Prospectiva del Sector Eléctrico - gob.mx · 9 Índice de Cuadros Cuadro 2. 1. Interconexiones con...

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

3

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

mailto:[email protected]




mailto:tramí[email protected]

4

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

5

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

9

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

10

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

11

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 ............................................................. 70

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

15

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.

16

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.

17

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

18

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.

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.

19

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

20

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


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.


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 el artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el control sobre los organismos y empresas productivas del Estado que en su caso se establezcan. Tratándose de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, y del servicio público de transmisión y distribución 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 del artículo 27 de esta Constitución.”

Art. 27

• …”Corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, así como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica; en estas actividades no se otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán participar 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 Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.”

21

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


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 SENER está 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 CENACE será 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 Reguladas y 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.

22

Comercializadores y usuarios Calificados Participantes del mismo. En la Figura 1.4 se describe la estructura del MEM6.

FIGURA 1. 4. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA


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

23

FIGURA 1. 5. ELEMENTOS DE LA PLANEACIÓN Y EL CONTROL DEL SEN


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


8 Para mayor detalle consulte http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5366665&fecha=31/10/2014

Ley

de

Tra

nsi

ció

n E

ner

gét

ica

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

http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5366665&fecha=31/10/2014

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 personalidad jurídica y patrimonio propios y gozará de autonomía técnica, operativa y de gestión ..."

26

FIGURA 1. 8. ACTIVIDADES DE LA CFE


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


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


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


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 la aprobación del superior jerárquico, los proyectos de prospectiva a mediano y largo plazos del sector energético, que incluya electricidad, gas natural, gas licuado de petróleo, petróleo y petrolíferos, 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 12,774.2 13,287.5 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

Fuente: PRODESEN 2017-2031

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

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.

Residencial 88.6%

Comercial 9.8%

Industrial 0.8%

Servicios 0.5%

Agrícola 0.3%

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 usuarios son Baja California Sur y Colima con una participación del 0.7% respectivamente, del total nacional (véase Tabla 2.3).

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).

Central 22.4%

Oriental 25.4% Occidental

24.2%

Noroeste 4.8%

Norte 5.1%

Noreste 9.7%

Peninsular 4.3%

Baja California 3.3%

Baja California Sur1 0.7%

36

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%


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 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).

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

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 efectiva, donde los más beneficiados son los consumidores que demandan mayores cantidades de electricidad a precios asequibles.

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

Comercial Servicios Industrial Residencial Agrícola Precio Medio

39

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)


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)


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%

Servicios 4.0%

Agrícola 5.2%

Comercial 7.0%

Residencial 26.8%

Gran industria 18.7%

Empresa mediana 38.3%

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)


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)


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).

232,658 240,445 244,142 243,774 253,460

269,831 275,034 275,497 280,160 288,232 298,792

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.

Central19.8%

Oriental15.9%

Occidental21.2%

Noroeste7.8%

Norte8.3% Noreste

17.5%

Peninsular4.1%

Baja California4.5%

Baja California Sur

0.9%

SIN: 282,662 GWh

SEN: 298,792 GWh

46

FIGURA 2. 13. DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA POR REGIÓN DE CONTROL (MWh/h/)


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.

Central 19.4%

Oriental 16.1%

Occidental 21.1%

Noroeste 9.8%

Norte 9.6%

Noreste 19.7%

Peninsular 4.3%

Central17.6%

Oriental14.8%

Occidental18.9%

Noroeste9.8%

Norte9.4%

Noreste19.4%

Peninsular4.2%

Baja California 4.9%

Baja California

Sur1.0%

SIN: 40,893.1 MWh/h

SEN: 43,448.5 MWh/h

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.

