Coparmex cfe ene 25
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1 Perspectivas de inversión en el sector eléctrico 2007 - 2016 Perspectivas de inversión en el sector eléctrico 2007 - 2016
Transcript of Coparmex cfe ene 25
1
Perspectivas de inversión en el sector eléctrico2007 - 2016
Perspectivas de inversión en el sector eléctrico2007 - 2016
2
ContenidoContenido
1. Evolución reciente de la infraestructura eléctrica
2. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
3. Terminal de gas natural licuado en Manzanillo
3
1. Evolución reciente de la infraestructura eléctrica
1. Evolución reciente de la infraestructura eléctrica
5
Nuevas centrales de generación 2001 -2006Nuevas centrales de generación 2001 -200637 nuevas centrales de generación, 13,230 MWinversiones por 8,086 millones de dólares.
4,9134,879151995-2000
8,086
1,316
783
498
2,691
1,535
1,262
Inversión
(MD)
1,96372001
13,23037Total
2,29152006
1,12752005
1,60042004
378892003
2,46672002
Capacidad
(MW)Nuevas centrales
en operación
6
Centrales de generación 2001-2006Centrales de generación 2001-2006
37 nuevas centrales13,230 MW
8,086 millones de dólares
37 nuevas centrales13,230 MW
8,086 millones de dólares
Geotermoeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Hidroeléctrica
Turbogas
Saltillo
Rosarito III
Altamira II
Campeche
Bajío Tuxpan II
Valle de México
Tres Vírgenes
San Carlos II
Hermosillo
ChihuahuaRío Bravo II
Naco-Nogales
Los Azufres II
Chihuahua III
Río Bravo III
Guerrero Negro II
Tuxpan III y IV
El Encino
El SauzAltamira III y IV
Monterrey III
El Sauz TG a CC
San Lorenzo
Tuxpan
Manuel Moreno Torres
La Laguna II
Río Bravo IV
Mexicalli
Presa Reguladora Amata
Baja California Sur I
La Venta II
Altamira V
Tuxpan V
Conv. a CC El Encino
Valladolid III
Hermosillo TG a CC
15
8
Líneas de transmisión y subtransmisión (69 a 400 kV)Líneas de transmisión y subtransmisión (69 a 400 kV)
2000-2006: se llegó a más de 94.5 mil km de líneas de alto voltaje
Kilómetros Incremento 2000-2006 26.2 %
65,900 66,674 66,41767,567
70,192
72,92374,898
77,643
81,865
84,858
88,87191,365
94,532
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*2005 Valor real a diciembre. 2006 meta.
10
FinanciamientoFinanciamiento
CFE ha logrado movilizar recursos privados para financiar la infraestructura a través de la figura de PIDIREGAS
14,556 millones de dólares en 126 proyectos
Sin presionar las finanzas públicas
Generando flujos netos positivos año tras año (3,554 millones de dólares en 2006)
12
Certificados de competencia laboral acumulados. 2000-2006Certificados de competencia laboral acumulados. 2000-2006
4,656
34,357
56,036
71,639
87,714
100,995
115,000
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
CERTIFICADOS ESTIMADOS
13
Días anuales de capacitaciónDías anuales de capacitación
El indicador de capacitación se ha mantenido a lo largo de esta administración
6.4 6.3
7.67.1 6.7
7.7
10 9.9 9.5 9.310.3
9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
14
Avances en productividadAvances en productividad
La capacidad de generación aumentó 76%, los usuarios 80% y los trabajadores de operación sólo 10%.
