración de este estudio se utilizó el Modelo de Optimización de Balmorel51, que es un modelo de código abierto y permite la optimización simultánea de inversiones y del despacho en el sector eléctrico, asumiendo libre competencia en el mercado. La optimización en Balmorel asegura que toda la demanda nacional de electricidad se satisface cumpliendo con las metas de energías limpias52, minimizando los costos totales de generación (costos de operación y de inversión anualizados) y sujeto a restricciones relativas a la disponibilidad de los recursos, como la infraestructura para la transmisión y el suministro de gas natural o los potenciales estacionales y/o horarios de la generación hidroeléctrica, eólica o solar.
En Balmorel, el SEN se representa agregado en 53 regiones de transmisión (Mapa 4.1), equiparables a las definidas en el modelo de planeación que la SENER utiliza para realizar el PIIRCE, y también empleadas por el CENACE para el proceso de Subastas de Largo Plazo. La transmisión de electricidad dentro de una misma región se considera ilimitada y entre las distintas regiones está restringida por la capacidad de las líneas que las conectan.
50 Todos los valores monetarios reportados en este ejercicio, están representados en USD 2016. 51 Véase Anexo B Metodológico. 52 Véase Ecuaciones 7 y 14 de Anexo B Metodológico
100
MAPA 4. 1. MAPA DE LAS REGIONES DE TRANSMISIÓN DEL SEN
Fuente: Elaborado por SENER con el modelo Balmorel y con información de PRODESEN 2017-2031.
Insumos para la planeación y descripción de los escenarios
En este apartado se describen los principales insumos para la elaboración del ejercicio de sensibilidad con el modelo de optimización Balmorel.
Demanda de Electricidad
La evolución de la demanda bruta de energía eléctrica del SEN desde el año 2018 hasta el año 2031 ha sido estimada por el CENACE, considerando un crecimiento medio anual del PIB de un 2.9%, y pronosticando un crecimiento medio anual del consumo bruto de electricidad en el SEN del 2.9% hasta el año 2031.
Plantas de generación de electricidad
La base de datos de plantas de generación en Balmorel cuenta con 828 plantas cuya capacidad, costos y características técnicas operativas se define de manera exógena, según lo publicado en el PIIRCE 2017-2031 y considerándose las plantas con categoría de En Operación53 y Firmes54 definidas en él, así como las unidades o centrales eléctricas notificadas por los generadores para su retiro.
El modelo Balmorel contiene un catálogo de veinte tecnologías en las que se puede invertir de acuerdo con el resultado de la optimización, con unos costos y unas características operativas definidas, e incorporando las curvas de aprendizaje relativas a los costos de inversión definidas en el PIIRCE 2017, que estiman una
53 En operación: corresponde a las centrales eléctricas del SEN, que operaron de forma regular o iniciaron operaciones
durante el año 2016, de acuerdo con la información reportada por la CFE, el CENACE y la CRE. 54 Firme: corresponde a los proyectos de generación que no están sujetos a la optimización del modelo de planeación, por
lo que se instalarán en la fecha indicada por los generadores, siempre y cuando cumplan con los criterios especificados en el PIIRCE 2017-2031.
1 Obregon2 Los_Mochis 30 Lazaro_Cardenas3 Obregon 31 Central4 Los_Mochis 32 Poza_Rica5 Culiacan 33 Veracruz6 Mazatlan 34 Puebla7 Juarez 35 Acapulco8 Moctezuma 36 Temascal9 Chihuahua 37 Coatzacoalcos
10 Durango 38 Tabasco11 Laguna 39 Grijalva12 Rio_Escondido 40 Ixtepec13 Nuevo_Laredo 41 Campeche14 Reynosa 42 Merida15 Matamoros 43 Cancun16 Monterrey 44 Chetumal17 Saltillo 45 Cozumel18 Valles 46 Tijuana19 Huasteca 47 Ensenada20 Tamazunchale 48 Mexicali21 Guemez 49 San_Luis_Rio_Colorado22 Tepic 50 Villa_Constitucion23 Guadalajara 51 La_Paz24 Aguascalientes 52 Los_Cabos25 San_Luis_Potosi 53 Mulege26 Salamanca27 Manzanillo28 Carapan29 Queretaro
1
46 48
47
49
53
50
51
52
2
3
4
9
8
7
5
6
22
24
10
11
17
16
13
12
14 15
19
21
18
20
25
23 2630
27 2831
32
3429
35
33
36
40
37
39
38
41
44
42 4345
101
disminución de los costos de inversión de las plantas eólicas y solares del 24% en 2031 con respecto al valor actual y del 5% para las plantas geotérmicas55.
La posibilidad de invertir en una tecnología en una determinada región, así como la capacidad máxima que se puede instalar, está limitada por la disponibilidad de los recursos56, como la infraestructura de transmisión y distribución de gas natural o la biomasa existente, y por los potenciales de generación de energías renovables: hidroeléctrica con y sin embalse, geotérmica, eólica y solar. La inversión en plantas nucleoeléctricas sólo está permitida en las regiones de transmisión de Hermosillo, Huasteca, Veracruz y La Paz, y de lecho fluidizado únicamente en Río Escondido, de acuerdo con las plantas propuestas para optimización en el PIIRCE 2017-2031.
Las plantas eólicas, solares e hidroeléctricas sin embalse tienen perfiles horarios de disponibilidad y la de plantas hidroeléctricas con embalse se definió con perfiles mensuales. La disponibilidad horaria del resto de tecnologías para el despacho eléctrico se ha representado a través de los factores de planta considerados en el PIIRCE 2017-2031.
Transmisión de electricidad entre regiones
En Balmorel se integra el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión propuesto por el CENACE en 2017, incluyéndose únicamente los proyectos definidos como programados para su ejecución. La capacidad de transmisión entre las distintas regiones conectadas se define en condiciones de demanda máxima.
Balmorel contiene un catálogo de inversiones en 57 líneas de transmisión para conectar o incrementar la capacidad de transmisión entre regiones. El modelo optimiza las inversiones en líneas de transmisión cuando el costo de inversión sea menor que el costo asociado a las congestiones en la transmisión de electricidad entre regiones.
Red de Transmisión y Distribución de Gas Natural
Se han implementado restricciones al consumo de gas natural atendiendo a la infraestructura existente y al Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural 2015-2020. En las regiones de transmisión se ha limitado el consumo de gas natural de acuerdo con la capacidad actual y planeada de los gasoductos. En aquellas regiones que no cuentan con la infraestructura para el suministro de gas natural, ni está contemplada una expansión de la misma en el Plan Quinquenal, no se ha permitido la instalación de plantas que consuman gas natural.
Precios de Combustibles
Los insumos de los precios de combustible, considerando las diferencias regionales (véase Mapa 4.2), se definen en el PIIRCE 2017 y se adoptan en el modelo Balmorel57.
En el Mapa 4.1 se observa que según las proyecciones para el año 2031 sobre el precio de gas natural, su precio será mayor en aquellas regiones más alejadas de los puntos de inyección de gas natural58, como la costa suroeste y la península de Yucatán, debido a un mayor costo asociado al transporte y distribución. Por el contrario, se prevé que aquellas regiones de transmisión situadas cerca de los puntos de inyección de gas natural, tanto por importación o de producción nacional, tendrán precios de gas natural menores.
55 Véase Cuadro A.8 en Anexo A Estadístico 56 Véase Ecuaciones 11 y 12 del Anexo B Metodológico. 57 Véase Figura A.1. en Anexo Estadístico 58 https://www.gob.mx/sener/articulos/mapa-infraestructura-nacional-de-gas-natural-2016
102
MAPA 4. 1. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PRECIOS DE GAS NATURAL EN 2031 (USD 2016/GJ)
Fuente: Elaborado por SENER, con datos de Balmorel.
Descripción de los Escenarios
Se definen cuatro escenarios con diferentes precios de gas natural, cuyos rangos de variación se han determinado conforme a las desviaciones en distintas proyecciones y considerando las fluctuaciones históricas en su precio.
Base, los precios de gas natural considerados son los definidos en la base de daros de precios del combustible del PRODESEN 2017-203159.
GN_0.5, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo 2018-2031 aumentan 0.5 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
GN_1, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo 2018-2031 aumentan 1 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
GN_2, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo 2018-2031 aumentan 2 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
4.1.3. Análisis de los Resultados
Las siguientes secciones describen el impacto que los distintos escenarios de precios de gas natural tienen en la optimización de la planeación y el despacho del SEN en México, según los resultados obtenidos con el modelo de optimización Balmorel.
59 http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PreciosCombustibles.xlsx
6.35.95.55.1
Precio Gas Natural (USD/GJ)
103
Inversiones y Expansión de capacidad
En el escenario Base (véase Figura 4.5), durante los primeros años en los que se permite la adición de nueva capacidad de generación eléctrica, es decir, desde el año 2021, se invierte en la zona de Baja California Sur, en turbinas de gas que queman diésel, plantas de combustóleo, en plantas solares fotovoltaicas y en eólicas. Actualmente el precio de la electricidad en esa zona es el más elevado del país y se dan situaciones críticas para satisfacer la demanda total requerida. De igual manera, se producen adiciones de plantas solares fotovoltaicas en la zona de Quintana Roo, pues también tiene precios de electricidad medios anuales un 30% superior a la media nacional y una escasez de capacidad instalada.
En el resto del SEN, la capacidad actual instalada y la planeada cubre la demanda de electricidad y se dan inversiones en plantas geotérmicas y de cogeneración, debido a que los costos de inversión anualizados y de operación de dichas tecnologías implican un menor gasto para la generación eléctrica del SEN y de calor para procesos industriales, además de contribuir a lograr las metas de energía limpia.
Desde el año 2022, se invierte en plantas hidroeléctricas sin embalse, porque también conllevan menos costos para la generación eléctrica. A partir del año 2024 empiezan adiciones de capacidad de plantas eólicas en el resto del SEN y de hidroeléctricas con embalse, y a partir del año 2025 en ciclos combinados. Esto es porque estas tecnologías constituyen la manera eficiente, desde el punto de vista económico, de satisfacer una mayor demanda, con una capacidad de generación eléctrica que disminuye debido a los retiros y asegurando que se cumplen las metas de energía limpia.
Para los años 2030 y 2031 se observa un incremento en la capacidad acumulada, derivado de los resultados de las curvas de aprendizaje donde se disminuyen los costos de inversión para las tecnologías eólica y solar, por lo que es más favorable invertir a partir de esos años.
FIGURA 4. 5. EXPANSIÓN DE CAPACIDAD ACUMULADA EN PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA (ESCENARIO BASE)
(MW)
Fuente: Elaborado por SENER.
En el escenario GN_0.5, en el que el precio de gas natural en cada región de transmisión es 0.5 USD/GJ superior al escenario Base, en la Figura 4.6 se observan mayores inversiones en plantas eólicas desde el año 2023 y menores inversiones en centrales de ciclo combinado, siendo en el año 2031 la capacidad eólica instalada un 48% superior con relación al escenario Base y la de ciclo combinado un 6% inferior.
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Geotérmica
Biomasa
Hidroeléctrica
Solar
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Lecho Fluidizado
Combustión Interna
Turbogás
Ciclo Combinado
104
FIGURA 4. 6. DIFERENCIAS EN CAPACIDAD INSTALADA PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA ENTRE EL ESCENARIO GN_0.5 Y EL ESCENARIO BASE
(MW)
Fuente: Elaborado por SENER.
En el escenario GN_1, las inversiones en plantas eólicas comienzan en el año 2022, pese a haber suficiente capacidad instalada para satisfacer la demanda, la generación eléctrica a partir de gas natural puede resultar más costosa que la inversión en turbinas eólicas en zonas con elevado potencial y la transmisión de electricidad hacia aquellas zonas con precios elevados de gas natural. En el escenario GN_1, en el año 2031, la capacidad instalada de plantas eólicas es un 92% superior respecto al escenario Base y la de ciclo combinado un 12% inferior.
En el escenario GN_2, las adiciones de capacidad en plantas eólicas se adelantan hasta el año 2021 por igual motivo que en el escenario GN_1, el menor costo de generación, y para el año 2031 la capacidad eólica instalada se prevé 132% superior respecto al escenario Base. De igual manera, desde el año 2021 se adiciona una mayor capacidad de plantas solares y para 2031 se estima 13% superior comparado con el escenario Base. En este escenario, en el que los precios de gas natural aumentan 2 USD/GJ, se invierte en tecnologías de lecho fluidizado y en capacidad nucleoeléctrica, lo que no ocurría en el escenario Base. La capacidad instalada en centrales de ciclo combinado disminuye un 21% respecto al escenario Base.
Los resultados de la Figura 4.6 muestran un descenso de inversiones en tecnologías de cogeneración eficiente para los escenarios de variación de precios de gas natural, alcanzándose una disminución de la capacidad instalada (en términos de potencia eléctrica) del 11% en el escenario GN_2. Esta disminución de capacidad, relativamente pequeña, confirma que la cogeneración resulta una tecnología muy eficiente para proporcionar de manera óptima electricidad y calor para procesos industriales, comparado con la generación separada de ambos y pese a que la incertidumbre en los precios de gas natural pudiera afectar sus inversiones en aquellas zonas que tengan acceso a electricidad más barata.
En los tres escenarios se observa que, aunque la variación en los precios de gas natural afecta a la capacidad óptima de centrales de ciclo combinado, el modelo sigue invirtiendo en esta tecnología. Esto se debe a que hay regiones de transmisión que se encuentran alejadas de zonas con alto potencial de energías renovables, como eólico, hidroeléctrico o solar, y a que las plantas de ciclo combinado desempeñan un papel muy importante para garantizar la estabilidad del sistema frente a fluctuaciones de generación eléctrica, lo cual se describe con mayor detalle en los siguientes apartados.
Generación de Energía Eléctrica y Consumo de Combustible
En la Figura 4.7 se observa que, a partir del 2021 año en el que se permiten las adiciones de capacidad por parte del modelo de optimización, aumenta considerablemente la producción de electricidad por plantas de cogeneración y geotérmicas, disminuyendo la generación por ciclos combinados un 10% comparado con el año
-20,000
-10,000
0
10,000
20,000
30,000
40,0002
021
202
2
202
3
202
4
202
5
202
6
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7
202
8
202
9
203
0
203
1
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
202
6
202
7
202
8
202
9
203
0
203
1
202
1
202
2
202
3
202
4
202
5
202
6
202
7
202
8
202
9
203
0
203
1
GN_0.5 GN_1 GN_2
Biomasa
Hidroeléctrica
Solar
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Lecho Fluidizado
CombustiónInternaTurbogás
CicloCombinado
105
2020. A partir del año 2022, y según lo indicado en la Figura, aumenta la producción por centrales hidroeléctricas y a partir del año 2024 por plantas eólicas. En el año 2031 la generación de electricidad mediante ciclos combinados es un 16% superior comparado con el año 2018 y considerando los supuestos descritos en el apartado anterior.
FIGURA 4. 7. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL ESCENARIO BASE (GWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
En la Figura 4.8 se muestra que la generación de electricidad por ciclos combinados en los escenarios de variación de precios de gas natural aumenta durante los primeros años hasta el 2020 respecto al año 2018, puesto que el sistema no tiene la habilidad para reaccionar a un incremento de precios debido a la capacidad de generación existente y al tiempo requerido para construir nuevas plantas con tecnologías alternativas.
El consumo de gas natural en los escenarios de variación de precios de gas natural es menor al del escenario Base, porque aumenta la generación por carboeléctricas. En condiciones óptimas de suministro de gas natural, sin ningún elemento disruptivo que afecte a su disponibilidad y/o suministro, el uso de las plantas termoeléctricas de combustóleo es marginal, debido a su menor eficiencia y mayor costo y no se ve favorecido por el incremento de precios de gas natural analizado.
En los tres escenarios se observa que la generación por energías renovables aumenta considerablemente hasta el año 2031, que resultan competitivas en costos frente a centrales de ciclo combinado que presentan costos de operación variables mayores debido al incremento de precios de gas natural.
0
100,000
200,000
300,000
400,000
500,000
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Biomasa
Geotérmica
Hidroeléctrica
Solar
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Combustión Interna
Lecho Fluidizado
Carboeléctrica
Turbogás
Termoeléctrica
Ciclo Combinado
106
FIGURA 4. 8. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN LOS ESCENARIOS DE VARIACIÓN DE PRECIOS DEL GAS NATURAL
(GWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
La generación de electricidad a partir de centrales de ciclo combinado desciende en el año 2031 respecto al año 2018 para los tres escenarios de variación de precios de gas natural, disminuyendo el consumo de gas natural para electricidad en el sistema hasta un 44% en el escenario GN_2 en comparación con el escenario Base (véase Figura 4.9). Sin embargo, se observa que en el escenario GN_0.5 la disminución del consumo de gas natural es inferior al 10% hasta el año 2028, año en el que se invierte en mayor capacidad alternativa, como se indica en la Figura 4.6. De manera similar ocurre en el escenario GN_1, pero en este caso, al ser el incremento del precio de gas natural mayor, las inversiones en energías renovables se adelantan y son mayores que las del escenario GN_0.5. En el escenario GN_2, el incremento del precio de gas natural es lo suficientemente elevado para que el sistema intente disminuir su consumo, sobre todo a partir del año 2021, en el que puede empezar a invertir en nueva generación.
FIGURA 4. 9. DISMINUCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL RESPECTO AL ESCENARIO BASE (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
GN_0.5 GN_1 GN_2
107
Como se mostró en la Figura 4.8, la generación de electricidad por ciclos combinados en el escenario GN_2 en el año 2031 es un 52% inferior al escenario Base; sin embargo, la capacidad total instalada en ese periodo es sólo un 21% inferior (véase Figuras 4.5 y 4.6). Las centrales de ciclo combinado pese a operar durante menos tiempo al año a medida que aumentan los precios de gas natural, como se indica en la Figura 4.10, en donde se aprecia una disminución de su factor de capacidad60, proporcionan flexibilidad al SEN para responder de manera eficiente y rápida a fluctuaciones en la generación de electricidad, garantizando la fortaleza del sector eléctrico y una mayor integración de energías renovables.
FIGURA 4. 10. EVOLUCIÓN DE LOS FACTORES DE CAPACIDAD DE LAS CENTRALES DE CICLO COMBINADO61
(Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
Expansión de la Red de Transmisión
Mayores precios de gas incentivan a disminuir su consumo y favorecen inversiones en energías renovables, sin embargo, no todas las regiones del país presentan potenciales óptimos para la inversión en tecnologías eólicas, solares o hidroeléctricas. Para asegurar que todo el SEN pueda beneficiarse de generación eléctrica a un menor costo, a pesar de las fluctuaciones en los precios de combustibles, y a la misma vez garantizar la estabilidad del sistema con una mayor integración de energías variables, es necesaria una expansión de la red de transmisión de electricidad, como se indica en la Figura 4.11.
Sin una red de transmisión fortalecida, no es posible la integración de grandes cantidades de energías fluctuantes en la matriz energética y se alcanzarían soluciones sub-óptimas a nivel regional en lugar de óptimas a nivel nacional.
60 El factor de capacidad de una planta se calcula como el cociente entre la energía generada por la misma durante un año
y la energía generada si hubiera estado funcionando a plena carga durante ese período, conforme a los valores nominales de potencia (potencia máxima).
61 En la Figura se representa el valor medio ponderado de todas las plantas instaladas en el país.
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
108
FIGURA 4. 11. EXPANSIÓN OPTIMIZADA DE LA CAPACIDAD DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE ELECTRICIDAD
(MW)
Fuente: Elaborado por SENER.
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Un aumento de los precios de gas natural a corto plazo, es decir, en un lapso de tres años sin posibilidad de reaccionar a los mismos diversificando la matriz energética, origina un ligero incremento de las emisiones de gases de efecto invernadero (véase Figura 4.12) debido a la mayor generación por plantas carboeléctricas, que tienen potenciales de emisión superiores62. A medida que las adiciones de capacidad de plantas renovables aumentan, las emisiones de gases de efecto invernadero se reducen, siendo en el escenario GN_2 en el año 2031 un 25% inferior que en el escenario Base.
