POISE 2009-2018SHB.pdf

Programa Progr ama de Obr Obras as e Inver Inversion siones es del Sector Eléctrico 2009 - 2018

Subdirección de Programación Coordinación de Planifi Planificación cación

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO 2009 - 2018

Subdirección de Programación Coordinación de Planificación

Comisión Federal de Electricidad Alfredo Elías Ayub Director General Florencio Aboytes García Subdirector de Programación Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación Isaac Jiménez Lerma Coordinador de Evaluación Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos

Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a: Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía CFE

Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE

Subdirección de Distribución CFE

Subdirección de Generación CFE

Subdirección de Proyectos y Construcción CFE

Subdirección de Transmisión CFE

ÍNDICE

página INTRODUCCIÓN

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2009 - 2018

1.

2.

EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Introducción 1.2 Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos Macroeconómicos 1.2.2 Población y vivienda 1.2.3 Precios de combustibles 1.2.4 Precios de electricidad 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1.2.6 Otros supuestos 1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2008-2018 1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2008-2018: escenario Base 1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2007 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2008–2018 1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2008-2018 1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2008-2018 1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1.4.6 Exportación e importación de CFE

INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional 2.2 Estructura del sistema de generación 2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2.2.2 Principales centrales generadoras 2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas 2.2.3 Productores Productores independientes de energía (PIE)

i

iii

1- 1 1- 1 1- 2 1- 2 1- 5 1- 5 1- 6 1- 8 1- 8 1- 9 1-13 1-14 1-15 1-17 1-19 1-23 1-27

2- 1 2- 1 2- 2 2- 2 2- 4 2- 6 2- 6 2- 7 2- 7 2- 7 2- 7 2- 8

ÍNDICE página

2.3 2.4 2.5

3.

2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2.2.5 Autoabastecimiento remoto Generación bruta Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional Pérdidas de energía 2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo 3.2 Conceptos de margen de reserva 3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento 3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración 3.4 Retiros de capacidad 3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3.6 Disponibilidad del parque de generación 3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3.8 Participación en el cambio climático 3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3.9.3 Capacidad adicional 3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3.10.2 Repotenciaciones 3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3.10.4 Centrales carboeléctricas 3.10.5 Participación de tecnologías en la expansión 3.10.6 Proyectos de cogeneración de PEMEX 3.10.7 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3.12 Margen de reserva de capacidad 3.13 Margen de reserva de energía 3.14 Diversificación de las fuentes de generación 3.15 Fuentes de suministro de gas natural 3.16 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de electricidad

2- 9 2- 9 2-10 2-11 2-16 2-16 2-16

3- 1 3- 1 3- 3 3- 5 3- 6 3- 7 3- 8 3- 9 3-12 3-13 3-15 3-19 3-20 3-20 3-21 3-24 3-25 3-30 3-31 3-31 3-32 3-32 3-33 3-33 3-33 3-34 3-37 3-38 3-41 3-42

ÍNDICE página 3.17

4.

Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles 3.17.1 Restricciones ecológicas 3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3.17.3 Composición de la generación bruta 3.17.4 Requerimientos de combustibles 3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre

3-42

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4.1 Introducción 4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4.2.2 Escenario de demanda 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4.3 Expansión de la red de transmisión 4.4 Escenario actual por área de control 4.4.1 Área Central 4.4.1.1 Obras principales 4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III 4.4.2 Área Oriental 4.4.2.1 Obras principales 4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC 4.4.2.3 Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B 4.4.2.4 Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III 4.4.2.5 Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta (TA) y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV 4.4.3 Área Occidental 4.4.3.1 Obras principales 4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico 4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca 4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 4.4.3.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan) 4.4.3.6 Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I 4.4.3.7 Red asociada a la central Guadalajara I 4.4.3.8 Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación

4- 1 4- 1 4- 1 4- 1 4- 2 4- 2 4- 2 4- 3 4- 4 4- 4 4- 5 4- 7

3-42 3-43 3-45 3-47 3-50

4- 8 4- 8 4-13 4-14 4-15 4-16 4-18 4-18 4-22 4-23 4-24 4-25 4-26 4-27 4-28

ÍNDICE página 4.4.4

4.5 4.6 4.7

Área Noroeste 4.4.4.1 Obras principales 4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II 4.4.5 Área Norte 4.4.5.1 Obras principales 4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) 4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) 4.4.5.4 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) 4.4.6 Área Noreste 4.4.6.1 Obras principales 4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco) 4.4.6.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo) 4.4.7 Área Baja California 4.4.7.1 Obras principales 4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California 4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III 4.4.8 Área Baja California Sur 4.4.8.1 Obras principales 4.4.9 Área Peninsular 4.4.9.1 Obras principales Obras e inversiones con financiamiento externo Capacidad de transmisión entre regiones Interconexiones nacionales e internacionales 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional 4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala

4-29 4-30 4-33 4-34 4-34 4-37 4-38 4-39 4-40 4-41 4-43 4-44 4-45 4-46 4-48 4-49 4-50 4-51 4-52 4-52 4-55 4-61 4-63 4-63 4-63

5.

REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2009-2018

5- 1

6.

ESCENARIO ALTERNO DEL MERCADO ELÉCTRICO

6- 1 6- 1 6- 1 6- 1 6- 1 6- 2 6- 4

6.1

6.2

Mercado eléctrico 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6.1.4 Escenario de Mayor Crecimiento Requerimientos de capacidad y retiros

ÍNDICE página

6.3 6.4

6.2.1 Escenario de Mayor Crecimiento 6.2.2 Comparación de escenarios Margen de reserva y margen de reserva operativo Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles 6.4.1 Generación bruta 6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles

6- 5 6- 7 6-11 6-12 6-12 6-14

ANEXO A

A- 1

A.1 A.2 A.3 A.4 A.5 A.6 A.7 A.8 A.9

A- 1 A- 2 A- 5 A- 8 A- 9 A- 9 A-10 A-12 A-13

POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL Antecedentes Niveles recomendados de operación (NRO) en las GCH Aportaciones hidráulicas Degradación en potencia por unidad de energía extraída Concepto de energía almacenada Evolución histórica de la energía almacenada Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas Generación hidroeléctrica 2008–2018 Política de operación 2008–2018

ANEXO B

B- 1

B.1 B.2 B.3

B- 1 B- 2 B- 3 B- 5 B- 5 B- 6 B- 8 B- 9 B-11 B-11 B-12

B.4

MARGEN DE RESERVA REGIONAL Y EXPERIENCIA INTERNACIONAL Introducción Estándares de confiabilidad regionales en NERC Margen de reserva regional B.3.1 Cálculo del margen de reserva, metodología y conceptos B.3.1.1 Pronóstico de carga firme B.3.1.2 Recursos de generación B.3.2 Límites de transmisión regionales B.3.3 Valores de reserva regional del NERC en el largo plazo Margen de reserva regional en sistemas interconectados B.4.1 Recursos regionales de generación B.4.2 Caso ilustrativo

ANEXO C

C- 1

C.1 C.2

C- 1 C- 1 C- 3 C- 4

ACCIONES PARA INCREMENTAR LÍMITES DE TRANSMISIÓN EN LA PLANIFICACIÓN Introducción Límites de transmisión C.2.1 Límite térmico C.2.2 Límite por caída de tensión

ÍNDICE página C.3 C.4

C.2.3 Límite de estabilidad Distribución del flujo de potencia en una red de corriente alterna Acciones para incrementar límites de transmisión C.4.1 Ejemplos de acciones específicas C.4.2 Estudios para reforzar la red de transmisión principal del SEN

C- 5 C- 5 C- 7 C- 8 C-12

ANEXO D

D- 1

D.1 D.2 D.3 D.4 D.5

D- 1 D- 1 D- 4 D- 6 D-10

EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS COSTOS DE COMBUSTIBLES Y DE INFRAESTRUCTURA SOBRE LOS COSTOS DE GENERACIÓN Introducción Incertidumbre en los precios de los combustibles Incertidumbre en los costos de infraestructura de generación Rango de variación en los costos unitarios de generación Conclusiones

ANEXO E

GLOSARIO

E- 1

ANEXO F

ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

F- 1

ANEXO G

SIGLAS Y ACRÓNIMOS

G- 1

INTRODUCCIÓN El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto. Con base en el artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). Se presenta la evolución del sistema en el periodo 2009–2018. Para 2008 se considera la información disponible en el momento de la elaboración de este programa. En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional; margen de reserva regional y experiencia internacional; acciones para incrementar límites de transmisión en la planificación; así como el efecto de incertidumbre en costos nivelados de generación.

i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2009-2018 Escenarios macroeconómicos

Este año, derivado de la crisis financiera y económica a nivel mundial, la SENER y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) acordaron a principios de octubre modificar los escenarios macroeconómicos que originalmente se habían recibido de SENER en febrero de 2008. Para ello se consideraron dos escenarios denominados: Coincide con el Bajo entregado por la SENER el 19 de febrero de 2008, con excepción del crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) global de 2008 y 2009, los cuales se ajustaron a 2.0% y 1.8 por ciento. Base.-

Es el escenario alterno y corresponde al Medio enviado por la SENER en la fecha antes señalada. Mayor Crecimiento.-

Para el escenario Base, las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán en promedio 3.3% cada año, derivado de un incremento medio del PIB de 2.3 por ciento. Ciclo de planificación anual

En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de las centrales y redes eléctricas para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo —más de 4 años— no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales, ya que los proyectos aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles

Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural de alrededor de 8 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 8 a 10 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 100 dólares la tonelada. Ante la posibilidad futura de que se mantengan altos los precios para el gas natural o limitaciones en su suministro —por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA)— CFE ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y próximamente en Manzanillo, Colima.

iii

Disponibilidad de unidades generadoras

En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Ello permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 83 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador

Tomando como base los escenarios oficiales de precios de los combustibles, los costos de inversión para las tecnologías así como las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión del parque de generación. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental. Este plan incluye 17,942 MW de capacidad adicional para el servicio público, con la siguiente composición: 2,939 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 2,078 MW en carboeléctricas; 522 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 8,795 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 2,368 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción, los incrementos por RMs (479 MW) y los proyectos de Luz y Fuerza del Centro (LyFC) (761 MW). Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas tecnologías de generación, como centrales con fuente de energía renovable y ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, así como carboeléctricas y plantas nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía. Debido a la desaceleración del crecimiento de la demanda y a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura para este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2017 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y la tecnología nuclear podría ser una opción factible después de 2018, una vez que la SENER emita un lineamiento de política energética al respecto. El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en centrales existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas plantas. Retiro de unidades generadoras

En este periodo se retirarán 5,787 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes años, un porcentaje alto de la capacidad por retirar quedará en reserva fría por ser unidades con baja eficiencia. iv

En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica a fin de repotenciarse o utilizar otros combustibles. Margen de reserva

Los márgenes de reserva de 2009 a 2013 en el sistema interconectado nacional se consideran altos, debido principalmente a que en los próximos años el crecimiento esperado de la demanda de potencia será bajo, por la desaceleración de la economía a nivel nacional y mundial. Las centrales generadoras programadas para entrar en operación en el periodo 2009-2012 están en construcción y se vuelven necesarias por requerimientos regionales. En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 48 proyectos de generación, resultado del escenario de bajo crecimiento del consumo y demanda de electricidad. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación a partir de 2015. En el horizonte de planeación se incorporará un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, pues debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva se convierte también en aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Programa de autoabastecimiento

De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido crecería 26.1% y llegaría a 30.1 TWh en 2018. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica alcanzaría 15.3 TWh en el mismo año. Por otra parte, como resultado del proceso de temporada abierta convocado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), con el fin de desarrollar capacidad de transmisión en el Istmo de Tehuantepec para 1,900 MW en proyectos eólicos, se está desarrollado un proyecto de infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores. Al concretarse el desarrollo de tales parques, se estima que el consumo autoabastecido podría incrementarse 6 TWh. Desarrollo de la transmisión

Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo. Con ello se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema. Se construirán 20,664 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 54,183 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 11,051 MVAr en equipo de compensación reactiva.

v

Interconexiones

El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ha diferido para 2013. Tal interconexión permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del sistema interconectado. La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una: la primera está programada para iniciar su operación en 2013, la segunda dependerá del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de centrales en las áreas del norte. Requerimientos de inversión

El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de CFE de 2009–2018 es de 636,244 millones de pesos de 2008, con la siguiente composición: 44.8% para generación, 19.4% en obras de transmisión, 22.3% para distribución, 12.8% en el mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones. Se estima que 42.2% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 57.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

vi

1.

EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO

1.1

Introducción

El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial. Normalmente, estas evaluaciones se realizan para tres escenarios macroeconómicos y de precios de combustibles definidos por la SENER —Planeación, Alto y Bajo— las cuales son base de los ejercicios de planeación para todos los organismos públicos del sector. A punto de concluir el ejercicio anual de planeación correspondiente a 2008—2018, nuestra economía ingresó —según lo califican expertos— en una de las más severas crisis de la época reciente. Por las características y la extensión que ya se observan en la misma, vinculada a los severos problemas de la economía mundial, la SENER consideró imprescindible revisar el ejercicio de planeación 2008—2018. Esto implicó dos decisiones fundamentales: 1) determinar un nuevo escenario Base de planeación; y 2) utilizar como escenario alterno —Mayor Crecimiento— el correspondiente al de Planeación original recibido en febrero de 2008, para ser aplicado en los ejercicios de sensibilidad. Por disposición de la SENER, la determinación del nuevo escenario Base se sustentó en tres lineamientos: 1) Para 2008 y 2009, redefinir las bases económicas, de precios de combustibles y de precios de electricidad, en concordancia con las nuevas estimaciones oficiales 2) Para 2010—2018, seguir la dinámica económica del escenario Bajo original 3) Suponer un escenario de precios de combustibles combinando el precio del combustóleo del Alto original, y del gas natural y carbón del de Planeación original Con estos tres lineamientos se buscó adaptar el ejercicio de planeación 2008 a las nuevas condiciones económicas y también a las nuevas relaciones de precios de combustibles. En síntesis, estas son las bases según las cuales —en esta revisión del ejercicio de planeación— se han identificado nuevos requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector público —CFE y LyFC— como el de usuarios con autoabastecimiento. Igual que en años anteriores, el estudio del mercado eléctrico requirió la actualización y el análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios. La finalidad ha sido identificar, mediante modelos econométricos cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales: Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional 1-1

Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones del mercado regional Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayores probabilidades de realización Así, a partir de los dos diferentes escenarios de crecimiento y evolución de la economía —derivados de la revisión realizada— se estimaron las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema.

1.2

Supuestos básicos

1.2.1

Macroeconómicos

El escenario Base integra las proyecciones económicas más conservadoras. Por la naturaleza y la extensión de la crisis económica actual se le considera con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la nueva trayectoria de referencia del ejercicio de planificación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 2008—2018, para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. Para el escenario Base se acordó con SENER ajustar el crecimiento del PIB en 2008 y 2009 a 2 y 1.8% respectivamente. De este modo, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante 2008—2018 es de 2.3% (3.6% en 2007). En el escenario de Mayor Crecimiento se proyecta una tasa media anual de 3.5% (4.1% en 2007). En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observa la correspondencia general que guardan el comportamiento de la economía y el del consumo nacional de electricidad. Las divergencias se deben a los cambios que experimentaron otros factores que también influyen en el consumo de electricidad como son el precio de la electricidad y la estructura relativa de la actividad económica debido a que los distintos sectores componentes, no inciden igualmente en la intensidad del consumo.

1-2

Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento Tasas medias de crecimiento anual 1987 —2007 (21 años) tmca 20%

15%

10%

5%

0%

-5%

-10%

-15% 1987

1989

1991

1993

1995

1997

PIB

1999

2001

2003

2005

2007

Ventas más autoabastecimiento

Figura 1.1

En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1999 hasta 2008. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior. Se observa que los pronósticos para 1999 y 2000 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo desarrollo económico real dio lugar a desviaciones significativas. En el pronóstico de 2005 se aprecia un incremento menor al de 2004. No obstante, en 2006 el crecimiento del PIB resultó mayor a lo esperado y su pronóstico resultó muy parecido al de 2007. La última trayectoria muestra el nivel del ajuste efectuado para determinar el nuevo ejercicio Base de 2008, donde se observa una desaceleración notoria de la economía del país.

1-3

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto Mil mill $1993 3,000 2,750 2,500 2,250 2,000 1,750 1,500 1,250 1,000 750 500 250 0 1991

1999

1994

2000

1997

2001

2000

2002

2003

2003

2006

2004

2009

2005

2012

2006

2015

2007

2018

2008

Figura 1.2

En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB de 2000 a 2007. Crecimiento real del PIB en 2000—2007 PIB

Año

trca 1/ (%)

2000

6.60

2001

-0.16

2002

0.83

2003

1.35

2004

4.18

2005

2.80

2/

2006

4.77

2/

2007

3.20

1/ Tasa real de crecimiento anual 2/ Cifra revisada

Cuadro 1.1

1-4

Real

1.2.2

Población y vivienda

Respecto al componente demográfico, se utilizaron como base las proyecciones de población de la serie de vivienda del escenario de Planeación original. Éstas fueron elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). En el caso del escenario Base, para 2007 y 2008 se integró una estimación preliminar del incremento vinculado al énfasis reciente en la construcción de vivienda. La proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.7% durante el periodo de pronóstico en ambos escenarios, y de 2.8% anual en promedio para las viviendas del escenario Base y 2.7 % en el de Mayor Crecimiento. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2007 registró 3.6 habitantes por vivienda y según las previsiones de CONAPO, bajará a 2.9 habitantes para 2018 en ambos escenarios. 1.2.3

Precios de combustibles

La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles domésticos —la parte más significativa del costo de producción— es afectada por la dinámica de la economía mundial, el balance de energía asociado, los índices de inflación y el tipo de cambio. El comportamiento de los precios de combustibles en el escenario Base es el siguiente: el del combustóleo se eleva a una tasa media anual de 1.7%. El gas natural aumenta anualmente a una tasa media de 2.2 por ciento. Según estos incrementos, el precio del combustóleo importado —menor azufre que el nacional— se conserva por encima del nacional. El precio del gas natural importado es ligeramente mayor al del nacional, debido básicamente al costo del transporte. En el caso del carbón, luego de la notable elevación en los últimos años asociada al incremento de los precios del petróleo y de las tarifas de transporte, el precio del importado regresa a su comportamiento histórico. Lo mismo sucede con el carbón nacional. En la figura 1.3 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles 2008—2018 para el escenario Base.

1-5

Escenario de precios de combustibles 2008 —2018 Dóla res 08/MMBtu 14.0 13.0 12.0 11.0 10.0 Combustóleo importado

9.0 8.0

Combustóleo nacional

Gas importado Gas nacional

7.0 6.0 5.0

Car bón pacífico y golfo (<1.0 % S)

4.0

Car bón nacional (1.0 % S)

3.0 2.0 1.0 0.0 2002

04

06

08

10

12

14

16

18

Figura 1.3

1.2.4

Precios de electricidad

Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a adecuaciones mensuales. Algunas como las residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, se ajustan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con factores variables. Los factores fijos se autorizan mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en los cargos tarifarios, derivados de los movimientos del costo total, considerando por una parte los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad y por otra, el resto de los factores de costo. Los factores cambiantes son función de las variaciones: 1)

En el precio de los combustibles fósiles

2)

De un promedio ponderado de los Índices de Precios Productor de siete esferas industriales seleccionadas. Seis divisiones manufactureras: madera, químicas, minerales no metálicos, metálica básica, maquinaria y equipo, y otras manufacturas. Y una gran división industrial: construcción.

Las tarifas sujetas al ajuste automático mensual son las industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector residencial, la DAC. En consecuencia, la proyección de su precio medio para el pronóstico 2008—2018, se vincula directamente con la perspectiva de evolución del ajuste automático que resulta de los escenarios económicos y de los precios de combustibles proporcionados por la SENER. 1-6

Para el ajuste —normalmente anual— del resto de las tarifas, en los dos escenarios se han supuesto incrementos asociados a la evolución del Índice Nacional de Precios al Consumidor, considerando una ligera racionalización de los subsidios sin que, en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.4. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N. Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. A pesar de que en términos reales los precios son similares, en los dos escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles. Relaciones precio/costo de tarifas residenciales y agrícolas 1994—2018 1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

Residencial base Agrícola base

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Residencial mayor crecimiento Agrícola mayor crecimiento

Figura 1.4

Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como a los factores fijos— el precio medio global registra en la figura 1.5 comportamientos diferentes. En el escenario Base se incrementa a una tmca real de 1.1%, y en el de Mayor Crecimiento evoluciona a 0.0 por ciento.

1-7

Precio medio global de la electricidad de servicio público $ 2007/kWh 1.40 1.3146 1.20

1.1739

1.00

0.80 Mayor Crecimiento: tmca 0.0% Base: tmca 1.1% 0.60

0.40

0.20

0.00 1970

1974

1978

1982

1986

1990

Historia

1994

1998

Base

2002

2006

2010

2014

2018

Mayor Crecimiento

Figura 1.5

1.2.5

Autoabastecimiento y cogeneración

En 2007, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 23.2 TWh y representó 11.4% del consumo de electricidad, del cual 6.5% corresponde al local y 4.8% al remoto. Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico indica que en 2018 el autoabastecimiento será de 30.1 TWh, arriba del nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 28.7 TWh para el final del horizonte. Actualmente en este ejercicio se incluyen 5.5 TWh adicionales que podrán ser generados en los proyectos denominados de temporada abierta a partir de 2011. En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y sus condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los dos escenarios. 1.2.6

Otros supuestos

A los elementos anteriores se añaden las tendencias a un uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial, agrícola, industrial y de servicios, con la introducción y difusión de equipos diversos y dispositivos de iluminación. También se han tomado en cuenta los ahorros por el cambio de horario en el verano. Para el caso específico del sector residencial, se ha proyectado un nivel medio de ahorro debido a la intensificación de los programas de eficiencia energética en el sector, los cuales se sustentan en la estrategia nacional de ahorro energético establecida en el Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012. 1-8

1.3

Pronósticos global y sectorial autoabastecimiento, 2008—2018

de las ventas más

La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB —nivel y estructura— para el mismo lapso. En los últimos seis años la estimación de ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.6. Similar al comportamiento del PIB para el pronóstico realizado en 1999 y 2000, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta bien al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2002 a 2005. El pronóstico para el escenario 2006 fue prácticamente el mismo que el de 2007. En el caso Base de este ejercicio 2008, la estimación para 2008—2018 arroja una tasa de crecimiento de 3.3%, inferior en poco más de punto y medio a la del escenario de Planeación 2007 (4.8%). Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento TWh 350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 1991 1992

1994

1999

2000

1996

2001

1998

2000

2002

2002

2004

2003

2006

2004

2008

2005

2010

2006

2012

2007

2014

2016

2008

2018

Real

Figura 1.6

El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000—2007.

1-9

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2007 (V + A) 1/

Año

trca 2/ (%)

2000

6.75

2001

1.74

2002

1.95

2003

2.57

2004

3.94

2005

4.00

2006

3.19

2007

3.15

3/

1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual 3/ Cifra revisada

Cuadro 1.2

Las ventas más autoabastecimiento previstas en el estudio de 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para este año son de 209,693 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la capacidad de generación debidos a estos cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.9%, como consecuencia de una evolución anual de 3.3% para las del sector público, y de 10.2% para el autoabastecimiento. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2004, 2005, 2006 y 2007: 20.5 TWh, 21.6 TWh, 22.1 TWh y 23.2 TWh, que representan un incremento de 23.2%, 29.9%, 32.9% y 39.5% respecto a 2003. Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2018 serán de:1) 291.0 TWh en el Base, y 2) 341.5 TWh en el de Mayor Crecimiento. Ver figuras 1.7 y 1.8. De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán en el escenario Base 3.2% en promedio al año, para llegar a 255.4 TWh en 2018. En el de Mayor Crecimiento, el incremento anual de las ventas del sector público se estima en 4.9%, para alcanzar 305.9 TWh en ese año.