176
180
110
80
100
120
140
160
180
200
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Cap. de generación Usuarios Trab. de operación
15
Indicadores de calidad del servicio a nivel internacional
77
375.3
50
150
250
350
450
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Tiempo de interrupción por usuarioMinutos/ Usuario Entre 1992 y 2005:
El TIU se redujo 79%
Las inconformidades 71%
El plazo de conexión 92%
Plazo de conexión a nuevos usuarios (días)Inconformidades / 1000 usuarios
13.45
3.95
0
3
6
9
12
15
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
13.00
1.05
0
2
4
6
8
10
12
14
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
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El servicio eléctrico está garantizado para el futuroEl servicio eléctrico está garantizado para el futuro
Está garantizado un servicio eléctrico
suficiente y de calidadpara los próximos años.
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2. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
2. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
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Sector eléctrico: energía bruta generadaSector eléctrico: energía bruta generada
369 TWhen 2016369 TWhen 2016
1/ Incluye exportación
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
AÑO
(TWh)
369.0331.1
Mercado 2006
Mercado 2005
348.9
351.9335.3
20
POISE 2006 – 2017: 57 proyectosPOISE 2006 – 2017: 57 proyectos
TAMAZUNCHALE (1,168MW)EL CAJÓN U1 yU2 (754 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR II(COROMUEL - 46 MW)
2007 3 1,968
CICLO COMBINADO
COMBUSTIÓN INTERNA TIPO DIESEL
HIDROELÉCTRICA
2008 1 101
EÓLICA
LA VENTA III (101 MW)
2009 8 2,157
TURBOGÁS
VALLE DE MÉXICOREP. U2 (380 MW)
OAXACA I (101 MW)
SAN LORENZOCONVERSIÓN TG/CC (139 MW )
AGUA PRIETA II(642 MW)
NORTE (LA TRINIDAD)(402 MW)
GUERRERO NEGRO III (11 MW)
BAJA CALIFORNIA II(SLRC - 223 MW)
BAJA CALIFORNIA(PDTE. JUÁREZ - 259 MW)
CARBOELÉCTRICA
GEOTERMOELÉCTRICA
LIBRE
2010 7 1,928
OAXACA II, III, IV (304.2 MW)
PDTE. JUÁREZCONVERSIÓN TG/CC (93 MW)
CARBOELÉCTRICA DEL PACÍFICO (678 MW)
NORTE II (CHIHUAHUA)(652 MW)
CERRO PRIETO V(107 MW)
HUMEROS (51 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR III(COROMUEL - 43 MW)
2011 5 1,919
BAJA CALIFORNIA SUR IV(COROMUEL - 43 MW)
VALLE DE MÉXICOREP. U3 (380 MW)
MANZANILLO IREP. U1 (458 MW)
LA YESCA(750 MW)
BAJA CALIFORNIA III(ENSENADA - 288 MW)
2012 6 2,279 SANTA ROSALÍA (14 MW)
VALLE DE MÉXICOREP. U1 (380 MW)
MANZANILLO IREP. U2 (458 MW)
TULA REP. U1 (554 MW)
RÍO MOCTEZUMA(139 MW)
NORESTE (MONTERREY)(734 MW)
2013 6 2,758
BAJA CALIFORNIA IV(TIJUANA - 288 MW)
MANZANILLO IIREP. U1 (408 MW)
GUADALAJARA I (645 MW)
NORTE III(JUÁREZ - 683 MW)
PENINSULAR I(180 MW)
TULA REP. U2 (554 MW)
2014 8 3,952
BAJA CALIFORNIA SUR V y VI (86 MW)
INFIERNILLO REP. (200 MW)VILLITA AMP. (400 MW)
REYNOSA(764 MW)
TAMAZUNCHALE II (750 MW)
MANZANILLO IIREP. U2 (408 MW)
TOPOLOBAMPO I(700 MW)
GUADALAJARA II(645 MW)
2015 6 4,130
BAJA CALIFORNIA V(SLRC - 279 MW)
LA PAROTA (900 MW)
NORTE IVTORREÓN (671 MW)
PENINSULAR II (180 MW)
TOPOLOBAMPO II(700 MW)
VERACRUZ I Y II (1,400 MW)
2016 7 3,044
AMP. ZIMAPÁN(566 MW)
PENINSULAR III (180 MW)
ORIENTAL I (TAB.)(700 MW)
BAJA CALIFORNIA VI(MEXICALI - 156 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR VII y VIII (86 MW)
SONORA I (656 MW)
TOPOLOBAMPO III(700 MW)
21