FIGURA 4. 12. EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA (Mton CO2-eq)
62 Véase Tabla A.1 en Anexo metodológico
0
5,000
10,000
15,000
20,000
25,000
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
0
20
40
60
80
100
120
140
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
109
Fuente: Elaborado por SENER.
Una restricción del problema de optimización es lograr las metas de energía limpia establecidas por la LTE63. En la Figura 4.13 se observa que estos objetivos se superan, por lo que se alcanzarían sin necesidad de la restricción matemática, dado que las tecnologías limpias, constituyen la manera más eficiente de satisfacer la demanda eléctrica del SEN.
Esta figura representa que cuanto mayor sea el precio de gas natural, mayor es la proporción de energías limpias en una matriz energética optimizada, porque éstas resultan económicamente más competitivas frente a centrales de ciclo combinado, las cuales siguen desempeñando un papel fundamental para garantizar la estabilidad y la eficiencia del sistema eléctrico.
FIGURA 4. 13. PORCENTAJE DE GENERACIÓN DE ENERGÍA LIMPIA EN LOS DISTINTOS ESCENARIOS (Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER.
Precios de electricidad
Según el Mercado del Día en Adelanto que forma parte del Mercado de Energía de Corto Plazo operado por el CENACE64, activo desde finales de enero del 2016, se define el precio de la electricidad como el costo de satisfacer una unidad más de demanda. Los precios de electricidad son precios nodales65, definidos como Precios Marginales Locales, que incluyen componentes de energía, de congestión y de pérdidas; que capturan el costo marginal de generar electricidad y la saturación y las pérdidas de las líneas de transmisión de electricidad en el sistema.
El costo marginal de electricidad está dado por los costos variables de operación de los generadores, es decir, aquellas tecnologías que tienen un costo variable más bajo, como por ejemplo plantas eólicas o solares, son despachadas en primera instancia, y así sucesivamente. El precio de la electricidad en una hora determinada es el costo variable de la última planta en ser despachada, que es aquella que tiene los costos variables más elevados de todas las que se encuentran en operación.
63 Véase Figura 3.7 del presente documento, para mayor detalle. 64 http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/MercadoEnergia.aspx 65Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo:
http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/ManualesMercado.aspx
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
110
El precio medio de la electricidad en el SEN calculado en Balmorel representa el costo de suministrar una unidad más de demanda de electricidad, teniendo en cuenta las congestiones a la transmisión de electricidad entre las regiones66 y las pérdidas asociadas a ella67; mostrándose los resultados en la Figura 4.14, se observa que el precio en el escenario Base es siempre inferior al de los escenarios con variación de precios de gas natural; no obstante, esta diferencia se va reduciendo al instalarse nueva capacidad de generación.
Hasta el año 2021 no es posible adicionar nueva capacidad, por lo que el sistema se ve obligado a emplear cantidades similares de gas natural, con un precio superior; por lo tanto, el precio de la electricidad aumenta de manera proporcional al incremento del precio de gas natural. Al adicionar nueva capacidad de generación, los precios de electricidad en los escenarios GN_0.5, GN_1 y GN_2 disminuyen, reduciéndose la diferencia respecto al precio de la electricidad en el escenario Base; no obstante, continúan siendo generalmente superiores.
A pesar de una mayor integración de energías renovables variables con un costo variable de cero68, la tecnología que fija los precios marginales, es decir, la última unidad despachada, es en ciertas regiones y horas una planta que quema gas natural, como una central de ciclo combinado o una unidad turbogás. Debido a la presencia de congestiones y pérdidas en la red de transmisión, en determinadas regiones y horas, plantas con costos variables inferiores estas pueden representar la tecnología marginal; por ejemplo, cuando hay una elevada generación por energía eólica, disminuyendo considerablemente el precio de la electricidad en dicha región.
En la Figura 4.14 se observa como el escenario GN_2 presenta en algunos años precios de electricidad inferiores a los escenarios GN_1 y GN_0.5, lo que es debido a que en dicho escenario GN_2 aumentan los periodos de tiempo y/o el número de regiones donde el precio marginal de la electricidad está fijado por tecnologías que no consumen gas natural, en comparación con los otros escenarios, disminuyendo su precio medio de electricidad anual.
FIGURA 4. 14. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD PONDERADO POR REGIÓN DE TRANSMISIÓN EN EL SEN
(USD/MWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
66 Véase Mapa A.1 del Anexo estadístico 67 En los modelos de optimización del despacho eléctrico, el precio de la electricidad es el valor marginal o sombra de la
ecuación de balance de potencia. 68 Según los datos definidos en el Anexo Metodológico
0
15
30
45
60
75
90
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
111
En la Figura 4.15 se observa que la variación de precios en el escenario Base a lo largo del año 2031 es pequeña en un sistema óptimo, sin considerar disrupciones en el suministro de combustibles o en la operación de plantas y líneas de distribución y transmisión.
En el escenario GN_2 de la Figura 4.15, se observan mayores fluctuaciones en los precios de electricidad que en el escenario Base y se evidencia que los momentos en los que los precios de electricidad son menores coinciden con los periodos en los que la generación de electricidad por plantas eólicas y solares es superior. Debido a una mayor integración de energías eólicas en el escenario GN_2, con una capacidad instalada un 132% superior al Base, hay ciertos periodos de tiempo y en determinadas regiones donde tecnologías con costos variables muy pequeños son capaces de determinar el precio de electricidad.
En aquellas horas en las que los factores de capacidad de las plantas eólicas y solares son menores, la tecnología que proporciona el precio marginal de electricidad son generalmente plantas que usan gas natural, por lo que el incremento del precio de electricidad se corresponde con el del aumento de precio del gas natural, ya que la capacidad de generación por energía hidroeléctrica no puede satisfacer toda la demanda.
FIGURA 4. 15. PRECIO MEDIO PONDERADO DE ELECTRICIDAD HORARIO69 EN EL SEN Y GENERACIÓN POR PLANTAS EÓLICAS, SOLARES E HIDROELÉCTRICAS
(USD/MWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
Pese a la integración de energías renovables variables en el escenario Base, cuya generación varía de manera significativa a lo largo del año, e incluso entre periodos cortos de tiempo, la tecnología que fija el precio de la electricidad, es decir, la última en ser despachada atendiendo a costos variables y asegurando la confiabilidad del sistema, es mayoritariamente plantas que emplean gas, lo que se corrobora al comparar el Mapa 4.2 de precios medios de electricidad en cada región de transmisión en el año 2031 con el Mapa 4.3 de distribución geográfica de precios de gas natural en el mismo periodo de tiempo.
Contrastando ambos Mapas se observa que las regiones que presentan mayores precios de gas natural tienen precios de electricidad mayores, que aquellas que tienen acceso a gas natural de menor precio; exceptuando en algunas zonas, como en la región de Grijalva, donde debido a su capacidad hidroeléctrica y al gran potencial eólico de la zona del istmo de Tehuantepec los precios de electricidad se mantienen inferiores pese a que tendría acceso a gas natural de mayor precio en el año 2031.
69 Cada mes se define por medio de una semana representativa
0
10000
20000
30000
40000
50000
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DecG
ener
ació
n E
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Wh)
Pre
cio
Med
io P
on
dera
do
de
Elec
tric
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en
el S
EN (
USD
/MW
h)
Producción RE GN_2 Base GN_2
112
MAPA 4. 2. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD POR REGIÓN DE TRANSMISIÓN 2031 (ESCENARIO BASE)
En el Mapa 4.3 se observa que en aquellas regiones que tienen un gran potencial eólico, hidroeléctrico y/o solar70, o acceso a él a través de la red de transmisión de electricidad, los precios de electricidad presentan una menor dependencia a las variaciones en los precios de gas natural. Sin embargo, aquellas regiones que se encuentran más alejadas de las zonas con gran potencial de energías renovables, y en donde un aumento de la infraestructura de transmisión de electricidad resultaría muy costoso para el sistema, los precios de electricidad son muy dependientes de los precios del gas natural, pudiéndose incrementar hasta en un 31% en el escenario GN_2 respecto al escenario Base en el año 2031.
MAPA 4. 3. DIFERENCIAS DE PRECIOS MEDIOS DE ELECTRICIDAD ANUALES POR REGIÓN DE TRANSMISIÓN 2031 – ESCENARIO GN_2 VS. ESCENARIO BASE
70 Véase Mapas A.2 y A.3 en anexo estadístico.
48.145.943.741.6
Precio Electricidad (USD/MWh)
113
4.1.4. Conclusiones
El propósito de este ejercicio de sensibilidad es proporcionar un análisis que permita identificar diferentes áreas de oportunidad a los inversionistas y tomadores de decisiones, como la promoción de una mayor capacidad de tecnologías limpias en la matriz de generación eléctrica, que disminuyan la dependencia del sector eléctrico mexicano a factores externos no controlables, garantizando siempre la seguridad energética del sistema
La importancia y dependencia del gas natural en la demanda de energéticos, más específicamente en el sector eléctrico, es muy alta en el presente y continuará así durante el periodo analizado hasta el año 2031. Por tal motivo, la elaboración de ejercicios que muestren el comportamiento del sistema ante variaciones, ya sea del precio o de la disponibilidad de gas natural, permite identificar los posibles impactos derivados de la incertidumbre inherente al futuro que existe en los mercados internacionales y evitar transiciones sub-óptimas, que encarezcan considerablemente la generación de electricidad en el país.
El estudio indica que, con una matriz de generación diversificada, con una mayor integración de energías renovables y con una red de transmisión de electricidad fortalecida, se minimiza la vulnerabilidad del sector eléctrico mexicano a incrementos en el precio de gas natural, reduciéndose así mismo las emisiones de gases de efecto invernadero.
31%27%22%18%
Diferencia Precio Electricidad GN_2 vs. Base
114
A. Anexo Estadístico
CUADRO A. 1. PROYECTOS EN ESTUDIO Y EN PERSPECTIVA DE ANÁLISIS EN 2015 QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Proyecto
Estatus
Perspectiva de Análisis
Estudio Sin Beneficio
al SEN Programado
PRODESEN 2015
Corredores de transmisión internos en corriente directa. •
Identificación de necesidades de regulación dinámica de voltaje en zonas de alta densidad de carga como: zona Bajío, Ciudad de Monterrey y Ciudad de México
•
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de transmisión San Bernabé – Topilejo.
•
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de transmisión Tula – Querétaro Potencia Maniobras.
•
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de transmisión Tepic Dos – Cerro Blanco.
•
Interconexión del sistema aislado de Baja California con el SIN •
Interconectar la RNT con las Redes de Energía Eléctrica de Norteamérica y Centroamérica • • •
1/ Un proyecto puede contener más de un estatus actual, porque éste, en su etapa de estudio, se convirtió en más de un proyecto; tal es el caso de los corredores de transmisión de corriente directa y las líneas de interconexión con Norteamérica y Centroamérica. Fuente: Elaborado por la SENER. Fuente: PRODESEN 217-2031.
115
CUADRO A. 2. PROYECTOS EN ESTUDIO Y EN PERSPECTIVA DE ANÁLISIS EN 2016 QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Proyecto
Estatus
Perspectiva de Análisis
Estudio Sin Beneficio
al SEN Programado
PRODESEN 2016
Interconexión de Baja California Sur y Mulegé a SIN •
Dos Bocas Banco 7 •
Banco de baterías 10 MW para integrar 90 MW adicionales de capacidad de generación eléctrica renovable en Baja California Sur
•
Cambio de tensión de la línea de transmisión Nacozari – Moctezuma
•
Revisión de la infraestructura de las interconexiones entre México-Norteamérica y México-Centroamérica, entre los que destacan:
• 1. Enlace asíncrono Back to Back Ciudad Juárez, Chihuahua, – El Paso, Texas
2. Enlace asíncrono Back to Back ubicado en Reynosa, Tamaulipas
3. Enlace asíncrono Back to Back entre México – Guatemala
Línea de transmisión Fronteriza en Corriente Directa que recorra la frontera norte del país
•
Diseño de la red de transmisión y distribución de las principales ciudades con alta densidad de carga y zonas turísticas
•
Cambio de tensión en la red de suministro de la ciudad de Tijuana •
Red de transmisión de la ciudad de Chihuahua a La Laguna •
Diseño de la red de transmisión para prever integración de generación renovable en zonas de alto potencial •
Análisis para continuar o incrementar las aplicaciones de redes eléctricas inteligentes
•
1/ Un proyecto puede contener más de un estatus actual, porque éste, en su etapa de estudio, se convirtió en más de un proyecto; tal es el caso de los corredores de transmisión de corriente directa y las líneas de interconexión con Norteamérica y Centroamérica. Fuente: Elaborado por la SENER. Fuente: PRODESEN 217-2031.
116
CUADRO A. 3. PROYECTOS PROGRAMADOS E INSTRUIDOS POR LA SENER EN 2015 QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Obras Gerencia Tensión
kV Equipo
Transmisión Transformación Compensación
Circuitos km-c MVA Transformación MVAr
Línea de Transmisión Corriente Directa Tehuantepec-Valle de México
FEOF: Ago-2020
Volcán Gordo-Yautepec Potencia¹
Central
400 1 CA 2 128.5
Yautepec Potencia - Topilejo 3, 6
400 1 CA 1 68.8
Agustín Millan II - Volcán Gordo1,2
400 1 CA 2 48.1
Volcán Gordo MVAr (reactor de línea)
400 1 R 66.8
Xipe - Ixtepec Potencia
Oriental
400 1 CA 2 100.8
Yautepec Potencia Estación Convertidora LCC
500 1 EC 3600 500/400
Ixtepec Potencia Estación Convertidora LCC
500 1 EC 3600 500/400
Xipe Bancos 1, 2 y 3 400 10 AT 1250 400/230
Xipe Banco 4 400 4 T 300 400/115
Xipe MVAr 400 1 R 100
Yautepec Potencia - Ixtepec Potencia +/- 500 1 CD Bipolo 1221
Ixtepec Potencia - Juile¹ 400 1 CA 2 138.7
Línea de Transmisión Corriente Alterna Submarina Playacar - Chankanaab
FEOF: Abr-2020
Playacar - Chankanaab II 4
Peninsular
115 1 CA 1 25
Playa del Carmen - Playacar 5
115 1 CA 1 2.5
Chankanaab II Bancos 3 y 4
115 2 T 120 115/34.5
Chankanaab II MVAr 34.5 1 CAP 6
Chankanaab MVAr 34.5 1 CAP 6
Cozumel MVAr 34.5 1 CAP 6
Línea de Transmisión Corriente Alterna en Puebla
FEOF: Dic-2019
Puebla Dos-Lorenzo Potencia 1
Oriental 400 1 CA 2 21.2
Línea de Transmisión Corriente Alterna en Tapachula, Chiapas
FEOF: Sep-2019
Angostura - Tapachula Potencia 2
Oriental
400 1 CA 2 193.5
Tapachula Potencia MVAr (reactor de línea)
400 1 R 100
Compensación de la zona Guanajuato
117
FEOF: Abr-2019
Guanajuato MVAr
Occidental
115 1 CAP 22.5
Santa Fe II MVAr 115 1 CAP 30
Lagos Galera MVAr 115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Querétaro
FEOF: Abr-2019
Buenavista MVAr
Occidental
115 1 CAP 22.5
Dolores Hidalgo MVAr 115 1 CAP 22.5
La Fragua MVAr 115 1 CAP 22.5
La Griega MVAr 115 1 CAP 22.5
Querétaro Oriente MVAr
115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Apatzingán
FEOF:Abr-2018
Cerro Hueco MVAr (traslado) 7
Occidental 69 1 CAP 8.1
Compensación de las zonas San Luis y Mexicali
FEOF:Sep-2018
Hidalgo MVAr Baja California
161 1 CAP 21
Packard MVAr 161 1 CAP 21
Compensación de las zona de Ensenada
FEOF:Sep-2018
San Simón MVAr Baja
California 115 1 CAP 7.5
Compensación de las zonas Guasave
FEOF:Abr-2017
Guamúchil Dos MVAr Noroeste 115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Tijuana
FEOF: Sep-2018
Guerrero MVAr Baja California
69 1 CAP 16
México MVAr 69 1 CAP 16
Compensación de la zona Los Cabos y La Paz
FEOF: Sep-2018
Santiago MVAr Baja California
Sur
115 1 CAP 7.5
Bledales MVAr 115 1 CAP 12.5
Notas: 1/Tendido del primer circuito. 2/Tendido del segundo circuito. 3/Recalibración. 4/Cable Submarino. 5/Circuito o tramos subterráneo. 6/Reemplazo de equipamiento serie y repotenciación del circuito en calibre 113 ACSR conductor de alta temperatura para incremento en capacidad 1500 MVA. 7/ Obra por cambio de alcance FEOF: Fecha de entrada en operación factible. CA: Corriente Alterna. CD: Corriente Directa. CAP: Capacitor. R: Reactor. T: Transformador. AT: Autotransformador. EC: Estación Convertidora. Fuente: Elaborado por la SENER.
118
CUADRO A. 4. PROYECTOS PROGRAMADOS E INSTRUIDOS POR LA SENER EN 2016 QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Obras Gerencia Tensión kV
Equipo
Transmisión Transformación Compensa
ción
Circuitos
km-c
MVA
Transformación
MVAr
Interconexión Baja California - SIN
FEOF: Abr-2021
Cucapah-Seri
Baja California
± 500 1 CD Bipolo 1,400
Cucapah - Sánchez Taboada 2 230 1 CA 2 10
Cucapah entronque Centenario - Sánchez Taboada 230 1 CA 2 2
Cucapah entronque Wisteria - Cerro Prieto II 230 1 CA 2 2
Eólica Rumorosa-Cucapah 400 1 CA 2 170
Eólica Rumorosa - La Herradura 400 1 CA 2 120
La Herradura - Tijuana 3 400 1 CA 2 32
Santa Ana - Nacozari Noroeste
400 1 CA 2 160
Seri Estación Convertidora VSC ± 500 1 EC 1800 ± 500/400
Cucapah Estación Convertidora VSC
Baja California
± 500 1 EC 1800 ± 500/400
Cucapah Bancos 1 y 2 ± 400 7 AT 875
± 400/230
La Herradura Bancos 1 y 2 ± 400 7 AT 875
± 400/230
Eólica Rumorosa MVAr (reactor en línea) 400 1 R 67
Eólica Rumorosa MVAr (reactor en línea) 400 1 R 50
Santa Ana MVAr (reactor en línea) Noroeste 230 1 R 21
Enlace asíncrono Back to Back de 150 MW en Nogales, Sonora – Arizona, EUA
FEOF: Abr-2019
Nogales Aeropuerto-Back to Back Nogales, EUA Tramo 1 1
Noroeste
230 1 CA 2 16
Nogales Aeropuerto-Back to Back Nogales, EUA Tramo 1 2
230 1 CA 2 11
Nogales Aeropuerto MVAr 230 1
CAP 35
Red de Transmisión para el Aprovechamiento de los Recursos Eólicos de Tamaulipas
FEOF: Jun-2021
Jacalitos - Regiomontano 1
Noreste
400 1 CA 2 180
Reynosa Maniobras - Jacalitos 400 1 CA 2 66
Aeropuerto-Reynosa Maniobras 1 400 1 CA 2 29
Jacalitos MVAr (reactor de bus) 400 1 R 133.3
Jacalitos MVAr (reactor de línea) 400 1 R 66.7
Chichi Suárez Banco 1
FEOF: Mar-2020
Chichi Suárez Entronque Norte - Kanasin Potencia Peninsular 230 1 CA 4 14.8
119
Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Cholul 115 1 CA 2 0.2
Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Izamal 115 1 CA 2 9
Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Itzimná 115 1 CA 2 0.2
Chichi Suárez Entronque Norte - Kopté 115 1 CA 2 1
Chichi Suárez Banco 1 230 4 T 300
230/115
Potrerillos Banco 4
FEOF: Transmisión Abr-2020 y Transformación Oct-2020
Potrerillos entronque León I - Ayala
Occidental
115 1 CA 2 32
Potrerillos - San Roque 1 115 1 CA 2 8
Potrerillos Banco 4 400 4 T 500
400/115
León Tres Banco 3 (Traslado) 230 3 AT 100
230/115
Guadalajara Industrial
FEOF: Abr-2019
Guadalajara Industrial - Bugambilias (tramo 1) 3, 5
Occidental
230 1 CA 4 4.5
Recalibración Guadalajara Industrial - Bugambilias (tramo 3) 6
69 1 CA 1 1.8
Guadalajara Industrial - Bugambilias (tramo 2) 1 69 1 CA 2 4.5
Guadalajara Industrial entronque Miravalle-Álamos Higuerillas-Álamos
69 1 CA 2 9
Guadalajara Industrial - Las Pintas 69 1 CA 1 2.9
Santa Cruz-Parques Industriales 1 69 1 CA 1 1.7
Santa Cruz entronque-San Agustín-Acatlán 69 1 CA 2 0.1
Guadalajara Industrial Banco 2 4 T 300
230/69
Zona La Laguna
FEOF: Abr-2023
Torreón Sur - Takata 6
Norte
115 1 CA 1 5.3
Takata - Torreón Oriente 6 115 1 CA 1 5.2
Torreón Sur - Maniobras Mieleras 6 115 1 CA 1 5
Maniobras Mieleras - Diagonal 6 115 1 CA 1 7.2
Torreón Sur - Torreón Oriente 6 115 1 CA 1 13.4
Torreón Oriente - California 115 1 CA 2 5.3
Torreón Sur Banco 3 400 3 T 375
400/115
Notas: 1/Tendido del primer circuito. 2/Tendido del segundo circuito. 3/Recalibración. 4/Cable Submarino. 5/Circuito o tramos subterráneo. 6/Reemplazo de equipamiento serie y repotenciación del circuito en calibre 113 ACSR conductor de alta temperatura para incremento en capacidad 1500 MVA. 7/ Obra por cambio de alcance FEOF: Fecha de entrada en operación factible. CA: Corriente Alterna. CD: Corriente Directa. CAP: Capacitor. R: Reactor. T: Transformador. AT: Autotransformador. EC: Estación Convertidora. Fuente: Elaborado por la SENER.