1-10

Ventas más autoabastecimiento 1998—2018

TWh 300

291.0

Ventas más autoabastecimiento tmca 3.3%

275

140

255.4

250

130 120

225

110

200

100

tmca 3.9%

90

175 Ventas del servicio público tmca 3.2%

150

80 70

tmca 3.3%

125

60

100

50

35.6

75

40

30

Autoabastecimiento tmca 4.0%

50

20

25 0 1998

150

10

tmca 10.2%

0

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

2014

2016

2018

Figura 1.7

Ventas más autoabastecimiento 1988—2007 y Escenarios 2008—2018 TWh 350

341.5

300

291.0

250 200 Mayor Crecimiento: tmca 4.8% Base: tmca 3.3%

150 100 50

0 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 Historia

Base

Figura 1.8

1-11

Mayor Crecimiento

En lo fundamental, la dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59.1% de las ventas totales: 37.7% a la empresa mediana y 21.3% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 3.7% y 2.3%, para quedar conjuntamente (total industrial) en 3.2%, prácticamente igual al de las ventas totales, por lo cual en 2018 representarán 59.2% de estas últimas. En el periodo de pronóstico el sector de mayor crecimiento en las ventas será la empresa mediana, principalmente por el mayor dinamismo económico relativo de la manufactura y la evolución de su precio medio. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal, crecerán 3.3% al año en conjunto, tasa inferior a la de 2007 (5.1%). Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen ligeramente inferior: su tmca resultó de 1.5% contra 1.7% del ejercicio de planeación de 2007. Ver cuadro 1.3. Crecimiento promedio anual de las ventas más aut oabastecimiento Escenario Base 1998—2018

1998-2007

Concepto

tmca (%)

tmca (%)

3.9

3.3

10.2

4.0

3.3

3.2

4.0

3.3

4.5 3.1 2.9

3.6 3.2 1.8

Agrícola

0.2

1.5

Industrial

3.2

3.2

4.7 0.9

3.7 2.3

Ventas más autoabastecimiento Autoabastecimiento Ventas del servicio público

1/

Desarrollo normal

2008-2018

Residencial Comercial Servicios

Empresa mediana Gran industria

1/ No incluyen la energía llamada de Temporada Abierta (eólicos), que forman parte del consumo autoabastecido remotamente

Cuadro 1.3

1-12

1.4

Estudio regional del mercado eléctrico 2008—2018: escenario Base

Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, pues no permitiría precisar la localización y características de las obras por realizar. Debido a esto, el estudio del mercado desagrega el pronóstico nacional considerando zonas y regiones del país. La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución, Áreas de Control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de Generación. Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor al sistema. Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta: 



La evolución de las ventas en los sectores tarifarios y zonas del país Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas importantes —con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial—



La evolución de las pérdidas de energía en zonas, regiones y áreas



El desarrollo de la demanda en bancos de transformación



El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad de las zonas



Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios propios recibidos por transmisión y distribución



La caracterización y proyección de las cargas autoabastecidas



Los escenarios del consumo sectorial de electricidad

La demanda máxima anual de una zona se calcula utilizando los valores estimados para la energía bruta y el factor de carga de esa zona. El pronóstico de los factores se deriva del análisis de la serie histórica correspondiente, al considerar por separado las demandas de desarrollo normal y cargas importantes.

1-13

1.4.2

Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2008—2018

Como se observa en la figura 1.10, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN muestra una tendencia moderada al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. La evolución histórica de 1998 a 2007 presenta un crecimiento de 3.7%, y en 2007 la demanda se incrementó sólo 3.3%. Para 2008—2018 se espera una tasa media de 3.6%, similar a la histórica. Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima bruta Sistema Interconectado Nacional MW 60,000 55,000 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2003

2004

2005

2006

2007

2008

Real

Figura 1.10

Al analizar las figuras 1.6 y 1.10 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. En los cuadros 1.5 y 1.6 se muestran las demandas máximas brutas del SIN de 1998 a 2018. Demanda máxima bruta del SIN 1998—2007 Concepto Demanda máxima (MW) incremento %

1998 23,992 5.55

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

25,094 27,377 27,571 28,187 29,408 29,301 31,268 31,547 32,577 4.59 9.10 0.71 2.23 4.33 -0.36 6.71 0.89 3.26

Cuadro 1.5

1-15

tmca (1998-2007) % 3.7

Demanda máxima bruta del SIN Escenario de Base 2008 —2018 Concepto Demanda máxima (MW) incremento %

2008

2009

33,680 3.39

34,839 3.44

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

tmca (2008-2018) %

35,939 37,194 38,492 39,876 41,340 42,992 44,645 46,284 47,861 3.16 3.49 3.49 3.60 3.67 4.00 3.84 3.67 3.41

3.6

Cuadro 1.6

La demanda vaticinada en 2003 para 2010 era de 43,477 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2008 para ese mismo año alcanzó 35,939 MW. Ahora se espera que aquellos niveles de demanda se logren entre 2015 y 2016. La figura 1.11 indica las tmca de 1998 a 2018 para la demanda máxima de cada área. Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta por área (%)

5.2 3.4 7

3.4 3.5 1 2 3 4 5 6 7 8 9

4 4.9 3.8 6.1 6.3 4.3 3.9

5

8

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

6 3.6 4.0 Sistema Interconectado Nacional Evolución histórica (1998 – 2007)

3.7

3.6

Crecimiento (2008 – 2018)

3

5.6 5.5 1 2.9 1.9

9 2.5 3.7 2

Figura 1.11

1-16

Los cuadros 1.7 y 1.8 presentan las cifras históricas para 1998—2007, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2008—2018. Demanda máxima bruta (MW) del SEN 1998—2007 Área Central

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

tmca (1998-2007) %

6,884

7,181

7,439

7,700

7,737

7,874

8,047

8,287

8,419

8,606

2.9

1/

4,797

4,954

5,058

5,291

5,373

5,434

5,425

5,684

5,882

5,786

2.5

Occidental

5,472

5,702

6,062

6,157

6,345

6,632

6,523

7,047

7,106

7,437

3.6

Noroeste

2,195

2,217

2,365

2,496

2,457

2,491

2,606

2,872

2,916

3,059

3.4

Norte

2,163

2,231

2,421

2,516

2,660

2,720

2,853

2,997

3,113

3,130

4.9

4,662

4,759

5,245

5,558

5,676

5,688

6,148

6,068

6,319

6,586

4.3

1,393

1,491

1,695

1,698

1,699

1,823

1,856

1,909

2,095

2,208

5.2

181

186

204

224

215

214

234

264

284

307

6.1

805

839

908

971

985

1,043

1,087

1,174

1,268

1,275

5.6

19

20

21

22

22

22

24

24

25

28

4.0

2016

2017

Oriental

Noreste

1/

Baja California

1/

Baja California Sur Peninsular

1/

Pequeños Sistemas

2/

1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 1.7 Demanda máxima bruta (MW) del SEN Escenario Base 2008 —2018 Área Central

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

tmca 2018 (2008-2018) %

8,700

8,837

8,974

9,090

9,210

9,344

9,564

9,806

10,076

10,364

10,623

1.9

1/

6,181

6,357

6,548

6,750

6,971

7,203

7,461

7,731

8,026

8,317

8,598

3.7

Occidental

8,069

8,180

8,351

8,621

8,923

9,292

9,694

10,152

10,568

11,008

11,462

4.0

Noroeste

3,156

3,289

3,404

3,543

3,694

3,913

4,009

4,150

4,275

4,380

4,483

3.5

Norte

3,328

3,474

3,620

3,738

3,892

3,995

4,122

4,280

4,418

4,556

4,694

3.8

6,780

6,910

7,062

7,363

7,749

8,090

8,465

8,876

9,313

9,718

10,083

3.9

2,208

2,345

2,466

2,557

2,646

2,733

2,828

2,918

3,007

3,106

3,198

3.4

344

368

389

411

436

462

486

516

546

575

604

6.3

1,375

1,464

1,543

1,628

1,720

1,813

1,907

2,002

2,102

2,203

2,300

5.5

30

32

35

38

40

41

42

44

45

47

49

5.2

Oriental

Noreste

1/

Baja California

1/


1/

Pequeños Sistemas 1/ Excluye exportación

Cuadro 1.8

1.4.3

Crecimiento esperado del consumo bruto en 2008—2018

En los cuadros 1.9 y 1.10 se presenta el consumo bruto del SIN de 1998 a 2018.

1-17

Consumo bruto del SIN 1998—2007 Concepto

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Consumo bruto1/ (GWh) 164,827 173,146 184,194 187,661 192,307 197,242 203,398 212,921 220,073 227,559 incremento % 6.39 5.05 6.38 1.88 2.48 2.57 3.12 4.68 3.36 3.40

tmca (1998-2007) % 3.9

1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 1.9 Consumo bruto del SIN Escenario Base 2008 —2018 Concepto

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Consumo bruto1/ (GWh) 233,202 238,635 245,166 252,796 261,646 270,906 280,736 291,827 302,908 313,953 324,572 incremento % 2.48 2.33 2.74 3.11 3.50 3.54 3.63 3.95 3.80 3.65 3.38

tmca (2008-2018) % 3.3

1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios

Cuadro 1.10

Los cuadros 1.11 y 1.12 muestran la información correspondiente para cada área del SEN de 1998 a 2018. Consumo bruto1/ (GWh) del SEN 1998—2007

38,599

40,439

42,792

44,218

45,032

46,004

47,255

49,129

50,523

51,953

tmca (1998-2007) % 3.5

2/

29,168

30,170

31,825

32,037

33,295

34,082

34,634

36,208

37,452

38,322

3.4

Occidental

36,619

38,853

41,454

41,178

42,283

43,789

45,177

47,734

49,239

51,603

4.2

Noroeste

12,397

12,826

13,366

13,794

13,442

13,984

14,609

15,506

15,966

16,616

3.1

Norte

13,318

13,990

15,093

15,818

16,282

16,613

17,192

18,245

18,743

19,408

4.6

29,868

31,669

33,938

34,455

35,586

35,968

37,279

38,630

40,205

41,068

4.1

7,332

8,091

9,111

9,413

9,307

9,842

10,252

10,466

11,088

11,272

4.7

1,027

1,091

1,159

1,189

1,189

1,238

1,333

1,453

1,605

1,722

5.6

4,827

5,099

5,599

6,003

6,207

6,614

7,016

7,215

7,718

8,349

6.5

Área Central Oriental

Noreste

2/

Baja California

2/


2/

Subtotal Pequeños Sistemas Total incremento %

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 232,539 240,313 83

89

97

101

100

103

108

111

119

132

173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 232,658 240,445 6.22 5.24 6.65 1.94 2.28 2.72 3.18 4.58 3.54 3.35

1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Excluye exportación

Cuadro 1.11

1-18

4.0 4.7 4.0

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario Base 2008 —2018

52,397

52,762

53,064

53,591

54,292

55,077

56,352

57,759

59,332

61,008

62,517

tmca (2008-2018) % 1.7

2/

39,529

40,319

41,780

43,444

44,863

46,358

48,019

49,755

51,654

53,527

55,335

3.4

Occidental

52,935

54,431

56,565

58,757

60,812

63,329

66,069

69,192

72,026

75,019

78,116

3.8

Noroeste

16,966

17,581

18,275

19,326

20,148

21,343

21,864

22,632

23,316

23,889

24,449

3.6

Norte

19,967

20,649

21,590

22,496

23,424

24,043

24,809

25,760

26,587

27,418

28,248

3.5

42,333

43,338

43,914

44,634

46,979

49,043

51,315

53,822

56,456

58,920

61,121

3.7

11,811

12,422

13,135

13,632

14,108

14,570

15,079

15,555

16,031

16,558

17,050

3.8

Baja California Sur

1,865

2,029

2,162

2,284

2,420

2,566

2,700

2,865

3,033

3,192

3,355

6.3

Peninsular 2/

8,839

9,319

9,744

10,318

10,900

11,488

12,086

12,688

13,320

13,959

14,576

5.2

Área Central Oriental

Noreste

2/

Baja California

2/

Subtotal

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

246,642 252,850 260,229 268,482 277,946 287,817 298,293 310,028 321,755 333,490 344,767

Pequeños Sistemas Total incremento %

143

153

171

186

195

202

209

215

223

231

239

246,785 25 3, 003 260,400 268,668 278 ,141 288,019 298,5 02 3 10, 243 321,978 333,72 1 345 ,006 2.64 2.52 2.92 3.18 3.53 3.55 3.64 3.93 3.78 3.65 3.38

3.3 5.5 3. 3


Cuadro 1.12

1.4.4

Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2008—2018

La figura 1.12 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1998—2007 y la estimación para los dos escenarios en 2008—2018. Crecimiento medio anual de las ventas (%) 5.7 4.7 3.8 7

4.2 3.5 2.7

4 7.4 5.8 6.2

1 2 3 4 5 6 7 8 9

5.1 3.8 3.7 6.8 3.3 4.1

5

8


6 Total Nacional Crecimiento (2008 – 2018) Evolución histórica (1998 – 2007)

5.1 3.3 3.2

Mayor Crecimiento Base

4.9 3.8 3.8 3

6.8 6.6 5.3 1

3.3 1.7 1.6

5.7

4.8 3.2 3.5 2

Figura 1.12

1-19

9

La tasa para las ventas de energía del servicio público durante 2007 fue de 2.9% respecto a 2006, debido a que no se alcanzaron las expectativas de crecimiento en los sectores residencial, comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa media en 2008—2018 se estima en 3.4%, menor a la pronosticada para 2007—2017 (5.1%) y similar a la histórica de 3.3 por ciento. Cabe mencionar que en la prospectiva de ventas regionales de 2008—2018, se incluyó la energía asociada a los proyectos eólicos de autoabastecimiento de la Temporada Abierta (5.5 TWh a partir de 2011), en virtud de que dichos permisionarios aún no han definido la ubicación de las cargas que abastecerán remotamente. El consumo final (ventas más autoabastecimiento) se conserva al incrementar la energía de ventas y reducir el consumo autoabastecido. Con relación al desarrollo regional, y bajo la consideración de una recesión en la economía nacional por lo anteriormente expuesto, se destaca lo siguiente: En el área Central se estimó para 2007 un crecimiento de 1.6%, sin embargo se registró una tasa de 0.9%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros del desarrollo normal, bombeo agrícola y gran industria. El cálculo para 2008—2018 es de 1.6%, similar a la tasa histórica de 1.7% y menor a 3.0% que se consideraba en 2007—2017. Para 2007 en la Oriental se estimó un incremento de 5.5% pero el valor real fue de 3.5%, principalmente por el menor consumo en los rubros residencial, comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa prevista para 2008—2018 es de 3.5%, similar al registro promedio anual de 3.2% en 1998—2007 y menor a la estimada de 5.7% en 2007—2017. En la Occidental se previó una tasa de 6.4%, sin embargo el valor real fue de 4.3% respecto a 2006. La diferencia estriba en un menor consumo en los sectores residencial, comercial, gran industria y bombeo agrícola. La tasa media en 2008—2018 se estima en 3.8%, igual a la histórica y menor a la prevista de 5.2% en 2007—2017. En la Noroeste, la tasa estimada para 2007 fue de 7.1%, sin embargo la real llegó a 4.1%, lo que derivó en una diferencia en ventas de 392 GWh. La causa principal residió en el sector de la gran industria que no consumió lo esperado. Un caso importante es la minera Mexicana Cananea, en la zona Nogales, que entró en huelga en julio de 2007, lo cual representó una caída de 46% en sus ventas. La tasa para 2008—2018 se prevé de 2.7%, en comparación con el registro promedio anual de los últimos 10 años de 3.5% y 3.8% de 2007—2017. En este caso la tasa esperada es menor debido a que a partir de 2013 el consumo autoabastecido remoto se incrementa de 139 a 1733 GWh (industrias mineras y cementera, principalmente). Para 2007 en la Norte se pronosticó un aumento de 7.0% y el registrado fue de 2.8% respecto a 2006, por un menor crecimiento en los consumos de todos los sectores excepto los servicios. Se espera una tasa de 3.7% en 2008—2018, similar a la histórica de 3.8% y menor a la prevista en 2007—2017 de 5.5 por ciento. 1-20

En la Noreste se estimó una tasa de 6.8% para 2007 y la registrada fue de 1.0% pues no se alcanzaron las metas establecidas de crecimiento en todos los rubros tarifarios, principalmente en la gran industria y el residencial, a pesar de que se tienen previstos desarrollos del tipo industrial, comercial y residencial, el Derramadero en Saltillo, Ciénega de Flores en Monterrey y los parques industriales (maquiladoras) de las zonas fronterizas Reynosa y Matamoros, entre otros. Así mismo, no se cumplieron las expectativas de crecimiento de los desarrollos habitacionales en las zonas Monterrey (al norte y al oriente), en Saltillo (al sur y en la periferia de la ciudad de Ramos Arizpe), en Reynosa (al sur y al poniente) y en la zona Tampico (al norte), principalmente. Respecto al sector industrial destacan por la disminución en su consumo: Hylsa 400 kV y Cementos Mexicanos en Monterrey, General Motors y Chrysler de México en Saltillo y el Grupo Delphi (ramo automotor) en las ciudades de Reynosa y Matamoros, entre otras. Se pronosticó un incremento de 4.1% en 2008—2018, arriba del crecimiento medio anual real de 3.3% de 1998—2007 y menor al de 6.6% que se preveía para 2007—2017. En la Baja California se pronosticó un aumento de 7.5%, sin embargo se presentó un valor real de 1.4% respecto a 2006, ocasionado por el bajo consumo en los rubros del desarrollo normal e industrial, excepto en el bombeo agrícola. El periodo de altas temperaturas fue muy corto en la zona Mexicali, lo que derivó en una menor utilización de los aparatos de aire acondicionado. Adicionalmente no se cumplieron las expectativas del gobierno estatal respecto a la llegada de nuevas empresas en media tensión, principalmente en la zona ya mencionada. La tasa media para 2008—2018 se estima en 3.8%, menor a la de 5.1% prevista en 2007—2017 y a la de 4.7% registrada en 1998—2007. En la Baja California Sur se pronosticó para 2007 un crecimiento de 10.2%, sin embargo el registrado real fue de 8.5% respecto a 2006, debido a que los sectores residencial, comercial y de la empresa mediana no alcanzaron las estimaciones de crecimiento en consumo. La tasa media para 2008—2018 se estima en 6.2%, por arriba de la histórica 5.8% y por debajo de la prevista en 2007—2017 de 7.4%, soportada principalmente por los crecimientos esperados en los desarrollos turísticos de Los Cabos y La Paz. En la Peninsular se pronosticó un incremento de 6.3% para 2007 pero el real fue de 9.6% respecto a 2006, ya que se superaron las estimaciones en los sectores residencial, comercial y de la empresa mediana. Se previó una tasa media de 5.3% en 2008—2018, menor a la de 6.3% calculada en 2007—2017 y a la histórica de 6.6% —de los últimos 10 años—, fundamentalmente apoyada por un menor crecimiento en el consumo de la empresa mediana —desarrollos turísticos en la Riviera Maya, entre otros—. El incremento estimado para 2008—2018 en cada una de las áreas no es uniforme. Las regiones Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor incremento, en el marco del bajo crecimiento económico derivado de la crisis financiera a nivel mundial. 1-21

Complementario al análisis previo se recomienda revisar simultáneamente el aumento medio anual para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.19. La incorporación de tales proyectos provoca una reducción en las ventas de energía del servicio público. En los cuadros 1.13 y 1.14 se muestra la evolución histórica 1998—2007 y la estimación 2008—2018 de las ventas de energía del sector público por área. Ventas del servicio público (GWh), SEN 1998—2007 Área

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

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

29026.3 3.77 22337 5.37 29724 6.21 10020 1.50 11113 8.27 23746 6.92 6347 2.64 863 2.13 3961 8.46

30,208 4.07 22,983 2.89 31,724 6.73 10,541 5.20 11,701 5.29 25,629 7.93 7,020 10.60 944 9.39 4,169 5.25

32,091 6.23 24,439 6.34 34,049 7.33 11,015 4.50 12,651 8.12 27,565 7.55 7,939 13.09 995 5.40 4,525 8.54

32,295 0.64 24,742 1.24 33,758 -0.85 11,259 2.21 13,197 4.31 27,773 0.75 8,195 3.22 1,026 3.15 4,869 7.60

31,995 -0.93 25,576 3.37 34,858 3.26 11,229 -0.26 13,576 2.87 28,633 3.10 8,115 -0.97 1,007 -1.89 5,125 5.26

31,627 -1.15 25,628 0.20 35,454 1.71 11,699 4.19 13,882 2.25 27,006 -5.68 8,519 4.98 1,052 4.47 5,431 5.97

31,795 0.53 25,976 1.36 36,205 2.12 12,312 5.24 13,413 -3.38 27,975 3.59 8,868 4.10 1,131 7.51 5,741 5.71

32,491 2.19 27,304 5.11 37,585 3.81 12,974 5.38 14,112 5.21 29,085 3.97 8,981 1.27 1,239 9.55 5,893 2.65

32,652 0.50 28,163 3.15 38,884 3.46 13,356 2.94 14,427 2.23 30,464 4.74 9,622 7.14 1,365 10.17 6,341 7.60

32,979 1.00 29,161 3.54 40,538 4.25 13,907 4.13 14,833 2.81 30,753 0.95 9,755 1.38 1,481 8.50 6,952 9.64

Subtotal incremento %

137137 144,919 155,269 157,113 160,114 160,298 163,416 169,664 175,274 180,359 5.34 5.67 7.14 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 2.90

Pequeños Sistemas incremento % T ota l nacion al incremento %

71 -2.47

77 8.05

80 3.99

90 12.88

89 -1.44

86 -3.37

97 4.30

3.2 3.8 3.5 3.8 3.3 4.7 5.8 6.6 3.3 4.2

1 37 ,20 9 14 4,99 6 15 5,3 49 157 ,2 04 16 0,2 03 16 0,384 1 63 ,50 9 1 69,75 7 1 75 ,3 71 18 0,469 5.34 5.68 7.14 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 2.91

3.3

1-22

93 0.00

1.7

110 13.40

Cuadro 1.13

93 8.14

tmca (1998-2007) %

Ventas del servicio público (GWh), SEN Escenario Base 2008 —2018 rea

tmca (2008-2018) %

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Central incremento %

33,272 0.89

33,284 0.04

33,411 0.38

33,602 0.57

34,095 1.47

34,586 1.44

35,296 2.05

36,115 2.32

37,067 2.64

38,078 2.73

39,073 2.61

1.6

Oriental incremento %

30,140 3.36

30,470 1.09

31,628 3.80

32,536 2.87

33,724 3.65

34,971 3.70

36,362 3.98

37,809 3.98

39,351 4.08

40,870 3.86

42,375 3.68

3.5

Occidental incremento %

41,672 2.80

42,568 2.15

44,036 3.45

45,781 3.96

47,530 3.82

48,663 2.38

50,922 4.64

53,263 4.60

55,676 4.53

58,190 4.52

60,869 4.60

3.8

Noroeste incremento % Norte incremento %

14,205 2.14 15,312 3.23

14,632 3.01 15,733 2.75

15,231 4.09 16,484 4.77

16,148 6.02 17,263 4.73

16,851 4.35 17,959 4.03

16,303 -3.25 18,503 3.03

16,778 2.91 19,239 3.98

17,242 2.77 19,960 3.75

17,740 2.89 20,675 3.58

18,240 2.82 21,393 3.47

18,731 2.69 22,107 3.34

Noreste incremento % Baja California incremento %

31,857 3.59 10,241 4.98

32,566 2.23 10,737 4.84

33,102 1.65 11,347 5.68

33,431 0.99 11,782 3.83

35,507 6.21 12,210 3.63

37,339 5.16 12,625 3.40

39,366 5.43 13,035 3.25

41,487 5.39 13,447 3.16

43,552 4.98 13,875 3.18

45,654 4.83 14,307 3.11

47,603 4.27 14,737 3.01

Baja California Sur incremento %

1,595 7.70

1,744 9.34

1,854 6.31

1,960 5.72

2,072 5.71

2,190 5.69

2,307 5.34

2,437 5.64

2,574 5.62

2,725 5.87

2,883 5.80

6.2

Peninsular incremento %

7,403 6.49

7,794 5.28

8,165 4.76

8,667 6.15

9,164 5.73

9,666 5.48

10,178 5.30

10,692 5.05

11,233 5.06

11,779 4.86

12,308 4.49

5.3

185,697 189,528 195,258 201,170 209,112 214,846 223,483 232,452 241,743 251,236 260,686 2.96 2.06 3.02 3.03 3.95 2.74 4.02 4.01 4.00 3.93 3.76

3.4

Subtotal incremento % Pequeños Sistemas incremento %

120 9.09

127 5.83

142 11.81

155 9.15

160 3.23

169 5.62

175 3.55

181 3.43

188 3.87

195 3.72

2.7 3.7 4.1 3.8

203 4.10

5.7

Total nacional1/ incremento %

185,817 189,655 195,400 201,325 209,272 215,015 223,658 232,633 241,931 251,431 260,889 2.96 2.07 3.03 3.03 3.95 2.74 4.02 4.01 4.00 3.93 3.76

3.4


185,817 189,655 195,400 195,832 203,779 209,522 218,165 227,140 236,438 245,938 255,396 2.96 2.07 3.03 0.22 4.06 2.82 4.13 4.11 4.09 4.02 3.85

3.2

1/ Incluye la temporada abierta (autoabastecimiento remoto) en el rubro de ventas, ya que regionalmente aún no se conoce la ubicación de los socios 2/ Excluye la temporada abierta como ventas

Cuadro 1.14

1.4.5

Consumo de cargas autoabastecidas

En los cuadros 1.15 y 1.16 se presenta la evolución de la demanda en cargas de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2008—2017. Demanda máxima autoabastecida (MW) 1998—2007 1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

tmca (1998-2007) %

116

116

128

122

476

1,092

1,299

1,401

1,548

1,657

68.5

Local

2,708

3,201

3,067

3,705

3,541

3,643

2,843

2,922

3,452

3,954

4.2

Total

2,824

3,317

3,195

3,827

4,017

4,735

4,141

4,323

5,000

5,611

7.8

Autoabastecimiento Remoto

Cuadro 1.15

1-23

Demanda máxima autoabastecida (MW) 2008—2018

1/

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Remoto

1,945

2,094

2,094

2,196

2,196

2,628

2,628

2,628

2,628

2,628

2,628

4.3

Local

4,143

4,143

4,248

4,292

4,292

4,292

4,292

4,292

4,292

4,292

4,292

0.7

6,088

6,237

6,342

6,488

6,488

6,920

6,920

6,920

1,493

1,493

1,493

1,493

1,493

1,493

1,493

1,493

7,981

7,981

8,413

8,413

8,413

8,413

8,413

8,413

Subtotal Proyectos de Temporada Abierta

Total

6,088

6,237

6,342

6,920

6,920

2018

tmca (2008-2018) %

Autoabastecimiento

6,920

1.9

3.8

1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que solo se presenta el valor total de demanda de dichos proyectos

Cuadro 1.16

Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario que sus proyectos definan la ubicación de las cargas de la sociedad. A partir de 2011, se prevé la entrada de un grupo de permisionarios de autoabastecimiento de tipo eólico, definidos como Proyectos de Temporada Abierta (TA), los cuales a la fecha no han precisado sus sociedades de autobastecimiento por lo cual en los cuadros 1.16 y 1.18 la demanda máxima y consumo asociados a éstos, se denominan de manera genérica. La figura 1.13 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público, así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.