Proyectos de GeneraciónProyectos de Generación5 proyectos en licitación
750Publicación convocatoria: 1 febreroCH La Yesca
1,544.545
487.003-Abr-0706-Mar-07CC Repotenciación Valle de México U-2
535.623-Mar-0723-Feb-07CC Agua Prieta II (con campo solar)
130.422-Feb-0731-Ene-07CC San Lorenzo Conversión de TG a CC
391.501-Feb-0723-Oct-06CCC Norte
MWFalloPropuestas TécnicasNombre del Proyecto
22
Proyectos de Generación
Durante 2007 se licitarán otros 7 proyectos:
606.3701-Sep-09101.4Oaxaca ICE01-Sep-08101.4La Venta IIICE01-Abr-10100Cerro Prieto VCG01-Abr-1046Los Humeros IICG03-Abr-0911Guerrero Negro IIICI01-Abr-09157.8TG Baja California IICT
01-Abr-1088.7Presidente Juárez Conversión de TG a CCCC
Entrada en OperaciónMWNombre del ProyectoTipo
23
Es indispensable mantener la salud financiera de CFE para asegurar el Programa
de Inversiones
25
Alternativas de generaciónAlternativas de generación
Capacidad (MW)
Capacidad total a instalarse entre 2007 y 2016:
27,037 MW
6,021
747
898
3,478
3,709
12,184
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000
Li e
Geotermia yeólica
Otras
Carbón
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Otras: Turbogas, combustión interna y generación distribuida LyFC
br
27
Precios de combustibles y tarifas eléctricasPrecios de combustibles y tarifas eléctricas
(Porcentajes)
52.8 51.2
10.8 11.2
2.7 2.5
50.4
29.9
13.7 17.712.5
39.2
18.0 19.96.5
4.4
10.1 6.816.4
12.0
2.7 3.0 3.4 3.2
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1997 2004 1997 2004
Estados Unidos México
Otras
Hidro
Nuclear
Gas Nat
Petróleo
Carbón
28
La mezcla de combustibles afecta las variaciones regionales de tarifas en EULa mezcla de combustibles afecta las variaciones regionales de tarifas en EU
100%
(Centavos de Dólar por kWh)
0
2
4
6
8
1012
14
16
New
Yor
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Cal
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Méx
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Mic
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n
Geo
rgia
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bam
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Tenn
esse
e
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hing
ton
Indi
ana
EE
UU
Méx
ico
80%
60% OtrasHidroNuclearGas NatPetróleoCarbón
40%
20%er
sey ia
ork a
0%
29
3. Infraestructura para Gas Natural
3. Infraestructura para Gas Natural
30
Requerimientos de gas para el sector eléctricoRequerimientos de gas para el sector eléctrico
MM
PCD
En el 2006 demandamos sólo 1,992 MMPCDAl 2014 requeriremos de 3,531 millones de pies cúbicos diarios de gas para generar más electricidad.
1,992
3,531
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
31
Balance de gas naturalBalance de gas natural
Demanda
5.8%
Eléctrico
10%
Producción2.5%
Industrial5%
Sect. Petrolero1.7%
Recir. Sect. Pet.4%
Otros 9.1%
tmca
0100020003000400050006000700080009000
10000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Otros Recir. Sect. Petroleo Sect. PetroleroIndustrial Eléctrico Producción Nal.
5,3086,218 6,490
7,518 7,616 7,922 8,335 8,7669,302
PGPB 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Importaciones 983 1,285 1,003 1,123 1,588 1,712 1,755 1,823 2,002 2,672 3,784 Exportación 4 443 893 888 1,095 673 141
DEFICIT 983 1,285 999 680 695 824 660 1,150 1,861 2,672 3,784
Fuente: Producción y Demanda: SENER, Prospectiva de Gas Natural, 2003-2013.