120
CUADRO A. 5. PROYECTOS DE TRANSMISIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031 (Kilovolt; kilómetro-circuito)
Clave o Nombre del
Proyecto Líneas de Transmisión
Tensión (kV)
Núm. de Circuito
s
Longitud (km-c)
Fecha Necesari
a
Fecha Factibl
e
Gerencia de
Control Regional
PROYECTOS POR INSTRUIR
Atlacomulco Potencia - Almoloya
Atlacomulco Potencia - Almoloya 2/ 400 2 28.0 abr-18 dic-18 Central
Veracruz II – Tamarindo II Veracruz II - Tamarindo II 1/ 115 2 36.0 abr-15 abr-20 Oriental
Cable Subterráneo Veracruz I- Mocambo
Veracruz I - Mocambo 8/ 115 1 4.3 abr-15 abr-20 Oriental
Culiacán Poniente entronque Choacahui – La Higuera
Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera (A3N40) 400 2 0.4 abr-18 abr-19 Noroeste
Maneadero entronque Ciprés-Cañón
Maneadero entronque Ciprés - Cañón 115 2 6.0 abr-17 abr-19 Baja
California
Kilómetro 110 - Tulancingo Kilómetro 110 - Tulancingo 85 1 4.2 sep-16 sep-19 Central
Ayutla - Papagayo Ayutla - Papagayo 115 1 56.0 abr-16 abr-20 Oriental
Manuel Moreno Torres – San Cristóbal Oriente
Manuel Moreno Torres - San Cristóbal Oriente 1/ 115 2 60.0 abr-16 abr-20 Oriental
Incremento de Capacidad de Transmisión entre las Regiones Puebla–Temascal, Temascal–Coatzacoalcos, Temascal–Grijalva y Grijalva-Tabasco
Puebla II - San Lorenzo Potencia (A3930 y A3T20) 400 2 - abr-16 abr-20 Oriental
Juile - Ixtepec Potencia (A3V30 y A3V40) 400 2 - abr-16 abr-20 Oriental
Irapuato II Banco 3 (traslado)
Irapuato I - Irapuato II (recalibración) 3/ 115 2 18.0 abr-19 abr-20 Occidental
Líneas Conín – Marqués Oriente y San Ildefonso - Tepeyac
Conin - Marqués Oriente 2/ 115 2 5.0 abr-20 abr-20 Occidental
Tepeyac - San Ildefonso 2/ 115 2 9.5 abr-20 abr-20 Occidenta
l
El Mayo entronque Navojoa Industrial - El Carrizo
El Mayo entronque Navojoa Industrial - El Carrizo 115 2 1.2 abr-18 abr-20 Noroeste
Interconexión SIN-BCS
Coromuel entronque Punta Prieta II - Palmira 115 2 4.0 abr-22 abr-22 Baja
California Sur
Villa Constitución - Olas Altas 230 2 394.0 abr-22 abr-22 Baja
California Sur
Olas Altas - Pozo de Cota 1/ 230 2 130.0 abr-22 abr-22 Baja
California Sur
El Infiernito - Mezquital 4/ ±400 Bipolo 300.0 abr-22 abr-22 Mulegé
El Infiernito - Bahía de Kino 4/, 7/ ±400 Bipolo 210.0 abr-22 abr-22 Mulegé
Mezquital - Villa Constitución 4/ ±400 Bipolo 698.0 abr-22 abr-22 Mulegé
Bahía de Kino - Esperanza 4/ ±400 Bipolo 100.0 abr-22 abr-22 Noroeste
Esperanza - Seri 400 2 110.0 abr-22 abr-22 Noroeste
121
Tlaltizapán Potencia Banco 1
Morelos - Tianguistenco 230 1 15.0 abr-20 abr-21 Central
Tlaltizapán Potencia - Yautepec Potencia 2/ 400 2 33.0 abr-20 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia entronque Yautepec Potencia - Volcán Gordo
400 2 0.5 abr-20 abr-21 Oriental
Yautepec Potencia - Zapata (93500 y 93190) 13/ 230 2 - abr-21 abr-21 Oriental
Yautepec Potencia - Cementos Moctezuma (93300) 13/ 230 1 - abr-21 abr-21 Oriental
Zapata - Cementos Moctezuma (93200) 13/ 230 1 - abr-21 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia entronque Tezoyuca - Jojutla 115 2 0.5 abr-20 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia - Tepalcingo 115 1 25.0 abr-20 abr-21 Oriental
Suministro de energía en Oaxaca y Huatulco
San Jacinto Tlacotepec - Pinotepa Nacional 1/ 115 2 77.0 abr-16 abr-21 Oriental
Jalapa de Díaz - Oaxaca Potencia 2/ 400 2 152.0 abr-21 abr-21 Oriental
Transformación Guadalajara Oriente y Zapotlanejo
Guadalajara Oriente entronque Puente Grande II - Guadalajara II 69 2 10.0 abr-20 abr-20
Occidental
Guadalajara Oriente - Zalatitlán 69 1 7.5 abr-20 abr-20 Occidental
Guadalajara II - Parque Industrial 69 1 3.2 abr-20 abr-20 Occidenta
l
Guadalajara II - El Salto 69 1 5.7 abr-20 abr-20 Occidental
Valle del Mezquital Banco 1
Valle del Mezquital entronque C.H. Zimapán - Dañu (93050) 230 2 0.2 abr-20 abr-20 Occidenta
l Valle del Mezquital entronque Zimapán - Tap Zimapán (73260)
115 2 0.2 abr-20 abr-20 Occidental
Valle del Mezquital - Tap Zimapán 115 1 3.0 abr-20 abr-20 Occidenta
l Línea Silao Potencia – Las Colinas
Silao Potencia - Las Colinas 1/, 2/, 11/ 115 1 15.4 abr-21 abr-21 Occidenta
l
Línea Calera – Calera Industrial
Calera - Calera Industrial 3/ 115 1 7.0 abr-20 abr-20 Occidenta
l
Hermosillo Misión - Quiroga
Quiroga - Misión 8/ 115 1 7.5 abr-20 abr-20 Noroeste
Línea Dynatech – Rolando García Urrea
Dynatech Rolando García Urrea 115 1 3.0 abr-21 abr-21 Noroeste
Bácum - Ciudad Obregón Dos
Bácum - Ciudad Obregón Dos 8/ 115 1 1.4 abr-21 abr-21 Noroeste
Las Mesas Banco 1 Las Mesas - Huejutla II 115 1 50.0 abr-21 abr-21 Noreste
El Arrajal Banco 1
Cerro Prieto II - El Arrajal 1/ 230 2 125.0 abr-22 abr-22 Baja California
El Arrajal - San Felipe 1/ 115 2 50.0 abr-22 abr-22 Baja
California Rubí entronque Cárdenas - Guerrero
Rubí entronque Cárdenas - Guerrero 8/, 9/ 115 2 8.0 abr-19 abr-19 Baja
California
LT Frontera entronque Industrial - Universidad
Frontera entronque Industrial - Universidad 8/, 9/ 115 2 6.0 abr-20 abr-20 Baja California
Interconexión Baja California – Imperial Irrigation District
González Ortega entronque Mexicali Oriente - Cerro Prieto IV 161 2 0.6 abr-19 abr-19 Baja
California Mexicali Oriente - Punto de Interconexión Frontera (Gateway) 1/, 15/
161 2 3.0 abr-19 abr-19 Baja California
Parque Industrial San Luis - Punto de Interconexión Frontera (Pilot Knob) 1/
230 2 5.0 abr-19 abr-19 Baja
California
Chapultepec entronque Cerro Prieto II - San Luis Rey 12/ 230 2 8.0 abr-19 abr-19 Baja
California
Puerto Real Bancos 1 y 2
Escárcega Potencia - Punto de inflexión Sabancuy 2/ 230 2 63.0 abr-21 abr-21 Peninsular
Punto de inflexión Sabancuy - Puerto Real 14/ 230 2 35.6 abr-21 abr-21 Peninsular
Puerto Real - Palmar 34.5 2 35.6 abr-21 abr-21 Peninsular
Manlio Fabio Altamirano - Olmeca 1/, 10/ 400 2 20.0 may-18 abr-22 Oriental
122
Interconexión Sureste-Peninsular
Olmeca - Temascal III 1/, 10/ 400 2 105.0 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Dos Bocas - Infonavit 10/ 115 2 0.5 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Dos Bocas - Veracruz I 10/ 115 2 0.5 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Veracruz I - J.B. Lobos 10/ 115 2 3.0 may-18 abr-22 Oriental
Copainalá entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso (A3050)
400 2 2.0 abr-22 abr-22 Oriental
Copainalá entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso (A3150) 400 2 2.0 abr-22 abr-22 Oriental
Copainalá - Chicoasén II 400 2 1.0 abr-22 abr-22 Oriental
Kantenáh entronque Dzitnup - Riviera Maya (A3Q60) 400 2 60.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh entronque Dzitnup - Riviera Maya (A3Q70) 400 2 60.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Playa del Carmen 115 2 30.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario - Punto de Inflexión Balam 115 2 10.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Punto de Inflexión Balam - Balam 115 1 7.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Punto de Inflexión Balam - Punta Sam 115 1 9.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario - Yaxché 115 1 8.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Leona Vicario 1/ 400 2 70.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Copainalá 4/ ±500 Bipolo 1,800.0 abr-22 abr-22 Peninsular
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
706C
Tecate II - El Encinal I 1/ 115 2 8.6 may-16 ene-17 Baja
California
Ixtapa Potencia - Pie de La Cuesta Potencia 400 2 415.4 nov-09 oct-17 Oriental
Regiomontano - San Roque 115 2 40.8 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Lajas (A3740) 400 2 27.4 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano - Cadereyta 115 2 15.2 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Tecnológico 115 2 22.0 may-16 may-17 Noreste
718
Mexicali II - Tecnológico 230 2 18.8 feb-17 jun-17 Baja California
González Ortega entronque Mexicali II - Ruiz Cortines 161 2 12.4 feb-17 jun-17 Baja
California Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia - Primero de Mayo
400 2 7.4 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero entronque Saltillo - Frightliner 115 2 5.0 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero entronque Álamo - Agua Nueva 115 2 8.6 jul-17 jul-17 Noreste
1116D
Derramadero - Chrysler 115 1 3.5 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero - Saltillo 115 1 4.1 jul-17 jul-17 Noreste
Mina - Central Diésel Santa Rosalía 34.5 2 2.2 oct-11 jun-18 Mulegé
Lago entronque Madero - Esmeralda 6/, 8/ 230 2 45.6 nov-15 nov-18 Central
Teotihuacán - Lago 6/ 400 2 29.4 nov-15 nov-18 Central
Monte Real entronque Aeropuerto San José del Cabo - San José del Cabo
115 2 4.6 jun-13 dic-17 Baja
California Sur
Victoria - Nochistongo 230 2 67.2 dic-16 dic-18 Central
Huehuetoca - PI Nochistongo 85 2 16.6 dic-16 dic-18 Central
1201E Chimalpa II entronque Nopala - San Bernabé 400 2 3.2 oct-16 feb-17 Central
Chimalpa II entronque Remedios - Águilas 230 4 17.2 oct-16 feb-17 Central
123
El Fraile - Ramos Arizpe Potencia (L1) 400 2 105.4 oct-17 feb-18 Noreste
El Fraile - Ramos Arizpe Potencia (L2) 1/ 400 2 30.9 oct-17 feb-18 Noreste
El Fraile entronque Las Glorias - Villa de García 400 2 2.8 oct-17 feb-18 Noreste
Chicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso Dos 400 2 8.0 nov-17 dic-17 Oriental
Cereso - Terranova 1/ 230 2 12.9 abr-17 abr-18 Norte
1302
Cereso entronque Samalayuca - Reforma (93280) 230 2 1.2 abr-17 abr-18 Norte
Cereso entronque Samalayuca - Reforma (93150) 230 2 0.9 abr-17 abr-18 Norte
Cereso entronque Samalayuca II - Paso del Norte 230 2 2.0 abr-17 abr-18 Norte
Cahuisori Potencia entronque CM Cahuisori - Gamón Lake 115 2 1.0 mar-17 mar-17 Norte
Cahuisori Potencia entronque CM Cahuisori - Agnico Eagle 115 2 1.0 mar-17 mar-17 Norte
Canatlán II Potencia entronque Durango II - Canatlán II Tramo 1 115 2 2.8 feb-17 feb-17 Norte
Durango II - Canatlán II Potencia 1/ 230 2 3.6 feb-17 feb-17 Norte
Canatlán II Potencia entronque Durango II - Canatlán II Tramo 2 115 1 7.0 feb-17 feb-17 Norte
Cereso - Moctezuma 1/, 5/ 400 2 158.7 abr-17 abr-18 Norte
Champayán - Güémez 1/ 400 2 178.8 abr-16 may-17 Noreste
1410
Güémez - Regiomontano 1/ 400 2 231.5 abr-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Lajas (A3270) 400 2 30.0 abr-16 may-17 Noreste
Guaymas Cereso - Bácum 2/ 400 2 94.7 nov-16 nov-17 Noroeste
Seri - Guaymas Cereso 400 2 236.8 nov-16 nov-17 Noroeste
Empalme CC - Guaymas Cereso 1/ 230 2 8.6 nov-16 nov-17 Noroeste
Empalme CC entronque Planta Guaymas II - Obregón III L1 230 2 17.1 nov-16 nov-17 Noroeste
1603
Empalme CC entronque Planta Guaymas II - Obregón III L2 230 2 15.1 nov-16 nov-17 Noroeste
Hermosillo IV - Hermosillo V 2/ 230 2 36.1 nov-16 nov-17 Noroeste
Seri entronque Hermosillo IV - Hermosillo V 230 4 17.2 nov-16 nov-17 Noroeste
Choacahui - Bácum 400 2 249.1 jul-19 jul-19 Noroeste
Choacahui entronque Louisiana - Los Mochis II 230 2 26.8 jul-19 jul-19 Noroeste
Santa Isabel - Mexicali II 2/ 161 4 13.5 abr-16 ago-17 Baja
California
Camino Real entronque Punta Prieta II - El Triunfo 115 2 0.4 abr-16 feb-17 Baja
California Sur
Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera 400 2 0.4 mar-17 jun-17 Noroeste
Culiacán Poniente - Punto de Inflexión Culiacán I 115 2 32.6 mar-17 jun-17 Noroeste
1653
Culiacán Poniente - Punto de Inflexión Culiacán Poniente 115 1 5.3 mar-17 jun-17 Noroeste
Culiacán Poniente entronque La Higuera - Navolato 115 2 31.9 mar-17 jun-17 Noroeste
Punto de Inflexión Culiacán I - LT Culiacán I - Tres Ríos 115 2 6.2 mar-17 jun-17 Noroeste
Querétaro Potencia Maniobras - Santa María 1/ 400 2 27.0 ene-17 jun-17 Occidenta
l
Tlajomulco entronque Acatlán - Atequiza 400 2 1.6 feb-17 may-17 Occidenta
l
Tlajomulco entronque Colón - Guadalajara II 230 2 1.6 feb-17 may-17 Occidenta
l
1655 Tlajomulco entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II 230 2 1.8 feb-17 may-17 Occidenta
l
Xpujil - Xul-Ha 230 2 208.0 mar-17 abr-17 Peninsular
124
Escárcega Potencia - Xpujil 2/ 230 2 159.0 mar-17 abr-17 Peninsular
Empalme CC entronque Bácum - Seri L1 400 2 15.4 nov-16 oct-17 Noroeste
Empalme CC entronque Bácum - Seri L2 400 2 16.4 nov-16 oct-17 Noroeste
Pueblo Nuevo - Obregón IV 1/ 400 2 87.1 nov-16 oct-17 Noroeste
Hermosillo Aeropuerto - Esperanza 2/ 230 2 58.7 abr-18 may-18 Noroeste
1701
Esperanza entronque Punto P - Subestación Dos 115 2 0.3 abr-18 may-18 Noroeste
Bácum - Obregón IV 230 2 45.4 abr-17 may-18 Noroeste
Bácum entronque Empalme CC - Obregón III 230 2 18.0 abr-17 may-18 Noroeste
Santa Ana - Nogales Aeropuerto 230 2 102.6 abr-17 may-18 Noroeste
Pozo de Cota - El Palmar 230 2 54.2 abr-18 ene-19 Baja
California Sur
Central Diésel Los Cabos - Pozo de Cota 115 2 16.0 abr-18 ene-19 Baja
California Sur
Silao Potencia entronque Romita - Silao I 115 2 1.0 abr-18 jul-18 Occidental
1716
El Encino - Moctezuma 2/ 400 2 207.0 sep-18 sep-18 Norte
Cuauhtémoc II - Quevedo 2/ 230 2 92.7 feb-19 feb-19 Norte
Cuauhtémoc II - Manitoba 115 2 56.0 feb-19 feb-19 Norte
Quevedo - Campo 108 115 2 137.0 feb-19 feb-19 Norte
Azufres III (U-18 ) - Tap Azufres Switcheo 115 1 1.5 dic-17 feb-18 Occidenta
l
Azufres Switcheo - Azufres Switcheo Sur 115 1 6.0 dic-17 feb-18 Occidenta
l
Texcoco - La Paz 3/ 400 2 52.1 nov-15 dic-17 Central
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
756
Atotonilquillo entronque San Jorge - Poncitlán 115 2 0.6 jul-17 jul-18 Occidental
Angostura - Comitán 115 2 80.0 sep-08 abr-22 Oriental
Laguna de Coyuca entronque Pie de La Cuesta - Mozimba 115 2 3.1 dic-18 dic-18 Oriental
Fundición - Navojoa Norte 115 1 24.5 jun-10 mar-17 Noroeste
Janos - Monteverde 115 1 38.9 jun-17 jul-17 Norte
914B
Terranova - Rayón 115 1 4.3 jun-19 jun-19 Norte
Oblatos entronque Colimilla - Guadalajara Oriente 69 2 3.3 dic-14 ene-18 Occidenta
l
Tepatitlán - Cuquio 115 1 38.7 may-16 dic-17 Occidenta
l
Comalcalco Sur entronque Comalcalco - Tulipán 115 2 4.0 nov-09 feb-18 Oriental
Ocotlán Oaxaca entronque La Cienega - Minera Cuzcatlán 115 2 0.3 nov-09 ago-20 Oriental
1128C
Xoxtla entronque San Lorenzo Potencia-Tonantzintla 115 2 0.1 dic-18 dic-18 Oriental
Xalostoc entronque Zocac - Cuauhtemoc 115 2 6.0 dic-20 dic-20 Oriental
Cuetzalan entronque Teziutlán II - Papantla Potencia 115 2 40.6 feb-17 may-17 Oriental
Villa Unión - Rosario - Esquinapa 115 2 61.0 jun-11 jun-19 Noroeste
Bamoa entronque San Rafael - Guasave 115 1 25.2 dic-11 ago-17 Noroeste
1210F Progreso - Bacum 115 1 16.8 dic-10 ago-17 Noroeste
Kohunlich (Parque Industrial) entronque Popolnah - Canek 115 2 3.0 may-12 feb-18 Peninsular
125
Ucú entronque Poniente - Hunucmá 115 2 0.3 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella entronque Güémez - Victoria 115 2 0.6 dic-16 dic-17 Noreste
Rangel Frías entronque San Nicolás - Universidad 115 2 3.0 dic-21 dic-21 Noreste
1210I
Ruiz Cortinez entronque Juan José Ríos - Leyva Solano 115 2 2.0 sep-13 feb-18 Noroeste
Navojoa Oriente entronque Pueblo Nuevo - Navojoa Norte 115 2 1.1 dic-13 jun-17 Noroeste
Nainari entronque Ciudad Obregón II - Ciudad Obregón III 115 2 0.3 dic-13 ago-17 Noroeste
Yal-Kú entronque Aktun-Chen - Playa del Carmen 115 2 1.0 dic-13 jul-20 Peninsular
Mandinga entronque El Tejar - Paso del Toro 115 2 17.1 dic-13 jun-17 Oriental
Aeropuerto entronque Veracruz II - Dos Bocas 115 2 2.2 mar-17 nov-17 Oriental
1211D
Los Reyes entronque La Paz - Aurora 230 2 2.8 ago-13 abr-17 Central
Culhuacán - Xochimilco 230 2 8.6 ago-13 ago-17 Central
Aragón entronque Esmeralda - Xalostoc 230 2 3.0 ago-13 ene-18 Central
Morales - Jamaica 85 1 16.0 ago-13 ene-18 Central
Nonoalco - Buentono 85 1 3.1 ago-13 ene-18 Central
Jamaica - Buentono 85 1 4.1 ago-13 ene-18 Central