1-24

Crecimiento medio anual de la demanda máxima (%) sin y con autoabastecimiento remoto 2008—2018 3.4 3.4

7 2.9 3.5

3.8 3.8

4

6.3 6.3

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9

4.3 3.9


5 6 5.5 5.5

4.0 4.0

Total nacional 3.5 3.6 Servicio público

3

Servicio público más autoabastecimiento remoto

1

3.6 3.7

9

1.9 1.9 2

Figura 1.13

En los cuadros 1.17 y 1.18 se muestra la evolución del consumo de autoabastecimiento y cogeneración. Consumo autoabastecido (GWh) 1998—2007 1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

tmca (1998-2007) %

660

794

755

859

1,827

5,174

7,545

8,192

8,937

9,846

68.3

Local

8,468 10,070 10,272 11,207 10,536 11,434 12,918 13,390 13,127 13,323

4.3

Total

9,128 10,864 11,027 12,066 12,363 16,608 20,463 21,582 22,064 23,169

10.2

Autoabastecimiento Remoto

Cuadro 1.17

1-25

Consumo autoabastecido (GWh) 2008—2018 2008

Remoto

9,946 11,421 11,606 12,645 12,645 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288 15,288

4.1

13,930 14,157 14,361 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828 14,828

1.0

Subtotal Proyectos de Temporada Abierta

Total

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

tmca (2008-2018) %

Autoabastecimiento

Local

2009

1/

23,876 25,578 25,967 27,473 27,473 30,116 30,116 30,116 30,116 30,116 30,116 5,493

5,493

5,493

5,493

5,493

5,493

5,493

2.4

5,493

23,876 25,578 25,967 32,966 32,966 35,609 35,609 35,609 35,609 35,609 35,609

4.0

1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que solo se presenta el valor total del consumo de dichos proyectos

Cuadro 1.18

En 2007 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 5,129 MW de demanda y 23,040 GWh de consumo. Los valores reales al cierre fueron de 5,611 MW y 23,169 GWh, lo que significa una desviación de 9.4% y 0.6%, por arriba de lo previsto respectivamente. Los proyectos que iniciaron operación en este año fueron: Mexicana de Hidroelectricidad (30 MW), Generadora Pondercel (65 MW) y BSM Energía de Veracruz (13 MW). En el cuadro 1.18 se observa que el consumo remoto presenta los mayores crecimientos, debido a que los proyectos nuevos atenderán en mayor grado a cargas distantes del centro de generación. Para este periodo se considera el autoabastecimiento asociado a 17 proyectos. Como se observa en el cuadro 1.18, a partir de 2013 el autoabastecimiento remoto superará al local debido a que los nuevos proyectos atenderán a cargas remotas en su mayoría. El consumo de autoabastecimiento local y remoto indicado en el subtotal del cuadro 1.18 es el que se ha descontado del pronóstico de consumo de electricidad, para la estimación de ventas del servicio público. El cuadro 1.19 muestra la comparación de las tasas de crecimiento promedio anual del consumo de autoabastecimiento remoto entre 2007—2017 y 2008—2018 por área y SEN.

1-26

Crecimiento promedio anual del consumo autoabastecido remotamente Área

2007-2017 tmca (%)

2008-2018 tmca (%)

6.1

3.6

5.3

5.2

6.0

4.7

62.6

56.0

1.5

2.3

1.9

1.1

0.0

0.0

0.0

0.0

15.9

8.3

4.9

4.1

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

Cuadro 1.19

En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.4.6

Exportación e importación de CFE

En 2007 la exportación fue de 1,451 GWh, de los cuales 1,224 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de EUA, 225 GWh a Belice y 2 GWh a Guatemala. En el mismo año la importación fue de 277 GWh, de los cuales 266 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 3 GWh a la Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2007, se obtiene un balance neto de exportación de 1,174 GWh. Para 2008 se prevén importar 322 GWh, de los cuales 311 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 3 GWh a la Noreste. La exportación total se estima en 1,451 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,211 GWh corresponden al área Baja California, 225 GWh a la Peninsular, 13 GWh a la Noreste y 2 GWh a la Oriental. En el cuadro 1.20 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control de 1998 a 2007.

1-27

Exportación e importación de energía eléctrica 1998 —2007 (GWh) Área

1998

1999

2000

Oriental Noreste B. California Peninsular

0 0 45 31

0 0 31 100

0 2 66 127

Total

76

131

195

Noroeste Norte Noreste B. California

3 1,022 2 480

4 7 2 646

4 129 9 927

Total

1,507

659

1,069

-1,431

-528

-874

2001 2002 Exportación 0 0 1 0 112 164 158 180

2003

2004

2005

2006

2007

0 0 765 188

0 0 770 236

1 0 1,037 253

2 16 1,072 209

2 13 1,211 225

271 344 Importación 4 5 235 189 6 26 82 311

953

1,006

1,291

1,299

1,451

5 21 0 45

6 2 0 39

6 6 0 75

6 2 1 514

6 2 3 266

327 531 71 Balance neto Exportación - Importación -56 -187 882

47

87

523

277

959

1,204

776

1,174

Cuadro 1.20

1-28

2.

INFRAESTRUCTURA TRANSMISIÓN

ACTUAL

DE

GENERACIÓN

Y

2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional En 1960 el suministro de electricidad del país se efectuaba mediante diversos sistemas aislados, y la capacidad de generación instalada era de 3,021 MW. Al paso del tiempo, las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, de carbón y de manera incipiente la eólica. En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. Al 31 de diciembre de 2007, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 51,029 MW para el servicio público y un total de 786,151 km de líneas de transmisión y distribución. Para estudios de planificación, el SEN se divide en regiones, como se muestra en la figura 2.1. Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

7

7

4 4 8 8 5 6

3

1.2.3.4.5.6.7.8.9.-


9 1

2

Figura 2.1

2-1

La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. Todas ellas se hallan coordinadas por el Centro Nacional en el Distrito Federal. Las siete áreas del macizo continental están interconectadas y forman el SIN. Su objetivo consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de las demandas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California permanecen como sistemas aislados. El sistema de Baja California (norte) opera ligado con la red eléctrica de la región occidental de EUA ―el Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a 230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.

2.2 Estructura del sistema de generación 2.2.1

Capacidad efectiva instalada

A diciembre de 2007 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica fue de 51,029 MW, lo que representó un incremento de 4.6% respecto a 2006 (48,769 MW). Esta nueva capacidad resultó de adicionar 2,483.7 MW, modificar la instalada en -3.7 MW y retirar 220.1 MW: 

Adiciones: Ciclos combinados (CC).- CFE: Río Bravo1 (211.123 MW); PIE2 : Tamazunchale (1,135 MW) Turbogás (TG).- LyFC : 8 unidades de generación distribuida (256 MW) Combustión interna (CI): Baja California Sur II —Coromuel— (41.9 MW), Santa Rosalía (4.8 MW), Holbox (1.6 MW) Hidroeléctricas (HID): El Cajón (750 MW) Eoloeléctricas (EOL): La Venta II (83.3 MW) ⁄



 

 



Modificaciones: Holbox, CI (-1 MW) La Villita, HID (20 MW) Lerma Tepuxtepec (LyFC), HID (7 MW) Bajío —El Sauz— (PIE), CC (-65 MW) Tula TC3/ (45.6 MW) El Sauz, CC (2 MW) Santa Rosalía, CI (-2.4 MW) Guerrero Negro, CI (-4 MW) Baja California Sur I, CI (-5.9 MW)         



Retiros: Río Bravo, TC3/ (75 MW) Río Bravo, TG (145.123 MW)  

1 ⁄ 2 ⁄ 3/

Previamente estas unidades se dieron de baja como TC y TG con el fin de integrarse como CC Productor Independiente de Energía Termoeléctrica convencional

2-2

⁄

En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes regiones y en la figura 2.2 se señala en porcentaje su participación para 2006 y 2007. Capacidad efectiva por tipo de tecnología 1/ (MW) Servicio público Hidroeléctrica

Área Central

1,588

Oriental

6,136

Occidental

Eoloeléctrica

Hidrocarburos Ciclo combinado

Termoeléctrica convencional

3/

CFE

Turbogás

PIE

2,220

1,038

2,217

452

1,973

472

2,532

3,466

603

495

24

941

2,052

227

508

100

28

936

1,341

757

161

118

1,100

1,039

5,974

296

Baja California

320

496

489

316

Baja California Sur

113

Noroeste Norte Noreste

85

Peninsular Aislados Total 5/

1/ 2/ 3/ 4/ 5/

220

1,261

85

12,865

Nucleoeléctrica

Total2/

5,416

11,457

5,508 35 2,100

1,365

12,735

195

9,414 3,828 3,223

2,600

11,126 720

2,341

183

514

342

4

28

30

2,620

217

1 11,343

Geotermoeléctrica

662

219

442

4/

Carboeléctrica

Combustión interna

2,269 10 4,700

960

68 1,365

51,029

Al 31 de diciembre de 2007 No incluye autoabastecimiento ni cogeneración Productores Independientes de Energía En diferentes regiones Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma

Cuadro 2.1 Capacidad efectiva al 31 de diciembre Servicio público1/

Ciclo combinado PIE 21.3%

2006

2007

48,769 MW

51,029 MW

Combustión interna 0.4% Carboeléctrica Turbogás 9.6% Geotermoeléctrica y 5.1% Eólica 2.0% Nucleoeléctrica 2.8%

Ciclo combinado PIE 22.5%

Combustión interna 0.4% Carboeléctrica Turbogás 9.2% 5.1% Geotermoeléctrica y Eólica 2.1% Nucleoeléctrica 2.7%

Hidroeléctrica 21.7%

Ciclo combinado CFE 10.7%


Ciclo combinado CFE 10.6% Termoeléctrica convencional 26.4%

Termoeléctrica convencional 25.2%

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento ni cogeneración

Figura 2.2

2-3

Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta en 2007 Servicio público Número de Capacidad Generación Factor de 6/ Tecnología 3/ Combustible 4/ Centrales Unidades efectiva bruta planta MW GWh % Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,000 3,350 38.2 Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 300 1,402 53.3 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,035 9,991 56.1 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 999 4,511 51.5 Necaxa [LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 379 39.7 Jorge Luque [LyFC] Central México Tultitlán TC GAS 1 4 224 377 19.2 Generación Distribuida [LyFC] Central México Varios TG GAS 8 9 288 1,101 43.7 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 1,394 17.7 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 3,378 16.1 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 2,420 25.6 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 1,235 33.6 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,292 41.7 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,044 19.9 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 7 35 289 94.1 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 105 85 248 33.4 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,365 10,421 87.2 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 2,759 69.7 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 10,189 51.4 2/ 5/ Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 3 1,973 14,443 83.6 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 1,642 19.5 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del Oro HID 1 2 750 989 21.1 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,814 70.9 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC COM 2 6 1,900 8,406 50.5 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 866 2,608 34.4 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,116 50.8 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL COM y K 1 6 2,100 13,375 72.7 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 603 2,294 43.4 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/ Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 1 495 4,182 5/ 96.4 Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 195 1,494 87.7 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 460 38.9 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 1,109 30.0 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 2,556 46.2 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,778 41.9 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,958 54.8 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 1,890 67.4 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,526 76.7 Hermosillo ( PIE ) 2/ Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 1,366 5/ 62.4 2/ 5/ Naco Nogales ( PIE ) Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 1 258 1,996 88.3 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 1,026 39.0 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 1,686 60.2 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 4,986 67.9 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 200 1,249 71.3 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,301 79.3 2/ 5/ 498 La Laguna II ( PIE ) Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 1 3,521 80.7 Chihuahua III ( PIE ) 2/ Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 1 259 1,428 5/ 62.9 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 981 14.0 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 9,338 88.8 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,763 71.5 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 2 8 978 3,936 46.0 2/ 5/ Saltillo ( PIE ) Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 1 248 1,591 73.4 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 428 12.3 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/ Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 3 1,490 7,596 5/ 58.2 Monterrey III ( PIE ) 2/ Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 1 449 3,370 5/ 85.7 2/ 5/ Altamira II, III, IV y V ( PIE ) Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 3 2,652 17,966 77.3 2/ 5/ Tamazunchale ( PIE ) Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 1 1,135 4,117 77.9 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC, TG COM y GAS 3 11 1,026 3,854 42.9 Mexicali ( PIE ) 2/ Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 1 489 2,428 5/ 56.7 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 720 5,592 88.7 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 553 56.1 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 617 67.7 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 2 79 430 81.3 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 874 33.8 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 900 51.9 Valladolid III ( PIE ) 2/ Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 1 525 3,573 5/ 77.7 Campeche ( PIE ) 2/ Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,713 5/ 77.5 2/ 5/ Mérida III ( PIE ) Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 1 484 3,319 78.3 Suma 90 386 47,268 225,916 54.6 Otras hidroeléctricas 66 156 1,622 5,134 36.1 Otras termoeléctricas 48 176 2,139 1,502 8.0

Núm. Nombre de la central 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66

Área

Estado

Municipio

Total

204

1/ Al 31 de diciembre 2/ Productor Independiente de Energía 3/ HID:Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, NUC:Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eólica, CI:Combustión interna 4/ COM:Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel 5/ Fuente: SENER 6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente

Cuadro 2.2

2-5

718

51,029

232,552

52.0

2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas En la cuenca del río Grijalva se localiza el mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW. Está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). Representa 42.3% de la capacidad hidroeléctrica total en operación a diciembre de 2007. Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río Balsas, localizado al occidente del país. Está formado por: Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos) con un total de 1,900 MW, que corresponden a 16.7% de la capacidad hidroeléctrica. En 2007 entró en operación la central El Cajón, con 750 MW, que junto con Aguamilpa se localiza en Nayarit, en la cuenca del río Santiago; ambas participan con 1,710 MW, lo que equivale a 15.1% de la instalada en esta tecnología. Huites (Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.3% de la capacidad hidroeléctrica total. El 19.6% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan, Santiago, Pánuco, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa. 2.2.2.2

Centrales a base de hidrocarburos

La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes tecnologías y capacidades. El combustóleo (combustible residual del petróleo) se emplea principalmente en centrales termoeléctricas convencionales (TC) y de combustión interna de nueva tecnología. Para facilitar el suministro del combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan, Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de las refinerías de PEMEX (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa. El gas natural ha cobrado especial importancia en los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su uso en las TC ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el uso del combustóleo disminuye aceleradamente. El diésel se utiliza en unidades que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado. A fin de hacer competitivo el equipo existente respecto a las nuevas tecnologías y para aumentar la capacidad y eficiencia del parque generador, en 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos combinados, como la de Valle de México, unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás 5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una. De igual manera, en 2005 se puso en operación por primera vez la conversión de centrales turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva unidad 2 (TV1/) de 93.2 MW. Entonces, la capacidad de este ciclo combinado es de 1x131.9 + 1x93.2, para un total de 225.1 MW. 1

/ Turbina de vapor

2-6

En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la ya existente unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, formándose el paquete 2 (1x130.8 + 1x65.3) de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW. De manera similar, en 2007, con la conversión de las unidades existentes en Río Bravo, la 4 (TG) con 145.123 MW, a la que se integraron las 1 y 2 (TV) de 33 MW cada una, se formó el ciclo combinado con una capacidad total de 211.123 MW. LyFC programó la construcción de 14 unidades Turbogás con 32 MW cada una, las cuales operan con altas eficiencias térmicas (cercanas a 37 %). Hasta diciembre de 2007 han entrado en operación nueve de estas unidades con 288 MW. En junio inició su operación la central de combustión interna, a base de combustóleo, Baja California Sur II —Coromuel— con 41.9 MW, la cual con la capacidad de la central existente suma 78.9 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. Actualmente emplea carbón importado casi en su totalidad y se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Michoacán. Carbón II, con 1,400 MW, utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se localiza cerca de Mexicali, Baja California, en la central Cerro Prieto, con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica en operación. El 25% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Los Humeros, Puebla (35 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW). 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y está ubicada en el estado de Veracruz. Su costo variable de operación es el más bajo de todas las termoeléctricas en el sistema eléctrico mexicano. Su participación representó 4.5% de la energía total producida en 2007, al operar con factor de planta de 87.2 por ciento. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas A la capacidad existente en La Venta, Oaxaca, de 1.57 MW, se adicionaron 83.3 MW en 2007. A ésta se le deben integrar 0.6 MW en Guerrero Negro, Baja California Sur, ya en operación.

2-7

2.2.3

Productores independientes de energía (PIE)

Al 31 de diciembre de 2007, en esta modalidad —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con 21 centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo a su fecha de inicio de operación. Con la entrada de Tamazunchale en 2007, la capacidad total equivale a 35.2% del total a base de hidrocarburos (32,575 MW) y a 22.5% respecto a la capacidad instalada para servicio público (51,029 MW). Características generales de los Productores Independientes de Energía Central

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10. 11.

Mérida III Hermosillo Saltillo Tuxpan II Río Bravo II Bajío (El Sauz) Monterrey III Altamira II Tuxpan III y IV Campeche Mexicali

FEO1/

Unidades

Composición 2/

Jun-2000 Oct-2001 Nov-2001 Dic-2001 Ene-2002 Mar-2002 Mar-2002 May-2002 May-2003 May-2003 Jul-2003

3 2 2 3 3 4 2 3 6 2 4

2 TG y 1 TV 1 TG y 1 TV 1 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 3 TG y 1 TV 1 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 4 TG y 2 TV 1TG y 1 TV 3 TG y 1 TV

Capacidad neta (MW) 3/

484.0 250.0 247.5 495.0 495.0 495.0 449.0 495.0 983.0 252.4 489.0

Central

12. 13. 14. 15. 16. 17. 18. 19. 20. 21.

Chihuahua III Sep-2003 Naco Nogales Oct-2003 Altamira III y IV Dic-2003 Río Bravo III Abr-2004 La Laguna II Mar-2005 Río Bravo IV Abr-2005 Valladolid III Jun-2006 Tuxpan V Sep-2006 Altamira V Oct-2006 Tamazunchale Jun-2007

Total

1/ Fecha de entrada en operación comercial 2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor 3/ Se refiere a la contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor

Cuadro 2.3

2-8

FEO1/

Unidades

Composición 2/

3 2 6 3 3 3 3 3 6 6

2 TG y 1 TV 1TG y 1 TV 4 TG y 2 TV 2 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 2 TG y 1 TV 4 TG y 2 TV 4 TG y 2 TV

Capacidad neta (MW) 3/

259.0 258.0 1,036.0 495.0 498.0 500.0 525.0 495.0 1,121.0 1,135.0 11,456.9

2.2.4

Autoabastecimiento y cogeneración

En el cuadro 2.4 se presenta la evolución 1999—2007 de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/ (MW) 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

Pr Proyectos existentes (sin PEMEX) PEMEX Arancia ENERTEK PEGI MI MICASE En Energía y Agua Pura de Cozumel Ib Iberdrola Energía Monterrey En Energía Azteca VIII Tr Tractebel (Enron ) Bi Bioenergía de Nuevo León Te Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Im Impulsora Mexicana de Energía AG A GROGEN Hi H idroelectricidad del Pacífico Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Generadora Pondercel BSM Energía de Veracruz

1,263 1,727 29 1 20 1 77

1,390 2,075 29 1 20 1 77 11

1,462 2,060 29 12 0 17 7 11 32

1,396 2,095 29 1 20 1 77 11 32 2 85 56

1 , 43 6 2 , 27 1 29 12 0 17 7 11 32 61 9 131 28 4 7

1 ,28 3 2 , 40 6 29 120 0 11 32 61 9 13 1 28 4 7 25 0 26 0 24 10 8

1,938 2,088 29 12 0 0 11 32 619 131 28 4 7 25 0 2 60 24 10 10 8 19 4

1,992 2,514 29 1 20 0 11 32 6 19 1 31 2 84 7 2 50 2 60 24 10 8 19 4

2,170 2,178 29 1 20 0 11 32 6 19 1 31 2 84 8 2 50 2 60 24 12 9 19 5 30 65 13

Total

3,316

3,802

3,891

4,201

5,118

5,475

5,835

6,315

6,270

1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes

Cuadro 2.4

2.2.5

Autoabastecimiento remoto

En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1999—2007. Autoabastecimiento remoto (MW) Arancia ENERTEK PE PEGI MI M ICASE Ib Iberdrola Energía Monterrey En Energía Azteca VIII Tr Tractebel (Enron ) Bi Bioenergía de Nuevo León PE P EMEX Energ Energía y Agua Pura de Cozumel Te Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Im Impulsora Mexicana de Energía AG AGROGEN Hi H idroelectricidad del Pacífico Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Generadora Pondercel BSM Energía de Veracruz Total

1999 9 67 40

2000 9 75 40 4

2001 9 69 40 4

2002 9 87 47 4 277 52

2003 9 79 0 4 4 74 15 2 70 7 2 22 12

2004 9 72 0 5 4 50 21 2 55 3 79 12 1 66 1 98 8 2 8

2005 9 75 0 7 4 39 15 20 8 5 13 2 11 23 0 23 0 12 6 8 13 1

2006 9 75 0 7 52 7 20 22 9 7 15 8 12 23 0 23 0 10 6 9 18 1

116

128

122

476

1,092

1,288

1,401

1,548

Cuadro 2.5

2-9

2007 9 75 0 7 53 0 77 22 9 7 15 6 12 23 0 23 0 15 6 8 19 1 30 15 3 1,657

2.3

Generación bruta

La figura 2.4 muestra la energía generada por tipo de tecnología en los dos últimos años, observándose en 2007 un crecimiento de 3.3 por ciento. Energía producida 2006—2007 Servicio público1/ 2007

2006

232.55 TWh

225.08 TWh Turbogás 1.52 Ciclo combinado PIE 60.94

Combustión Combustión interna interna 0.85 Carboeléctrica 31.81

Ciclo combinado PIE 72.61

Geotermoeléctrica y Eólica Eólica 6.73 6.73 Nucleoeléctrica 10.87

Turbogás Combustió Combustión n interna interna 2.67 1.14 Carboeléctrica 31.47 Geotermoeléctrica Geotermoeléctrica y Eólica Eólica 7.65 Nucleoeléctrica 10.42

Hidroeléctrica 30.31 Ciclo combinado CFE 30.12

Hidroeléctrica 27.04 Ciclo combinado CFE 30.07 Termoeléctrica convencional 49.48

Termoeléctrica convencional 51.93

1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento autoabastecimiento y cogeneración

Figura 2.4

Destaca en 2007 un aumento de la generación en los CC nuevos (gas) y una reducción en las centrales térmicas convencionales (combustóleo) e hidroeléctricas.