56,317 59,000 59,574 60,441 61,735 61,570 62,547

64,397 65,452 68,044

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)


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%

Hidroeléctrica 17.1%

Carboeléctrica 7.3%

Turbogás 6.9%

Eólica 5.1% Combustión Interna y

Lecho fluidizado 2.8%

Nucleoeléctrica 2.2%

Bioenergía y Cogeneración

eficiente 2.6%

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

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%

CFE 58.9%

PIEs 18.0%

Auto abastecimiento

13.0%

Cogeneración 6.0%

Exportación 2.1%

Usos Propios Continuos

0.7%

Otras modalidades*

1.2%

Pequeña producción

0.1%

51

presentado el mayor incremento de capacidad instalada, dadas las condiciones geográficas imperantes en esta parte del país.

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)


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).

254,906 262,765 267,697 266,581

274,701

290,747 294,824 296,338 301,462 309,553

319,364

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

Frenos Regenerativos

FIRCO

Solar


Bioenergía

Geotérmica

Nucleoeléctrica

Eólica

Hidroeléctrica

Lecho Fluidizado


Combustión Interna

Turbogás

Carboeléctrica

TermoeléctricaConvencionalCiclo Combinado

54

FIGURA 2. 21. GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 (GWh)


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)


Ciclo Combinado 50.2%


12.6%

Carboeléctrica 10.7% Hidroeléctrica

9.7%

Turbogás 3.9%


Eólica 3.3%

Combustión Interna y Lecho fluidizado

2.2% Geotérmica, Solar,

FIRCO, GD y FR 2.0%

Bioenergía y Cogeneración eficiente

2.0%

CFE 54.7%

PIEs 27.8%

Autoabastecimiento 9.3%

Cogeneración 5.5%

Exportación 2.0%

Otras modalidades 0.4%

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)


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


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,

19,132 20,019 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).

70

FIGURA 3. 7. TRAYECTORIA DE LAS METAS DE ENERGÍAS LIMPIAS 2017-2031 (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)


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)


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


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)


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)


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


Sistema Eléctrico Nacional

Evolución histórica 2006-2016

2.3%

Crecimiento esperado 2017-2031

2.9%

7

4

5

6

3

1

2

9

8


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.

Central 20.9%

Oriental 16.9%

Occidental 22.4%

Noroeste 8.3%

Norte 8.7%

Noreste 18.5%

Baja California

4.8%

Baja California

Sur 0.9%

Peninsular 4.3%

Mulegé 0.1%

2016

Central 18.6% Oriental

16.4%

Occidental 23.6%

Noroeste 8.6%

Norte 8.8% Noreste

19.1%

Baja California

4.7%

Baja California

Sur 1.0%

Peninsular 4.8%

Mulegé 0.1%

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)


Ciclo combinado 33.9%

TC, CI, TG, Carboeléctrica

3.4% Eólica 24.2%

Solar Fotovoltaica y Termosolar

13.8%


9.6%



Geotérmica 2.3%

Bioenergía 2.4%

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

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)


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).

Genérico 27.5%

Sin permiso de generación de

energía eléctrica 26.1%

Generación 19.4%

Auto abastecimiento

12.3%

Pequeña Producción

5.3%

PIE 4.9%

Cogeneración 3.9%

Exportación 0.5%

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


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


341 341

Turbogás 432

112 544

Total 6,895 2,193 301 10,821 15,377 2,942 2,740 14,570 55,840


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


341 0 0 0 341

Turbogás 0 112 432 0 544

Total 20,275 20,131 15,377 57 55,840


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)


Capacidad adicional 2017-203155,840 MW

7

4

5

6

3

1

2

9

8


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


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)


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.


69.1%

Ciclo combinado

9.6%


Turbogás 8.4%

Combustión Interna 0.4%

Geotérmica 0.4%

85

FIGURA 3. 18. COMPARATIVO DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 Y 2031

(Porcentaje)


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)


Convencional71.2%

Limpia28.8%

2016

Convencional50.4%

Limpia49.6%

2031

Ciclo combinado

39.01%

Eólica 15.21%


Solar Fotovoltaica

6.91%

Cogeneración eficiente 6.00%



Turbogás 3.43%

Bioenergía 1.98%

Geotérmica 1.89% Termoeléctrica

convencional 1.78%

Combustión Interna 1.61%

Lecho fluidizado

0.92%

Termosolar 0.01%

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


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


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

87

anualmente 1.3% 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)


Ciclo combinado

50.2%


12.6%

Carboeléctrica10.7%

Turbogás3.9%

Combustión Interna1.0% Lecho

fluidizado1.2%

Hidroeléctrica9.7%

Eólica3.3%

Geotérmica1.9%

Solar0.1%

Bioenergía0.5%


0.02%FIRCO0.01%

Nucleoeléctrica3.3%


1.6%

Ciclo combinado

44.6%


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%


5.1%

2016 real

319,364 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


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


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.