San Cristóbal entronque Jarachina - Pemex 138 2 0.4 jun-12 dic-18 Noreste
1212F
Lázaro Cárdenas - Meoqui 115 1 9.3 oct-17 oct-17 Norte
Meoqui - Francisco Villa 115 1 14.5 oct-17 oct-17 Norte
Conalep entronque Macuspana II - El Zopo 115 2 5.0 dic-13 jul-18 Oriental
El Castillo - Naolinco 115 2 12.0 dic-12 may-19 Oriental
Tecnológico Hillo entronque Hermosillo Loma - Ladrilleras 115 2 2.4 jun-14 jul-17 Noroeste
Quiroga - Bagotes 115 1 5.8 jun-13 may-18 Noroeste
1212H
Caracol entronque Cerro Gordo - Valle de México 230 2 1.0 dic-14 nov-17 Central
Chicoloapan entronque Chapingo - Aurora 230 2 18.0 dic-14 ago-19 Central
Cumbres - San Cristóbal - Santander 138 1 16.5 jun-15 dic-18 Noreste
Mirador entronque Plaza - Tecnológico 115 2 2.0 jul-15 dic-18 Noreste
Chávez Uno - Batopilas 1/ 115 2 17.2 ene-18 ene-18 Norte
Namiquipa entronque Ruiz Cortines - Nicolás Bravo 115 2 0.4 ene-18 oct-18 Norte
1212I
Villas del Cedro entronque La Higuera - Culiacán I 115 2 4.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Guamúchil - Angostura 115 1 10.0 jul-15 ene-20 Noroeste
San Carlos - Los Algodones 115 2 8.0 may-14 ene-20 Noroeste
Ocuca entronque Santa Ana - Cerro Cañedo 115 2 0.2 dic-14 feb-20 Noroeste
Balam - Kekén 115 1 4.3 mar-17 dic-18 Peninsular
1320E
Cosoleacaque entronque Chinameca II - Acayucan 115 2 4.0 mar-17 jul-18 Oriental
Xochitla entronque Victoria - Nochistongo 230 2 0.8 dic-14 abr-18 Central
Lago de Guadalupe entronque Cofradía - Remedios 230 2 0.4 mar-17 abr-18 Central
Condesa - Diana 230 1 1.2 mar-17 abr-18 Central
Condesa - Tacubaya 230 1 4.6 mar-17 abr-18 Central
126
Aeropuerto entronque Aurora - Santa Cruz 230 2 17.0 dic-22 dic-22 Central
Sendero entronque Progreso - San Luis Potosí II 115 2 4.0 may-15 may-18 Occidental
Acuitlapilco entronque Contla - Santa Ana Chiautempam 115 2 2.0 dic-18 dic-18 Oriental
1323B
Obispado entronque Jerónimo - Orión 115 1 2.0 jun-16 dic-18 Noreste
Revolución entronque Valle Verde - California 115 2 10.0 oct-17 oct-17 Norte
Aguascalientes I - Calvillo - Salitre 115 1 52.0 abr-15 dic-18 Occidenta
l
Aguascalientes Potencia Peñuelas - Encarnación 115 1 21.8 abr-15 abr-19 Occidental
San Luis de la Paz - San José Iturbide 115 1 28.2 abr-15 abr-19 Occidenta
l
Santa María entronque Guasave - Hernando de Villafañe 115 2 0.1 may-15 feb-20 Noroeste
1420C
Lomas de Anza - Industrial San Carlos 115 1 7.7 may-16 feb-20 Noroeste
La Reina entronque Las Trancas - Cementos Moctezuma 115 2 0.5 dic-16 mar-18 Oriental
Popular - Lucero 115 1 17.2 feb-18 oct-18 Norte
El Trébol entronque Mesteñas - Oasis 115 2 25.5 feb-18 oct-18 Norte
Elena entronque Polvorín - Enertek 115 2 1.3 dic-16 dic-17 Noreste
1420F
Parque Industrial Linares entronque Lajas - Linares 115 1 0.7 dic-17 dic-18 Noreste
Papantla Distribución entronque Tajín - Tepeyac 115 2 0.4 ago-18 ago-18 Oriental
La Manga entronque Hermosillo IV - SE Punto P 115 2 1.0 dic-16 mar-20 Noroeste
Domingo Viejo entronque Monterrey Potencia - Propasa 115 1 0.7 dic-16 dic-18 Noreste
San Vicente entronque Nuevo Vallarta - Jarretaderas 115 2 2.0 dic-17 dic-18 Occidental
Juan José entronque Sayula - Ciudad Guzmán 115 2 12.0 dic-17 feb-18 Occidenta
l
1420G
Redes Atlacomulco (LT) 13.8 1 12.7 dic-17 may-19 Central
Redes reordenamiento Valle de Bravo (LT) 13.8 1 48.4 dic-17 jun-19 Central
Redes conversión aéreo-subterráneo Chapa de Mota Centro (KM-C) 23 1 2.0 dic-17 sep-20 Central
Redes conversión aéreo-subterráneo Temoaya Centro (KM-C) 23 1 3.0 dic-17 oct-20 Central
Redes conversión aéreo Subterráneo Tejupilco (KM-C) 13.8 1 5.7 dic-17 oct-20 Central
Redes conversión aéreo-subterráneo Ciudad Altamirano Centro (MVA)
13.8 1 9.9 dic-17 oct-20 Central
Redes SE Ruiz Cortinez 34.5 1 8.1 dic-17 sep-20 Baja
California
Redes Guerrero Negro 34.5 1 10.2 dic-17 sep-20 Mulegé
Chinitos entronque Pericos - Guamúchil 115 1 26.6 dic-17 mar-20 Noroeste
El Fuerte Penal entronque El Fuerte - Carrizo 115 2 0.2 dic-17 abr-20 Noroeste
El Fuerte Penal entronque Los Mochis II - El Fuerte 115 2 0.4 dic-17 abr-20 Noroeste
1520C
La Higuera - Costa Rica 115 1 20.2 dic-17 may-20 Noroeste
Isla de Tris entronque Sabancuy - Carmen 115 2 0.4 dic-17 abr-20 Peninsular
Zacatlán entronque Chignahuapan - Tetela de Ocampo 115 1 25.0 dic-17 dic-20 Oriental
Aluminio entronque Veracruz Dos - Jardín 115 2 0.2 mar-19 mar-19 Oriental
Gaviotas entronque Villahermosa II - Ciudad Industrial 115 2 2.4 oct-20 oct-20 Oriental
1520D Pakal - Na entronque Los Ríos - Palenque 115 2 6.0 ene-19 ene-19 Oriental
Bonfil - Papagayo 115 1 24.0 dic-17 may-20 Oriental
127
Tuxtepec III entronque Cerro de Oro - Benito Juárez C1 115 2 26.0 dic-17 may-20 Oriental
Tuxtepec III entronque Cerro de Oro - Benito Juárez C2 115 2 20.0 dic-17 may-20 Oriental
Canticas - Vista Mar (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 1.6 dic-17 mar-18 Oriental
Canticas - López Mateos (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 3.2 dic-17 mar-18 Oriental
1521D
López Mateos - Pajaritos (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 5.0 dic-17 mar-18 Oriental
Pajaritos Dos - Puerto Franco (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 0.8 dic-17 mar-18 Oriental
Vistamar - Puerto Franco (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 6.2 dic-17 mar-18 Oriental
Pajaritos Dos - Puerto Franco - López Mateos 115 2 10.9 dic-17 mar-18 Oriental
Redes Tlalixtaquilla 13.8 1 12.4 dic-17 may-18 Oriental
1521E
Redes Zapotitlán 13.8 1 75.8 dic-17 may-18 Oriental
Redes Atlatlahuacan 13.8 1 11.0 dic-17 may-18 Oriental
Reducción de pérdidas Área Chalco (KM-C) 23 1 238.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ayotla (KM-C) 23 1 233.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ixtapaluca (KM-C) 23 1 242.0 may-17 jun-18 Central
1521F
Reducción de pérdidas Área Chalco Rural (KM-C) 23 1 220.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Amecameca (KM-C) 23 1 252.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Zona Villahermosa (KM-C) 13.8 1 158.0 may-17 sep-17 Oriental
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Atizapán (KM-C) 23 1 132.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Naucalpan (KM-C) 23 1 94.2 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Cuautitlán (KM-C) 23 1 88.0 jun-17 jul-17 Central
1620
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Ecatepec (KM-C) 23 1 154.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Tlalnepantla (KM-C) 23 1 30.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Cuautitlán Atizapan,Ecatepec (KM-C) 23 1 280.9 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Basílica (KM-C) 23 1 91.1 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Nezahualcóyotl (KM-C) 23 1 156.0 jun-17 sep-17 Central
Juandho - Apasco 85 2 60.6 dic-16 jul-20 Central
1620B
Juandho - Actopan 85 2 80.6 dic-16 jul-20 Central
Portales entronque Hermosillo IV - Hermosillo II 115 2 0.3 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora - Salvador Alvarado 115 1 1.5 abr-18 jun-20 Noroeste
Évora entronque Guamúchil II - Guamúchil 115 2 3.0 abr-18 jun-20 Noroeste
Boca del Monte - Huatusco 115 1 17.0 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa entronque Topilejo - Iztapalapa 230 2 7.6 ago-13 ago-19 Central
Morales - Verónica 230 1 6.2 dic-13 sep-19 Central
Polanco - Morales 230 1 3.2 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
P16-NO3
Caimanero - Guasave 1/ 115 2 5.4 45017 45017 Noroeste
Caimanero - Bamoa 1/ 115 2 17.5 45017 45017 Noroeste
Caimanero entronque Guamúchil II - Los Mochis II 230 2 31.4 45017 45017 Noroeste
128
Caimanero entronque Santa María - Guasave 115 2 10.6 45017 45017 Noroeste
P16-NO4
La Choya - Oriente 8/ 115 1 9.3 44652 44652 Noroeste
Mar de Cortés Puerto Peñasco - Playa Encanto 115 2 0.8 44652 44652 Noroeste
Mar de Cortés entronque Seis de Abril - Puerto Peñasco 230 2 0.6 44652 44652 Noroeste
Mar de Cortés entronque Seis de Abril - Puerto Peñasco 230 2 0.6 44652 44652 Noroeste
P17-NO1 Navojoa Centenario entronque Navojoa - Navojoa Norte 115 2 0.4 44287 44287 Noroeste
P17-NO3 Villa Mercedes entronque Hermosillo Misión - Quiroga 8/ 115 2 2 44348 44348 Noroeste
P17-NO6 Hermosillo Aeropuerto - Hermosillo Loma 115 2 34 45444 45444 Noroeste
Hermosillo Aeropuerto - Bagotes 115 2 0.6 45444 45444 Noroeste
P17-NT3 Tres Hermanos - Nueva Holanda 115 1 39 44652 44652 Norte
Tres Hermanos entronque Mesteñas - Nueva Holanda 115 2 0.2 44652 44652 Norte
P17-NT4 Vicente Guerrero II entronque Fresnillo - Jerónimo Ortiz 230 1 0.4 44652 44652 Norte
Vicente Guerrero II - Vicente Guerrero 115 1 14 44652 44652 Norte
P17-PE2 Ticul Potencia - Mérida Potencia 1/ 400 2 70 45748 45748 Peninsular
P17-MU1 Benito Juárez entronque Vizcaíno - Guerrero Negro I 34.5 2 6 44713 44713 Mulegé
Vizcaíno - Benito Juárez 1/ 115 2 60 44713 44713 Mulegé
P17-MR2D Jerónimo Ortiz - Mazatlán II 1/ 400 2 220 46478 46478 Norte
P17-MR3D
Tlaltizapán Potencia - Volcán Gordo 2/ 400 2 100 45383 45383 Oriental
Pachuca Potencia - San Martín Potencia 1/ 400 2 92 46113 46113 Central
San Martín Potencia - Tepetlixpa 400 2 166 46844 46844 Oriental
Tepetlixpa entronque Yautepec Potencia - Topilejo 400 2 2 46844 46844 Central
Tepetlixpa entronque Yautepec Potencia - Tecali 400 2 2 46844 46844 Central
Tepetlixpa - Chalco 1/ 230 2 26 46844 46844 Central
Pachuca Potencia - San Martín Potencia 2/ 400 2 92 46844 46844 Central
Tula - Pachuca Potencia 1/ 400 2 61 47209 47209 Central
PROYECTOS DE LA SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN-CFE
D15-NO2 Hermosillo V - Dynatech 115 1 1.0 abr-16 abr-21 Noroeste
D15-NT1 La Palma entronque Moctezuma - Valle Esperanza 115 2 0.2 dic-18 dic-18 Norte
D15-NT2 Felipe Pescador entronque Durango I - Jerónimo Ortiz 115 2 1.0 abr-23 abr-23 Norte
D16-CE1 Ferrocarril entronque Diana - Condesa 230 2 3.6 dic-21 dic-21 Central
D16-CE2 Santa Fe entronque Las Águilas - Contadero 230 2 5.6 nov-18 jul-19 Central
D16-OR1 Cholula II entronque Poniente - San Rafael 115 2 0.2 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR7 Ocuituco- Cuautla Dos 115 1 15.5 abr-21 abr-21 Oriental
D16-OR9 Berriozabal entronque Manuel Moreno Torres - Ocozocuautla 115 2 0.6 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales - Pijijiapan 115 1 26.5 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR11 Huautla - San Miguel Santa Flor 115 1 30.9 dic-18 abr-20 Oriental
D16-OR24 Tilapa - Zinacatepec 115 1 30.0 oct-19 ago-20 Oriental
D16-OC1 Nueva Jauja - Tepic Industrial 115 1 10.4 abr-20 abr-20 Occidental
129
D16-OC3 Tapalpa - Sayula 1/ 115 2 16.0 abr-20 abr-20 Occidenta
l
D16-OC5 Campos entronque Colomo Distribución - Terminal de gas Manzanillo
115 2 0.2 abr-18 abr-19 Occidental
D16-OC12 Querétaro Industrial entronque Querétaro Maniobras - Querétaro I
115 2 0.4 abr-19 abr-19 Occidenta
l
D16-OC13 Nueva Pedregal entronque Antea - Jurica 115 2 6.3 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC17 Unión de San Antonio - San Francisco del Rincón 115 1 27.9 abr-20 abr-20 Occidenta
l
D16-NO6 Flores Magón entronque Louisiana - Mochis Centro 115 2 2.0 abr-25 abr-25 Noroeste
D16-NO7 Compuertas entronque Centenario - Los Mochis III 115 2 1.0 abr-20 abr-20 Noroeste
D16-NT2 Mitla entronque Terranova - Patria 115 2 1.0 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina entronque Boquilla - Abraham González 115 2 0.4 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4 Colonia Juárez - Nuevo Casas Grandes 115 1 35.0 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT6 Cuatro Siglos entronque Fuentes - Tecnológico 115 2 2.0 jun-18 jun-18 Norte
D16-BC4 La Encantada entronque Metrópoli - Tijuana I 9/ 115 2 0.3 abr-21 abr-21 Baja California
1/ Tendido del primer circuito. 2/ Tendido del segundo circuito. 3/ Recalibración. 4/ Corriente Directa. 5/ Operación Inicial en 230 kV. 6/ Obra instruida a la CFE para su construcción. 7/ Cable Submarino. 8/ Circuito o tramo con cable subterráneo. 9/ Operación inicial en 69 kV. 10/ Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada. 11/ Tendido del cuarto circuito (3.7 km). 12/ Proyecto de interconexión BC-IID. 13/ Sustitución de equipamiento serie para incremento de capacidad de transmisión a 386 MVA. 14/ Reconstrucción de tramos aéreos y sobre ducto con ampacidad equivalente a conductor con calibre 1113 ACSR. 15/ Dos conductores Por fase Fuente: Elaborado por la SENER
CUADRO A. 6. PROYECTOS DE TRANSFORMACIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Clave o Nombre del Proyecto
Subestación Cantidad
Equipo
Capacidad (MVA)
Relación de Transformació
n
Fecha Necesar
ia
Fecha Factibl
e
Gerencia de Control
Regional
PROYECTOS POR INSTRUIR
Querétaro Banco 1 (sustitución) Querétaro I Banco 1 (sustitución) 3 AT 225.0 230/115 abr-18 abr-19 Occidental
Chihuahua Norte Banco 5 Chihuahua Norte Banco 5 4 AT 400.0 230/115 abr-19 abr-20 Norte
Ávalos Banco 3 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 oct-19 oct-20 Norte
Irapuato II Banco 3 (traslado)
Irapuato II Banco 3 (traslado) 4 AT 133.0 230/115 abr-19 abr-20 Occidental
El Habal banco 2 (traslado) El Habal Banco 2 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 oct-19 abr-19 Noroeste
Interconexión SIN-BCS
Coromuel Banco 1 4 AT 133.0 230/115 abr-22 abr-22 Baja California
Sur
Villa Constitución Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-22 abr-22 Baja California
Sur
Villa Constitución Estación Convertidora VSC 1 EC 840.0 ±400/230 abr-22 abr-22
Baja California Sur
Mezquital Estación Convertidora VSC
1 EC 180.0 ±400/115 abr-22 abr-22 Mulegé
Esperanza Estación Convertidora VSC
1 EC 1,020.0 ±400/400 abr-22 abr-22 Noroeste
Tlaltizapán Potencia Banco 1
Tlaltizapán Potencia Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-20 abr-21 Oriental
Transformación Guadalajara Oriente y Zapotlanejo
Guadalajara Oriente Banco 3 4 T 300.0 230/69 abr-20 abr-20 Occidental
Zapotlanejo Banco 2 3 AT 375.0 400/230 abr-20 abr-20 Occidental
Valle del Mezquital Banco 1 Valle del Mezquital Banco 1 (traslado)
4 AT 133.0 230/115 abr-20 abr-20 Occidental
Ascensión II Banco 2 Ascensión II Banco 2 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 abr-18 abr-18 Norte
Nuevo Casas Grandes Banco 3
Nuevo Casas Grandes Banco 3 (traslado)
3 AT 100.0 230/115 abr-21 abr-21 Norte
Francisco Villa Banco 3 Francisco Villa Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-20 abr-20 Norte
130
Nueva Rosita Banco 2 Nueva Rosita Banco 2 3 AT 100.0 230/115 abr-20 abr-20 Noreste
Las Mesas Banco 1 Las Mesas Banco 1 (traslado) 4 T 133.0 400/115 abr-21 abr-21 Noreste
El Arrajal Banco 1 El Arrajal Banco 1 4 AT 133.3 230/115 abr-22 abr-22 Baja California
Puerto Real Bancos 1 y 2 Puerto Real Bancos 1 y 2 7 AT 525.0 230/115 abr-21 abr-21 Peninsular
Puerto Real Banco 3 (Traslado) 1 T 6.3 115/34.5 abr-21 abr-21 Peninsular
Interconexión Sureste-Peninsular
Olmeca Banco 1 1/ 4 T 500.0 400/115 may-18 abr-22 Oriental
Copainalá Estación Convertidora VSC
1 EC 1,800.0 ±500/400 abr-22 abr-22 Oriental
Kantenáh Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh Estación Convertidora VSC
1 EC 1,800.0 ±500/400 abr-22 abr-22 Peninsular
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
706C
El Encinal I Banco 1 1 T 30.0 115/69/34.5 may-16 ene-17 Baja California
Tecate I SF6 Banco 1 1 T 30.0 115/69/13.8 may-16 mar-17 Baja California
Regiomontano Banco 1 4 T 500.0 400/115 may-16 may-17 Noreste
Derramadero Banco 1 4 T 500.0 400/115 jul-17 jul-17 Noreste
Central Diésel Santa Rosalía Banco 2
1 T 20.0 34.5/13.8 oct-11 jun-18 Mulegé
Lago Bancos 1 y 2 2/ 2 AT 660.0 400/230 nov-15 nov-18 Central