2-10

2.4

Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional

La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país, los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha realizado de manera gradual, en tanto los proyectos se van justificando técnica y económicamente. El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión (ver figura 2.5): a) La red troncal de CFE se CFE se integra por líneas de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta tensión (400 kV y 230 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así como a las instalaciones en 400 kV y 230 kV de algunos usuarios industriales b) Las redes de subtransmisión de CFE en CFE en alta tensión (entre 161 kV y 69 kV) tienen una cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas conectadas en esos voltajes c) Las redes de distribución en media tensión de CFE CFE (entre 60 kV y 2.4 kV) distribuyen la energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje d) Las redes de distribución en baja tensión de CFE (240 CFE (240 V ó 220 V) alimentan las cargas de los usuarios de bajo consumo e) La red de LyFC suma LyFC suma un total de 73,361 km, de los cuales 39,900 km transmiten en tensiones de 400 kV a 6.6 kV. En este total se incluyen las líneas subterráneas. Además en baja tensión (240 volts ó 220 volts) se contabiliza una longitud de 33,461 km Infraestructura de transmisión actual del SEN km 400,000

376,991

350,000 300,000

239,315

250,000 200,000 150,000 100,000 50,000

73,361 4 8,019

48 ,4 65

Troncal

Subtran Subtransm smiisión sión

0 Distri Distribuc buciión (Media Tensión)

Figura 2.5

2-11

Distribución (Baja T ensión) ensión)

LyFC

En total, a diciembre de 2007 el SEN contaba con 786,151 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.3% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.4% desde 161 kV hasta 69 kV (subtransmisión), y el 87.3% restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V. En subestaciones, se tenía una capacidad instalada de 248,694 MVA, de los cuales 141,688 MVA correspondían a las de transmisión, 42,673 MVA a las de distribución de CFE, y 30,666 MVA a las de LyFC, así como 33,667 MVA en transformadores de distribución de CFE. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones operativas del SEN. En términos generales, la potencia máxima que se puede transmitir por una línea depende del más restrictivo de los siguientes límites: a) Calentamiento de conductores b) Caída del voltaje en la línea c) Estabilidad del sistema ante la desconexión por falla de generadores y/o líneas de transmisión En el caso de la red nacional, los factores b) y c) son los que con mayor frecuencia restringen la potencia máxima de transmisión. Para el proceso de la planificación del SEN, la distribución regional actualmente considera 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En la figura 2.6 se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre las regiones en 2007. La conexión puede incluir una o más líneas según se muestra en los cuadros 2.6a y 2.6b.

2-12

Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2007 43 800 44

190

46

520

47

200 45 7 150

180

2

1

600 8 500

400

12 350 3

380

9 400

2400

4 48

16

11

500

49

14

17

250

5

130 50

1150

250 750

6

19

200

1100

900 24 23

Reg ion es

3) Obregón

750

18) Valles 19) Huasteca

1100 18 1200

200

21) Tepic

5) Culiacán

22) Guadalajara

6) Mazatlán

23) Aguascalientes

7) Juárez 8) Moctezuma

24) San Luis Potosí

1450

1600

29 1950

22

1700

1300 25 700 750 27

480

10) Durango

26) Manzanillo 27) Carapan

35) Temascal

11) Laguna

28) Lázaro Cárdenas

36) Coatzacoalcos

29) Querétaro

13) Nuevo Laredo

30) Central

450

37) Tabasco 38) Grijalva

14) Reynosa

31) Poza Rica

15) Matamoros

32) Veracruz

39) Campeche

16) Monterrey

33) Puebla

40) Mérida

17) Saltillo

34) Acapulco

41) Cancún

3500

310 30 1800

250

260

1500 250

33

3110 270 34

35

36 1050

37 1960 350

2150 38

42) Chetumal 43) WECC(EUA) 45) Ensenada 46) Mexicali 47) San Luis Río C.

Figura 2.6

700 41 150

42 39

32

44) Tijuana

2-13

250

600

1350

1600

28

40

31

550

26

25) Salamanca

12) Río Escondido

1000

20

950 21

20) Tamazunchale 1/

4) Los Mochis

9) Chihuahua

15 1340

1100 10

1) Hermosillo 2) Nacozari

2007

80

1350

1300

300 75

13

250

48) Villa Constitución 49) La Paz 50) Los Cabos

Capacidad de enlaces entre regiones en 2007 Enlace Región

Subestación

Región

Subestación

Nacozari Hermosillo

Nacozari Hermosillo III Santa Ana Hermosillo IV Hermosillo V Pueblo Nuevo Pueblo Nuevo Louisiana Guamúchil II Guamúchil II La Higuera Culiacán Potencia PV Mazatlán II PV Mazatlán II PV Mazatlán II Jerónimo Ortiz Durango II Camargo II Moctezuma Moctezuma Samalayuca Jerónimo Ortiz Hércules Potencia Torreón Sur Andalucía R. Escondido Carbón II Carbón II Nueva Rosita Villa de García Villa de García Villa de García Ramos Arizpe Carbón II Río Escondido Río Escondido F alcón Aeropuerto Río Bravo Río Bravo Huinalá Aeropuerto Aeropuerto Aeropuerto Anáhuac Potencia Anáhuac Potencia Anáhuac Potencia Tamos Minera Autlan Tesistán Atequiza Atequiza Cañada Ags. Potencia Ags. Oriente Ags. Potencia Cerro Blanco Potrerillos Silao II León II Acatlán Atequiza Mazamitla Cd. Guzmán Mazamitla Ocotlán Mazamitla Lázaro Cárdenas Villa de Reyes

Moctezuma Nacozari

Casas Grandes Nacozari Cananea Guaymas II Guaymas II Louisiana Mochis II La Higuera La Higuera Culiacán III PV Mazatlán II El Habal Jerónimo Ortiz Durango II Tepic II Torreón Sur Lerdo Gómez Palacio El Encino Chihuahua Norte Moctezuma Fresnillo Potencia Río Escondido Ramos Arizpe Pot. Saltillo Frontera Lampazos Frontera Monclova Ramos Arizpe Pot. Cementos Apasco Saltillo Primero de Mayo Arroyo del Coyote Arroyo del Coyote Cd. Industrial Reynosa Anáhuac Anáhuac Matamoros Laja V. de García Huinalá Huinalá Champayán Altamira El Potosí Poza Rica II Pantepec Ags. Potencia Ags. Potencia Salamanca II El Potosí El Potosí S. Luis Potosí PV. SLP Tesistán Salamanca II Irapuato II Irapuato II PV Manzanillo PV Manzanillo Tapeixtles Colima II Carapan II Zamora Potencia Pitirera Carapan II San Luis de la Paz

Hermosillo Obregón Los Mochis

Culiacán Mazatlán Mazatlán Durango Chihuahua Moctezuma Juárez Durango Chihuahua Laguna R. Escondido

Monterrey

Saltillo R. Escondido

Nuevo Laredo Reynosa

Monterrey Reynosa

Valles Valles Huasteca Guadalajara Guadalajara Aguascalientes

Tepic Aguascalientes

Guadalajara

Guadalajara Guadalajara Lázaro Cárdenas San Luis Potosí

Obregón Los Mochis Culiacán

Mazatlán Durango Tepic Laguna Laguna Chihuahua Moctezuma Aguascalientes Río Escondido Saltillo Monterrey

Saltillo

Aguascalientes Nuevo Laredo

Reynosa Matamoros

Huasteca Monterrey

Huasteca San Luis Potosí Poza Rica Aguascalientes Salamanca San Luis Potosí

Guadalajara Salamanca

Manzanillo

Carapan Lázaro Cárdenas Carapan Querétaro

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 2.6a

2-14

Tensión (kV) 400 1/ 230 230 230 230 400 1/ 230 400 1/ 400 1/ 230 400 1/ 230 400 1/ 230 400 400 1/ 230 230 400 1/ 230 230 230 400 400 230 400 400 400 230 400 230 230 400 400 1/ 230 230 138 400 230 138 400 400 400 230 400 400 400 400 230 400 400 400 400 400 230 230 400 400 230 230 400 400 400 230 400 230 400 400 230

Características No. de Capacidad circuitos máxima (MW) 2 180 1 150 2 1 400 2 1 400 2 1 500 1 2 2 750 2 1 250 1 2 750 1 250 1 2 250 1 500 2 3 600 1 200 1 350 1 300 1 1 2,400 2 1 1 2 1,300 1 1 2 1,150 1 380 1 1 2 80 2 1,340 1 2 2 1,100 2 1,350 1 1 2 1,100 1 2 1,100 1 1,000 1 1 950 1 1 550 1 900 1 1 1 3 1,950 2 1,600 1 2 1 1,700 1 1 1 1 700 1 1 480 1 450 2 200

Capacidad de enlaces entre regiones en 2007 ▪

▪

▪

Enlace Región

Subestación

Región

Subestación

Salamanca

PV Salamanca PV Salamanca Salamanca II Abasolo II Mazatepec Jalacingo Querétaro Potencia H. Carranza La Manga Dañu Tula Texcoco Teotihuacán Texcoco Texcoco Topilejo Texcoco Pitirera Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Poza Rica II Zapata Laguna Verde Laguna Verde Puebla II Puebla II Tecali Tecali Veracruz II Veracruz II Jardín Temascal II Temascal II Juile Coatzacoalcos Minatitlán II

Querétaro

Santa María Celaya III Carapan II Carapan II Zocac Zocac PV Tula PV Tula Valle de México Jilotepec Poza Rica II Tuxpan PV Tres Estrellas San Lorenzo Potencia San Martín Potencia Yautepec Zocac Donato Guerra Donato Guerra Ixtapa Potencia Laguna Verde Mezcala Puebla II Tecali Ojo de Agua Temascal II Temascal II Cerro de Oro Amatlán II Temascal II Temascal II Minatitlán II Chinameca Potencia Manuel Moreno Torres Malpaso Malpaso

Salamanca Poza Rica Querétaro

Central

Central

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Poza Rica Puebla Veracruz Puebla

Veracruz

Temascal Temascal Coatzacoalcos

Carapan Puebla Central

Poza Rica

Puebla

Central Acapulco Veracruz Acapulco Puebla Temascal

Temascal

Coatzacoalcos Grijalva Grijalva

Tensión (kV) 400 230 400 230 230 230 400 230 230 230 400 400 400 400 400 400 230 400 400 230 400 230 400 400 400 400 400 400 230 230 230 400 400 400 400 400

Características No. de Capacidad circuitos máxima (MW) 2 1,300 2 1 750 1 1 310 1 2 1,350 1 1 1 1 3,500 3 2 1 1,800 1 3 2 2 1,600 1 1 250 1 600 2 270 1 1,500 1 1 3,110 1 1 2 2 250 1 1 1 1,050 1 3 2,150 1 1,960 2

Tabasco

Macuspana Peñitas

Grijalva

Malpaso Malpaso

400 1/ 230

1 2

350

Tabasco

Macuspana Santa Lucía

Campeche

Escárcega Potencia Escárcega

400 1/ 230

1 2

260

Campeche

Escárcega Potencia Escárcega Potencia Lerma Lerma Lerma Valladolid Valladolid Valladolid Valladolid Valladolid Tizimin Valladolid Ticul II Ticul II Tijuana I La Rosita Presidente Juárez Presidente Juárez Presidente Juárez Presidente Juárez La Herradura La Herradura Cerro Prieto II Cerro Prieto I Mexicali II Villa-Constitución Villa-Constitución Olas Altas El Triunfo

Mérida

Ticul II Ticul II Mérida II Maxcanu Ticul II Nizuc Playa del Carmen Nizuc Balam Nizuc Cancún Tulum Xul-Ha Kambul Miguel Imperial Valley Lomas Ciprés El Sauzal Popotla Rumorosa La Rosita Chapultepec Hidalgo Ruiz Cortines Bledales Olas Altas El Palmar Santiago

400 1/ 230 115 115 115 400 / 400 1/ 230 230 115 115 115 230 115 230 230 230 230 115 115 230 230 230 230 2/ 161 115 115 230 115

2 1 1 1 1 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 1

250

Mérida

Mérida Tijuana-Mexicali Tijuana

Tijuana Mexicali

Villa-Constitución La Paz

Cancún

Chetumal WECC (EUA) Ensenada

Mexicali S.Luis R. Colorado

La Paz Los Cabos

1/ Operación inicial en 230 kV 2/ Operación inicial en 161 kV

Cuadro 2.6b

2-15

700

150 800 200

520 190

75 130

2.5

Pérdidas de energía

En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas tanto técnicas, por efecto joule, como no técnicas por acciones ilícitas. Aunque no se han conformado proyectos específicos para reducir pérdidas técnicas, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la demanda tienen como efecto colateral la disminución de éstas, y para las no técnicas es necesaria la aplicación irrestricta del marco legal vigente, y en contraste con las técnicas, los montos de inversión son menores de acuerdo con las diferentes estrategias utilizadas para evitar los usos ilícitos. CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles de transmisión y distribución, el cual ha servido como marco de referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución. Con la incorporación a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido beneficios adicionales tales como: liberación de capacidad instalada, uso racional de la energía, disminución en el consumo de energéticos y reducción de contaminantes a la atmósfera. 2.5.1

Pérdidas de energía en el nivel de transmisión

Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en líneas que resultaron con pérdidas mayores a un porcentaje establecido; así mismo en el caso de las nuevas se modificó el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más relevantes han sido: a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 a 1113 MCM b) Incremento de dos a tres conductores de calibre 1113 MCM por fase en redes de transmisión asociadas a centrales generadoras de 400 kV Cabe mencionar que en el nivel de transmisión la reducción de pérdidas no se incluye de manera explícita en la función objetivo de los modelos de planificación, sin embargo, con una selección adecuada del calibre del conductor es posible obtener beneficios marginales para su disminución, los cuales llevan a los planes de costo global mínimo. En la figura 2.7 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel de transmisión para CFE, LyFC y el SEN. Como se observa, los porcentajes de este último han registrado una tendencia a la baja derivada de las acciones implementadas. 2.5.2

Pérdidas de energía en el nivel de distribución

Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de oportunidad para lograr una reducción tanto en las pérdidas técnicas como en las no técnicas, hasta lograr porcentajes económicamente atractivos. En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.

2-16

Las principales acciones para la disminución de las técnicas son:   

Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios

Sin embargo, por restricciones presupuestales, su aplicación se ha hecho atendiendo como objetivo principal a la energía incremental, por lo que los resultados no muestran la reducción esperada. Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de energía del proceso, se obtendrán por deducción las pérdidas no técnicas. Esto permitirá tomar acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución. En la figura 2.8 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años para CFE, LyFC y su integración a nivel del SEN. Se observa en CFE que en los últimos tres años se ha mantenido en promedio el mismo porcentaje. Sin embargo, con las acciones antes mencionadas y la autorización de los recursos presupuestales suficientes, se prevé una tendencia a la baja para los próximos años.

2-17

Pérdidas de energía en transmisión (%)

1/

SEN 2.82

2.80 2.58

Energía 5.23 TWh

2003

2.37 Energía 5.150 TWh

2004


Energía 5.07 TWh

2005

2006

Energía 4.95 TWh

2007

CFE 2.19 Energía 4.05 TWh

2003

2.14 1.96 Energía 4.19 TWh

2004

Energía 4.01 TWh

2005


2006


2007

LyFC 2.80 Energía 1.19 TWh


3.00

2.86

Energía 1.42 TWh

Energía 1.29 TWh 1.75 Energía 0.81 TWh

2003

2004

2005

2006

2007

Figura 2.7 1/

% = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)

2-18

Pérdidas de energía en el proceso de distribución (%)

1/

SEN

15.69

15.21

14.60 14.33 Energía 27.85 TWh

2003

15.76

Energía 35.77 TWh

Energía 34.52 TWh

Energía 32.12 TWh

Energía 29.41 TWh

2004

2005

2006

2007

CFE 11.70 11.62 11.55 Energía 19.55 TWh 11.22

11.01

Energía 21.21 TWh

Energía 20.22 TWh

Energía 17.94 TWh

Energía 16.95 TWh

2003

2004

2005

2006

2007

LyFC 31.64 30.56

31.84

Energía 14.30 TWh

Energía 14.56 TWh

2006

2007

Energía 13.85 TWh 28.25

28.25

Energía 12.09 TWh

Energía 12.77 TWh

2003

2004

2005

Figura 2.8 1/

% = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)

2-19

3.

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN

En este capítulo se informa sobre la capacidad de generación que necesita el SEN para atender los incrementos previstos en la demanda de electricidad. Parte de tales requerimientos se cubrirán mediante proyectos en proceso de construcción, licitación o cierre financiero. Las necesidades no satisfechas por las vías antes señaladas se atenderán mediante nuevos proyectos de generación desarrollados por particulares o por la propia CFE, de conformidad con la LSPEE y su Reglamento.

3.1

Aspectos principales de la planificación a largo plazo

Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son largos. Transcurren aproximadamente de cuatro a seis años entre el análisis de oferta para decidir la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años. Adicionalmente, formular, evaluar y autorizarlos requiere una anticipación mínima de un año. Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es de 30 años o más. La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las alternativas de generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes especializadas. Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión. El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos proyectos que minimizan los costos actualizados de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico-económico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes condiciones de operación. Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución de la demanda, precios de combustibles, costos y eficiencia de las opciones tecnológicas para generación de energía eléctrica. En relación con la evolución de precios de los energéticos para generación de electricidad, originalmente, el requerimiento de combustibles para el escenario de Mayor Crecimiento se elaboró con base en el escenario medio de precios de combustibles realizado en febrero de 2008. Sin embargo derivado del entorno actual de alta volatilidad, la SENER autorizó la reestimación de los requerimientos de combustibles basado en el siguiente escenario de precios: combustóleo del escenario Alto, y gas natural y carbón del Medio (planeación).

3-1

Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, en lo referente a la elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico, así como la definición de proyectos por incluir en el plan de expansión. Para este propósito, CFE envió a esa secretaría una propuesta en la que se destaca el establecimiento de cotas máximas en la capacidad de generación basada en gas natural, combustóleo o crudos pesados, así como de metas para el desarrollo de las fuentes renovables para generación de electricidad. Con base en las estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007–2012, la SENER estableció los siguientes lineamientos para la elaboración del plan de expansión del sistema de generación: i. ii. iii.

iv.

v.

Desarrollar fuentes de energía renovable a fin de alcanzar una participación en la capacidad de generación de 25 por ciento Mantener una participación de 40% para las tecnologías de generación a base de gas natural Desarrollar la generación a base de carbón, manteniendo su participación en 15% como máximo. Así mismo se recomienda atender los compromisos de sustentabilidad ambiental implementando las tecnologías necesarias para el abatimiento de emisiones Mantener una cota máxima de 8% para proyectos que se dejarían con libertad para definir posteriormente la tecnología más conveniente, y mantener invariable la participación de la generación nucleoeléctrica Reducir la participación de las tecnologías a base de combustóleo y diésel a 12 por ciento

En este ejercicio se han atendido los lineamientos anteriores, considerando cotas máximas para tecnologías a base de combustibles fósiles y metas para la utilización de fuentes de energía renovable. Como parte del análisis, se realizaron estudios de largo plazo para 2008–2028, los cuales sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2008–2018 que se presenta en este capítulo. En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de reserva y por tanto será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Los estudios se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales. En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión aportará entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.

3-2

Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2013. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante sería el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental al disminuir o posponer la construcción de centrales generadoras en esta región predominantemente turística.

3.2

Conceptos de margen de reserva

La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia (MW) y de energía (GWh). Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el margen de reserva (MR) de capacidad y el margen de reserva operativo (MRO), así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones siguientes: 1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual. 2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas que normalmente ocurren, aumentará la flexibilidad a fin de enfrentar eventos críticos o contingencias mayores, tales como: Desviaciones en el pronóstico de la demanda Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades Fallas de larga duración en unidades térmicas 3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y se debe producir cuando se necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión. Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente entre las regiones. En la planificación de sistemas eléctricos no existe un criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, evaluaciones determinísticas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.

3-3

En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador de margen de reserva global supone la disponibilidad de capacidad de transmisión para llevar la potencia y la energía a cualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, se realizan estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. Cuando en tales áreas las centrales generadoras se retrasan por algún motivo, la confiabilidad del suministro depende de la capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas. Sin embargo, en algunas condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo que limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir al incumplimiento de los criterios mínimos de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de capacidad, con MRO por arriba de los mismos. En estos casos los indicadores de reserva global no son aplicables y se debe calcular el margen de reserva local. En este tipo de análisis se considera la capacidad de generación local y la capacidad de importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión. En el anexo B se aborda con mayor detalle el tema de reserva regional. Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1. Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad

Capacidad efectiva

Capacidad efectiva Mantenimiento programado Falla, degradación y causas ajenas Margen de reserva

Margen de reserva operativo

Demanda máxima bruta coincidente

Demanda máxima bruta coincidente

Figura 3.1

Para el cálculo del MRO, se ha tomado en cuenta que la capacidad de generación de las tecnologías de ciclo combinado y turbogás se afecta de manera importante por las condiciones de la temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a los altos niveles que se registran durante los periodos de verano.

3-4

Para el cálculo del MRO, se han considerado degradaciones estacionales de capacidad de 9.3%, 8.6% y 5.6% para el parque de generación a base de gas en Baja California, áreas del norte y áreas del sur, respectivamente. El MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Está formado por la generación termoeléctrica que pudiera generarse pero que no se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica. En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y el siguiente acuerdo: Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH). Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de las condiciones evaluadas en cada año y las probables eventualidades.

3.3

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la capacidad de estos proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2008 −2018. Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración que satisfacen cargas ubicadas en el mismo sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.

3-5

Evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración (MW)

Proyectos existentes (sin PEMEX) PEMEX Arancia Enertek Micase Iberdrola Energía Monterrey Energía Azteca VIII Energía y Agua Pura de Cozumel Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Hidroelectricidad del Pacífico Impulsora Mexicana de Energía Bioenergía de Nuevo León Tractebel (Enron ) Agrogen Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Generadora Pondercel BSM Energía de Veracruz Local Futuro Parques Ecológicos de México Hidroeléctrica Cajón de Peña Eoliatec del Istmo BII NEE STIPA Energía Eólica Eléctrica del Valle de México Fuerza Eólica del Istmo (1ra. etapa) Eurus MET-MEX Peñoles, S.A. DE C.V. Nuevo PEMEX Fuerza Eólica del Istmo (2da. etapa) Preneal México Desarrollos Eólicos Mexicanos Gamesa Energía Eoliatec del Pacífico Eoliatec del Istmo Unión Fenosa GDC Generadora

Total1/

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 30

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228 480

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228 480

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228 480

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228 480

2,170 2,178 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 8 284 12 19 5 30 65 13 298 80 1 22 27 52 50 250 7 314 50 396 228 288 161 142 228 480

6,270

6,599

7,050

7,058

8,865

8,865

8,865

9,345

9,345

9,345

9,345

9,345

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.1

3.3.1

Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento

Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con esta tecnología, la SENER solicitó a la CRE ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares. El desarrollo de esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec. Como resultado de las reuniones entre CFE, CRE y los interesados en reservar capacidad de transmisión para el proyecto de TA, la CRE registró 1,967 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento. Debido al reacomodo de varios de los mismos de 230 kV y 115 kV en la red de CFE existente, así como al retiro de uno de ellos, la capacidad reservada en el proceso de TA disminuyó a 1,479 MW.