303,379322,003

341,716362,852

385,425408,065

431,981

2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029

Mulegé Baja California Sur Baja California PeninsularNoreste Norte Noroeste OccidentalOriental Central Total

Central7.1%

Oriental28.0%

Occidental10.6%

Noroeste5.1%

Norte8.4%

Noreste30.6%

Peninsular2.6%

Baja California6.4%

Baja California Sur

1.3%

Mulegé0.1%

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)


FIGURA 3. 24. RESERVAS DE PLANEACIÓN EFICIENTE EN BAJA CALIFORNIA Y BAJA CALIFORNIA SUR (Porcentaje)


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

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

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

92

los 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


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


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


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)


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)


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)


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

1117

16

13

12

14 15

19

21

18

20

25

23 2630

27 2831

32

3429

35

33

36

40

37

39

38

4144

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)


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)


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

-20,000

-10,000

0

10,000

20,000

30,000

40,00020

21

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

GN_0.5 GN_1 GN_2

Biomasa

Hidroeléctrica

Solar

Eólica

Nucleoeléctrica

Cogeneración

Lecho Fluidizado

CombustiónInternaTurbogás

CicloCombinado

105

año 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)


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)


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)


00,000

00,000

00,000

00,000

Gene

raci

ón d

e El

ectr

icid

ad (G

Wh)

Biomasa Geotérmica Hidroeléctrica Solar

Eólica Nucleoeléctrica Cogeneración Combustión Interna

Lecho Fluidizado Carboeléctrica Turbogás Termoeléctrica

Ciclo Combinado

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

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

GN_0.5

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

GN_1

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

GN_2

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)


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)


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


0

20

40

60

80

100

120

140

2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031


109

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)


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.

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

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


110

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)


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


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)


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

ólic

a (M

Wh

)

Pre

cio

Med

io P

on

der

ado

de

Elec

tric

idad

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)

31%27%22%18%

Diferencia Precio Electricidad GN_2 vs. Base

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.

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 180

0 ± 500/400

Cucapah Estación Convertidora VSC

Baja California

± 500 1 EC 180

0 ± 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 Circuitos

Longitud (km-c)

Fecha Necesaria

Fecha Factible

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 Occidental

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 Occidental

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 Occidental

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 Occidental

Línea Silao Potencia – Las Colinas

Silao Potencia - Las Colinas 1/, 2/, 11/ 115 1 15.4 abr-21 abr-21 Occidental

Línea Calera – Calera Industrial Calera - Calera Industrial 3/ 115 1 7.0 abr-20 abr-20 Occidental

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

Olmeca - Temascal III 1/, 10/ 400 2 105.0 may-18 abr-22 Oriental

122

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

El Fraile - Ramos Arizpe Potencia (L1) 400 2 105.4 oct-17 feb-18 Noreste

123

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 Occidental

Tlajomulco entronque Acatlán - Atequiza 400 2 1.6 feb-17 may-17 Occidental

Tlajomulco entronque Colón - Guadalajara II 230 2 1.6 feb-17 may-17 Occidental

1655

Tlajomulco entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II 230 2 1.8 feb-17 may-17 Occidental