Monte Real Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-13 dic-17 Baja California
Sur
Chimalpa II Banco 1 4 AT 500.0 400/230 oct-16 feb-17 Central
Cahuisori Potencia Banco 1 4 AT 133.0 230/115 mar-17 mar-17 Norte
Canatlán II Potencia Banco 1 4 AT 133.0 230/115 feb-17 feb-17 Norte
Puebla II Banco 4 4 AT 300.0 400/230 oct-14 ene-17 Oriental
1116D
Tecali Banco 3 3 AT 225.0 400/230 oct-14 ene-17 Oriental
Santa Isabel Banco 4 4 AT 225.0 230/161 abr-16 ago-17 Baja California
Camino Real Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-16 feb-17 Baja California
Sur
Culiacán Poniente Banco 1 4 AT 500.0 400/115 mar-17 jun-17 Noroeste
Tlajomulco Banco 1 4 AT 500.0 400/230 feb-17 may-17 Occidental
Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875.0 400/230 nov-16 oct-17 Noroeste
Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875.0 400/230 nov-16 oct-17 Noroeste
Esperanza Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-18 may-18 Noroeste
Guaymas Cereso Banco 2 (ampliación)
4 AT 300.0 230/115 abr-18 may-18 Noroeste
Bácum Banco 2 3 AT 225.0 230/115 abr-17 may-18 Noroeste
Nogales Aeropuerto Banco 2 3 AT 125.0 230/115 abr-17 may-18 Noroeste
Pozo de Cota Banco 1 2 AT 300.0 230/115 abr-18 ene-19 Baja California Sur
Silao Potencia Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-18 jul-18 Occidental
Moctezuma Bancos 5 y 6 7 AT 875.0 400/230 sep-18 sep-18 Norte
Quevedo Banco 2 3 AT 100.0 230/115 feb-19 feb-19 Norte
131
1302 Cuauhtémoc II Banco 3 3 AT 100.0 230/115 feb-19 feb-19 Norte
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
756
Atotonilquillo Banco 1 1 T 9.4 115/23 jul-17 jul-18 Occidental
Huixtla Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 sep-09 nov-18 Oriental
Laguna de Coyuca Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
Monteverde Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 jun-17 jul-17 Norte
Rayón Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-19 jun-19 Norte
914B
Oblatos Banco 1 1 T 40.0 69/23 dic-14 ene-18 Occidental
Cuquio Banco 1 1 T 20.0 115/23 may-16 dic-17 Occidental
Comalcalco Sur Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 nov-09 feb-18 Oriental
Ocotlán Oaxaca Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 nov-09 ago-20 Oriental
Xoxtla (Coronango) Banco 1 SF6 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
1128C
Xalostoc Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-20 dic-20 Oriental
Cuetzalan Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 feb-17 may-17 Oriental
Bamoa Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 dic-11 ago-17 Noroeste
Progreso Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-10 ago-17 Noroeste
Kohunlich (Parque Industrial) Banco 1
1 T 30.0 115/13.8 may-12 feb-18 Peninsular
Ucú Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 dic-17 Noreste
Rangel Frías Banco 1 2 T 40.0 115/13.8 dic-21 dic-21 Noreste
Rangel Frías Banco 2 2 T 40.0 115/13.8 dic-23 dic-23 Noreste
Ruiz Cortinez Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 sep-13 feb-18 Noroeste
1210I
Industrial San Carlos Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-12 ago-20 Noroeste
Navojoa Oriente Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jun-17 Noroeste
Nainari Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 ago-17 Noroeste
Yal-Kú Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jul-20 Peninsular
Mandinga Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jun-17 Oriental
Aeropuerto Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 mar-17 nov-17 Oriental
1211D
Los Reyes Bancos 1 y 2 (sustitución)
2 T 120.0 230/23 ago-13 abr-17 Central
Culhuacán Bancos 1 y 2 SF6 2 T 120.0 230/23 ago-13 ago-17 Central
Aragón Bancos 1 y 2 SF6 (sustitución)
2 T 120.0 230/23 ago-13 ene-18 Central
Pensador Mexicano Bancos 1 y 2 SF6 (sustitución) 2 T 120.0 230/23 ago-13 ene-18 Central
Moctezuma Bancos 1, 2, 3, y 4 SF6 (sustitución) 4 T 120.0 85/23 ago-13 ene-18 Central
Pachuca Bancos 1 y 2 SF6 (sustitución)
2 T 120.0 85/23 ago-13 ene-18 Central
San Cristóbal Banco 1 1 T 30.0 138/13.8 jun-12 dic-18 Noreste
1212F Conalep Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-13 jul-18 Oriental
Naolinco Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-12 may-19 Oriental
132
Tecnológico Hillo Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-14 jul-17 Noroeste
Quiroga Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-13 may-18 Noroeste
Caracol Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-14 nov-17 Central
Chicoloapan Banco 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-14 ago-19 Central
1212H
Santander Banco 1 1 T 30.0 138/13.8 jun-19 dic-18 Noreste
Cumbres Poniente Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 jun-19 dic-18 Noreste
Mirador Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jul-15 dic-18 Noreste
Namiquipa Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 ene-18 oct-18 Norte
Villas del Cedro Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Angostura Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 jul-15 ene-20 Noroeste
1212I
Los Algodones Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-14 ene-20 Noroeste
Ocuca Banco 1 (sustitución) 1 T 12.5 115/13.8 dic-14 feb-20 Noroeste
Kekén Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 mar-17 dic-18 Peninsular
Cosoleacaque Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 mar-17 jul-18 Oriental
Xochitla Banco 1 1 T 60.0 230/23 dic-14 abr-18 Central
1320E
Lago de Guadalupe Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 mar-17 abr-18 Central
Condesa Banco 1 SF6 (sustitución)
1 T 60.0 230/23 mar-17 abr-18 Central
Aeropuerto Banco 1 1 T 60.0 230/23 dic-22 dic-22 Central
Toluca Bancos 1 y 2 modernización
2 T 120.0 230/23 dic-14 abr-18 Central
Sendero Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 may-15 may-18 Occidental
Laguna del Conejo Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 may-14 dic-17 Noreste
Mirador Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 jun-16 dic-20 Noreste
Río Verde Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 may-14 dic-17 Noreste
1323B
Acuitlapilco Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
Obispado Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-16 dic-18 Noreste
Revolución Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 oct-17 oct-17 Norte
Haciendas Banco 2 1 T 30.0 115/23 oct-17 oct-17 Norte
Rosario Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 jun-14 jun-17 Noroeste
Cajeme Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 may-16 jun-17 Noroeste
1420C
Santa María Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-15 feb-20 Noroeste
Lomas de Anza Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 may-16 feb-20 Noroeste
Cumbres Poniente Banco 3 1 T 30.0 115/13.8 jun-23 jun-23 Noreste
La Reina Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-16 mar-18 Oriental
Laguna de Términos Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 mar-20 Peninsular
1420F
Lucero Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 feb-18 oct-18 Norte
El Trébol Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 feb-18 oct-18 Norte
Elena Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 dic-17 Noreste
133
Parque Industrial Linares Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 dic-18 Noreste
Papantla Distribución Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 ago-18 ago-18 Oriental
La Manga Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 mar-20 Noroeste
1420G
Domingo Viejo Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 dic-16 dic-18 Noreste
Chinitos Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 mar-20 Noroeste
El Fuerte Penal Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Noroeste
Isla de Tris Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Peninsular
Mayakobá Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Peninsular
1520A
Zacatlán Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 dic-20 Oriental
Aluminio Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 mar-19 mar-19 Oriental
Gaviotas Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 oct-20 oct-20 Oriental
Pakal-Na Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 ene-19 ene-19 Oriental
Matehuala Banco 2 (sustitución) 1 T 30.0 115/34.5 dic-17 may-17 Occidental
San Vicente Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 dic-18 Occidental
1520C
Juan José Arreola Banco 1 1 T 30.0 115/23 dic-17 dic-18 Occidental
Conversión aéreo-subterráneo Chapa de Mota Centro (MVA)
1 T 0.5 23/0.24 dic-17 sep-20 Central
Conversión aéreo-subterráneo Temoaya Centro (MVA)
1 T 1.4 23/0.24 dic-17 oct-20 Central
Conversión aérea Subterráneo Tejupilco (MVA)
1 T 2.0 13.8/0.24 dic-17 oct-20 Central
Conversión aéreo-subterráneo Ciudad Altamirano Centro (MVA)
1 T 5.6 13.8/0 dic-17 oct-20 Central
1520D
Reducción de pérdidas Área Chalco (MVA) 1 T 28.4 23/0.12 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ayotla (MVA) 1 T 28.4 23/0.12 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ixtapaluca (MVA)
1 T 27.6 23/0.12 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Chalco Rural (MVA)
1 T 26.1 23/0.12 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Amecameca (MVA)
1 T 24.9 23/0.12 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Zona Villahermosa (MVA)
1 T 62.1 13.8/0.12 may-17 sep-17 Oriental
1521D
Reducción de pérdidas Zona Atizapán (MVA) 1 T 44.2 23/0.22 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Naucalpan (MVA) 1 T 36.4 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Cuautitlán (MVA)
1 T 60.2 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Ecatepec (MVA)
1 T 59.0 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Tlalnepantla ( MVA)
1 T 16.7 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1521E
Reducción de pérdidas Cuautitlán, Atizapán, Ecatepec (MVA)
1 T 63.4 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Basílica (MVA) 1 T 29.7 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Nezahualcóyotl (MVA) 1 T 46.5 23/0.22 jun-17 sep-17 Central
Portales Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora Banco 1 9 T 30.0 115/13.8 abr-18 jun-20 Noroeste
1521F Mochis Centro Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Ah-Kim-Pech Banco 2 2 T 20.0 115/13.8 abr-18 abr-23 Peninsular
134
Boca del Monte Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa Bancos 1 y 2 (SF6) 2 T 120.0 230/23 ago-13 ago-19 Central
Morales Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS ENUNCIATIVOS
P16-NO3 Caimanero Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-23 abr-23 Noroeste
P16-NO4 Mar de Cortés Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-22 abr-22 Noroeste
P17-OC10 Querétaro Potencia Banco 4 3 AT 225.0 230/115 abr-23 abr-23 Occidental
P17-NO2 Mazatlán Oriente Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO3 Villa Mercedes Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 jun-21 jun-21 Noroeste
P17-NO4 Tecnológico Hillo Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO6 Hermosillo Aeropuerto Banco 1 4 AT 300.0 230/115 jun-24 jun-24 Noroeste
P17-NT3 Mesteñas Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-22 abr-22 Norte
P17-NT4 Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133.0 230/115 abr-22 abr-22 Norte
P17-PE2 Mérida Potencia Banco 1 4 AT 500.0 400/230 abr-25 abr-25 Peninsular
P17-MU1 Benito Juárez Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 jun-22 jun-22 Mulegé
P17-MR3D Tepetlixpa Banco 1 4 AT 500.0 400/230 abr-28 abr-28 Central
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
D15-OR1 El Porvenir Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-16 dic-19 Oriental
D15-NT1 La Palma Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 dic-18 dic-18 Norte
D15-NT2 Felipe Pescador Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-23 abr-23 Norte
D15-NT3 Conejos Medanos Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/34.5 jun-20 jun-20 Norte
D15-NT4 Arenales Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 jun-17 jun-17 Norte
D16-CE1 Ferrocarril Banco 1 (SF6) 1 T 60.0 230/23 dic-21 dic-21 Central
D16-CE2 Santa Fe Bancos 1, 2 y 3 (SF6) 3 T 180.0 230/23 nov-18 jul-19 Central
D16-OR1 Cholula II Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR6 Lomas Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-21 dic-21 Oriental
D16-OR7 Ocuituco Banco 1 1 T 12.5 115/13.8 abr-21 abr-21 Oriental
D16-OR8 Ocosingo Banco 3 (sustitución) 1 T 12.5 115/34.5 dic-16 dic-18 Oriental
D16-OR9 Berriozabal Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR11 Huautla Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-18 abr-20 Oriental
D16-OR13 Mapastepec Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR14 Mazatán Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR17 Salina Cruz Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 sep-17 ene-19 Oriental
D16-OR19 Sarabia Banco 1 (sustitución) 1 T 9.4 115/13.8 jul-17 dic-18 Oriental
D16-OR20 Tapachula Aeropuerto Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR21 Tapachula Oriente Banco 1 (sustitución)
1 T 30.0 115/13.8 oct-17 jul-18 Oriental
135
D16-OR22 Tehuantepec Banco 1 (sustitución)
1 T 12.5 115/13.8 feb-18 dic-18 Oriental
D16-OR23 Tenosique Banco 2 (sustitución) 1 T 20.0 115/34.5 ene-17 may-18 Oriental
D16-OR24 Tilapa Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 oct-19 ago-20 Oriental
D16-OC1 Nueva Jauja Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC2 Tlajomulco Banco 2 1 T 60.0 230/23 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC3 Tapalpa Banco 1 1 T 20.0 115/23 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC5 Campos Banco 1 (SF6) 1 T 20.0 115/13.8 abr-18 abr-19 Occidental
D16-OC8 Santa Cruz Banco 2 1 T 12.5 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC10 Cimatario Banco 2 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC11 Estadio Corregidora Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC12 Querétaro Industrial Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC13 Nueva Pedregal Banco 1 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC14 Satélite Banco 2 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-20 Occidental
D16-OC16 Jesús del Monte Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC17 Unión de San Antonio Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-NO3 Río Sonora Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
D16-NO6 Flores Magón Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-25 abr-25 Noroeste
D16-NO7 Compuertas Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Noroeste
D16-NT1 Saucito Banco 2 1 T 30.0 115/23 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT2 Mitla Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4 Colonia Juárez Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT5 Monteverde Banco 2 1 T 30.0 115/34.5 abr-23 abr-23 Norte
D16-NT6 Cuatro Siglos Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-18 jun-18 Norte
D16-NE5 Las Torres Banco 2 1 T 30.0 138/13.8 jun-17 jun-18 Noreste
D16-NE8 La Silla Apodaca Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 jun-21 jun-21 Noreste
D16-BC1 Carranza Banco 2 1 T 40.0 161/13.8 abr-20 abr-20 Baja California
D16-BC3 Pacífico Banco 2 1 T 30.0 115/69 abr-21 abr-21 Baja California
D16-PE1 Bonfil Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 oct-18 oct-18 Peninsular
1/Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada. 2/Obra instruida a la CFE para su construcción. 3/Obra con recursos por aportaciones.
Fuente: Elaborado por la SENER.