3-6

3.3.2

Autoabastecimiento remoto

En el cuadro 3.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota. Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración Adiciones

MW Modificaciones

1/

2/

MW

2008 Parques Ecológicos de México

30

2009 Eurus Parques Ecológicos de México Hidroeléctrica Cajón de Peña Eoliatec del Istmo BII NEE STIPA Energía Eólica Eléctrica del Valle de México Fuerza Eólica del Istmo (1ra. Etapa)

248 50 1 22 26 52 49

2011

2011

Nuevo Pemex

258

Fuerza Eólica del Istmo (2da. Etapa) Preneal México Desarrollos Eólicos Mexicanos Gamesa Energía Eoliatec del Pacífico Eoliatec del Istmo Unión Fenosa

49 393 226 285 159 141 226

Temporada Abierta:

PEMEX Cosoleacaque PEMEX Lázaro Cárdenas PEMEX Independencia Petróleos Mexicanos (PEMEX Independencia) PEMEX Petroquímica Morelos PEMEX Cactus PEMEX Pajaritos PEMEX Escolín PEMEX La Venta

-12 -6 -46 -6 -18 -21 -16 -14 -17

2014 GDC Generadora

432

Subtotal

2,646

Total

2,490

Subtotal

-156

1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto 2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX

Cuadro 3.2

La figura 3.2 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2008–2018 y la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.

3-7

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2,646 MW

1/

GDC Generadora (2014: 432 MW)

Hidroeléctrica Cajón de Peña (2009: 1 MW) Pemex Nuevo Pemex (2011: 258 MW) Parques Ecológicos de México (2008: 30 MW; 2009: 50 MW) Eurus (2009: 248 MW) Eoliatec del Istmo (2009: 22 MW) BII NEE STIPA Energía Eólica (2009: 26 MW) Fuerza Eólica del Istmo (2009: 49 MW) Eléctrica del Valle de México (2009: 52 MW) Temporada Abierta (2011: 1,479 MW)

1/ Autoabastecimiento remoto

Figura 3.2

3.3.3

Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

La figura 3.3 muestra gráficamente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.

3-8

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración

MW 10,000

9,000

9,345

9,345

9,345

9,345

9,345

8,865

8,865

8,865

3,715

3,715

3,715

4,147

4,147

4,147

4,147

4,147

8,000 7,000 6,000

6,599

1,687

7,050

2,134

7,058

2,134

5,000 4,000 3,000 4,912

4,916

4,924 5,150

5,150

5,150 5,198

5,198

5,198

5,198

5,198

2008

2009

2010

2012

2013 2014

2015

2016

2017

2018

2,000 1,000 0 2011

Local

Remoto

Figura 3.3

3.4

Retiros de capacidad

Al cierre de 2007, 16,589 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 9,487 MW con 30 años o más, lo que representa respectivamente 32.5% y 18.6% de la capacidad total. Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros basado en el análisis de costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Las consideraciones para definirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por el término de vida útil, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.

3-9

Programa de retiros de unidades generadoras Total 5,787 MW

1,039

841

816

667 565

516 402

391

316 234

0 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Figura 3.4

Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa de retiros. Así, en el periodo se ha planeado retirar de operación 5,787 MW, valor inferior en 180 MW al considerado en el programa anterior. Ver figura 3.4. La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.7 años y la eficiencia media de la unidades de 26.6 por ciento. Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar su competitividad. Los retiros de unidades generadoras de LyFC se revisarán considerando los eventuales diferimientos para las adiciones de generación en el área Central. En el cuadro 3.3 se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2008–2018.

3-10

Programa de retiros de unidades generadoras1/ Escenario Base

Año Nombre 2009 Salamanca 2010 Nonoalco Lerma (Campeche) Felipe Carrillo Puerto Dos Bocas Dos Bocas 2011 Cerro Prieto I Lerma (Campeche) Jorge Luque Jorge Luque Lechería Lechería Nonoalco 2012 Dos Bocas Dos Bocas Santa Rosalía Santa Rosalía 2013 Santa Rosalía Salamanca Valle de México Valle de México Valle de México 2014 Francisco Villa Los Cabos Los Cabos Cd. Constitución 2015 Altamira Punta Prieta II Los Cabos 2016 C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) Salamanca Azufres Punta Prieta II La Paz La Paz Tijuana 2017 Fco. Pérez Ríos (Tula) Fco. Pérez Ríos (Tula) Samalayuca Gómez Palacio Gómez Palacio Mexicali Mexicali 2018 Fco. Pérez Ríos (Tula) Fco. Pérez Ríos (Tula) C. Rodrí guez Rivero (Guaymas II) C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) Mérida II Huinalá 2/ Huinalá 2/ Total de retiros CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional 1/ Servicio público 2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación

Unidad 1y2 1y2 2 1y2 3y4 6 1y2 3y4 1y2 3 1, 2 y 3 4 3y4 1y2 5 5,7 3, 4 y 6 9 y 10 3 1, 2 y 3 2y4 3 4y5 1 2 1 3y4 1 3 1 3 4 1a6y9 2 1 2 1y2 1y2 3 1y2 1y2 3 1 2y3 4y5 6 2 4 1y2 1a4 5 TG: Turbogás

Tipo TC TG TC TC CC CC GEO TC TC TC TG TG TG CC CC CI CI CI TC TC TG TG TC DTG DTG DTG TC TC DTG TC TC TC GEO TC DTG DTG TG CC CC TC CC CC DTG DTG CC CC TC TC TC CC CC

MW 316.0 64.0 37.5 75.0 126.0 100.0 75.0 75.0 64.0 80.0 96.0 42.0 84.0 126.0 100.0 3.8 4.4 3.2 300.0 450.0 56.0 32.0 300.0 30.0 27.4 33.2 500.0 37.5 27.2 84.0 158.0 250.0 35.0 37.5 18.0 25.0 60.0 138.0 100.0 316.0 118.0 82.0 26.0 36.0 144.0 107.0 84.0 158.0 168.0 249.4 128.3 5,787.4

CC: Ciclo combinado

Cuadro 3.3

3-11

Mes Junio Febrero Junio Junio Septiembre Septiembre Febrero Abril Junio Junio Junio Junio Junio Marzo Marzo Noviembre Noviembre Abril Abril Noviembre Noviembre Noviembre Abril Noviembre Noviembre Noviembre Abril Noviembre Noviembre Abril Abril Abril Abril Noviembre Noviembre Noviembre Noviembre Enero Enero Abril Abril Abril Noviembre Noviembre Enero Enero Abril Abril Abril Abril Abril

GEO: Geotermoeléctrica

rea Occidental Central Peninsular Peninsular Oriental Oriental Baja California Peninsular Central Central Central Central Central Oriental Oriental Sist. Aislado Sist. Aislado Sist. Aislado Occidental Central Central Central Norte Baja California Sur Baja California Sur Ba ja California Sur Noreste Baja California Sur Baja California Sur Noroeste Noroeste Occidental Occidental Baja California Sur Baja California Sur Baja California Sur Baja California Central Central Norte Norte Norte Baja California Baja California Central Central Noroeste Noroeste Peninsular Noreste Noreste

DTG: Turbogás a base de diésel

3.5

Proyectos de rehabilitación y modernización (RM)

En el cuadro 3.4 se presentan tales programas para unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2009, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), y que aún se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de Generación de CFE. En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar eficiencia y los índices de disponibilidad del parque de generación termoeléctrico. La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas. Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento en la confiabilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y aumento de disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán incrementos de eficiencia del orden de 10 puntos porcentuales. El programa actual de proyectos RM considera: la rehabilitación de las unidades 3 y 4 de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto, las cuales aumentarán su disponibilidad en 7 puntos porcentuales; central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su capacidad en 98.1 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 con una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales y un incremento en eficiencia de 3 puntos porcentuales. En las centrales termoeléctricas Poza Rica (unidades 1 a 3) y Huinalá, se efectuarán las conversiones a ciclo combinado, a fin de obtener respectivamente un aumento de 12 y 16 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 12 % en eficiencia. La termoeléctrica Altamira se convertirá a lecho fluidizado utilizando coque de petróleo, proveniente de la reconfiguración de la refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción. Igualmente la CT Emilio Portes Gil se convertirá a lecho fluido a base de carbón mineral por lo cual además de reducir sus costos de operación comparados con la utilización de combustóleo, incrementará su capacidad en 30 MW. En ambos casos se tendrá un aumento en la eficiencia de conversión de 2.8 y 4.4 puntos porcentuales respectivamente. Ambos proyectos están a cargo de la Subdirección de Generación.

3-12

Proyectos de rehabilitación y modernización Mejora en Central

Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %

PEF 2002 Altamira

PEF 2003 Cerro Prieto I Carbón II (Fase 1) Gral. Manuel Álvarez Moreno (Manzanillo) PEF 2005 Infiernillo

Francisco Pérez Ríos

PEF 2006 Laguna Verde Huinalá 1/ PEF 2007 CCC Poza Rica 1/ CCC El Sauz Paquete 1 PEF 2008 CGT Cerro Prieto

PEF 2009 CT Altamira

CT Emilio Portes Gil

3/

Situación

3 4

10.9 8.2

Adjudicado Adjudicado

5 2 4 1 2

54.0 3.0 2.6 3.0 7.8

Adjudicado En revisión de bases En revisión de bases En revisión de bases En revisión de bases

4.2 4.2

1 2 3 4 1 2 8

3.0 3.0 3.0 3.0 2.7 2.6

1.2 1.2 1.2 1.2 6.5 6.2 0.8

1 2 3 6

1.2 0.9 0.9 16.3

5.2 4.1 5.4 7.7

Paq. 1 Paq. 1

12.0 11.4

85.6 37.4

En revisión de bases En revisión de bases

7.0 7.0

En revisión de bases En revisión de bases

3 4

2/

Capacidad (MW)

1 2 3

2.8 2.9 4.4

33.7 33.2 58.8

Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado 98.1 98.1

30.0

Adjudicado Adjudicado Adjudicado En revisión de bases

En preparación de bases En preparación de bases En preparación de bases

1/ Conversión a ciclo combinado 2/ Conversión a coque de petróleo 3/ Conversión a carbón Fuente: Subdirección de Generación

Cuadro 3.4

3.6

Disponibilidad del parque de generación

La evolución histórica de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la figura 3.5. A su vez, en la figura 3.6 se indican las expectativas en ese rubro para los próximos años y en la figura 3.7 la disponibilidad equivalente del parque de generación. En esta estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación.

3-13

Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado % Disponibilidad 100

85.1 84.7

83.9 84.5

82.8

82.5

81.6

78.7

82.9 79.8

78.09

80.8

75

50

25

0

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.5

Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado 1/ 100

% Disponibilidad

85.2

84.7 82.9 84.5 84.5

83.4

83.6

85.1

85.1 85.3

83.5

75

50

25

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 1/Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.6

3-14

Estimación de la disponibilidad equivalente del parque de generación Sistema interconectado 100

% Disponibilidad

87.6

86.4

87.2

87.4

87.7

87.1

87.4

88.1 88.3

88.3

87.4

75

50

25

0

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 Fuente: Subdirección de Generación

Figura 3.7

Se observa que para 2008–2018, los índices se mantienen por arriba de 86 por ciento. En 2008 la disponibilidad será superior a 87% por la reincorporación de centrales que estuvieron en mantenimiento o en RM durante 2007. Para 2009, la disponibilidad esperada es menor a causa de que algunas unidades dejarán de operar a fin de ser rehabilitadas y modernizadas. De 2010 a 2014, la disponibilidad equivalente será superior a 87% y posterior a 2014, mayor a 88%, excepto en 2018 para cuando se estima en 87.4 por ciento. En los cálculos se consideró una disponibilidad de 92% para centrales de productores independientes de energía, 100% en proyectos de autoabastecimiento y 87% para centrales hidroeléctricas.

3.7

Catálogo de proyectos candidatos

Para elaborar el plan de expansión del sistema de generación se considera un catálogo de proyectos con estudios de diseño, factibilidad y prefactibilidad. Las características y datos técnicos de éstos se describen en los cuadros 3.5 a 3.8.

3-15

Catálogo de proyectos hidroeléctricos con estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño Número de unidades x potencia por unidad 1/

Capacidad Generación Nivel de total 1/ media anual 7/ estudio (GWh) (MW)

Área

Proyecto

Ubicación

Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Occidental Occidental Noreste Oriental Baja California Norte Occidental Oriental Oriental Oriental Oriental Occidental Occidental Occidental Baja California Occidental Noroeste Norte Norte Occidental Oriental Oriental

San Juan Tetelcingo Xúchiles Sistema Cosautlán Sistema Pescados Tenosique (Kaplan) San Cristóbal Arroyo Hondo PAEB Monterrey Omitlán PAEB El Descanso Madera Las Cruces (Pozolillo) Ixtayutla Paso de la Reina La Parota 2/ Copainalá ( Kaplan) 3/ Mascota Corrinchis Mascota El Carrizo PAEB Agua Prieta PAEB Tecate Amuchiltite Guatenipa Urique Sirupa Puerto Vallarta Rehabilitación Bombaná Acala 4/

Guerrero Veracruz Veracruz Veracruz Tabasco/Chiapas Jalisco Jalisco Nuevo León Guerrero Baja California Chihuahua Nayarit Oaxaca Oaxaca Guerrero Chiapas Jalisco Jalisco Jalisco Baja California Jalisco Sinaloa Chihuahua Chihuahua Jalisco Chiapas Chiapas

3 x 203 2 x 39 3 x 12 3 x 66 3 x 140 2 x 37 2 x 38 2 x 100 2 x 115 2 x 300 2 x 138 2 x 240 3 x 300 2 x 255 3 x 300; 2 x 3 3 x 77 2 x 17 2 x 85 2 x 120 2 x 300 2 x 39 2 x 87 2 x 95 2 x 20 2 x 23 ----3 x 45

609 78 36 198 420 74 76 200 230 600 276 480 900 510 906 232 34 170 240 600 78 174 190 40 46 ----135

1,313 499 151 940 2,328 146 220 292 789 1,252 726 801 1,841 1,524 1,528 502 51 445 310 1,252 173 380 419 85 102 66 310

Querétaro e Hidalgo

2 x 40; 1 x 12

92

444

Occidental

Sistema Río Moctezuma

6/

5/

F P GV GV F P F F F P F F F F D F P P P P P P P GV P P F

PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo 1/ Potencia expresada a la salida del generador 2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos 3/ Considera las condiciones actuales de la CH Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados 4/ Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo 5/ Considera los proyectos Jiliapan y Tecalco 6/ Únicamente aporta el caudal al vaso de la presa Chicoasén, Chis. 7/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión

Cuadro 3.5

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

Área

Proyecto

Ubicación

Central Occidental Noroeste Noroeste Occidental

Villita Ampliación 2/ Ampliación Santa Rosa Ampliación Mocúzari Ampliación Oviáchic Ampliación Zimapán 3/

Michoacán Jalisco Sonora Sonora Hidalgo

Número de unidades x potencia por unidad 1/

2 x 75 1 x 49 1x 7 1x6 2 x 283

Capacidad total 1/ (MW) 150 49 7 6 566

Generación Nivel de media anual 4/ estudio (GWh) 1/ 56 41 42 26 706

1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación 2/ La generación media anual no considera la repotenciación de la central 3/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14 4/ D: diseño F: factibilidad

Cuadro 3.6

3-16

D F F F D

Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos Área

Número de unidades

Proyecto

Geotermoeléctricos Baja California Cerro Prieto V Occidental Cerritos Colorados 1a etapa Occidental Cerritos Colorados 2a etapa Oriental Los Humeros Fase A Oriental Los Humeros Fase B Occidental Los Azufres III Occidental Los Azufres IV Eoloeléctricos Oriental La Venta III Oriental Oaxaca I Oriental Oaxaca II Oriental Oaxaca III Oriental Oaxaca IV

2 1 2 1 7 2 2

Capacidad por unidad Estado (MW) 53.5 26.6 26.6 28.0 3.3 1 X 50 y 1 X 25 1 X 50 y 1 X 25

Generación Nivel de media anual 1/ (GWh) estudio

Baja California Jalisco Jalisco Puebla Puebla Michoacán Michoacán

744.6 186.2 372.3 186.2 156.4 558.5 558.5

L P P L L F F

Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca

360.7 373.1 373.1 373.1 373.1

L L F F F

1/ L: por licitar F: factibilidad P: prefactibilidad

Cuadro 3.7

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso Número de Capacidad unidades x total potencia por factible (MW) unidad 1/

Área

Proyecto

Baja California

CC Baja California (Presidente Juárez) Presidente Juárez Conversión TG/CC CC Baja California III (Ensenada)

1 X 277 1 X 93 1X280

277 93 280

Baja California Sur

CI Baja California Sur III (Coromuel) CI Baja California Sur IV (Coromuel) CI Guerrero Negro III

1 X 43 1 X 43 3X3.6

43 43 11

Noreste

CC Noreste (Escobedo)

1 X 517

517

Escobedo, Nuevo León

Noroeste

CC Agua Prieta II (híbrido)

1 X 477

477

Sitio Las Américas

Norte

CC Norte (La Trinidad) CC Norte II (Chihuahua) CC Norte III (Juárez)

1 X 466 1 X459 1 X690

466 459 690

Sitio La Trinidad, Durango Sitio El Encino

Occidental

Carboeléctrica del Pacífico Manzanillo I Repotenciación Manzanillo I Repotenciación Manzanillo II Repotenciación Manzanillo II Repotenciación Guadalajara I Occidental

1 X 678

1 X 453 1 X 453

678 760 760 760 760 453 453

CT Plutarco Elías Calles CT Manuel Álvarez CT Manuel Álvarez CT Manzanillo II CT Manzanillo II Área Parques Industriales En proceso

2/

U1 U2 U1 U2

Observaciones Sitio CT Presidente Juárez Sitio CT Presidente Juárez Sitio La Jovita Sitio San Francisco Sitio San Francisco Sitio Vizcaíno

Central

Valle de México II Valle de México III

1 X 601 1 X 601

601 601

CT Valle de México CT Valle de México

Oriental

San Lorenzo Conversión TG/CC

1 X 123

123

TG San Lorenzo, Puebla

9,305

TOTAL

CC: Ciclo combinado TG/CC: Conversión de turbogás a ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica CI: Combustión interna 1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos 2/ Incluye 10 MW de campo solar

Cuadro 3.8

3-17

En el cuadro 3.9 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación. Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas convencionales con valores entre 30% y 37 por ciento. Características y datos técnicos de proyectos típicos

Potencia (MW)

Vida económica (años)

2 x 350

37.6

30

0.750

5.8

2 x 160 2 x 84 2 x 37.5

36.4 32.5 30.7

30 30 30

0.650 0.650 0.650

6.2 6.4 8.3

1 x 42.1 1 x 102.7 1 x 84.3 1 x 189.6 1 x 266.6 1 x 39.8

37.1 39.4 29.3 33.7 35.2 36.4

30 30 30 30 30 30

0.125 0.125 0.125 0.125 0.125 0.125

1.1 1.5 1.0 0.8 0.8 0.8

1x1 F 2x1 F

1 x 289.7 1 x 582.3

51.4 51.7

30 30

0.800 0.800

2.9 2.8

3x1 F 1x1 G 2x1 G

1 x 874.0 1 x 406.5 1 x 815.3

51.8 53.0 53.1

30 30 30

0.800 0.800 0.800

2.7 2.8 2.7

1 x 42.2

45.1

25

0.650

3.9

2 x 18.4 3 x 3.6

44.2 37.8

20 20

0.650 0.650

7.3 9.1

2 x 350 1 x 700 1 x 700

37.9 43.1 43.1

30 30 30

0.800 0.800 0.800

7.2 6.4 10.6

1 x 1,356

34.5

40

0.850

4.1

Central Termoeléctrica

Turbogás

Factor de planta tipico

Eficiencia bruta (%)

Usos propios (%)

1/

Aeroderivada gas Aeroderivada gas Industrial gas Industrial gas F Industrial gas G Aeroderivada diésel Ciclo combinado gas

Combustión interna

1/

2/

Carboeléctrica C. supercrítica s/desulfurador C. supercrítica c/desulfurador Nuclear (ABWR)

1/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo las si guientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa de 60% y presión atmosférica a nivel del mar 2/ La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 15550:2002; ISO 3 046/I-2002: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar

Cuadro 3.9

Los últimos años se han caracterizado por marcados y constantes incrementos en los precios de los materiales de construcción y de fabricación de equipos, tales como acero, aluminio y cobre, entre otros.

3-18

El aumento mundial en la demanda de nuevos proyectos de generación y de infraestructura eléctrica en general, ha sido una de las causas más importantes de los incrementos recientes en los costos de inversión de nuevas plantas eléctricas en el mundo. Adicionalmente, la alta demanda de equipo eléctrico para generación ha provocado la saturación de fábricas de calderas, turbinas de vapor y de gas y recuperadores de calor. Ello a su vez ha ocasionado que los tiempos de entrega —anteriormente entre 12 y 18 meses dependiendo del tipo de equipo— se hayan incrementado a 24 y hasta 36 meses para algunos de ellos, lo cual ha afectado los costos de los proyectos al extenderse los periodos de financiamiento. En el anexo D, se analiza con mayor amplitud el efecto de la incertidumbre en los costos de combustibles y de infraestructura sobre los costos de generación.

3.8

Participación en el cambio climático

A principios de 2005, la SENER creó el Comité de Cambio Climático del Sector Energía. El mismo coordinará las acciones, dará seguimiento y definirá políticas relacionadas con el cambio climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Sector Energía en México. Los proyectos de generación con centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, solares, la repotenciación, rehabilitación y modernización de plantas, así como la repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas entre otros, provocan un impacto favorable en el cambio climático. Además, centrales que utilicen fuentes de energía renovable poseen el beneficio adicional de contribuir a la diversificación del sistema de generación. Sin embargo, muchas veces este tipo de proyectos no se materializan debido a que no se dispone de recursos presupuestales suficientes para su realización. En este contexto y para dar cumplimiento a la cláusula de adicionalidad que limita la participación de proyectos en el MDL, la SENER ha planteado lo siguiente1: Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa, tanto el gobierno de México como las otras partes interesadas se valdrán de los recursos financieros previstos por las convenciones y tratados de los que México sea parte, así como de los programas internacionales de financiamiento, el mecanismo de desarrollo limpio u otros instrumentos económicos que se hayan diseñado o puesto en marcha antes y durante el periodo de duración del presente programa. Específicamente para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a la atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fin de que sean económicamente viables, y puedan avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha.

De tal manera se abre para CFE la posibilidad de que este tipo de proyectos participen en el MDL a fin de comercializar la reducción de emisiones, lo que mejorará su viabilidad económica y financiera.