6,9735,914
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Infraestructura de gas naturalInfraestructura de gas natural
SAMALAYUCA
EL ENCINO
TORREON
DURANGO
ROSARITO
EHRENBERG
GNL TOPOLOBAMPO
GNL ENSENADA
GNL LIBERTAD
DAGGET
ROCKIES CHEYENE
SAN JUAN
PERMIANKEYSTONE
PERMIANWAHA
WILCOXHUECO
HOUSTON
BOBWEST
SOUTHTEXAS
REYNOSA
NARANJOS
GNL ALTAMIRA
LOS RAMONES
CD. PEMEX
PALMILLAS TAMAZUNCHALE
CEMPOALA
CHINAMECA
SALAMANCA
GUADALAJARA
SOUTHTEXAS
GAS LANKAHUASA (POZO)
GNLMANZANILLO
SALAMANCA
LÁZARO CÁRDENAS
MAZATLÀN
33
Nuevas plantas que usarán gas en el occidente y gasoducto Nuevas plantas que usarán gas en el occidente y gasoducto
SALAMANCA CEMPOALA
CHINAMECA
TAMAZUNCHALE
DOS NUEVOS PROYECOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
GUADALAJARA
REPOTENCIACIÓN DEL COMPLEJO
CT MANZANILLO
TERMINAL DE GAS NATURAL LICUADO
GASODUCTO
PALMILLAS
REYNOSA
NARANJOS
CD. PEMEX
GNL ALTAMIRA
CHINAMECA
SUR DE TEXAS
DOS NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
GUADALAJARA
REPOTENCIACIÓN DEL COMPLEJO
CT MANZANILLO
TERMINAL DE GAS NATURAL LICUADO
GASODUCTO
LÁZARO CÁRDENAS
GAS LANKAHUASA (POZO)
SALAMANCA
34
Proyecto gas natural en ManzanilloProyecto gas natural en Manzanillo
Terminal de Regasificación y puerto para los buque - tanque
Centrales nuevasCompra de GNL exship
Gasoducto Manzanillo - Guadalajara
Red eléctrica asociada
Conversión y repotenciación de centrales de CFE actuales
35
Ubicación de la terminal de gasUbicación de la terminal de gas
CENTRAL TERMOELÉCTRICA
MANZANILLOTERMINAL DE GAS NATURAL
LICUADO
NUEVO CANAL DE NAVEGACIÓN
36
Licitación de la terminal de gasLicitación de la terminal de gas
Objetivo
A través de un contrato de servicios, adquirir 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural licuado en el puerto de Manzanillo (exship) por 25 años.
Inicio de operación de la terminal de gas en 2010.
37
Ventajas de la terminal de gasVentajas de la terminal de gas
Garantizar el suministro a largo plazo a precios competitivos para generar electricidad
Hacer factibles las plantas de generación de electricidad que requiere el país
Contribuye al cuidado del medio ambiente.
Diversifica las opciones de suministro de gas natural
Impulsa al desarrollo económico regional
38
Ahorro en la terminal de AltamiraAhorro en la terminal de Altamira
PEMEX manifestó a CFE no poder garantizar el abasto de Gas Natural para Tamazunchale y Altamira.La compra de GNL a través de la Terminal de Altamira (Contrato con Shell) representa ahorros aproximados de 25.9 MUSD anuales a partir de 2007.Dicho ahorro se obtiene a partir del supuesto de que CFE importara y comprara el Gas directamente a empresas privadas en el Sur de Texas.
39
Abastecimiento de gas naturalAbastecimiento de gas natural
El reto para el futuro es asegurar el
abastecimiento oportuno de gas natural a precios
competitivos
40