136
CUADRO A. 7. PROYECTOS DE COMPENSACIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031 (Kilovolt; Megavoltsamperesreactivo)
Clave o Nombre del Proyecto
Compensación Equipo
Tensión (kV)
Capacidad (MVAr)
Fecha Necesaria
Fecha Factible
Gerencia de Control Regional
PROYECTOS POR INSTRUIR
Donato Guerra MVAr (traslado)
Donato Guerra MVAr (traslado) 1/
Reactor 400 63.5 dic-15 dic-19 Central
Compensación Reactiva Inductiva en Esperanza
Esperanza MVAr
Reactor 13.8 21.0 oct-18 abr-19 Noroeste
Izúcar de Matamoros MVAr
Izúcar de Matamoros MVAr
Capacitor 115 12.5 abr-16 abr-19 Oriental
Alvarado II y San Andrés II MVAr
Alvarado II MVAr Capacitor 115 7.5 abr-16 abr-19 Oriental
San Andrés II MVAr Capacitor 115 7.5 abr-16 abr-19 Oriental
Incremento de Capacidad de Transmisión entre las Regiones Puebla–Temascal, Temascal–Coatzacoalcos, Temascal–Grijalva y Grijalva-Tabasco
Puebla II C.S. Bancos 1 y 2 (A3910 y A3920) 2/
Capacitor 400 532.2 abr-19 abr-20 Oriental
Temascal II C.S. Bancos 1 y 2 (A3260 y A3360) 2/
Capacitor 400 885.6 abr-19 abr-20 Oriental
Juile C.S. Bancos 1, 2y 3 (A3T90, A3040 y A3140) 2/
Capacitor 400 754.1 abr-19 abr-20 Oriental
Compensación Reactiva Inductiva en Seri Seri MVAr Reactor 400 100.0 oct-18 abr-19 Noroeste
El Carrizo MVAr (traslado) El Carrizo MVAr (traslado)
Capacitor 115 15.0 abr-18 abr-19 Noroeste
Camino Real MVAr Camino Real MVAr
Capacitor 115 7.5 abr-20 abr-20 Baja California Sur
Interconexión SIN-BCS
Olas Altas MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-22 abr-22 Baja California Sur
Villa Constitución MVAr
Capacitor 115 12.5 abr-22 abr-22 Baja California Sur
Central Diesel Los Cabos Condensador Síncrono
Condensador 115 40 Ind./75 Cap. abr-22 abr-22 Baja California Sur
Punta Prieta II Condensador Síncrono
Condensador 115 40 Ind./75 Cap. abr-22 abr-22 Baja California Sur
Tabasco Potencia MVAr (traslado)
Tabasco Potencia MVAr (traslado)
Reactor 400 63.5 dic-17 dic-19 Oriental
Suministro de energía en Oaxaca y Huatulco
Ciénega MVAr (reactor de línea 93740)
Reactor 400 28.0 abr-21 abr-21 Oriental
Amozoc y Acatzingo MVAr
Amozoc MVAr Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Acatzingo MVAr Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Esfuerzo MVAr Esfuerzo MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Frontera Comalapa MVAr Frontera Comalapa MVAr
Capacitor 115 7.5 abr-17 abr-20 Oriental
Valle de Guadalupe MVAr Valle de Guadalupe MVAr
Capacitor 115 30.0 abr-20 abr-20 Occidental
Valle del Mezquital Banco 1
Humedades MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-20 abr-20 Occidental
Huichapan MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-20 abr-20 Occidental
137
Loreto y Villa Hidalgo MVAr
Loreto MVAr (traslado)
Capacitor 115 10.0 abr-20 abr-20 Occidental
Villa Hidalgo MVAr Capacitor 115 22.5 abr-20 abr-20 Occidental
Ascensión II Banco 2 La Salada MVAr Capacitor 115 7.5 abr-18 abr-18 Norte
Nuevo Casas Grandes Banco 3
Nuevo Casas Grandes MVAr
Capacitor 115 30.0 abr-21 abr-21 Norte
Loreto MVAr Loreto MVAr Capacitor 115 7.5 abr-20 abr-20 Baja California Sur
Interconexión Sureste-Peninsular
Kantenáh MVAr (reactor de línea 1) (traslado)
Reactor 400 66.7 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh MVAr (reactor de línea 2) (traslado)
Reactor 400 50.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Ojo de Agua Potencia STATCOM
STATCOM 400 300 Ind./300
Cap. abr-23 abr-23 Oriental
SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
1302
Derramadero MVAr (traslado)
Reactor 400 75.0 jul-17 jul-17 Noreste
Monte Real MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-13 dic-17 Baja California Sur
Güémez MVAr
Reactor 400 100.0 abr-16 may-17 Noreste
Champayán MVAr
Reactor 400 62.0 abr-16 may-17 Noreste
Bácum MVAr Reactor 400 75.0 jul-19 jul-19 Noroeste
Camino Real MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-16 feb-17 Baja California Sur
Escárcega Potencia MVAr
Reactor 230 24.0 mar-17 abr-17 Peninsular
Xul-Ha MVAr Reactor 230 24.0 mar-17 abr-17 Peninsular
Bácum MVAr Reactor 400 100.0 nov-16 oct-17 Noroeste
Moctezuma MVAr
Reactor 400 100.0 sep-18 sep-18 Norte
Quevedo MVAr
Reactor 13.8 18.0 feb-19 feb-19 Norte
León III MVAr Capacitor 115 45.0 abr-18 abr-19 Occidental
León IV MVAr
Capacitor 115 45.0 abr-18 abr-19 Occidental
Cachanilla MVAr Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
Centro MVAr Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
Mexicali II MVAr
Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
González Ortega MVAr
Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
914B
Huixtla MVAr Capacitor 13.8 1.2 sep-09 nov-18 Oriental
Laguna de Coyuca MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Monteverde MVAr Capacitor 34.5 1.8 jun-17 jul-17 Norte
Rayón MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-19 jun-19 Norte
Oblatos MVAr
Capacitor 23 2.4 dic-14 ene-18 Occidental
138
1128C
Cuquio MVAr Capacitor 23 1.2 may-16 dic-17 Occidental
Comalcalco Sur MVAr Capacitor 13.8 1.2 nov-09 feb-18 Oriental
Ocotlán Oaxaca MVAr
Capacitor 13.8 1.2 nov-09 ago-20 Oriental
Xoxtla (Coronango) MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Xalostoc MVAr Capacitor 13.8 1.2 dic-20 dic-20 Oriental
Cuetzalan MVAr Capacitor 13.8 1.2 feb-17 may-17 Oriental
Bamoa MVAr Capacitor 34.5 1.2 dic-11 ago-17 Noroeste
Kohunlich (Parque Industrial) MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-12 feb-18 Peninsular
Ucú MVAr Capacitor 13.8 1.2 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-16 dic-17 Noreste
1210I
Rangel Frías MVAr
Capacitor 13.8 2.4 dic-21 dic-21 Noreste
Rangel Frías MVAr
Capacitor 13.8 2.4 dic-23 dic-23 Noreste
Ruiz Cortinez MVAr
Capacitor 34.5 1.2 sep-13 feb-18 Noroeste
Industrial San Carlos MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-12 ago-20 Noroeste
Navojoa Oriente MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jun-17 Noroeste
Nainari MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-13 ago-17 Noroeste
1211D
Yal-Kú MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jul-20 Peninsular
Mandinga MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jun-17 Oriental
Aeropuerto MVAr
Capacitor 13.8 1.8 mar-17 nov-17 Oriental
Los Reyes MVAr
Capacitor 23 18.0 ago-13 abr-17 Central
Culhuacán MVAr Capacitor 23 18.0 ago-13 ago-17 Central
Aragón MVAr Capacitor 23 18.0 ago-13 ene-18 Central
Pensador Mexicano MVAr
Capacitor 23 18.0 ago-13 ene-18 Central
1212F
Moctezuma MVAr Capacitor 23 25.2 ago-13 ene-18 Central
Pachuca MVAr
Capacitor 23 12.6 ago-13 ene-18 Central
San Cristóbal MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-12 dic-18 Noreste
Conalep MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-13 jul-18 Oriental
Naolinco MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-12 may-19 Oriental
Tecnológico Hillo MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-14 jul-17 Noroeste
1212H
Quiroga MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-13 may-18 Noroeste
Caracol MVAr
Capacitor 23 9.0 dic-14 nov-17 Central
Chicoloapan MVAr
Capacitor 23 18.0 dic-14 ago-19 Central
Santander MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-19 dic-18 Noreste
Cumbres Poniente MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-19 dic-18 Noreste
139
Mirador MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jul-15 dic-18 Noreste
1212I
Namiquipa MVAr Capacitor 34.5 1.8 ene-18 oct-18 Norte
Villas del Cedro MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Angostura MVAr
Capacitor 34.5 1.2 jul-15 ene-20 Noroeste
Algodones MVAr
Capacitor 13.8 1.2 jul-15 ene-20 Noroeste
Ocuca MVAr Capacitor 13.8 0.7 dic-14 feb-20 Noroeste
1320E
Kekén MVAr Capacitor 13.8 2.4 mar-17 dic-18 Peninsular
Cosoleacaque MVAr Capacitor 13.8 2.4 mar-17 jul-18 Oriental
Xochitla MVAr Capacitor 23 9.0 dic-14 abr-18 Central
Lago de Guadalupe MVAr
Capacitor 23 18.0 mar-17 abr-18 Central
Condesa MVAr
Capacitor 23 9.0 mar-17 abr-18 Central
Aeropuerto MVAr
Capacitor 23 9.0 dic-22 dic-22 Central
Toluca MVAr Capacitor 23 18.0 dic-14 abr-18 Central
Sendero MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-15 may-18 Occidental
1323B
Laguna del Conejo MVAr Capacitor 13.8 1.8 may-14 dic-17 Noreste
Mirador MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-16 dic-20 Noreste
Río Verde MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-14 dic-17 Noreste
Acuitlapilco MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Obispado MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-16 dic-18 Noreste
Revolución MVAr
Capacitor 13.8 1.8 oct-17 oct-17 Norte
1420C
Haciendas MVAr Capacitor 23 1.8 oct-17 oct-17 Norte
Rosario MVAr Capacitor 34.5 1.2 jun-14 jun-17 Noroeste
Cajeme MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-16 jun-17 Noroeste
Santa María MVAr
Capacitor 13.8 1.2 may-15 feb-20 Noroeste
Lomas de Anza MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-16 feb-20 Noroeste
1420F
Cumbres Poniente MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jun-23 jun-23 Noreste
La Reina MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-16 mar-18 Oriental
Laguna de Términos MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-16 mar-20 Peninsular
Lucero MVAr Capacitor 13.8 1.2 feb-18 oct-18 Norte
El Trébol MVAr Capacitor 34.5 1.8 feb-18 oct-18 Norte
Elena MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-16 dic-17 Noreste
1420G
Parque Industrial Linares MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 dic-18 Noreste
Papantla Distribución MVAr
Capacitor 13.8 1.2 ago-18 ago-18 Oriental
La Manga MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-16 mar-20 Noroeste
Domingo Viejo MVAr
Capacitor 13.8 2.4 dic-16 dic-18 Noreste
140
Matehuala MVAr
Capacitor 34.5 1.8 dic-17 may-17 Occidental
1520A
San Vicente MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-17 dic-18 Occidental
Juan José Arreola MVAr
Capacitor 23 1.8 dic-17 dic-18 Occidental
Chinitos MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-17 mar-20 Noroeste
El Fuerte Penal MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 abr-20 Noroeste
Isla de Tris MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 abr-20 Peninsular
Mayakobá MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 abr-20 Peninsular
1520C
Zacatlán MVAr
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 dic-20 Oriental
Aluminio MVAr Capacitor 13.8 1.8 mar-19 mar-19 Oriental
Gaviotas MVAr Capacitor 13.8 1.8 oct-20 oct-20 Oriental
Pakal-Na MVAr
Capacitor 13.8 1.2 ene-19 ene-19 Oriental
San Quintín MVAr
Capacitor 115 7.5 jun-19 abr-25 Baja California
1520D
Portales MVAr
Capacitor 13.8 2.4 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-18 jun-20 Noroeste
Mochis Centro MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Ah-Kim-Pech MVAr Capacitor 13.8 1.2 abr-18 abr-23 Peninsular
Boca del Monte MVAr
Capacitor 13.8 1.2 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa MVAr Capacitor 23 18.0 ago-13 ago-19 Central
1521D Morales MVAr
Capacitor 23 18.0 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS ENUNCIATIVOS
P16-NO4 Mar de Cortés MVAr Reactor 13.8 21.0 abr-22 abr-22 Noroeste
P17-NO1 Navojoa Centenario MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO2 Mazatlán Oriente MVAr
Capacitor 13.8 2.4 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO3 Villa Mercedes MVAr
Capacitor 13.8 1.2 jun-21 jun-21 Noroeste
P17-NO4 Tecnológico Hillo MVAr
Capacitor 13.8 2.4 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NT3
Mesteñas MVAr Capacitor 115 30.0 abr-22 abr-22 Norte
Tres Hermanos MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-22 abr-22 Norte
P17-BC3
Cañón Compensador Estático de VAr
CEV 115 65.0 abr-20 abr-20 Baja California
P17-PE3
Leona Vicario MVAr
Capacitor 115 30.0 abr-25 abr-25 Peninsular
Yaxché MVAr Capacitor 115 30.0 abr-25 abr-25 Peninsular
P17-MR2D
Mazatlán II MVAr (reactor de línea 1)
Reactor 400 75.0 abr-27 abr-27 Noroeste
P17-MR3D
Volcán Gordo MVAr (reactor de línea 2)
Reactor 400 50.0 abr-24 abr-24 Central
141
San Martín Potencia MVAr (reactor de línea 1)
Reactor 400 66.7 abr-26 abr-26 Oriental
Tepetlixpa MVAr (reactor de línea 1)
Reactor 400 66.7 abr-28 abr-28 Central
Tepetlixpa MVAr (reactor de línea 2)
Reactor 400 50.0 abr-28 abr-28 Central
San Martín Potencia MVAr (reactor de línea 2)
Reactor 400 50.0 abr-28 abr-28 Oriental
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
D15-NT1 La Palma MVAr
Capacitor 34.5 1.8 dic-18 dic-18 Norte
D15-NT2 Felipe Pescador MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-23 abr-23 Norte
D16-CE1 Ferrocarril MVAr
Capacitor 23 9.0 dic-21 dic-21 Central
D16-CE2 Santa Fe MVAr
Capacitor 23 27.0 nov-18 jul-19 Central
D16-OR1 Cholula II MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR6 Lomas MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-21 dic-21 Oriental
D16-OR7 Ocuituco MVAr Capacitor 13.8 0.9 abr-21 abr-21 Oriental
D16-OR9 Berriozabal MVAr
Capacitor 13.8 1.2 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales MVAr Capacitor 13.8 1.2 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR13 Mapastepec MVAr
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR14 Mazatán MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR20 Tapachula Aeropuerto MVAr
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR21 Tapachula Oriente MVAr
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 jul-18 Oriental
D16-OR22 Tehuantepec MVAr
Capacitor 13.8 1.2 feb-18 dic-18 Oriental
D16-OC1 Nueva Jauja MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC2 Tlajomulco MVAr
Capacitor 23 3.6 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC3 Tapalpa MVAr
Capacitor 23 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC8 Santa Cruz MVAr 8/
Capacitor 13.8 0.9 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC10 Cimatario MVAr Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC11 Estadio Corregidora MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC12 Querétaro Industrial MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC13 Nueva Pedregal MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC14 Satélite MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-20 Occidental
D16-OC17 Unión de San Antonio MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
D16-NO3 Río Sonora MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Noroeste
142
D16-NO6 Flores Magón MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-25 abr-25 Noroeste
D16-NO7 Compuertas MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-20 abr-20 Noroeste
D16-NT1 Saucito MVAr Capacitor 23 1.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT2 Mitla MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina MVAr Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4 Colonia Juárez MVAr
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT5 Monteverde MVAr
Capacitor 34.5 1.8 abr-23 abr-23 Norte
D16-NT6 Cuatro Siglos MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-18 jun-18 Norte
D16-NE5 Las Torres MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-17 jun-18 Noreste
D16-NE8 La Silla Apodaca MVAr
Capacitor 13.8 2.4 jun-21 jun-21 Noreste
D16-BC1 Carranza MVAr
Capacitor 13.8 2.4 abr-20 abr-20 Baja California
D16-BC3 Pacífico MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Baja California
D16-BC4 La Encantada Banco 1 3/
1 T 30.0 115/69/13.8 abr-21 abr-21
D16-PE1 Bonfil MVAr Capacitor 13.8 1.8 oct-18 oct-18 Peninsular
1/Proyecto con cambio de alcance. 2/Reemplazo del equipo de Compensación Serie existente por equipo con capacidad a 1350 MVA.3/Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada. Fuente: Elaborado por la SENER.
FIGURA A. 1. CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEFINIDA DE MANERA EXTERNA EN BALMOREL
(MW)
Fuente: Elaborado por SENER.
0
10,000
20,000
30,000
40,000
50,000
60,000
70,000
80,000
90,000
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Termosolar
Biomasa
Geotérmica
Solar fotovoltaica
Eólica
Hidroeléctrica
Cogeneración Eficiente
Nucleoléctrica
Combustión Interna
Turbogás
Lecho Fluidizado
Carboeléctrica
Termoeléctrica
Ciclo Combinado
143
FIGURA A. 2. RANGO DE PRECIOS DE GAS NATURAL EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE GAS NATURAL PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
Fuente: Elaborado por SENER
FIGURA A. 3. RANGO DE PRECIOS DE COMBUSTÓLEO EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE COMBUSTÓLEO PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
Fuente: Elaborado por SENER
0
1
2
3
4
5
6
7
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
0
2
4
6
8
10
12
14
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
144
FIGURA A. 4. PRECIOS DEL URANIO (USD 2016/GJ)
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA A. 5. PRECIO DE DIÉSEL (USD 2016/ GJ)
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA A. 6. RANGO DE PRECIOS DE CARBÓN EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE CARBÓN PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
0.5
0.505
0.51
0.515
0.52
0.525
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
0
5
10
15
20
25
30
35
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
145
MAPA A. 1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEN EXISTENTES Y PLANIFICADAS HASTA EL 2024
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031
255
1000315
1020
180840
180
1260
870
380
1230
1700
815
965
500
330
600
550
1450
1380
1200
10001400
700
700
600
2100 70014001500
1750
300
13001500
550 1600
18001800
2810 1001400
1050
1200
1450
4000
55003000
350 3003000
1200310
750
440
28002800
210017501400
1200
800 150
800
2100
400
300 1500
600 206
194
3000
550037001900
Conexiones Presente + Planificado 2024 (MW)
100
1500
146
CUADRO A. 8. CATÁLOGO DE INVERSIÓN DE PLANTAS EN BALMOREL
Nombre en
Balmorel Tecnología Combustible
Eficiencia
Eléctrica
(%)
Costo de
Inversión
(M$/MW)
Costos Fijos
(k$/MW/año)
Costos
Variables
($/MWh)
Vida
Económica
(Años)
Biomass_
SugarCane Bioenergía
Bagazo de
caña 33.9% 2.01 44.12 3.92 30
Biomass_
WoodWaste Bioenergía Aserraderos 33.9% 2.01 44.12 3.92 30
Biomass_
Biogas Bioenergía Biogás 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
CCGT Ciclo
Combinado Gas natural 48.2% 0.96 15.69 2.76 30
Cogeneration
_SugarCane
Cogeneración
Eficiente
Bagazo de
caña 33.9% 2.01 44.12 1.40 30
Cogeneration
_Biogas
Cogeneración
Eficiente Biogás 41.2% 2.77 62.35 3.51 25
Cogeneration
_Diesel
Cogeneración
Eficiente Diésel 22.2% 0.80 5.00 1.10 30
Cogeneration
_NG
Cogeneración
Eficiente Gas natural 47.5% 0.78 15.69 1.38 30
Engine_Fueloi
l
Combustión
Interna Combustóleo 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Engine_Diesel Combustión
Interna Diésel 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Engine_NG Combustión
Interna Gas natural 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Wind Eólica 1.40 37.50 0.00 25
Geothermic Geotérmica 1.86 82.28 0.05 30
Hydro_small Hidroeléctrica
sin embalse 1.90 30.34 0.00 60
Hydro_
reservoir
Hidroeléctrica
con embalse 1.90 17.92 0.00 60
Fluidized_bed Lecho
fluidizado Carbón 28.0% 1.42 34.03 2.45 40
Nuclear Nucleo
eléctrica Uranio 33.5% 3.92 99.45 2.38 60
SolarPV Solar
fotovoltaica 1.38 10.50 0.00 30
GT_NG Turbogás Gas natural 40.3% 0.80 5.00 4.70 30
GT_Diesel Turbogás Diésel 39.8% 0.80 5.00 4.70 30
Fuente: Elaborado por SENER con información de BALMOREL
147
MAPA A. 2. FACTORES DE CAPACIDAD DE PLANTAS EÓLICAS
Fuente: Elaborado por SENER
MAPA A. 3. FACTORES DE CAPACIDAD DE PLANTAS SOLARES
Fuente: Elaborado por SENER.
47%39%32%24%
Factores de Capacidad - Plantas Eólicas
21.5%20.0%18.4%16.8%
Factores de Capacidad - Plantas Solares
148
B. Anexo Metodológico
Balmorel es un modelo de optimización simultánea de inversiones y despacho eléctrico, incluyendo transmisión de electricidad y cogeneración, cuyas principales características se describen a continuación.
Los modelos de optimización se caracterizan por una función objetivo, que busca maximizar o minimizar, sujeta a una serie de restricciones, que generan una región convexa de soluciones viables. En este ejercicio Balmorel minimiza los costos totales de satisfacer la generación eléctrica, incluyendo la posibilidad de que plantas de cogeneración puedan substituirse a calderas de gas natural para proporcionar calor de proceso. Esta optimización es equivalente a maximizar el excedente social, si se considera que las demandas de energía son inelásticas y que no se ven afectadas por los precios de generación.
La función objetivo y las restricciones son ecuaciones lineales, que pueden incorporar variables binarias (0,1) o enteras en la optimización, con el objetivo de representar factores de economía de escala e incorporar la disponibilidad de las plantas térmicas, teniendo en cuenta sus características operativas y su flexibilidad.
El modelo es de equilibrio parcial, ya que solo considera la parte del mercado relativa a la generación de electricidad y cogeneración, ceteris paribus para logar el equilibrio. Por el contrario, un modelo de equilibrio general incluiría toda la economía en sus análisis; por ejemplo, considerando el impacto que una mejora tecnológica tendría en los precios de electricidad, lo que afectaría a la economía y como ésta a su vez influiría en las demandas.
Balmorel tiene una estrategia bottom-up (de abajo arriba), enfocándose en las tecnologías de generación, incluyendo transmisión de electricidad, y en la implementación de ciertas políticas energéticas, como la incorporación de las metas de energía limpia. Para mantener la simplicidad de la optimización, asegurando que las diferentes tecnologías se modelen con cierto grado de precisión; incluyendo costos, eficiencias, disponibilidad, etc.