1

Fuente: Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, SENER

3-19

3.9

Adiciones de capacidad para el servicio público

Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio público en 2008–2018 se requerirán 17,942 MW de capacidad adicional; 3,520 MW se encuentran en proceso de construcción o licitación y 13,943 MW corresponden a proyectos futuros. En estos se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de mantenimiento y rehabilitación que realiza la Subdirección de Generación a las CH La Villita e Infiernillo (180 MW), a la termoeléctrica Río Bravo (30 MW) y a la nucleoeléctrica Laguna Verde (269 MW). Adicionalmente considera la capacidad de generación de unidades turbogás de LyFC (160 MW) y CC Jorge Luque (601 MW), que entrarán en operación en el periodo. Ver figura 3.8. Adiciones de capacidad 2008–2018 Servicio público 1/2/ (MW)

479

13,943 17,942

3,520 En construcción o licitación

Capacidad adicional

Incremento 3/ en RM

Total de adiciones

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida de LyFC y CC Jorge Luque 3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479) MW

Figura 3.8

3.9.1

Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión

La capacidad adicional requerida para los próximos diez años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental. Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2008 y los acuerdos de octubre de 2008, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 3.10. Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las fuentes de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector eléctrico. La 3-20

capacidad adicional de generación para licitación futura que se incluye en este programa como tecnología libre, podría satisfacerse con: carboeléctricas, ciclos combinados (utilizando gas natural, gas natural licuado, gasificación de residuos de vacío, gasificación de carbón o gasificación de otros combustibles), nucleoeléctricas o la importación de energía, o bien tecnologías a base de fuentes renovables. Debido a los periodos de licitación y construcción de este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2017 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas. Capacidad adicional por tecnología en 2008–2018 Servicio público (MW)

Tecnología Ciclo combinado Hidroeléctrica Carboeléctrica Geotermoeléctrica Turbogás Combustión interna Eoloeléctrica Libre 2/ LyFC 3/ Incremento en RM 4/ Total 5/

En construcción o licitación 1,436 750 678 158 124 11 203 0 160 0 3,520

Licitación futura 7,359 1,374 1,400 150 175 212 304 2,368 601 479 14,422

1/

Total (MW) 8,795 2,124 2,078 308 299 223 507 2,368 761 479 17,942

1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: Ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de v acío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 3/ Incluye TG (160 MW) autorizadas por SENER para su inclusión en el PEF 2005 y CC Jorge Luque (601 MW) 4/ Incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo 5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.10

Aun cuando se toman en cuenta los lineamientos de política energética, la tecnología de ciclo combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es la alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. 3.9.2

Capacidad en construcción o licitación

El programa de unidades generadoras en proceso de construcción o de licitación se presenta en el cuadro 3.11. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar la operación comercial. Debido a los incrementos que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías de generación, la licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en dos ocasiones: en agosto de 2007 y febrero de 2008. En el último evento no se recibieron propuestas debido a que el techo de inversión autorizado resultó insuficiente, lo que postergará su entrada en operación. 3-21

En el sistema Baja California, se construye la central CC Baja California (Pdte. Juárez), programada para iniciar operación en marzo de 2009. Sin embargo, con base en información reciente, se prevé un diferimiento de tres meses en su fecha de operación debido al retraso en la entrega de equipos para esta planta. La licitación de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto V, programada para abril de 2010, se declaró desierta en noviembre de 2008 por lo que su fecha de operación se estima para el primer semestre de 2011. En los últimos años, el sistema Baja California ha operado con una alta dependencia del enlace de interconexión con los sistemas eléctricos del Oeste de EUA. En los meses de verano de 2009 a 2011 el sistema BC operará con déficit de capacidad y para cumplir con los criterios de reserva mínima será necesario importar capacidad del orden de 250 MW en esos años. Depender de la importación incrementa los riesgos: por la volatilidad del precio de la electricidad en el mercado de California durante los meses de verano, y por la disponibilidad del suministro debido a la posible escasez de capacidad y energía en ese mercado. Por lo anterior, es prioritario contar lo antes posible con el Proyecto Baja California II TG, consistente en tres turbinas de gas aeroderivadas, para instalarse en el sitio de la central Presidente Juárez. La figura 3.9 muestra la ubicación de las centrales en proceso de construcción. Proyectos de generación en construcción o en licitación 1/ Servicio público Proyecto

Ubicación

Tipo

Fecha de concurso

Modalidad de financiamiento

Año de operación Capacidad bruta MW

2009

2010

2011

2012

Proyectos en proceso de construcción San Lorenzo Conversión TG/CC Baja California (Pdte. Juárez) Norte (La Trinidad ) Carboeléctrica del Pacífico La Yesca U1 y U2 Generación distribuida LyFC

Puebla Baja California Durango Guerrero Nayarit DF, Edo. de México

CC CC CC CAR HID TG

2005 2006 2005 2003 2007

OPF OPF PIE OPF OPF

123 277 466 678 750 160

Subtotal

560 1,144

750

Proyectos en proceso de licitación La Venta III Guerrero Negro III Baja California II TG Fase I Humeros fase B Presidente Juárez Conversión TG/CC Humeros fase A Cerro Prieto V Agua Prieta II 2/ Oaxaca I

Oaxaca Baja California Sur Baja California Puebla Baja California Puebla Baja California Sonora Oaxaca

EO CI TG GEO CC GEO GEO CC EO

2008 2008 2008 2008 2008 2008 2008 2007 2008

PIE OPF OPF OPF OPF OPF OPF OPF PIE

101 11 124 23 93 28 107 477 101

Subtotal

135

226

228

Total anual 3/ Acumulado 3/

695 1,370 228 1,227 695 2,065 2,293 3,520

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía 1/ Incluye generación distribuida de LyFC 2/ Tercera convocatoria, incluye 10 MW de campo solar 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 3.11

3-22

477

Centrales en proceso de construcción Servicio público 2,454 MW Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)

Norte (La Trinidad) (466 MW)

Hidroeléctrica

MW 1/ 750

La La Yesca Yesca Yesca Yesca U1 y U2 U2 U2 (750 MW)

Ciclo Combinado 866 Carboel Carboeléctr éctrica ica

678

Turbogás

160

Total

TG’s LyFC 160 MW Carboeléctrica del Pacífico (678 MW)

2,454

San Lorenzo Conversión TG/CC (123 MW )


Figura 3.9

Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la figura 3.10. Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación Servicio público 1,066 MW Baja California California II TG Fase I (124 MW) Pdte. Juárez Conv. TG/CC (93 MW) Cerro Prieto Prieto V (107 MW) Agua Prieta II (477 MW)

Guerrero Negro III (11 MW)

MW 1/ Geotermoeléctrica 158 Ciclo Combinado

570

Eoloeléctrica

202

Humeros Fase B: (23 MW) Humeros Fase A: (28 MW)

La Venta III (101 MW)

Combustión Interna 11 Turbogás

TOTAL

Oaxaca I (101 MW)

124

1,066


Figura 3.10

3-23

3.9.3

Capacidad adicional

Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en operación. En el cuadro 3.12 se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. La figura 3.11 muestra la ubicación de tales proyectos. Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/ Año de operación Capacidad bruta (MW) Proyecto

Ubicación

Tipo

Oaxaca II, III y IV Baja California Sur III a VI (Coromuel) Manzanillo I Repotenciación U1 y U2 Baja California III y II Norte II (Chihuahua) Santa Rosalía II y III Guerrero Negro IV Valle de México II y III Norte III (Juárez) Salamanca Fase I y Fase II Guadalajara I Río Moctezuma Villita Ampliación Noreste (Escobedo) Los Cabos TG I y TG II Azufres III y IV Manzanillo II Repotenciación U1 y U2 Noreste II (Monterrey) Occidental Baja California Sur VII a IX (Todos Santos) Noroeste Norte IV (Torreón) Copainalá Carboeléctrica del Pacífico II y III Jorge Luque Noreste III (Sabinas) Baja California IV (SLRC) La Parota / Tenosique 4/

Oaxaca Baja California Sur Colima Baja California Chihuahua Baja California Sur Baja California Sur Estado de México Chihuahua Guanajuato Jalisco Hidalgo, Queréraro Michoacán Nuevo León Baja California Sur Michoacán Colima Nuevo León Jalisco Baja Cal ifornia Sur Sonora Coahuila Chiapas Guerrero Estado de México Coahuila Sonora Guerrero / Chiapas

EO CI CC CC CC CI CI CC CC LIBRE CC HID HID CC TG GEO CC CC CC LIBRE LIBRE CC HID CAR CC LIBRE LIBRE HID

20 2 011 2012 2013 2014 304 43 460

43 460 280 459 15

43

2015

2016

2017

2018

43 280

11 15 601

601 690

314

314 453

92

Total anual 807 1,214 1,076 733 Acumulado 807 2,021 3,096 3,829 Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licit ación 2/ Incremento en RM 3/ Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional

150 517 70

105 75 460 517 453 86 641

75 460

43 668 232 700 601

700 700 270 900

1,834 5,663

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida LyFC 3/ Incremento de capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo 4/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), Tenosique (420 MW) HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás LIBRE: Tecnología aún no definida

2,366 2,766 3,148 8,029 10,795 13,943 3,520 479 17,942

EO: Eoloeléctrica

Cuadro 3.12

En el cuadro anterior se señala la ubicación de las adiciones de capacidad más convenientes. Sin embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional —para llegar al punto de interconexión preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación—. Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.

3-24

En cuanto al tipo de proyectos de generación, también existe libertad para la selección. No obstante según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, …la Secretaría, fundando y motivando sus razones, podrá instruir por escrito a l a Comisión para que en la convocatoria y en las bases de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible.

Pero deberá plantearse de tal modo que permita a todos y cada uno de los interesados presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño, ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones. Requerimientos de capacidad adicional Servicio público Baja California II y III 14,422 MW Baja California IV (SLRC) (2x280 MW) (270 MW)

Noroeste (641 MW) Guerrero Negro IV (15 MW)

Norte III (Juárez) (690 MW)

Norte II (Chihuahua) (459 MW)

Santa Rosalía II y III (15 y 11 MW)

Noreste III (Sabinas) (700 MW) Noreste II (Monterrey) (517 MW)

Baja California Sur III, IV, V y VI (Coromuel) (4x43 MW)

MW

Baja California Sur VII, VIII y IX (Todos Santos) (3x43 MW) 1/

1,400

Carboeléctrica Eoloeléctrica

1,374

Ciclo combinado

7,960

Combustión interna Libre

212 2,368

Turbogás

175

Geotermoeléctrica

150

Total

Los Cabos TG I y TG II (70 y 105 MW)

304

Hidroeléctrica

Norte IV (Torreón) (668 MW)

Guadalajara I (453 MW)

Manzanillo I Rep. U1 y U2 (2x460 MW) Manzanillo II Rep. U1 y U2 (2x460 MW)

Noreste (Escobedo) (517 MW)

Occidental (453 MW)

Azufres III y IV (2x75 MW)

Villita Ampliación (150 MW)

Salamanca Fase I y II (2x314 MW) Río Moctezuma (92 MW)

Valle de México II y III (2x601 MW)

Carboeléctrica del Pacífico II y III (2x700 MW) La Parota / Tenosique 2/

Jorge Luque (601 MW )

Oaxaca II, III y IV (304 MW)

Copainalá (232 MW)

(900 MW)

14,422 3/

1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), Tenosique (420 MW) 3/ Incluye 479 MW de incremento de c apacidad por RM

Figura 3.11

3.10

Evolución de la capacidad para el servicio público

Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1.

3-25

En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2006 y 2007. A su vez, en el cuadro 3.14 se indican los reprogramados en 2008. Proyectos de generación con cambios POISE 2007 vs POISE 2006 Comparación de programas de requerimientos de capacidad PRC del 04 de agosto de 2006

PRC del 20 de septiembre de 2007

Proyecto

MW

Mes Año

Proyecto

La Venta II La Venta III Norte (La Trinidad) Baja California II (SLRC) Valle de México Repotenciación U2 Agua Prieta II Oaxaca I Norte II (Chihuahua) Valle de México Repotenciación U3 Valle de México Repotenciación U1 Tula Repotenciación U1 Río Moctezuma Baja California IV (Tijuana) Guadalajara I Peninsular I Tula Repotenciación U2 Tamazunchale II Guadalajara II Infiernillo Repotenciación Baja California V (SLRC) Topolobampo II Peninsular II Topolobampo III Sonora I Oriental I Peninsular III Ampliación Zimapán Baja California VI (Mexicali)

83 101 40 2 22 3 380 642 10 1 65 2 380 380 55 4 13 9 288 645 180 55 4 7 50 645 200 279 7 00 180 700 656 700 180 566 15 6

No v Sep J un Abr May Mar N ov No Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ab A br Ab Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ab A br Abr Abr Abr Abr Nov Abr

La Venta II La Venta III Norte (La Trinidad)

20 2 006 200 8 200 9 2 009 2009 2009 2009 201 0 2011 2012 2 012 20 12 2013 2 013 2013 2 013 2014 20 14 2014 201 5 2015 201 5 20 16 20 16 2016 2016 2016 20 16

Baja California II (Ensenada) Valle de México II Agua Prieta II Oaxaca I Norte II (Chihuahua)

Valle de México III Valle de México IV Central I (Tula) Río Moctezuma

Baja California IV (SLRC) Guadalajara I

Posterior a 2017

Central II (Tula) Ta Tamazunchale II Guadalajara II

Posterior a 2017 Posterior a 2017 Topolobampo II

Cuadro 3.13

3-26

Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Cancelado

MW Mes 83 Ene 101 May 466 466 Ene 280 Abr 601 Sep 641 641 May 102 102 Ago 652 Abr 601 Ago 601 Abr 889 Abr 114 Abr 571 Abr 645 Abr

Año 2007 2009 2009 2010 2010 2013 20 2011 2011 2011 2010 2010 2011 20 2012 2014 2016 2013 2017 2014

889 Ago

2017

750 Ab A br 2015 645 Ab Abr 2015

700 Ab Abr 2016

Proyectos de generación diferidos POISE 2008 vs POISE 2007 Proyectos de generación sujetos a cambios POISE del 20 de septiembre de 2007 Proyecto

La Venta III Presidente Juárez Conversión TG/CC Baja Baja Cali Califo forn rnia ia Sur Sur III III (Cor (Corom omue uel) l) Cerr Cerro o Prie Prieto to V Humeros Oaxaca I, II, III y IV Norte II (Chihuahua) Baja California III Agua Prieta II Manzanillo I Repotenciación U1 Vall Vallee de Méxic éxico o II Baja California Sur IV (Coromuel) Noreste (Monterrey) Manza Manzani nillo llo I Repo Repote tenc ncia iaci ción ón U2 Vall Vallee de Méxi México co III III Norte III (Juárez) Río Moctezuma Manzanillo II Repotenciación U1 Baja Baja Cali Califo forn rnia ia Sur Sur V (Cor (Corom omue uel) l) Baja California II (Ensenada) Nor Noreste ste II (Sa (Sabina binass) Manzanillo II Repotenciación U2 Guadalajara I Topolobampo I Valle de México ico IV Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Baja Baja Cali Califo forn rnia ia Sur Sur TG I (Los (Los Cabo Cabos) s) Norte IV (Torreón) Tamazunc unchale II La Parota U1 Guadalajara II Baja California Sur VI VII y VIII (Todos Sa Santos) Carb Carboe oelé léct ctri rica ca del del Pací Pacífi fico co II La Parota U2 La Parota U3 Occi Occide dent ntal al (Sal (Salam aman anca ca)) Central I (Tula) Topolobampo II Baja California Sur IX (Todos Sa Santos) Noreste III (Sabinas) Veracruz I Y II Baja Baja Cali Califo forn rnia ia Sur Sur TG II (Los (Los Cabo Cabos) s) Baja California Sur XI (Todos Santos) Copainalá Carb Carboe oelé léct ctri rica ca del del Pací Pacífi fico co III III Baja California Sur X (Pto San Carlos) Baja Baja Cali Califo forn rnia ia IV (SLR (SLRC) C) Central II (Tula)

MW

101 93 43 107 51

POISE del 13 de noviembre de 2008

(FEO necesarias)

Me Mes

Año

Proyecto

May Abr Abr Abr Abr Abr Abr

2009 2010 2010 2010 201 2010 2010

La Venta III Presidente Juárez Conversión TG/CC Baja Baja Calif Califor orni niaa Sur Sur III III (Cor (Corom omue uel) l) Cerro rro Prie rieto V Humeros Fase B Humeros Fase A Oa Oaxaca I Oaxaca II, III y IV Norte II (Chihuahua) Baja California III Agua Prieta II Manzanillo I Repotenciación U1 Valle alle de Méxic xico II Baja California Sur IV (Coromuel)

406 Ago

2010

652 280 641 460 601 43 736 460 460 601 601 672 114 460 43 280 700 700 460 645 700 601 43 150 36 661 750 300 645 86 700 700 300 300 650 650

Ab r Abr May J ul Sep Sep Abr Abr Abr Abr Ago Ago Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr J ul Oct Abr Abr

2011 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 201 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016

889 700 43 700 1400 36 43 232 700 700 43 571 571 889

A Ab br Ab Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ag A go

2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017 2017

MW

Noreste (Escobedo)

Manz Manzan anil illo lo I Repo Repote tenc ncia iaci ción ón U2 Vall Vallee de Méxi México co III III Norte III (Juárez) Río Moctezuma Manzanillo II Repotenciación U1 Baja Baja Cali Califo forn rnia ia Sur Sur V (Cor (Corom omue uel) l) Baja California II Noreste II (Monterrey)

Manzanillo II Repotenciación U2 Guadalajara I Posterior a 2018 Posterior a 2018

Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Los Cabos TG I

Norte IV (Torreón) La La Parota U1

Posterior a 2018

Occidental

Baja Ca California Su Sur VI VII y VI VIII (Todos Santo Carb Carboe oelé léct ctri rica ca del del Pací Pacífi fico co II La La Parota U2 La La Parota U3 Sala Salama manc ncaa Fase Fase I Salamanca Fase II Posterior a 2018 Posterior a 2018

Baja California Sur IX (Todos Sa Santos) Noreste III (Sabinas)

Posterior a 2018 Los Cabos TG II Posterior a 2018

Copainalá Carb Carboe oelé léct ctri rica ca del del Pací Pacífi fico co III III Baja Baja Cali Califo forn rnia ia IV (SLR (SLRC) C)

Posterior a 2018

101 93 43 107 23 28 101 304

Mes

Año

Jul Feb

2010 2011 2011 2011

Abr Abr

Ma r Nov Ma r Dic Sep

459 Abr

280 Ab Abr

477 Abr 460 Sep

601 Sep Sep 43 Abr 517 Abr 460 460 Sep 601 601 Sep 690 Abr 92 Abr 460 Abr 43 Abr Abr 280 Abr 517 Abr 460 Abr 453 Abr

2010

2011

2010

2011 2012 2012 2012

2011

2013 2013 2015

2012

2015 2014

2013

2017 2014 2016 2016 2018 2015

43 Abr 150 Ab Abr 70 Abr 668 Abr

2015 2015

300 Abr

2018 2016 2016 2017 2018 2018 2013

453 Abr

86 700 700 300 300

Abr Abr Abr Jul Oct 314 Abr 314 Abr

2015

2017

2016

43 Abr 700 Abr

2018 2018

105 Abr

2017

232 Abr 700 700 Abr Abr

2017 2018

270 Abr

2018

Posterior a 2018

Cuadro 3.14

El cuadro 3.15 y la figura 3.12 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2008–2018.

3-27

Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/ (MW) 2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

51,029

535

1,905

2,940

5,381

6,456

7,189

9,023

11,389

13,554

16,702

90

409

449

479

479

479

479

479

479

479

Adiciones acumuladas LyFC 3/

160

160

160

160

160

160

160

160

761

761

Retiros acumulados

316

719

1,235

1,469

2,310

2,701

3,265

3,933

4,749

5,787

Capacidad a diciembre de 2007 Adiciones acumuladas Incrementos en RM acumulados

Capacidad a diciembre de cada año

40

51,029 51,069 51,498 52,784 53,343 55,579 55,814 56,156 57,425 59,124 61,074 63,184

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye TG (160 MW) autorizadas por la SENER para su inclusión en el PEF 2005 y CC Jorge Luque (601 MW)

Cuadro 3.15

Evolución de la capacidad Servicio público (MW)

1/ 2/

63,184 17,942

51,029 -5,787

Total a diciembre de 2007

Retiros

Adiciones 3/


1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW)

Figura 3.12

Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes mencionados, en el cuadro 3.16 se presenta el PRC previsto a fin de atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2008–2018.

3-28

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público Escenario Base FEO Necesarias Año Mes 2008 2009 Mar May May Sep

2010 Ene Feb Jul Nov Dic

2011 Feb Mar Mar Abr Sep Sep

2012 Ene Abr Abr Abr Abr Abr Sep

2013 Abr Abr Abr Abr Abr Sep

2014 Abr Abr


2016 Ene Abr Abr Abr Abr Abr Abr


2018 Ene Abr Abr Abr Abr Abr Abr Jul Oct

Proyecto

Tipo

Baja California (Presidente Juárez) 6/ 8/ Baja California II TG Fase I 7/ Guerrero Negro III San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 8/

CC TG CI CC

Norte (La Trinidad) 6/ 8/ Carboeléctrica del Pacífico 6/ La Venta III Humeros Fase B Oaxaca I

CC CAR EO GEO EO

Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 7/ Humeros Fase A Cerro Prieto V Baja California Sur III (Coromuel) Manzanillo I Repotenciación U1 7/ Oaxaca II, III y IV

CC GEO GEO CI CC EO

La Yesca U1 Agua Prieta II 3/ 7/ Santa Rosalía II Baja California III 7/ Norte II (Chihuahua) 7/ La Yesca U2 Manzanillo I Repotenciación U2 7/

HID CC CI CC CC HID CC

Río Moctezuma Santa Rosalía III Baja California Sur IV (Coromuel) Guerrero Negro IV Salamanca Fase I 7/ 10/ Valle de México II 7/

HID CI CI CI LIBRE CC

Norte III (Juárez) 7/ Baja California Sur V (Coromuel)

CC CI

Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Noreste (Escobedo) 7/ Los Cabos TG I 5/ 7/ Guadalajara I 7/ Valle de México III 7/

CI HID CC TG CC CC

Azufres III Noreste II (Monterrey) 7/ Baja California II 7/ Occidental 7/ Salamanca Fase II 7/ 10/ Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 5/ Noroeste 4/ 7/

Manzanillo II Repotenciación U1 7/ 11/ Los Cabos TG II 5/ 7/ Norte IV (Torreón) 7/ Copainalá Carboeléctrica del Pacífico II 9/ Jorge Luque 7/

Azufres IV Noreste III (Sabinas) 9/ La Parota/Tenosique U1 12/ Manzanillo II Repotenciación U2 7/ 11/ Baja California IV (SLRC) 4/ 7/ Carboeléctrica del Pacífico III 9/ Baja California Sur IX (Todos Santos) 5/ La Parota/Tenosique U2 12/ La Parota/Tenosique U3 12/

Total

GEO CC CC CC LIBRE LIBRE LIBRE

CC TG CC HID CAR CC

GEO LIBRE HID CC LIBRE CAR LIBRE HID HID

1/

Capacidad Bruta Neta MW MW

Área

0

0

277 124 11 123

535

272 123 10 116

521

BC BC AIS ORI

466 678 101 23 101

1,370

450 651 99 21 100

1,321

NTE OCC ORI ORI ORI

93 28 107 43 460 304

1,035

90 25 100 41 447 300

1,003

BC ORI BC BCS OCC ORI

375 477 15 280 459 375 460

2,441

373 465 13 272 447 373 447

2,390

OCC NOR AIS BC NTE OCC OCC

92 11 43 15 314 601

1,076

91 10 41 13 307 585

1,047

OCC AIS BCS AIS OCC CEL

690 43

733

672 41

713

NTE BCS

43 150 517 70 453 601

1,834

41 149 503 69 440 585

1,787

BCS CEL NES BCS OCC CEL

75 517 280 453 314 86 641

2,366

68 503 272 440 305 82 581

2,251

OCC NES BC OCC OCC BCS NOR

460 105 668 232 700 601

2,766

447 104 653 231 655 585

2,675

OCC BCS NTE ORI OCC CEL

75 700 300 460 270 700 43 300 300

68 655 299 447 263 655 41 299 299

OCC NES ORI OCC BC OCC BCS ORI ORI

3,148 17,303

3,026 16,732

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 8/ Capacidad de verano 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 9/ Capacidad ISO 3 Incluye 10 MW del campo solar 10/ Posible proyecto de cogeneración de PEMEX 4/ Instalación de central o inyección de potencia 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS nuevos en Manzanillo, Guadalajara y Bajío 6/ Capacidad de contrato 12/ Proyectos alternativos, La Parota (900 MW), 7/ Capacidad media anual Tenosique (420 MW) LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía FEO: Fecha de entrada en operación

Cuadro 3.16

3-29

3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación

En los últimos dos años se han venido presentando diferimientos en los proyectos de infraestructura eléctrica de CFE debido a: a) b) c) d)

Condiciones de mercado Incremento extraordinario en los costos de infraestructura Aumento en los tiempos de entrega de los proyectos Cambios en la normatividad

Estos factores entre otros, han provocado el retraso de proyectos de generación en la región norte del país. El último que entró en operación en esta demarcación fue el CC La Laguna II en 2005. Actualmente se construye la central Norte en Durango, que entrará en operación en 2010. Por diversas razones ajenas a la planificación, los proyectos Agua Prieta II y Norte II se han pospuesto en varias ocasiones en los últimos años. La fecha necesaria de su entrada en operación es abril de 2012. Para atender los crecimientos esperados de demanda en las áreas del norte del país, es importante asegurar la entrada en operación en 2012 y 2014 de las centrales CC Agua Prieta II, CC Norte II y CC Norte III, antes de que se presente la demanda máxima anual en cada región. Sin embargo, debido a que para el PEF 2009 no se autorizó la reevaluación de la central CC Norte II, se estima que no será factible contar con ella en la fecha requerida. Por los límites de capacidad de los enlaces de transmisión del área norte con los sistemas vecinos, aunque haya MR suficiente en el SIN, y en función del crecimiento de la demanda, la época de verano en 2012 podría ser crítica en esa región del país. La disminución en las expectativas de crecimiento de la demanda para el área central, permite un ajuste en las fechas de los proyectos CC Valle de México II y III, los cuales deberán entrar en operación en 2013 y 2015 respectivamente. Por las mismas razones, el proyecto de CC Noreste (Escobedo) se requerirá en 2015. Debido a la necesidad de contar con las centrales de generación para 2011 y 2012, se han analizado diversos mecanismos a fin de asegurar a tiempo la ejecución de los proyectos. Para lo anterior CFE solicitó a la Junta de Gobierno modificar el objeto del Fideicomiso de Gastos Previos existente, a fin de comprar, mediante licitación pública internacional, turbogeneradores a gas y de vapor. La solicitud fue aprobada en la reunión celebrada el uno de julio de 2008. Los equipos que se adquieran se utilizarían en proyectos que se ejecutarían bajo el esquema de OPF. Adicionalmente, en la reunión de la Junta de Gobierno efectuada el 11 de noviembre de 2008, se acordó incluir el mantenimiento por 12 años en la licitación de los turbogeneradores, lo que representará beneficios económicos importantes para CFE. Con lo anterior se dará certidumbre para llegar a las fechas programadas de operación comercial de los proyectos Agua Prieta II y Repotenciación Manzanillo I U1 en 2011, repotenciación Manzanillo I U2 en 2012, así como Valle de México II en 2013.