Xpujil - Xul-Ha 230 2 208.0 mar-17 abr-17 Peninsular

Escárcega Potencia - Xpujil 2/ 230 2 159.0 mar-17 abr-17 Peninsular

124

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 Occidental

Azufres Switcheo - Azufres Switcheo Sur 115 1 6.0 dic-17 feb-18 Occidental

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 Occidental

Tepatitlán - Cuquio 115 1 38.7 may-16 dic-17 Occidental

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

Ucú entronque Poniente - Hunucmá 115 2 0.3 may-12 ene-18 Peninsular

125

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

Aeropuerto entronque Aurora - Santa Cruz 230 2 17.0 dic-22 dic-22 Central

126

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 Occidental

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 Occidental

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 Occidental

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

Tuxtepec III entronque Cerro de Oro - Benito Juárez C1 115 2 26.0 dic-17 may-20 Oriental

127

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

Caimanero entronque Santa María - Guasave 115 2 10.6 45017 45017 Noroeste

128

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

D16-OC3 Tapalpa - Sayula 1/ 115 2 16.0 abr-20 abr-20 Occidental

129

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 Occidental

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 Occidental

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 Necesari

a

Fecha Factibl

e

Gerencia de Control

Regional


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


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

Nueva Rosita Banco 2 Nueva Rosita Banco 2 3 AT 100.0 230/115 abr-20 abr-20 Noreste

130

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


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

1302 Cuauhtémoc II Banco 3 3 AT 100.0 230/115 feb-19 feb-19 Norte

131

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

Tecnológico Hillo Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-14 jul-17 Noroeste

132

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

Parque Industrial Linares Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 dic-18 Noreste

133

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

Boca del Monte Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 jun-20 jun-20 Oriental

134

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


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

D16-OR22 Tehuantepec Banco 1 (sustitución) 1 T 12.5 115/13.8 feb-18 dic-18 Oriental

135

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.


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


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


San Andrés II MVAr


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/


Temascal II C.S. Bancos 1 y 2 (A3260 y A3360) 2/


Juile C.S. Bancos 1, 2y 3 (A3T90, A3040 y A3140) 2/


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


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


Acatzingo MVAr


Esfuerzo MVAr Esfuerzo MVAr


Frontera Comalapa MVAr Frontera Comalapa MVAr


Valle de Guadalupe MVAr Valle de Guadalupe MVAr

Capacitor 115 30.0 abr-20 abr-20 Occidental

Valle del Mezquital Banco 1

Humedades MVAr


Huichapan MVAr Capacitor 115 15.0 abr-20 abr-20 Occidental

Loreto y Villa Hidalgo MVAr Loreto MVAr (traslado) Capacitor 115 10.0 abr-20 abr-20 Occidental

137

Villa Hidalgo MVAr


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


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

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

138

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


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


Cumbres Poniente MVAr


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

139

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


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


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

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

140

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


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

San Martín Potencia MVAr (reactor de línea 1)


Tepetlixpa MVAr (reactor de


141

línea 1)

Tepetlixpa MVAr (reactor de línea 2)


San Martín Potencia MVAr (reactor de línea 2)



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


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


D16-OC11 Estadio Corregidora MVAr


D16-OC12 Querétaro Industrial MVAr


D16-OC13 Nueva Pedregal MVAr


D16-OC14 Satélite MVAr Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-20 Occidental

D16-OC17 Unión de San Antonio MVAr


D16-NO3 Río Sonora MVAr


D16-NO6 Flores Magón MVAr


D16-NO7 Compuertas MVAr


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

142

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


D16-NE8 La Silla Apodaca MVAr


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)


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


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)


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)


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)


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)


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_Fueloil 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


MAPA A. 3. FACTORES DE CAPACIDAD DE PLANTAS SOLARES


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 influyentes durante la optimización. Posteriormente, se describe la nomenclatura de todos los índices, insumos y variables representados en las ecuaciones, siguiendo un orden alfabético.

71 Más información puede encontrarse en http://www.balmorel.com/index.php/balmorel-documentation

149

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.