El modelo es determinista, no contemplándose la existencia de incertidumbre durante la optimización. La incertidumbre del sistema se evalúa planteándose diversos escenarios, que ilustren diferentes alternativas de futuro, y a través de análisis de sensibilidad de aquellos parámetros que puedan influir más a la optimización y que presenten estocasticidad, como por ejemplo precios de combustibles, generación hidroeléctrica, costo de las plantas solares, etc.
Este ejercicio el modelo Balmorel se ha desarrollado con las siguientes características:
Enfoque miópico entre años, cada año se optimiza sin considerar cómo el sistema va a evolucionar en un futuro.
Anticipación perfecta en el mismo año, en donde se optimiza el funcionamiento de las plantas y el embalse hidroeléctrico conociendo como la demanda y la generación va a evolucionar a lo largo del año.
Optimización con algoritmos de barrera, también denominados métodos de puntos interiores.
A continuación se describe de manera simplificada la formulación matemática del modelo de optimización Balmorel71 empleado para la realización del ejercicio, incluyendo la función objetivo y las limitaciones más
71 Más información puede encontrarse en http://www.balmorel.com/index.php/balmorel-documentation
149
influyentes durante la optimización. Posteriormente, se describe la nomenclatura de todos los índices, insumos y variables representados en las ecuaciones, siguiendo un orden alfabético.
La función objetivo de Balmorel minimiza los costos totales de generación y la inversión en nueva capacidad, incluyendo líneas de transmisión.
A continuación se describe de manera simplificada la formulación matemática del modelo de optimización Balmorel empleado para la realización del ejercicio, incluyendo la función objetivo y las limitaciones más influyentes durante la optimización. Posteriormente, se describe la nomenclatura de todos los índices, insumos y variables representados en las ecuaciones, siguiendo un orden alfabético.
La función objetivo de Balmorel minimiza los costos totales de generación y la inversión en nueva capacidad, incluyendo líneas de transmisión.
𝑧 = ∑ ∑ 𝐶 , , + 𝐶 , , + 𝐶 , ,∈ + 𝐶 , ,,
∈ + ∑ 𝐶 , ,,
( , )∈ , ∀ 𝑎 ∈ 𝐴 (1)
Donde cada componente de costo se calcula de la siguiente manera:
Costos variables de operación,
C , , = 1 ∙ 10 ∑ G , , , ∙ VOP∈ ∀ a ∈ A, t ∈ T (2)
Costos de Combustible,
C , , = 1 ∙ 10 ∑ , , , ∙ COMB ,∈ ∀ a ∈ A, t ∈ T (3)
Costos fijos de operación,
C , , = G , , + G , , ∙ FOP ∀ a ∈ A, t ∈ T (4)
Costos de inversión anualizados en nuevas tecnologías de generación,
C , ,, =
( )G , , ∙ INV , ∀ a ∈ A, t ∈ T (5)
Costos de inversión en nuevas líneas de transmisión de electricidad
C , ,, =
( ) ,E , , ∙ INV , , ∀ a ∈ A, t ∈ T (6)
La optimización de la función objetivo está sujeta a las siguientes restricciones.
Balance de demanda de electricidad, es un balance de potencia por el cual la demanda de electricidad en cada región de transmisión y espacio temporal debe ser igual a la electricidad generada en la región más la electricidad importada menos la exportada.
∑ G , , ,∈ − ∑ E , , ,∈,
+ ∑ 1 − p , , , ∙ E , , ,∈,
= d , , ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H (7)
Límite operativos de las plantas despachables, el cual depende de la capacidad total instalada y del factor de disponibilidad de la planta.
G , , , ≤ k , , , ∙ G , , + G , , ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ T (8)
150
Generación proveniente de plantas no despachables, la cual se determina según la disponibilidad de generación en un momento determinado y de la capacidad instalada y considerando la posibilidad de recortar la producción si no resulta óptimo para el sistema.
G , , , + G , , , = k , , , ∙ G , , + G , , ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ T (9)
Límite de las líneas de transmisión, que representa las limitaciones físicas a la transmisión de electricidad en una línea de transmisión y un momento determinado, dada la capacidad de transmisión y su disponibilidad.
E , , , ≤ k, , ,
∙ E , , + E , , ∀ a ∈ A, h ∈ H, (r, r′) ∈ L , (10)
Limitaciones regionales al consumo de combustibles, que representan el máximo consumo que puede haber de un combustible en una región determinada.
∑ ∑ , , ,∈∈ |( , )∈ ,
≤ M , , ∀ a ∈ A, r ∈ R (11)
Limitaciones regionales al consumo de combustibles por espacio de tiempo, que representan el máximo consumo que puede haber de un combustible en una región determinada en un espacio de tiempo determinado.
∑ , , ,
∈ |( , )∈ , ≤ 𝑁 , , , ∀ 𝑎 ∈ 𝐴, 𝑟 ∈ 𝑅 , ℎ ∈ 𝐻 (12)
Potenciales máximos de instalación de plantas renovables, que representan la capacidad máxima instalable en una región determinada atendiendo al potencial de generación por tipo de tecnología.
G , , + G , , ≤ G , , ∀ a ∈ A, r ∈ R, t ∈ T (13)
Metas de energías limpias, donde la generación de electricidad por tecnologías de generación limpias en la matriz energética debe ser igual o superior a las metas de energía limpia especificadas.
∑ ∑ ∑ , , ,∈∈∈
∑ ∑ ∑ , , ,∈∈∈≥ EL ∀ a ∈ A (14)
Nomenclatura
Índices
a, Año de optimización
f, Combustible
h, Espacio temporal
L , , Líneas de transmisión de electricidad desde la región r hasta la región r′
L , , Líneas de transmisión de electricidad desde la región r′ hasta la región r
L , , Líneas de transmisión de electricidad entre regiones r y r′
r, Región de transmisión
R , , Combustible f utilizado en la tecnología t
t, Tecnología de generación
151
T , Tecnologías t que pueden ser despachadas para la generación de energía
T , Tecnología t definida como energía limpia
T , Tecnologías t que no pueden ser despachadas para la generación de energía
Parámetros, insumos al modelo Balmorel
COMB , , Costo del combustible empleado por la tecnología t en la región r [USD/GJ]
ds, Tasa de descuento (10%)
d , , , Demanda de electricidad en el año a, en la región r y en el tiempo h [MW]
e , Eficiencia en el consumo de combustible de la tecnología t [MWh/GJ]
E , , , Capacidad existente de transmisión entre las líneas L , [MW]
EL , Meta de Energía Limpia en el año a [-]
FOP , Costos fijos de operación de la tecnología t [MUSD/MW/año]
G , , , Capacidad existente de la tecnología t en la región r en el año a [MW]
G , , , Máximo potencial de capacidad instalada de la tecnología t en la región r y en el año a [MW]
INV , , Costo de inversión en la tecnología t en el año a [MUSD/MW]
INV , , , Costo de la inversión en líneas de transmisión L , [MUSD/MW]
k, , ,
, Factor de disponibilidad de la línea de transmisión entra la región r y r′ en el año a y en el espacio temporal h [-]
k , , , , Factor de disponibilidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h [-]
k , , , , Factor de capacidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h [-]
M , , , Máximo consumo de combustible f en la región r en el año a [GJ]
p , , , , Pérdidas a la transmisión de electricidad desde la región r′ a la región r ′ en el año a en el tiempo h [-]
V , Vida económica de las inversiones en tecnologías t [años]
V , Vida económica de las inversiones en nuevas líneas de transmisión L , [años]
VOP , Costos variables de operación de la tecnología t [USD/MW]
Variables, resultados de la optimización con Balmorel
C , , , costos de combustible en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
C , , , costos fijos de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
152
C , ,, , costos de inversión anualizados en nueva capacidad de generación en el año a en la región r por la
tecnología t [MUSD]
C , ,, , costos de inversión anualizados en nuevas líneas de transmisión en el año a entre L , [MUSD]
C , , , costos variables de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
E , , , , Electricidad exportada desde la región r hasta la región r′ en el año a en el tiempo h [MW]
E , , , , Electricidad exportada desde la región r′ hasta la región r en el año a en el tiempo h [MW]
E , , , Inversiones en nueva capacidad de transmisión entre las líneas L , [MW]
G , , , , Generación de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]
G , , , , Recorte de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]
G , , , Capacidad nueva de la tecnología t en la región r en el año a [MW]
𝑧, Costo total del sistema en el año 𝑎 [MUSD]
153
Glosario
Adiciones de capacidad por modernización
Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos.
Adiciones de capacidad por rehabilitación
Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha degradado.
Arrendamiento Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente) acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), por el derecho de usarlo(s) durante un periodo determinado
Autoabastecimiento Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Como modalidad definida por la CRE se entiende como: la generación de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacer las necesidades de personas físicas o morales y no resulte inconveniente para el país.
Bases del Mercado Eléctrico
Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los principios del diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista incluyendo las subastas a que se refiere la Ley de la Industria Eléctrica
Calidad Grado en el que las características y las condiciones de Suministro Eléctrico cumplen con los requerimientos técnicos determinados por la CRE con el fin de asegurar el correcto desempeño e integridad de los equipos y dispositivos de los Usuarios Finales
Capacidad Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.
Capacidad adicional no comprometida
Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.
Capacidad adicional total
Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida.
154
Capacidad ajustada Capacidad máxima de una unidad generadora ajustada por los efectos de altitud y temperatura
Capacidad bruta Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación.
Capacidad efectiva Es la capacidad de una unidad generadora que se determina tomando en cuenta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad
Capacidad firme Capacidad de una unidad generadora garantizada para estar disponible en un momento o periodo determinado
Capacidad existente Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo decenal que comprende el estudio.
Capacidad de placa Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene generalmente cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo condiciones de diseño.
Capacidad de transmisión
Es la potencia máxima que se puede transmitir a través de una línea de transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
Capacidad máxima Potencia mediad en una unidad generadora, incluye la requerida para usos propios. La capacidad máxima para las centrales eléctricas en operación corresponde al valor reportado por la CFE, la CRE y el CENACE. Para los proyectos de generación de la CFE y PIE es la capacidad bruta estimada a partir de la capacidad bruta estimada a partir de la capacidad neta reportada en los avances constructivos. Para los proyectos de los permisionarios se consideró la capacidad que reportan los permisos de generación otorgados por la CRE
Capacidad neta Es igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se requiere para los usos propios de las centrales generadoras
Capacidad retirada Capacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.
155
Carga Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.
Central Eléctrica Instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten generar energía eléctrica y Productos Asociados.
Central Eléctrica Legada
Central Eléctrica que, a la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica:
a) es propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se encuentra en condiciones de operación, o
b) cuya construcción y entrega se haya incluido en el Presupuesto de Egresos de la Federación en modalidad de inversión directa.
Central Externa Legada
Central Eléctrica que, a la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica:
a) se incluye en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad de producción independiente, o
b) cuya construcción y operación se haya incluido en el Presupuesto de Egresos de la Federación en modalidad de inversión condicionada.
Centro de carga Instalaciones y equipo que, en un sitio determinado, permiten que un usuario Final se suministre de energía eléctrica.
Certificado de Emisiones Contaminantes
Título emitido por la CRE para su venta en el Mercado Eléctrico Mayorista y que sirve para cumplir los requisitos obligatorios relativos al monto de gases de efecto invernadero emitido por las Centrales Eléctricas.
Certificado de Energías Limpias
Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de fuentes renovables o tecnologías limpias y que sirve para cumplir los requisitos obligatorios asociados al consumo de los Centros de Carga
Cogeneración Procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente, etc.). Como modalidad, es la producción de energía eléctrica en conjunto con vapor y/o energía térmica secundaria de otro tipo. Puede ser la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica residual de procesos que utilizan combustibles, o viceversa.
Comercializador Titular de un contrato de Participante del Mercado que tiene por objeto realizar las actividades de comercialización.
156
Confiabilidad Habilidad del Sistema Eléctrico Nacional para satisfacer la demanda eléctrica de los Usuarios Finales, conforme a los criterios respectivos que emita la CRE.
Continuidad Satisfacción de la demanda eléctrica de los Usuarios Finales con una frecuencia de interrupciones menor a la establecida en los criterios respectivos que emita la CRE.
Contrato de Cobertura Eléctrica
Acuerdo entre Participantes del Mercado mediante el cual se obligan a la compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados, o a la realización de pagos basados en los precios de los mismos, que serán efectuados en una hora o fecha futura y determinada.
Contrato de Interconexión Legado
Contrato de interconexión o contrato de compromiso de compraventa de energía eléctrica para pequeño productor celebrado o que se celebra abajo las condiciones vigentes con anterioridad la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica.
Contrato Legado para el Suministro Básico
Contrato de Cobertura Eléctrica que los Suministradores de Servicios Básicos tendrán la opción de celebrar, con precios basados en las Centrales Eléctricas Legadas y las Centrales Externas Legadas.
Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional
La emisión de instrucciones relativas a:
a) la asignación y despacho de las Centrales Eléctricas y de la Demanda Controlable;
b) la operación de la Red Nacional de Transmisión que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista, y
c) la operación de las Redes Generales de Distribución que corresponda al Mercado Eléctrico Mayorista
Curva de aprendizaje Evolución esperada de los costos de inversión para los proyectos de generación, asociada a alas mejoras tecnológicas en el desarrollo para los sistemas y equipos, las economías de escala como resultado de dichas mejoras y a la disponibilidad de recurso primario para la producción y suministro de energía eléctrica
Consumo de Energía (GWh)
Total anual de ventas de energía, autoabastecimiento remoto, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, importación reducción de pérdidas y usos propios
Consumo Final (GWh) Total anual de ventas de energía eléctrica y autoabastecimiento remoto, consumidos por los usuarios finales del sector eléctrico
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Costo de construcción Costo asociado a la ingeniería, supervisión, pruebas, construcción y derechos de vía, de las líneas de transmisión, de acuerdo con el tipo de tensión (kV), número de circuitos y conductores por fase
Consumo Bruto El consumo bruto se integra por las ventas de energía a través del suministro básico, suministro calificado, suministro de último recurso, el autoabastecimiento remoto, la importación, las pérdidas de electricidad, los usos propios de los transportistas, distribuidores y generadores
Curva de carga Gráfica que muestra la variación de la magnitud de la carga a lo largo de un periodo determinado.
Curva de demanda horaria o Curva de carga (MWh/h)
Variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo de tiempo determinado
Curva de duración de carga (MWh/h)
Demanda de energía eléctrica que forma la curva de carga, y se encuentra de mayor a menor
Curva de referencia (MWh/h)
Curva de duración de carga que excluye los valores atípicos de demanda causados por efectos aleatorios como huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, entre otros.
Degradación
Es la reducción obligada de la capacidad de una unidad como consecuencia de la falla o deterioro de uno de sus componentes o por cualquier otra condición limitante
Demanda
Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo (MWh/h).
Demanda base Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva se indica el promedio de las demandas mínimas diarias).
Demanda máxima Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h).
Demanda máxima bruta (MWh/h)
Potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de la trasmisión y los usos propios de centrales generadoras
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Demanda Controlable Demanda de energía eléctrica que los Usuarios Finales ofrecen reducir conforme a las Reglas del Mercado.
Demanda Controlable Garantizada
Demanda Controlable que los Usuarios Finales o sus representantes se hayan comprometido a ofrecer en el Mercado Eléctrico Mayorista en un periodo dado, a fin de que dicha demanda se utilice para cumplir los requisitos de potencia a que se refiere el artículo 54 de la LIE
Demanda máxima coincidente
Es la demanda máxima de un conjunto de sistemas en combinación; equivale a la demanda máxima que se tendría si el conjunto fuera un sistema único. La DMC es menor que la suma de las demandas máximas anuales observadas en cada región, debido a que los valores máximos regionales no suceden en el mismo instante
Demanda máxima integrada (MWh/h)
Es la integración de la carga horaria durante un año
Demanda máxima no coincidente
Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda máxima no coincidente es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.
Demanda media Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el número de horas del año (MWh/h).
Derechos Financieros de Transmisión
El derecho y la obligación correlativa de recibir o pagar la diferencia que resulte de los componentes de congestionamiento de los Precios Marginales Locales en dos nodos del Sistema Eléctrico Nacional. Para los efectos de documentar los Derechos Financieros de Transmisión, los estados de cuenta que emita el CENACE serán titules ejecutivos.
Disponibilidad Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.
Disposiciones Operativas del Mercado
Bases operativas, criterios, guías, lineamientos, manuales, procedimientos y demás disposiciones emitidas por el CENACE, en los cuales se definirán los procesos operativos del Mercado Eléctrico Mayorista, de conformidad con las Bases del Mercado Eléctrico.
Eficiencia térmica Relación de energía calorífica y trabajo útil generado
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Emisiones Emisiones de bióxido de carbono (CO2), bióxido de azufre (SO2), óxidos de nitrógeno (NOx) y partículas sólidas, por el uso de combustibles fósiles en las unidades generadoras
Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.
Energía bruta Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la energía de exportación.
Energía eléctrica de autoabastecimiento remoto (GWh)
Suministro de carga a través de la red de transmisión al servicio público, a proyectos de autoabastecimiento, localizados en un sitio diferente a la central generadora
Energías Limpias Aquellas fuentes de energía y procesos de generación de electricidad cuyas emisiones o residuos, cuando los haya, no rebasen los umbrales establecidos en las disposiciones reglamentarias que para tal efecto se expidan. Entre las Energías Limpias se consideran las siguientes:
a) El viento;
b) La radiación solar, en todas sus formas;
c) La energía oceánica en sus distintas formas: maremotriz, maremotérmica, de las olas, de las corrientes marinas y del gradiente de concentración de sal;
d) El calor de los yacimientos geotérmicos;
e) Los bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos;
f) La energía generada por el aprovechamiento del poder calorífico del metano y otros gases asociados en los sitios de disposición de residuos, granjas pecuarias y en las plantas de tratamiento de aguas residuales, entre otros;
g) La energía generada por el aprovechamiento del hidrógeno
mediante su combustión o su uso en celdas de combustible, siempre y cuando se cumpla con la eficiencia mínima que establezca la CRE y los criterios de emisiones establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales en su ciclo de vida;
h) La energía proveniente de centrales hidroeléctricas;
i) La energía nucleoeléctrica;
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j) La energía generada con los productos del procesamiento de
esquilmos agrícolas o residuos sólidos urbanos (como gasificación o plasma molecular), cuando dicho procesamiento no genere dioxinas y furanos u otras emisiones que puedan afectar a la salud o al medio ambiente y cumpla con las normas oficiales mexicanas que al efecto emita la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales;
k) La energía generada por centrales de cogeneración eficiente en términos de los criterios de eficiencia emitidos por la CRE y de emisiones establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales;
l) La energía generada por ingenios azucareros que cumplan con los
criterios de eficiencia que establezca la CRE y de emisiones establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales;
m) La energía generada por centrales térmicas con procesos de
captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de bióxido de carbono que tengan una eficiencia igual o superior en términos de kWh-generado por tonelada de bióxido de carbono equivalente emitida a la atmósfera a la eficiencia mínima que establezca la CRE y los criterios de emisiones establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales;
n) Tecnologías consideradas de bajas emisiones de carbono
conforme a estándares internacionales, y
o) Otras tecnologías que determinen la Secretaría y la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales, con base en parámetros y normas de eficiencia energética e hídrica, emisiones a la atmósfera y generación de residuos, de manera directa, indirecta o en ciclo de vida;
Energía neta Es la energía total entregada a la red y es igual a la generación neta de las centrales del sistema más la energía de importaciones de otros sistemas eléctricos, más la energía adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores.
Energía solar fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica se define a partir del “efecto fotovoltaico”, que ocurre cuando los fotones de la luz del sol excitan a niveles de energía más altos a los electrones “sueltos” de los átomos del material semiconductor sobre el cual incide. Cuando esta propiedad de la luz es combinada con las propiedades de dichos materiales, los electrones fluyen a través de una interfaz y se crea una diferencia de potencial.