3-30

3.10.2 Repotenciaciones En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I. La capacidad total de cada una será de 760 MW, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Sin embargo, con base en los avances tecnológicos en la evolución de costos y en los requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos combinados nuevos en otros sitios del área Occidental, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios económicos logrados por repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en ciclos combinados nuevos. Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México indicadas en el programa 2006–2016, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II y III de 601 MW de capacidad cada uno. A partir de los resultados para el caso de Manzanillo I, se analizará la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Esta alternativa permitiría el reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y, en su caso, daría solución al problema ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas.

3.10.3 Centrales eoloeléctricas Como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE), la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la SENER solicitó a CFE incluir en el plan de expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno. Así el PRC 2008 considera como centrales de este tipo: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW durante 2008–2011, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa. Para este tipo de proyectos, en la evaluación económica se han considerado incentivos económicos del fondo verde del Banco Mundial (BM) que administrará la SENER, hasta por un monto máximo de 1.09 centavos centavos de dólar/kWh durante durante los primeros 5 años de operación operación de la central. Posterior a estos se consideran beneficios por venta de bonos de carbón. Recientemente, la SENER ha informado que sólo la central La Venta III recibiría incentivos económicos del PERGE, debido a que el BM redujo su aportación.

3-31

3.10.4 Centrales carboeléctricas

Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2008 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón resulta competitivo en el mediano y largo plazos. En este programa se confirma la participación de la tecnología de carbón en la expansión del sistema de generación. De esta manera se incluyen, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW —que se construye actualmente actualmente en la central Petacalco— dos plantas carboeléctricas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, a partir de 2017. La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera como alternativa para la capacidad con tecnología libre. 3.10.5 Participación de tecnologías en la expansión

En la figura 3.13 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva para el servicio público en 2007 y 2018. Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público 2007

2018

51,029 MW

63,184 MW1/ Turbogás 2/ Libre 3.8% Combustión interna 3.7% 0.7% Coque 0.5%

Turbogás 5.1% Combustión interna 0.4% Ciclo combinado 33.1%



Ciclo combinado 41.2%

Carboeléctrica 9.2%


Nucleoeléctrica 2.7% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.9% 0.17%

Carboeléctrica 11.3% Nucleoeléctrica 2.7% Geotermoeléctrica 1.8% Termoeléctrica Eoloeléctrica convencional 0.9% 11.8%

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

Figura 3.13

Se incluyen las adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología; éstas representarán 3.7% de la capacidad instalada en 2018.

3-32

3.10.6 Proyectos de cogeneración de PEMEX

En la región bajío, la SENER y PEMEX han planteado la posibilidad de instalar un proyecto de cogeneración asociado a la Refinería de Salamanca. Se prevé en la primera fase una central de ciclo combinado a base de gas natural, la cual también entregará vapor que se utilizaría en los procesos de refinación. Para dar cabida a esta posibilidad, el PRC considera dos proyectos denominados Salamanca Fases Fases I y II en 2013 y 2016 respectivamente. 3.10.7 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental

Recientemente la SENER solicitó a CFE estudiar la posibilidad de instalar capacidad de generación en la región cercana a Zacatecas. Esta opción se está analizando y para tal fin en este plan se ha programado el proyecto CC Occidental para 2016, el cual una vez que se de certidumbre al suministro de gas y al precio del energético en esa región, se realizarían los estudios técnico – económicos necesarios para definir su ubicación geográfica.

3.11

Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico

La figura 3.14 muestra la evolución de la expansión del sector eléctrico (SE), incluyendo servicio público y autoabastecimiento. Evolución de la capacidad del sector eléctrico (MW)

1/

72,529

21,017 3,075

9,345

17,942 63,184

57,299 6,270

-5,787

51,029


Retiros

Servicio público2/

Adiciones


Autoabastecimiento

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW)

Figura 3.14

3-33

En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2007 y 2018 para el sector eléctrico, donde también se incluye el autoabastecimiento. Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sector eléctrico 3/ 2007 57,299 MW


2018 72,529 MW1/ Libre2/ Turbogás Coque 3.3% 3.3% 0.4% Combustión interna 0.6%

Turbogás 4.6% Combustión interna 0.4%


Hidroeléctrica 19.8% Ciclo combinado 35.9%

Autoabastecimiento 10.9%


Carboeléctrica 8.2% Nucleoeléctrica 2.4% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.7% 0.1% Termoeléctrica convencional 22.5%

Autoabastecimiento 13.0%

Nucleoeléctrica 2.2% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.6% 0.8% Termoeléctrica convencional 10.3%

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 3/ Incluye autoabastecimiento local y remoto

Figura 3.15

3.12 Margen de reserva de capacidad La figura 3.16 indica el MR y el MRO del SIN. Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de crecimiento anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 4.9% a 5.6%, sobre la base de las estimaciones de crecimiento económico económico proporcionadas por la SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP). En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1. El estudio del mercado eléctrico considera en el SIN una tasa media anual de incremento de la demanda de 3.6% para los próximos diez años, ocasionado por un menor ritmo de crecimiento de la economía del país. Esta disminución en las expectativas de demanda, se reflejará en valores altos de MR y MRO en el SIN de 2009 a 2013. En 2014 se estará cerca de los valores establecidos en los criterios de planificación. El ajuste del MR se dificulta por la anticipación requerida (4 a 5 años) para que un proyecto de generación entre en operación en una fecha establecida, considerando el tiempo desde que se decide la adición hasta su puesta en servicio. Por tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para 3-34

adquisición de combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo. La disminución del MR en 2009–2013 es resultado de los diferimientos de centrales generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. Para 2008 no se adicionará capacidad en el SIN y para 2009 serán solo 123 MW de capacidad efectiva, los cuales entrarán en operación después de presentarse la demanda máxima de verano de ese año. Margen de reserva y margen de reserva operativo Sistema interconectado nacional

1/

%

50

8 . 5 4

45

0 . 1 4

40

3 9 . 3 7 . 4 3

35

. 4 3 3

8 . 2 3 2 . 9 2

30 25 20

7 . 6 2

7 . 6 2

3 . 1 2 3 . 7 1

8 . 5 1

15

7 . 2 1

8 . 1 1

9 . 4 2

0 5 . 2

2 . 1 1 3 . 8

10

3 . 6

3 . 6

0 . 6

0 . 6

5 0 2008 2009 2010

2011

2012

2013 2014

2015 2016 2017

2018

MRO2/

MR 1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: considera decremento por temperatura en verano

Figura 3.16

El hecho de disponer de MR y MRO superiores a los mínimos establecidos en los criterios de planificación, si bien representa costos adicionales también se obtienen beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo, en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tendrá flexibilidad para aprovechar situaciones coyunturales. Adicionalmente, esta situación se ha utilizado para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes. Otro de los beneficios de un margen de reserva alto es el de la seguridad de abasto eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, como ocurrió en 2007 con el gas natural, y en 2008 con el suministro de carbón a la central de Petacalco. Adicionalmente, la capacidad instalada que actualmente da origen a un MR por encima del criterio establecido se obtuvo a costos muy bajos respecto a los valores actuales.

3-35

Para ajustar las adiciones de capacidad a los criterios de reserva, a partir de 2011 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasione un déficit de capacidad regional, o bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible. A partir de 2015 se mantiene el margen de reserva operativo dentro de los estándares establecidos, como se observa en la figura 3.16. A nivel regional, a pesar de los valores globales altos de MR y MRO en los próximos años, en las áreas Noroeste y Norte se estiman condiciones críticas en algunas horas del verano. Lo anterior debido al diferimiento de proyectos de generación, ocasionado por retrasos en la autorización de inversión y problemas en los procesos de licitación. En estas áreas es prioritaria la entrada en operación de Agua Prieta II, Norte II en 2012 y Norte III en 2014. Una situación similar se presenta en la Zona Metropolitana de la Ciudad de México donde se requiere la central CC Valle de México II en 2013. En los cuadros 3.17 y 3.18 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente, de acuerdo con los criterios establecidos para la planificación del mismo. Para el sistema de Baja California, las tasas de crecimiento de las demandas registradas en los últimos años han resultado en condiciones de déficit de capacidad. Así, en 2007 se importó capacidad por 400 MW en los meses de verano. Se estima que esta situación deficitaria continuará, de tal manera, que para garantizar la confiabilidad de suministro y seguridad del sistema, será necesario importar 250 MW en los periodos de verano hasta 2012. El límite de transmisión para importación de los enlaces del sistema eléctrico de Baja California con el de California es de 400 MW. En 2008 no se incrementará la capacidad de generación en el área Baja California. En 2009 iniciará su operación el proyecto Baja California (277 MW) y en 2010 Baja California II TG (124 MW). Como consecuencia del retraso en la autorización de inversión de los proyectos Presidente Juárez conversión de TG a CC y Cerro Prieto V programados para 2010, entrarían en operación en 2011. De esta manera, sólo con las importaciones antes descritas se podrá atender el criterio de reserva en el sistema. Adicionalmente, debido a que la red eléctrica de Baja California está interconectada a los sistemas del WECC, el incumplimiento de los criterios de reserva por parte de CFE sería motivo de sanciones económicas. Margen de reserva balance con factibles del sistema Baja California

Capacidad instalada (MW) Interconexión al SIN (MW) 1/ Importación de EUA (MW) Capacidad total (MW) 2/ Demanda (MW) 3/ Reserva de capacidad (MW) Margen de reserva (%) 4/

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2,206

2,450

2,615

2,777

2,797

3,077 300

3,077 300

3,077 300

3,357 300

3,303 300

3,517 300

333

246

220

163

2,539 2,696 2,835 2,941 2,208 331 15.0

2,345 352 15.0

2,466 370 15.0

2,557 384 15.0

246

3,043 3,377 3,377 3,377 3,657 3,603 3,817 2,646 397 15.0

2,733 645 23.6

2,828 549 19.4

1/ A partir de 2013 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad 2/ Considera importación de energía en periodos de verano para algunos años, así como degradaciones estacionales 3/ No incluye exportación 4/ Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.17

3-36

2,918 460 15.8

3,007 651 21.6

3,106 498 16.0

3,198 619 19.4

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

1/

Capacidad total (MW) Demanda (MW) Margen de reserva requerida (MW) 2/ Reserva de capacidad resultante (MW)

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

448 344 75 104

448 368 78 80

448 389 78 58

491 411 78 80

491 436 78 55

534 462 78 72

577 486 78 91

599 516 78 83

620 546 82 74

645 575 86 70

688 604 91 84

1/ Considera degradación de capacidad y no incluye TG móvil 2/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima

Cuadro 3.18

3.13

Margen de reserva de energía

Se utilizan las hipótesis fundamentales descritas en este documento, aunque se han revisado las aportaciones hidráulicas de acuerdo con las bases siguientes: 2008 2009 2010–2018

Reales de enero a septiembre y de tipo año húmedo de octubre a diciembre De tipo año seco De tipo año medio

En el cuadro 3.19 se observa el MRE anual calculado en función de los valores brutos de energía necesaria y generación disponible. Indica en porcentaje la energía excedente respecto a la necesaria para satisfacer los requerimientos de los usuarios. En los valores reportados se observa lo siguiente: El MRE es mayor o igual a veintidós por ciento De 2008 a 2018 se reduce de 34% a 22%, consistente con la disminución del margen de reserva de capacidad Se aseguran en las Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH) cifras de energía almacenada superiores al mínimo establecido de 15,000 GWh al primero de enero de cada año

3-37

Margen de reserva en energía Sistema interconectado nacional Concepto Energía necesaria bruta

Unidad

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

GWh

233,202

238,555

245,162

252,795

261,646

285,477

295,815

307,382

318,938

330,511

341,622

MW

34,794

36,765

37,553

37,647

38,609

42,121

42,728

44,165

46,152

47,510

48,329

MW

30,144

31,322

32,174

32,383

33,064

36,255

36,787

38,180

40,174

41,330

41,971

MW

29,052

30,262

31,110

31,424

32,206

35,336

35,880

37,192

39,247

40,457

41,152

Disponible

GWh

Despachada

GWh

254,494 183,724

265,096 198,523

273,270 205,129

275,272 209,520

5/

MW

9,056

9,056

9,056

9,056

9,056

9,056

9,056

9,206

9,206

9,206

9,206

6/

MW

2,287

2,287

2,287

2,287

3,037

3,129

3,129

3,129

3,129

3,361

4,261

Con regulación (GCH)

GWh

Sin regulación

GWh

Total

GWh

32 ,327 7,531 39 ,858

22, 955 5,742 28, 698

22 ,236 6,202 28 ,438

24, 437 6,202 30, 639

24, 46 9 6,866 31, 33 5

2 4, 51 3 7,011 3 1, 52 4

23 ,843 7,027 30 ,871

2 4,7 40 7,027 3 1,7 67

24 ,732 7,027 31 ,760

24, 294 7,459 31, 753

24 ,30 9 8,611 32 ,92 0

GWh

20 ,111

19, 689

15 ,146

17, 592

17, 59 2

1 7, 59 2

17 ,592

1 7,5 92

17 ,592

17, 592

17 ,59 2

GWh

40,913 9,946

23,622

30,689

30,445

31,141

31,330

30,676

31,573

31,565

31,559

11,421

11,606

12,645

12,645

15,288

15,288

15,288

15,288

15,288

15,288

70 ,770 5,111 75 ,881

66, 574 4,689 7 1,2 63

68 ,142 146 68 ,288

65, 752 2,592 68, 343

65, 40 3 2,592 67, 99 5

7 0, 87 6 2,592 7 3, 46 7

65 ,518 2,592 68 ,109

6 5,4 82 2,592 6 8, 073

71 ,901 2,592 74 ,492

70, 922 2,592 73, 513

68, 05 8 2,592 70 ,64 9

34

31

29

28

27

27

24

23

25

23

22

2/

Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada

Capacidad media termoeléctrica

Generación termoeléctrica

3/

3/

Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada

Generación hidroeléctrica

Disponible Para energía

4/

Con regulación Sin regulación

Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] Aportaciones a las hidroeléctricas Autoabastecimiento remoto

7/

GWh

Termoeléctrica Reserva en energía

Hidroeléctrica Total

Margen de reserva

1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6/ 7/ 8/

1/

8/

GWh GWh GWh

%

282,125 216,722

309,547 238,672

315,171 249,653

325,800 260,318

343,801 271,900

354,401 283,479

361,481 293,424

32,726

BC se interconectará al SIN a partir de abril de 2013 Energía neta necesaria, más usos propios de generación Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento Considera que la capacidad turbogás de punta está disponible cuatro horas de cada día hábil Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán Incluye las hidroeléctricas pequeñas y las siguientes adiciones, que para efectos de planeación, se consideran sin regulación: en enero y abril de 2012 las unidades de La Yesca. En abril de 20 13 Río Moctezuma; en abril de 2015 la ampliación de Villita en abril de 2017 Copainalá. En abril, julio y octubre de 2018 La Parota/Tenosique Aportaciones = (Energía Almacenada (Final - Inicial)) + Generación Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima energía almacenada aceptable al primero de enero de cada año

Cuadro 3.19

3.14 Diversificación de las fuentes de generación Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversificación, aun con un mayor costo, permite reducir la exposición al riesgo. Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor único de combustibles prioritarios, y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes de energía renovable. En estudios de años anteriores, donde los precios del gas natural se ubicaban por debajo de 6 dólares/MMBtu, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados. Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles fósiles, hace prever que los de gas natural, combustóleo y carbón mineral serán superiores a los estimados en ejercicios anteriores.

3-38

De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, en este ejercicio de planificación se han considerado precios nivelados de alrededor de 8 dólares/MMBtu para el gas natural, de 52 dólares/barril para el combustóleo nacional, de 63 dólares/barril para el combustóleo importado, de 99 dólares/tonelada para el carbón importado y de 0.80 dólares/MMBtu para el combustible nuclear. En este escenario y con los costos de inversión de las tecnologías de generación, la expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra con la participación de proyectos basados en tecnologías de gas natural y carbón. A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han considerado en los análisis de largo plazo. Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que:

a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido menos volátil. Sin embargo, de intensificarse su uso, se necesitarán establecer lineamientos de política energética y de utilización de combustibles, para realizar acciones con el fin de ratificar y garantizar los recursos de carbón mineral en las regiones de Sabinas y Río Escondido en Coahuila, Cabullona y Barranca en Sonora, y de Tlaxiaco y San Juan Diquiya en Oaxaca, o bien incrementar su importación. Así mismo se deberán desarrollar estrategias de compra de carbón a largo plazo que garanticen precios competitivos. Además de las inversiones necesarias en estas centrales —más altas que para las de ciclo combinado— también se requieren algunas adicionales para la recepción y manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el transporte de este energético en el territorio nacional. Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Además, para cumplir con la normativa ambiental se consideran las inversiones asociadas a equipos anticontaminantes. Con todos estos elementos se incluye esta tecnología dentro de la estrategia de diversificación del parque generador. Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido

un incremento importante en la seguridad de su operación, sin embargo sus costos nivelados de generación aún son altos, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que las hace competitivas en escenarios con restricciones en el suministro y altos precios del gas natural. Centrales hidroeléctricas. Si bien son elevados los costos de inversión y en algunos casos

existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción, operan competitivamente en las horas de demanda máxima y ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros. Ciclos combinados con gasificación integrada. El atractivo de esta tecnología es la

posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, con el fin de obtener gas de síntesis para ser utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este

3-39

proceso se avanza en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de energéticos primarios de baja calidad. En las figuras 3.17 y 3.18 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2007 y 2018 en función de los energéticos utilizados. Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de generación reducirá su participación de 73% en 2007 a 69.9% en 2018. Capacidad bruta por tipo de combustible Servicio público 2007

2018

51,029 MW

63,184 MW

Combustibles fósiles 69.3%




Geotermia 1.8% Eólica 0.9% Nuclear 2.7%

Geotermia 1.9% Nuclear 2.7%

Eólica 0.2%

1/

Libre 3.7%

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.17

Capacidad bruta por tipo de combustible Sector eléctrico 2007

2018

57,299 MW

72,529 MW





Geotermia 1.7% Nuclear 2.4%

Geotermia 1.6%

Eólica 0.1%

Eólica 3.5% Nuclear 2.3%

1/

Libre 3.3%

1/ Tecnología aún no definida

Figura 3.18

3-40

3.15

Fuentes de suministro de gas natural

Con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de GNL y la instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de México, en el occidente del país y en la península de Baja California. Tomando en cuenta la problemática de importar gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar su suministro a las centrales eléctricas en esta región, CFE consideró como alternativa la importación de GNL a través de una terminal de almacenamiento y regasificación en la costa del Golfo de México. Por lo anterior, adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas. Esta terminal está en operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementó a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para estar en condiciones de incrementar el suministro y la capacidad de transporte hacia el centro del país, se requerirá adicionar capacidad de condensación y evaporación en la terminal de GNL en Altamira. Asimismo, se necesitará desarrollar la ampliación del gasoducto Naranjos Tamazunchale hasta la región central del país, con el objeto de abastecer a las nuevas centrales de generación; se estima una longitud de 230 km y un diámetro de 30 pulgadas. Por otro lado, considerando que el desarrollo de las terminales de GNL es un elemento clave para garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural en la región Occidental, la SENER y la Junta de Gobierno de CFE autorizaron el desarrollo de los siguientes proyectos: i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco) en el puerto de Manzanillo, para lo cual

será necesario desarrollar infraestructura adicional: a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los buquetanques a la laguna de Cuyutlán y b) recinto portuario, que involucra la construcción del muelle para atraque de los buquetanques para una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el dragado correspondiente. ii) Instalación de una terminal de almacenamiento y regasificación de GNL en Manzanillo,

Colima, lo que dará seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la región. En una primera etapa se estima una producción de 90 MMpcd para julio de 2011, la cual se incrementaría a 180, 360, 400 y 500 MMpcd de 2012 a 2015, respectivamente. La segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd. iii) Construcción de un gasoducto de al menos 24 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y

Guadalajara, el cual entrará en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. Por otra parte, a fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como precio de referencia el del sur de California (SOCAL). Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad de 235 MMpcd. El contrato incluye la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd, un gasoducto con una longitud aproximada de 3-41

75 km y diámetro de 30 pulgadas. La capacidad excedente a la contratada por CFE se destinará a otros mercados en el sur y oeste de EUA.

3.16

Oportunidades de participación generación de electricidad

de

los

particulares

en

la

De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2007 la generación de energía para autoabastecimiento fue de 23.2 TWh, lo que representa un crecimiento de 5.0% respecto a 2006. Se estima que durante 2008–2018, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 2.4% para alcanzar 30.1 TWh en 2018. Lo anterior representa un incremento por abajo del promedio para el mercado eléctrico en su conjunto. El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE.

3.17

Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

3.17.1 Restricciones ecológicas

Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones ambientales que impone la legislación en la materia en cada región del SEN, esencialmente para las operadas a base de energéticos fósiles. La norma ambiental mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y un corredor industrial. Ver figura 3.19. En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental.

3-42

Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

4

5

2

9

Zonas metropolitanas: 1. México, D.F. 2. Monterrey, N.L. 3. Guadalajara, Jal.

3

7

Municipios: 4. Tijuana, B.C. 5. Cd. Juárez, Chih.

8 1

6

Centros de población : 6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver. 7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto. 8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México

Corredores industriales : 9. Tampico – Madero – Altamira, en el estado de Tamaulipas

Figura 3.19

3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico

El consumo específico (CE) es la variable esencial para determinar la eficiencia en el proceso de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada tecnología. El parque de generación existente cuenta con eficiencias que van desde 15 hasta 52 por ciento. Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La figura 3.20 presenta comparativamente su clasificación para 1997, 2007 y 2018.

3-43

Clasificación de la capacidad efectiva instalada por rango de eficiencia 1/ CFE y LyFC Servicio público

1997

22,703 MW

2007

37,272 MW

R 6,148 (27.1%)

A 14,030 (37.6%)

B 394 (1.1%)

P 3,421 (15.0%)

A 13,069 (57.6%)

P 3,332 (8.9%)

2018 2/

B 65 (0.3%)

R 5,366 (14.4%)

MB 9,279 (24.9%)

47,342 MW R 2,625 (5.5%)

A 13,022 (27.5%)

B 3,473 (7.3%)

E 4,871 (13.1%)

P 1,495 (3.2%)

E 17,422 (36.8%) MB 9,305 (19.7%)

1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni combustión interna móvil 2/ Con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros 2008-201 8

Rango de eficiencia (%) ≥ 50 ≥ 45

< 50 ≥ 40 < 45 ≥ 35 < 40 ≥ 30 < 35 < 30

Clasificación

E (Excelente) MB (Muy buena) B (Buena) A (Aceptable) R (Regular) P (Pobre)

Figura 3.20

En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras de 2003 a 2007 y la evolución esperada de 2008 a 2018, de acuerdo con el equipo existente y los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.

3-44

Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público

Eficiencia % 48.0

46.0

44.0

42.0

40.0

38.0

36.0 Servicio público

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 36.9

38.8

38.6

39.2

40.2

41.6

42.2

43.0

43.1

43.1

44.3

44.7

44.5

45.0

45.6

46.5

1/ No incluye Laguna Verde, ni 3.1 1 MW de combustión interna móvil, con el programa de requerimientos de capacidad 2008-2018

Figura 3.21

3.17.3 Composición de la generación bruta

En las figuras 3.22 y 3.23 se presentan la participación en la generación para 2007 y 2018 de las distintas tecnologías, tanto para el servicio público como para el sector eléctrico. Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento con ciclos combinados (CFE + PIE), carboeléctricas y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología libre. Si bien los permisionarios de TA aún no precisan las cargas que autoabastecerán de manera remota, la demanda máxima y consumo correspondientes se incluyen en los pronósticos del mercado eléctrico (Capítulo 1). En la estimación de producción de energía se consideran 5.5 TWh generados por estos permisionarios.