𝑧𝑎 = ∑ ∑ 𝐶𝑎,𝑟,𝑡𝑣𝑣𝑣 + 𝐶𝑎,𝑟,𝑡

𝐶𝑣𝐶𝐶 + 𝐶𝑎,𝑟,𝑡𝑓𝑣𝑣

𝑡∈𝑇 + 𝐶𝑎,𝑟,𝑡𝐼𝐼𝐼,𝑔 𝑟∈𝑅 + ∑ 𝐶𝑎,𝑟,𝑟′

𝐼𝐼𝐼,𝑡𝑟(𝑟,𝑟′)∈𝐿𝑟,𝑟′

𝑡𝑟 ∀ 𝑎 ∈ 𝐴 (1)

Donde cada componente de costo se calcula de la siguiente manera:

Costos variables de operación,

Ca,r,tvOP = 1 ∙ 10−6 ∑ Ga,r,t,h ∙ VOPth∈H ∀ a ∈ A, t ∈ T (2)

Costos de Combustible,

Ca,r,tCOMB = 1 ∙ 10−6 ∑ Ga,r,h,t

et∙ COMBr,th∈H ∀ a ∈ A, t ∈ T (3)

Costos fijos de operación,

Ca,r,tfOP = �Ga,r,t

exist + Ga,r,tnueva� ∙ FOPt ∀ a ∈ A, t ∈ T (4)

Costos de inversión anualizados en nuevas tecnologías de generación,

Ca,r,tINV,G = ds

1−(1+d)−VtGen Ga,r,t

nueva ∙ INVa,tGen ∀ a ∈ A, t ∈ T (5)

Costos de inversión en nuevas líneas de transmisión de electricidad

Ca,r,r′INV,Tr = ds

1−(1+d)−Vr,r′Tr Ea,r,r′

nueva ∙ INVa,r,r′Tr ∀ 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.

∑ Ga,r,t,ht∈T − ∑ Ea,r,r′,hr′∈Lr,r′Ex + ∑ �1− pa,r′,r,h

Tr � ∙ Ea,r′,r,hr′∈Lr′,rIm = da,r,h

El ∀ 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.

Ga,r,t,h ≤ ka,r,t,hDisp ∙ �Ga,r,t

exist + Ga,r,tnueva� ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ TtD (8)

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.

Ga,r,t,h + Ga,r,t,hCort = ka,r,t,h

FC ∙ �Ga,r,texist + Ga,r,t

nueva� ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ TtND (9)

150

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.

Ea,r,r′,h ≤ ka,r,r′,hDisp ∙ �Ea,r,r′

exist + Ea,r,r′nueva� ∀ a ∈ A, h ∈ H, (r, r′) ∈ Lr,r′

tr (10)

Limitaciones regionales al consumo de combustibles, que representan el máximo consumo que puede haber de un combustible en una región determinada.

∑ ∑ Ga,r,t,h

eth∈Ht∈T|(t,f)∈Rt,fcomb ≤ Ma,r,f

comb ∀ 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.

∑ 𝐺𝑎,𝑟,𝑡,ℎ

𝑒𝑡𝑡∈𝑇|(𝑡,𝑓)∈𝑅𝑡,𝑓𝑐𝑐𝑐𝑐 ≤ 𝑁𝑎,𝑟,𝑓,ℎ

𝑐𝑐𝑐𝑐 ∀ 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.

Ga,r,texist + Ga,r,t

nueva ≤ Ga,r,tmax ∀ 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.

∑ ∑ ∑ Ga,r,t,hh∈Hr∈Rt∈TtEL

∑ ∑ ∑ Ga,r,t,hh∈Hr∈Rt∈T≥ ELa ∀ a ∈ A (14)

Nomenclatura

Índices

a, Año de optimización

f, Combustible

h, Espacio temporal

Lr,r′Ex , Líneas de transmisión de electricidad desde la región r hasta la región r′

Lr′,rIm , Líneas de transmisión de electricidad desde la región r′ hasta la región r

Lr,rtr , Líneas de transmisión de electricidad entre regiones r y r′

r, Región de transmisión

Rt,fcomb, Combustible f utilizado en la tecnología t

t, Tecnología de generación

TtD, Tecnologías t que pueden ser despachadas para la generación de energía

TtEL, Tecnología t definida como energía limpia

TtND, Tecnologías t que no pueden ser despachadas para la generación de energía

151

Parámetros, insumos al modelo Balmorel

COMBr,t, Costo del combustible empleado por la tecnología t en la región r [USD/GJ]

ds, Tasa de descuento (10%)

da,r,hEl , Demanda de electricidad en el año a, en la región r y en el tiempo h [MW]

et, Eficiencia en el consumo de combustible de la tecnología t [MWh/GJ]