Energía solar térmica La tecnología termosolar produce electricidad concentrando la radiación solar para calentar y producir vapor de agua y hacerlo pasar por una turbina de la misma forma que se realiza en una central termoeléctrica o de ciclo combinado.
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Exportación
(modalidad)
Es la generación de energía eléctrica para destinarse al comercio exterior, a través de proyectos de cogeneración, producción independiente y pequeña producción que cumplan las disposiciones legales y reglamentarias aplicables según los casos.
Los permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorio nacional la energía eléctrica generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate.
Factor de carga Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda máxima registrada en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los equipos.
Factor de diversidad Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno significa que las demandas máximas no ocurren simultáneamente
Factor de participación de carga
Es la distribución de la demanda máxima anual en cada región de trasmisión por región de control
Factor de planta Relación entre la energía eléctrica producida por una unidad generadora y la energía posible de producir por la misma la operar a su potencia máxima durante un periodo determinado
Falla Valor promedio por unidad de energía eléctrica demanda no suministrada, por razones de racionamiento o interrupción forzada en el suministro (perdida de utilidad de los usuarios por unidad de energía eléctrica no suministrada).
Fijos de operación y mantenimiento
Incluye los conceptos de sueldos y salarios, mantenimiento , servicios generales, administración, entre otros
Flujo máximo Potencia máxima de energía eléctrica que se transmite a través de una o varias líneas de transmisión, desde un enlace emisor hasta un enlace receptor
Flujo mínimo Límite de flujo de potencia la dirección contra-referencia del flujo máximo
Gas natural Mezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano que se encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa con el crudo, o bien en yacimientos que no contienen aceite.
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Gas natural licuado Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y almacenamiento.
Generador Permiso otorgado al amparo de LIE para generar electricidad en centrales eléctricas con una capacidad mayor a 0.5 MW, o bien, contrato de Participante del Mercado para representar en el MEM a estas centrales o, con autorización de la CRE, a centrales ubicadas en el extranjero.
Generador Exento Propietario o poseedor de una o varias Centrales Eléctricas que no requieren ni cuenten con permiso para generar energía eléctrica en términos de la LIE;
Generación bruta Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en las terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía es utilizada para alimentar los equipos auxiliares de la propia central (usos propios) y el resto es entregado a la red de transmisión (generación neta).
Generación neta Es la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.
Importación
(modalidad)
Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica y el consumidor de la misma.
Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora está inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía por causa de alguna acción programada o fortuita tal como: mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas.
Indisponibilidad por causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora está fuera de operación a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc.
Indisponibilidad por degradación
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por problemas de funcionamiento en algunos de sus componentes.
Indisponibilidad por fallas
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una unidad generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la central.
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Indisponibilidad por mantenimiento
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo no disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios de conservación del equipo principal.
Ingresos Recuperables Costos que los Suministradores Básicos tendrán derecho a recuperar por la prestación del Suministro Básico y que incluyen energía eléctrica, Productos Asociados, Contratos de Cobertura Eléctrica y operación propia.
Margen de reserva Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima.
Margen de reserva operativo
Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Donde la capacidad disponible es igual a la capacidad efectiva del sistema, menos la capacidad fuera de servicio por mantenimiento, falla, degradación y causas ajenas.
Megawatt (MW) Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts.
Megawatt hora (MWh) Unidad de energía. En electricidad es la energía consumida por una carga de un MW durante una hora.
Mercado Eléctrico Mayorista
Mercado operado por el CENACE en el que los Participantes del Mercado podrán realizar las transacciones señaladas en el artículo 96 de la LIE.
Participante del Mercado
Persona que celebra el contrato respectivo con el CENACE en modalidad de Generador, Comercializador, Suministrador, Comercializador no Suministrador o Usuario Calificado.
Pequeña producción Es la generación de energía eléctrica destinada a:
La venta a CFE en su totalidad, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor que 30 MW en un área determinada, o al autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW, o a la exportación, dentro del límite máximo de 30 MW.
Pérdidas Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW), que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.
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Perdidas no-técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación
Pérdidas técnicas Energía que se disipa a causa de las propiedades físicas del sistema y de los conductores en transmisión, trasformación y distribución
Permisionario Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.
Población Número total de habitantes en el territorio nacional
Potencial de energías renovables
Corresponde a los recursos de fuentes renovables y limpias que pueden ser aprovechados para la generación de energía eléctrica, atreves del desarrollo de proyectos de centrales eléctricas que son técnica y económicamente factibles para su ejecución.
Precio Marginal Local Precio de la energía eléctrica en un nodo determinado del SEN para un periodo definido, calculado de conformidad con las Reglas del Mercado y aplicable a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Precio medio de electricidad
Promedio anual del precio que paga un usuario final por una unidad de energía recibida, de acuerdo con el sector tarifario en cada regio de control
Productos Asociados Productos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica necesarios para la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, entre los que se encuentran: potencia, Servicios Conexos, Certificados de Energías Limpias, Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como los otros productos y derechos de cobro que definan las Reglas del Mercado
Producto interno bruto Valor anual de la producción de bienes y servicios del país
Producción independiente
Es la generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor que 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la CFE o -previo permiso de la Secretaría de Energía en los términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica-, a la exportación.
Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
Documento expedido por la Secretaría que contiene la planeación del Sistema Eléctrico Nacional, y que reúne los elementos relevantes de los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas,
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así como los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución
Proyectos en estudio Proyectos y obras que están plenamente identificados en el proceso de planeación, los cuales se encuentran en etapa de evaluación y estudio para determinar el posible beneficio neto para el SEN por su realización.
Proyectos en perspectiva de análisis
Potenciales proyectos que estarán sujetos a evaluación y estudios de planeación para identificar las obras requeridas para su ejecución y posteriormente cuantificar los beneficios para el SEN
Proyecto de autoabastecimiento
Desarrollo de una unidad de generación construida por particulares, con la finalidad de abastecer los requerimientos de energía eléctrica propia o entre los miembros de una sociedad de particulares.
Proyectos de generación genérico
Corresponde a posibles centrales eléctricas candidatas asignadas en las diferentes regiones de transmisión en función del potencial de generación disponible y factibilidad de desarrollo, para cumplir con las Metas de Energías Limpias y enviar señales de mercado a los desarrolladores de proyectos interesados en realizar inversiones productivas dentro del sector eléctrico, sujetos a la optimización del modelo de planeación
Proyectos de generación firme
Corresponde a los proyectos de generación que no están sujetos a la optimización del modelo de planeación, por lo que se instalaran en la fecha indicada por los Generadores, siempre y cuando cumplan los siguientes criterios:
a) Contar con un Contrato de Interconexión y permiso de generación en el que se contemple la entrada en operación comercial a partir del 1 de enero de 2016
b) Que el CENACE haya instruido al Transportista o Distribuidor la celebración de un Contrato de Interconexión
c) Haber concluido el estudio de instalaciones y realizando el pago de la garantía financiera, para los proyectos que optaron por el esquema individual de interconexión
d) Haber realizado el pago de la garantía financiera para los proyectos que optaron por ser incluidos como parte del proceso de planeación
e) Haber presentado garantía de cumplimiento, para los proyectos asignados en las Subastas de Largo Plazo, en términos
Proyectos de Generación en operación
Corresponde a las centrales eléctricas del SEN, que operaron de forma regular o iniciaron operaciones durante el 2016, de acuerdo con la información reportada por la CFE, el CENACE y la CRE
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Proyectos de generación de optimización
Corresponde a los proyectos de generación que no cumplen con la categoría firme, que pueden contar o no, con permiso de generación ante la CRE, sujetos a la optimización del modelos de planeación
Proyectos por Particulares
Sustituye a la figura de permisionarios a la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica.
Proyectos programados Proyectos y obras plenamente evaluados e identificados en el proceso de planeación, los cuales ya pueden ser programados para su ejecución. Estos proyectos incluyen nuevas obras y obras con asignación en PEF, en etapa de licitación y construcción
Proyectos de transmisión en operación
Corresponde a los enlaces actuales de transmisión del SEN
Proyectos de transmisión firme
Corresponde a los proyectos de líneas de transmisión propuestos por la CENACE para evaluar la interconexión de los sistemas aislados de la Península de Baja California con el SIN
Proyectos de transmisión propuesto
Corresponde a los enlaces que incrementaran su capacidad, derivado de la entrada en operación de nuevos proyectos de líneas de transmisión
Proyectos de transmisión genérico
Corresponde a posibles proyectos de líneas de transmisión en nivel de tensión de 230 kV y 400 kV, circuitos y conductores por fase, los cuales están sujetos a la optimización de la modelación
Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación, interconectados para el transporte de energía
Red Eléctrica Sistema integrado por líneas, subestaciones y equipos de transformación, compensación, protección, conmutación, medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otros, que permiten la transmisión y distribución de energía eléctrica.
Red Eléctrica Inteligente Red Eléctrica que integra tecnologías avanzadas de medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otros, a fin de mejorar la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.
Red Nacional de Transmisión
Sistema integrado por el conjunto de las Redes Eléctricas que se utilizan para transportar energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución y al público en general, así como las interconexiones a los sistemas eléctricos extranjeros que determine la Secretaría.
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Redes Generales de Distribución
Redes Eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general.
Redes Particulares Redes Eléctricas que no forman parte de la Red Nacional de Transmisión o de las Redes Generales de Distribución.
Reglas del Mercado Conjuntamente, las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones Operativas del Mercado, que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista.
Retorno Objetivo La tasa esperada de rendimiento para las inversiones del Estado en la industria eléctrica, utilizada para efectos de lo dispuesto en los artículos 31, 148, 149 y 150 de la LIE.
Régimen térmico Relación entre la energía suministrada al ciclo termodinámico de la unidad generadora en GJ/h, dado el consumo de combustible y la energía que se obtiene a la salida del generador eléctrico en MW
Resistencia por unidad de línea
Parámetro técnico que mide la oposición al paso de la corriente eléctrica de la línea de transmisión con base en la longitud, material y temperatura del conductor
Seguridad de Despacho Condición operativa en la cual se pueden mantener la Calidad y Continuidad de la operación del Sistema Eléctrico Nacional, en el corto plazo, frente a la falla de un elemento o múltiples elementos del mismo, conforme a los criterios respectivos que emita la CRE
Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica
Las actividades necesarias para llevar a cabo la transmisión y distribución de energía eléctrica en la Red Nacional de Transmisión y en las Redes Generales de Distribución.
Servicios Conexos Los servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas operativas, las reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y el arranque de emergencia, entre otros, que se definan en las Reglas del Mercado
Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
El sistema integrado por:
a) La Red Nacional de Transmisión;
b) Las Redes Generales de Distribución;
c) Las Centrales Eléctricas que entregan energía eléctrica a la Red Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de Distribución;
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d) Los equipos e instalaciones del CENACE utilizados para llevar a
cabo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, y
e) Los demás elementos que determine la Secretaría;
Sistema Interconectado Nacional (SIN)
Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de sus enlaces sus recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto
Sistema mallado Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos. Es una medida de la redundancia del sistema.
Subestación Instalación destinada a modificar y regular los niveles de tención de la infraestructura eléctrica para facilitar el transporte de la energía eléctrica entre las líneas de transmisión y distribución
Subestación de Elevadoras (o de Generación)
Están asociadas a centrales generadoras, elevan la tensión y dirigen el flujo de potencia al sistema eléctrico, en tenciones iguales o mayores a 69 kV
Subestación Reductora (o Transformación)
Reduce el nivel de tensión y dirigen el flujo de potencia a las RGD
Subestación de Switcheo (o Maniobra)
Conectan varios circuitos o líneas para orientar distribuir el flujo de potencia de transformación
Suministrador Empresa encargada del suministro de energía eléctrica en México. Comisión Federal de Electricidad
Suministrador de Servicios Básicos
Permisionario que ofrece el Suministro Básico a los Usuarios de Suministro Básico y representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores Exentos que lo soliciten.
Suministrados de Servicios Calificados
Permisionario que ofrece el Suministro Calificado a los Usuarios Calificados y puede representar en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores Exentos en un régimen de competencia.
Suministrador de Último Recurso
Permisionario que ofrece el Suministro de Último Recurso a los Usuarios Calificados y representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores Exentos que lo requieran.
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Suministro Básico El Suministro Eléctrico que se provee bajo regulación tarifaria a cualquier persona que lo solicite que no sea Usuario Calificado.
Suministro Calificado El Suministro Eléctrico que se provee en un régimen de competencia a los Usuarios Calificados.
Suministro de Último Recurso
El Suministro Eléctrico que se provee bajo precios máximos a los Usuarios Calificados, por tiempo limitado, con la finalidad de mantener la Continuidad del servicio cuando un Suministrador de Servicios Calificados deje de prestar el Suministro Eléctrico.
Suministro Eléctrico Conjunto de productos y servicios requeridos para satisfacer la demanda y el consumo de energía eléctrica de los Usuarios Finales, regulado cuando corresponda por la CRE, y que comprende:
a) Representación de los Usuarios Finales en el Mercado Eléctrico Mayorista;
b) Adquisición de la energía eléctrica y Productos Asociados, así
como la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica, para satisfacer dicha demanda y consumo;
c) Enajenación de la energía eléctrica para su entrega en los
Centros de Carga de los Usuarios Finales, y
d) Facturación, cobranza y atención a los Usuarios Finales.
Tarifas Reguladoras Las contraprestaciones establecidas por la CRE para los servicios de transmisión, distribución, operación de los Suministradores de Servicios Básicos, operación del CENACE y Servicios Conexos no incluidos en el Mercado Eléctrico Mayorista.
Transportista Los organismos o empresas productivas del Estado, o sus empresas productivas subsidiarias, que presten el Servicio Público de Transmisión de Energía Eléctrica.
Tasa de actualización Se considera una tasa de descuento del 10% para evaluar el valor presente de los costos esperados del sistema eléctrico
Tasa de retorno Se considera una tasa del 10%, para los proyectos de generación y de transmisión. Esta tasa equivale al costo de capital de los proyectos o costos de oportunidad de capital propio de empresa, la cual es la tasa anual que una empresa debe recibir sobre el valor de su inversión para mantener sus créditos, pagar rendimientos y garantizar la atracción de capital
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Tiempo medio de reparación
Tiempo promedio que tarda una unidad generadora que ha fallado, en volver a condiciones operativas normales. En el modelo de optimización s indico un valor medio de 24 horas para las unidades generadoras
Unitarios de inversión Costo asociado al desarrollo de un proyecto de generación, el cual incluye los conceptos de ingeniería, suministro y construcción de la unidad generadora, más los conceptos de estudio, diseño, permisos y otras actividades relacionadas
Usuario Calificado Usuario Final que cuenta con registro ante la CRE para adquirir el Suministro Eléctrico como Participante del Mercado o mediante un Suministrador de Servicios Calificados.
Usuario de Suministro Básico
Usuario Final que adquiere el Suministro Básico.
Usuarios finales Número total anual de usuarios finales del sector eléctrico por sector tarifario en cada región de control
Usos propios Proporción de energía eléctrica consumida por los equipos auxiliares de las unidades generadoras
Variables de operación y mantenimiento
Incluyen los conceptos de materias primas e insumos, equipos, materiales y refacciones, mantenimiento mayor, entre otros
Ventas Energía eléctrica anual facturada a los usuarios finales del sector eléctrico por sector tarifario en cada región de control
Vida económica Periodo en el que se recuperan los costos fijos de las líneas de transmisión, considerándose una vida útil de 40 años para cada proyecto de línea de transmisión
Vida útil Tiempo estimado que una unidad generadora opera en condiciones eficientes
Voltaje Potencial electromotriz entre dos puntos medido en voltios.
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Abreviaturas, acrónimos y siglas
AIE Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency-IEA)
APF Administración Pública Federal
AT Alta tensión
AUT Autoabastecimiento
BP British Petroleum
CAR Carboeléctrica
CAC Capacidad de plantas de autoabastecimiento y cogeneración
CAT Construcción Arrendamiento-Transferencia
CC Ciclo combinado
CENACE Centro Nacional de Control de Energía
CFE Comisión Federal de Electricidad
CI Combustión Interna
CONAGUA Comisión Nacional del Agua
CO2 Dióxido de carbono
COG Cogeneración
CONUEE Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
CONAPO Consejo Nacional de Población
COPAR Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión
CRE Comisión Reguladora de Energía
CSP Capacidad de plantas para el servicio público
CTCP Costo Total de Corto Plazo
DAC Tarifa Doméstica de Alto Consumo
DOE Departamento de Energía (Department of Energy)
DOF Diario Oficial de la Federación
EIA Energy Information Administration
EOL Eoloeléctrica
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EPE El Paso Electric Company
ERCOT Electric Reliability Council of Texas
EUA Estados Unidos de América
FIDE Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica
FIRCO Fideicomiso de Riesgo Compartido
FRCC Florida Reliability Coordinating Council
GEO Geotermoeléctrica
GNL Gas Natural Licuado
GW Gigawatt
GWh Gigawatt-hora
HID Hidroeléctrica
IMP Instituto Mexicano del Petróleo
INEEL Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias
ININ Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
km-c Kilómetro-circuito
kV Kilovolt
kW Kilowatt
kWh Kilowatt-hora
LIE Ley de la Industria Eléctrica
LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
MEM Mercado Eléctrico Mayorista
mmpcd Millones de pies cúbicos diarios
MR Margen de Reserva
MRO Margen de Reserva Operativo
MT Media tensión
MVA Megavolt ampere
MW Megawatt
MWe Megawatt eléctrico
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MWh Megawatt-hora
n.d. No disponible
NERC North American Electric Reliability Corporation
NOM Norma Oficial Mexicana
OCDE Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
OLADE Organización Latinoamericana de Energía
PIIRCE Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas
PRODESEN Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional
PRONASE Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía
PIB Producto Interno Bruto
PIE Productor Independiente de Energía
RGD Red General de Distribución
RNT Red Nacional de Transmisión
SE Secretaría de Economía
SEN Sistema Eléctrico Nacional
SENER Secretaría de Energía
SERC Southeastern Electric Reliability Council
SIN Sistema Interconectado Nacional
SOx Óxidos de azufre
TC Termoeléctrica Convencional
TG Turbogás
TGM Turbogás Móvil
Tmca Tasa media de crecimiento anual
TWh Terawatt-hora
VFT Variable Frequency Transformer
WECC Western Electricity Coordinating Council
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Referencias
BP Statistical Review of World Energy June, 2017.
Criterios Generales de Política Económica 2017, Secretaria de Hacienda y Crédito Público, México 2016.
Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional, 2017-2031, SENER, Ciudad de México, 2017.
Direcciones electrónicas nacionales e internacionales de interés general y específico:
http://www.banxico.org.mx Banco de México
https://www.bp.com BP Global
https://www.gob.mx/cenace Centro Nacional de Control de Energía
http://www.cfe.gob.mx Comisión Federal de Electricidad
http://www.dof.gob.mx Diario Oficial de la Federación
http://energy.gov U.S. Department of Energy
http://www.eia.gov U.S. Energy Information Administration
http://www.nrel.gov National Renewable Energy Laboratory
http://www.iea.org International Energy Agency
http://www.oecd.org Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
http://www.olade.org.ec/intro Organización Latinoamericana de Energía
https://www.gob.mx/hacienda Secretaria de Hacienda y Crédito Público
http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf
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Notas aclaratorias:
La suma de los datos numéricos o porcentuales en el texto, cuadros, tablas, gráficas o figuras, podría no coincidir con exactitud con los totales, debido al redondeo de cifras.
La información correspondiente al último año histórico está sujeta a revisiones posteriores.
De manera análoga al caso de suma de cifras, el cálculo manual de tasas de crecimiento promedio anual podría no coincidir en forma precisa con los valores reportados debido al redondeo de cifras.
Referencias para la recepción de comentarios
Los lectores interesados en aportar comentarios, realizar observaciones o formular consultas pueden dirigirse a:
Subsecretaría de Planeación y Transición Energética
Secretaría de Energía
Insurgentes Sur 890, piso 3, Col. del Valle
Ciudad de México, 03100
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Coordinación de la publicación:
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