Ea,r,r′exist, Capacidad existente de transmisión entre las líneas Lr,r

tr [MW]

ELa, Meta de Energía Limpia en el año a [-]

FOPt , Costos fijos de operación de la tecnología t [MUSD/MW/año]

Ga,r,texist, Capacidad existente de la tecnología t en la región r en el año a [MW]

Ga,r,tmax, Máximo potencial de capacidad instalada de la tecnología t en la región r y en el año a [MW]

INVa,tGen, Costo de inversión en la tecnología t en el año a [MUSD/MW]

INVa,r,r′Tr , Costo de la inversión en líneas de transmisión Lr,r

tr [MUSD/MW]

ka,r,r′,hDisp , Factor de disponibilidad de la línea de transmisión entra la región r y r′ en el año a y en el espacio

temporal h [-]

ka,r,t,hDisp , Factor de disponibilidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h

[-]

ka,r,t,hFC , Factor de capacidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h [-]

Ma,r,fcomb, Máximo consumo de combustible f en la región r en el año a [GJ]

pa,r′,r,hTr , Pérdidas a la transmisión de electricidad desde la región r′ a la región r ′ en el año a en el tiempo h [-]

VtGen, Vida económica de las inversiones en tecnologías t [años]

Vr,r′Tr Vida económica de las inversiones en nuevas líneas de transmisión Lr,r

tr [años]

VOPt , Costos variables de operación de la tecnología t [USD/MW]

Variables, resultados de la optimización con Balmorel

Ca,r,tCOMB, costos de combustible en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]

Ca,r,tfOP , costos fijos de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]

Ca,r,tINV,G, costos de inversión anualizados en nueva capacidad de generación en el año a en la región r por la

tecnología t [MUSD]

Ca,r,r′INV,tr, costos de inversión anualizados en nuevas líneas de transmisión en el año a entre Lr,r

tr [MUSD]

152

Ca,r,tvOP, costos variables de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]

Ea,r,r′,h, Electricidad exportada desde la región r hasta la región r′ en el año a en el tiempo h [MW]

Ea,r′,r,h, Electricidad exportada desde la región r′ hasta la región r en el año a en el tiempo h [MW]

Ea,r,r′nueva, Inversiones en nueva capacidad de transmisión entre las líneas Lr,r

tr [MW]

Ga,r,t,h, Generación de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]

Ga,r,h,tCort , Recorte de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]

Ga,r,tnueva, 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

156

realizar las actividades de comercialización.

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,

157

consumidos por los usuarios finales del sector eléctrico

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

158

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

159

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;

160

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.

161

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.

162

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.

163

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.

164

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, así como los programas de ampliación y modernización de la Red

165

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

166

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.

167

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;

168

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.

169

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

Tiempo medio de Tiempo promedio que tarda una unidad generadora que ha fallado, en volver a condiciones operativas normales. En el modelo de optimización s

170

reparación 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.

171

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

172

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

173

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

174

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

http://www.banxico.org.mx/

https://www.bp.com/

https://www.gob.mx/cenace

https://www.gob.mx/cenace

http://www.cfe.gob.mx/

http://www.dof.gob.mx/

https://www.gob.mx/hacienda

175

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

Tel: +(5255) 5000-6000

Coordinación de la publicación:

Dirección General de Planeación e Información Energéticas

Tel: +(5255) 5000-6000 ext. 1353, 2217, 2097

E-mail: [email protected]

[email protected]

Prospectiva del Sector Eléctrico - gob.mx · 9 Índice de Cuadros Cuadro 2. 1. Interconexiones con...

Documents

Transcript of Prospectiva del Sector Eléctrico - gob.mx · 9 Índice de Cuadros Cuadro 2. 1. Interconexiones con...