3-45

Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público Escenario Base 2007real

2018base

232,552 GWh

329,912 GWh



Ciclo combinado 44.2% Termoeléctrica convencional 6.2%



Nucleoeléctrica 4.5% Eoloeléctrica 0.1%

Nucleoeléctrica 3.9%

Libre 1.4% Eoloeléctrica Turbogás 0.6% 0.2% Geotermoeléctrica Carboeléctrica 14.3% Combustión interna 2.6% 0.7%

Turbogás 1.1%

Geotermoeléctrica 3.2%


Combustión interna 0.5%

Figura 3.22

Generación bruta por tipo de tecnología Sector eléctrico Escenario Base 2007real

2018base

255,720 GWh

360,028 GWh







Nucleoeléctrica 4.1% Eoloeléctrica 0.1% Geotermoeléctrica Autoabastecimiento 2.9% 9.1%

Turbogás 1.0% Combustión interna 0.5% Carboeléctrica 12.3%

Nucleoeléctrica 3.5% Eoloeléctrica 0.6% Geotermoeléctrica 2.4% Autoabastecimiento 8.4%

Figura 3.23

3-46

Libre 1.3% Turbogás 0.2% Combustión interna Carboeléctrica 0.7% 13.1%

3.17.4 Requerimientos de combustibles

Se muestran en la figura 3.24 y cuadro 3.20. Se prevén tasas medias de crecimiento anual de 4.7% para gas natural y 3.0 % para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diésel decrecerán 9.1% y 5.2%, respectivamente. Para garantizar el abasto se considera la operación comercial de terminales regasificadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo. Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles Servicio público Calor (Terajoule / día)

7,000 6,000 Coque

5,000

Diésel Carbón

4,000

Gas natural licuado

3,000

Gas de importación

2,000

Gas de origen nacional

1,000 Combustóleo

0 2007 Real

2008

2009

2010

2011

2012 2013

2014

2015

2016

2017

2018

Figura 3.24

La reducción en el consumo de combustóleo se debe: 







Al aumento en el uso de gas natural en centrales existentes para cumplir con la normativa ambiental Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados a gas natural A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas en 2010, 2017 y 2018 Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo factor de planta.

3-47

Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público Combustible Combustóleo

Unidades 2007 real m3 / d ía

Gas

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018 tmca (%)

31,365.5 25,323.2 23,215.2 21,559.3 18,832.1 18,000.5 14,305.4 15,437.8 17,009.3 15,106.9 14,256.0 11,032.2

-9.1

MMm3 / día

63.5

68.5

70.5

73.4

75.3

79.0

83.0

87.2

92.6

99.0

103.9

105.1

4.7

Gas de origen nacional

MMm3 / día

34.5

33.1

33.7

35.0

33.9

33.7

34.0

35.1

37.0

38.9

43.7

46.6

2.8

Gas de importación

MMm3 / día

20.4

22.1

23.5

19.8

20.4

21.2

20.5

23.0

25.0

26.1

25.5

24.0

1.5

Gas natural licuado

MMm3 / día

8.5

13.3

13.3

18.6

21.0

24.2

28.5

29.1

30.6

34.0

34.6

34.5

13.6

Diésel

m3 / día

592.0

653.6

307.2

425.3

327.4

402.0

291.0

258.5

240.0

207.3

307.5

327.4

-5.2

Carbón

MMt / año

14.7

10.7

15.5

16.3

16.8

17.5

17.9

18.0

17.9

17.9

18.8

20.3

3.0

Coque

MMt / año

0.4

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

6.5

Cuadro 3.20

La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2007 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Central y Peninsular y en menor medida en las restantes. Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público

3.7

6.2

Baja California

Millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día)

6.6 2.6

Noroeste

14.5 8.3

31.3

Norte

2007

63.5 Registrado

2018

105.1 Pronosticado

21.3

Noreste

20.6 4.7

5.1

7.1

Occidental

Peninsular

10.6

Central

10.7

9.5

Oriental

Figura 3.25

3-48

5.8

En 2018 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará su consumo en las regiones Noreste, Occidental, Norte, Central y Oriental. Los cuadros 3.21a y 3.21b muestran la estimación de los requerimientos de este energético por áreas del Norte y del Sur. En 2018, 44.4% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público tendrá origen nacional, 32.8% será gas natural licuado de importación y el 22.8% restante, gas continental importado. En estas estimaciones, además de las tecnologías definidas a base de gas, se considera el consumo asociado a Salamanca fases I y II, y Noroeste, con 628 MW y 641 MW respectivamente del total de capacidad identificado como libre; 129 MW en Baja California Sur utilizarían combustóleo y diésel, y los restantes 970 MW podrían usar otros combustibles como se indica en la siguiente sección. Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3) Servicio público Área

2007real

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Baja California Gas importado Gas natural licuado

3.7 3.7

4.2 4.2

4.0 4.0

4.4

4.3

4.9

5.7

5.8

6.0

6.3

6.3

6.2

4.4

4.3

4.9

5.7

5.8

6.0

6.3

6.3

6.2

Noroeste Gas importado

2.6 2.6

3.1 3.1

3.2 3.2

3.2 3.2

3.2 3.2

4.4 4.4

4.9 4.9

4.9 4.9

4.9 4.9

6.2 6.2

6.6 6.6

6.6 6.6

Norte Gas de origen nacional Gas importado

8.3 2.7 5.6

8.0 2.7 5.4

8.9 3.3 5.6

10.1 4.1 6.0

10.8 4.6 6.2

11.5 5.8 5.7

11.3 6.3 5.0

13.0 6.3 6.7

13.6 6.4 7.2

13.3 6.5 6.8

14.3 8.0 6.2

14.5 8.6 5.9

Noreste Gas de origen nacional Gas importado Gas natural licuado

21.3 6.4 8.4 6.4

26.1 7.9 9.5 8.7

29.4 9.2 10.7 9.5

29.3 9.3 10.6 9.5

29.5 9.0 11.0 9.5

29.3 8.7 11.1 9.5

28.5 8.5 10.6 9.4

29.6 8.7 11.4 9.4

31.3 9.0 12.9 9.5

32.5 10.1 13.0 9.4

32.7 10.7 12.7 9.3

31.3 10.5 11.5 9.2

Cuadro 3.21a

Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3) Servicio público Área

2007real

2008

2009

2010

2011

2012

Occidental Gas de origen nacional Gas natural licuado

4.7 4.7

4.8 4.8

4.0 4.0

4.5 4.5

5.2 2.7 2.5

7.9 2.8 5.1

10.8 2.2 8.7

11.4 2.3 9.1

12.8 2.5 10.4

15.6 2.1 13.5

18.3 4.1 14.2

20.6 6.5 14.2

Central Gas de origen nacional Gas natural licuado

7.0 7.0

6.4 5.9 0.4

5.0 5.0

5.2 4.7 0.5

5.2 4.6 0.5

4.8 4.2 0.6

5.7 5.0 0.7

6.4 5.7 0.6

7.4 6.8 0.6

8.8 8.1 0.7

9.5 8.7 0.8

10.6 9.3 1.3

Oriental Gas de origen nacional Gas natural licuado

10.7 8.6 2.1

10.5 6.2 4.2

10.2 6.4 3.8

10.8 6.7 4.2

11.2 7.1 4.1

10.6 6.5 4.1

10.4 6.3 4.1

10.4 6.4 4.1

10.6 6.5 4.1

10.4 6.4 4.1

10.3 6.3 4.0

9.5 5.8 3.7

Peninsular Gas de origen nacional

5.1 5.1

5.5 5.5

5.8 5.8

5.7 5.7

5.8 5.8

5.6 5.6

5.7 5.7

5.7 5.7

5.8 5.8

5.8 5.8

5.8 5.8

5.8 5.8

Total

Gas de origen nacional Gas importado Gas natural licuado

2013

2014

2015

2016

2017

2018

63.5

68.5

70.5

73.4

75.3

79.0

83.0

87.2

92.6

99.0

103.9

105.1

34.5 20.4 8.5

33.1 22.1 13.3

33.7 23.5 13.3

35.0 19.8 18.6

33.9 20.4 21.0

33.7 21.2 24.2

34.0 20.5 28.5

35.1 23.0 29.1

37.0 25.0 30.6

38.9 26.1 34.0

43.7 25.5 34.6

44.4 22.8 32.8

Cuadro 3.21b

3-49

3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre

El plan de expansión incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovable, como hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identificadas como libres (2,368 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro 3.22. Proyectos a partir de fuentes de energías renovables y tecnologías libres Proyecto

Ubicación

Tipo

2010

La Venta III Humeros Fase B Oaxaca I Humeros Fase A Cerro Prieto V Oaxaca II a IV La Yesca Salamanca Fase I Río Moctezuma Villita Ampliación Los Azufres III Salamanca Fase II Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) Noroeste Copainalá Los Azufres IV Noreste III (Sabinas) Baja California IV (SLRC) La Parota/Tenosique Baja California Sur IX (Todos Santos)

Oaxaca Puebla Oaxaca Puebla Baja California Oaxaca Nayarit Guanajuato Hidalgo, Querétaro Michoacán Michoacán Guanajuato Baja California Sur Sonora Chiapas Michoacán Coahuila Sonora Guerrero/Chiapas Baja California Sur

EO GEO EO GEO GEO EO HID Libre HID HID GEO Libre Libre Libre HID GEO Libre Libre HID Libre

101 23 101

2011

GEO: Geotermoeléctrica

2014

2015

2016

2017

2018

750 314 92 150 75 314 86 641 232 75 700 270 900 43

225 225

HID: Hidroeléctrica

2013

28 107 304

Total anual Acumulado

EO: Eoloeléctrica

2012

439 664

750 1,414

406 1,820

0 1,820

150 1,970

1,116 3,086

232 3,318

1,988 5,306

Libre: Tecnología aún no definida

Cuadro 3.22

En el cuadro 3.23 se presentan los requerimientos alternos de combustible para las centrales con tecnología libre. Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras tipo libre Central Noreste III (Sabinas)

Entidad federativa 2/

Baja California IV (SLRC)

Coahuila 2/

Sonora

Capacidad efectiva (MW)

Año

Generación FP (%)

GWh

PC1/ (kcal / m 3)

Gas Eficiencia (%)

1/ MMPCD PC (kcal / kg)

2018

3/

700.0

57.9

2,675.0

8,801.0

52.0

48.6

2018

3/

270.0

56.3

1,003.3

9,344.0

52.0

17.2

(MW)

(GWh)

Totales 2018

970.0

3,678.2

1/ Poder calorífico estimado para el combustible 2/ Posible inyección de potencia 3/ A partir de abril del año correspondiente

Cuadro 3.23

3-50

Gas

4,582.0

Carbón Eficiencia Mton/año (%) 43.1

1,165.4

Carbón (MMPCD) 65.8

Mton/año 1,165.4

4.

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

4.1

Introducción

Una red de transmisión confiable permite integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación instalados en el sistema. Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional, al cual recientemente se incorporó el área Noroeste. Actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran aislados. El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces desde 161 kV hasta 69 kV. En la planificación, se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad. El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características siguientes: Sin sobrecargas en elementos Operación dentro de rangos de tensión establecidos Sin problemas de estabilidad angular Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central, Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en el norte se encuentra en etapa de robustecimiento, especialmente en las áreas Norte y Noroeste, con una red de transmisión aislada en 400 kV que opera inicialmente en 230 kV.

4.2

Metodología para expandir la red de transmisión

4.2.1

Plan de transmisión de mínimo costo

Su objetivo principal es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga no sólo criterios técnicos sino también de rentabilidad. Análisis de mínimo costo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el horizonte de estudio. Cada una de ellas considera en Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor. Una vez definida la opción de mínimo costo, se efectúa la evaluación económica. Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes con el objeto de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión1. 1

Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad. 2007

4-1

El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el nuevo escenario Base. Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas: Definición de escenarios de demanda Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio 4.2.2

Escenario de demanda

Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en el escenario Base del mercado eléctrico. Ver capítulo 1. 4.2.3

Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte2

Para su determinación se toman como marco de referencia: La topología del sistema del año en curso Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda y puntos de operación. Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir con los siguientes criterios de planificación de CFE: Confiabilidad Seguridad en la operación Calidad del servicio 4.2.4

Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión

A partir de los planes del año horizonte, se proceden a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.

2

Least-Cost Transmission Planning Considering Power Industry Restructuring. R.R. Austria et al. International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA.October 1997

4-2

4.3

Expansión de la red de transmisión

Ha sido planificada para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico del nuevo escenario Base para 2009-2018. La tasa media anual esperada para el crecimiento de la demanda máxima bruta es de 3.6 por ciento. El cuadro 4.1. muestra las metas del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y equipo de compensación. Incluye la construcción de 20,664 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales 4,649 km-c se realizarían con recursos propios y 16,015 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP). Para subestaciones se han programado instalar 54,183 Megavolt-ampere (MVA) de transformación, 11,382 MVA con recursos propios y 42,801 MVA como PIP. En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectados incorporar 11,051 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr. Resumen del programa de obras de transmisión y transformación 2009 – 2018 2009 Líneas

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Total

400 kV

317

901

408

194

168

733

759

786

814

843

5,923

230 kV

186

410

413

172

1,566

214

432

388

431

447

4,659

503

1,311

821

366

1,734

947

1,191

1,174

1,245

1,290

10,582

Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total

1,257

1,806

1,144

868

751

1,124

1,760

3,117

1,965

1,234

2,485

2,071

2009 Subestaciones

875

230 kV Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total

2011

2012

2013

2014

2015

741 1,915

2016

767 2,012

2017

795 2,085

2018

10,082 20,664

Total

6,750

3,100

725

1,500

2,100

3,210

3,325

3,443

3,566

28,594

350

750

1,698

2,067

3,127

490

1,193

833

860

773

12,141

1,225

7,500

4,798

2,792

4,627

2,590

4,403

4,158

4,303

4,339

40,735

1,548

1,506

1,581

1,684

839

1,796

1,594

933

966

1,001

13,448

2,773

9,006

6,379

4,476

5,466

4,386

2009 Compensación

2010

829 2,020

MVA

400 kV

2010

2011

2012

2013

2014

5,997

2015

5,091

2016

5,269

2017

5,340

2018

54,183

Total

MVAr

400 kV

1,144

1,683

250

100

292

224

200

1,400

222

230

5,745

230 kV

21

200

228

0

116

24

25

26

27

28

695

1,165

1,883

478

100

408

248

225

1,426

249

258

6,440

526

416

906

427

364

506

344

361

374

387

4,611

1,691

2,299

1,384

527

772

754

569

Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total

2010

km-c

Cuadro 4.1

4-3

1,787

623

645

11,051

4.4

Escenario actual por área de control

Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión de corto y mediano plazos. 4.4.1

Área Central

El Área de Control Central (ACC) tiene como responsabilidad el suministro de energía eléctrica a la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM), el estado de México y parcialmente los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La demanda eléctrica de la ZMCM es atendida en su totalidad por LyFC, con una participación aproximada de 90% del total del consumo del área Central. El 10% restante en demanda está compuesto por las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan. Desde el punto de vista de la infraestructura de la red eléctrica, el área es alimentada por 16 líneas de transmisión de 400 kV, cinco de 230 kV y dos de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con compensadores estáticos de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). Debido al crecimiento natural de la demanda en el área, se espera que en el corto y mediano plazos se presenten diversas problemáticas. A continuación se mencionan algunas de estas, que se resolverán con obras ya programadas por CFE y LyFC. Actualmente, la ciudad de Toluca es un punto importante y estratégico de crecimiento industrial y residencial en el país, en donde el suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMCM. En el ámbito operativo es importante dar seguimiento a la regulación de voltaje ante la demanda máxima, y ante contingencias supervisar los flujos de potencia en los circuitos restantes. Esta condición podría reducir la confiabilidad del suministro y limitar el crecimiento económico de la ciudad de Toluca. Con respecto a la red eléctrica que suministra la región norte del ACC contenida en la zona eléctrica Hidalgo de LyFC, está compuesta por cuatro líneas en 230 kV con afectación en sus estructuras debido a la contaminación a la que están expuestas. Ante condiciones de falla en horas de máxima demanda se podrían presentar problemas de suministro de energía y también en el corredor industrial que tiene predominantemente carga de empresas cementeras. La problemática de la red troncal en 400 kV consiste en altos niveles de transmisión de energía en las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria. Ante la salida de un circuito de la primera trayectoria, se podrían alcanzar valores cercanos a la saturación en el circuito restante. El abastecimiento de agua potable hacia la ZMCM y la ciudad de Toluca se lleva a cabo por medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual a su vez depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV. Esta subestación también abastece la energía de la zona Valle de Bravo y Altamirano. Ante el crecimiento de la demanda del sistema Cutzamala se estima en el mediano plazo la posible saturación de la transformación.

4-4

En su balance carga-generación, el área es importadora de energía, y el suministro se sustenta en gran medida con los enlaces existentes hacia las áreas vecinas. Por su déficit de generación local esta zona podría estar propensa a problemas de bajo voltaje. 4.4.1.1 Obras principales Para resolver la problemática se han programado aquellas que resultan de los estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos proyectos. El de red asociada a la SE Deportiva consiste en la construcción de entronques en 230 kV y 400 kV en la zona Toluca, para utilizar la transformación de 400/230 kV actualmente instalada en dicha subestación. De esta manera se resolverá la problemática existente de suministro y adicionalmente se presentarán ahorros operativos en el sistema eléctrico. El inicio de su operación se estima para septiembre de 2009. La repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula ha sido concebido como un proyecto integral para su ejecución en dos etapas. Inicialmente se realizaría el tendido del segundo circuito de la línea Jorobas-Tula y la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo para diciembre de 2009; posteriormente para septiembre de 2010 se repotenciaría el circuito Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan considerando estructuras de doble circuito con tendido del primero. Este proyecto resolvería la problemática de suministro en la parte norte de la ZMCM, incrementando su capacidad de transmisión. Se tiene en programa el doble circuito Valle de México-Victoria en 400 kV como parte de la red asociada a la Central CC Valle de México II y III. Esta trayectoria en complemento con el entronque de la SE Valle de México con la LT Teotihuacan-Lago apoyaría para disminuir los altos flujos de las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria. En caso de presentarse el crecimiento de la demanda pronosticado para el sistema de Bombeo Cutzamala, se tiene en programa la SE Ixtapantongo potencia con transformación de 400/115 kV la cual solucionaría la sobrecarga de la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación iniciaría en mayo de 2017. Como apoyo para el control y soporte de voltaje en el ACC se tiene en programa un compensador estático de VAr en la subestación Donato Guerra para noviembre de 2016. Esta obra proveería control dinámico de voltaje compensando bajos y altos voltajes ante la salida de líneas de transmisión en 400 kV y condiciones de baja demanda respectivamente. En el cuadro 4.2 se muestran los refuerzos principales programados por CFE para 2009-2018.

4-5

Principales obras programadas 2009 – 2018 Tensión kV

Linea de Transmisión

Tula CT-Jorobas Deportiva entronque-Donato Guerra-San Bernabé Deportiva entronque-Estadio-San Bernabé Tula CT-Nochistongo Tula CT-Teotihuacán Victoria-Valle de México Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra

400 1/ 400 230 230 230 400 400

Núm. de Longitud Fecha de circuitos km-c entrada

2 2/ 2 2 2 2 3/ 2 1/ 2

Total 1/ Operación inicial 230 kV

26.0 1.0 8.0 44.0 66.0 50.0 5.0

Jun-09 Sep-09 Sep-09 Dic-09 Sep-10 Mar-13 May-17

200.0 2/ Tendido del segundo circuito

Subestación

Volcán Gordo Banco 1 Ixtapantongo Potencia Banco 1

3/ Tendido del primer circuito

Cantidad

Equipo

4 4

T T

Total

Capacidad Relación de Fecha de MVA transformación entrada

500 500

400 /115 400 /115

Jul-14 May-17

1,000

T: Transformador

Tensión Capacidad kV

Compensación

Equipo

Lázaro Cárdenas P.-Donato Guerra Pitirera-Donato Guerra L1 Pitirera-Donato Guerra L2 Donato Guerra CEV

Capacitor Serie Capacitor Serie Capacitor Serie Compensador Estático de VAr

Total

MVAr

Fecha de entrada

400 505.6 400 231.9 400 231.9 400 450.0/450.0 Ind./Cap.

Nov-09 Nov-09 Nov-09 Nov-16

1,869.4

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo

Cuadro 4.2

4-6

4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III El proyecto de generación consiste en la instalación de dos ciclos combinados con capacidad de 601 MW cada uno. Inicialmente el primero entrará en operación para septiembre de 2013 y posteriormente lo hará el segundo para septiembre de 2015. La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México. Debido al nivel de contaminación existente, al aprovechamiento de manera óptima de los espacios disponibles del sitio y considerando su posición estratégica en el sistema eléctrico nacional, el primer proyecto se conectaría a una nueva subestación de tipo encapsulada en SF6 de 230 kV propiedad de CFE. Adicionalmente LyFC construirá en su predio una subestación similar de 230 kV a fin de conectar sus líneas de transmisión. Para el segundo proyecto, CFE instalará una nueva en SF6 de 400 kV, la cual interconectará las subestaciones Victoria, Teotihuacan y Lago. La subestación en 400 kV tendría la preparación de bahías para recibir el último proyecto de generación que corresponde a Valle de México IV. Con estas obras se sustituiría la actual subestación de tipo convencional por una de tipo compacto, lo cual proporcionará mayor flexibilidad operativa a las dos empresas. Ver figura 4.1. Las principales obras de transmisión asociadas a esta red son: Obras con cargo a CFE

Obras con cargo a LyFC LT Valle de México entq. Teotihuacan-Lago LT Victoria-Valle de México en 400 kV, 2 circuitos, en 400 kV, 2 circuitos, 1 km, 1113 ACSR, 25 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase. 2 conductores/fase. 11 alimentadores en 230 kV 20 alimentadores en 230 kV 12 alimentadores en 400 kV 2 alimentadores en 400 kV Red de transmisión asociada a Valle de México II y III Teotihuacan A la Manga Tecámac

Victoria

Cartagena

Texcoco Norte Chiconautla Valle de México II 601 MW Valle de México III 601 MW

Sosa

Ecatepec

Tren suburbano

Valle de México

CEV + 300 MVAr

Cerro Gordo

Texcoco

CPM Cuauhtémoc

Kilómetro cero

Azteca

Jabón La Corona

Lago

Madero Xalostoc Esmeralda

Figura 4.1

4-7

Chapingo

CEV + 300 MVAr

4.4.2

Área Oriental

La infraestructura eléctrica abarca desde el centro hasta el sureste del país, y atiende a los estados de Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste. La capacidad de generación en el área a diciembre de 2007 fue de 12,735 MW, de los cuales 48% se produjeron en Centrales del Complejo Hidroeléctrico del Grijalva. La operación de la red eléctrica principal está ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del sistema interconectado. Fuera de esta condición y con un despacho menor, la red de 400 kV del sureste requiere, para su control, de esquemas de compensación de potencia reactiva. De acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados problemas en diferentes puntos de la red, tales como saturación de la transmisión y transformación en las zonas de Papaloapan, Poza Rica, Veracruz, Villahermosa, Tlaxcala y Acapulco. Para ello, se han definido proyectos que eviten dichas problemáticas. Asimismo, en 2009 se requiere de esquemas de compensación capacitiva para la demanda máxima de las zonas Veracruz, Orizaba, Tlaxcala y Papaloapan. A partir de 2009, entrarían en operación en el Istmo de Tehuantepec grandes parques de generación eólica. Se tiene previsto de 2009 a 2011 la adición de una capacidad de 2,492 MW. Del total anterior, 1,895 MW corresponden a los proyectos denominados de Temporada Abierta los cuales consideran 1,490 MW en la figura de autoabastecimiento y 405 MW de los proyectos Oaxaca I, II, III y IV en la de PIE. Como complemento a los de Temporada Abierta están definidos los de Nueva Temporada con 330 MW y los inmediatos con 166 MW. Finalmente el proyecto la Venta III con 101 MW de capacidad de generación iniciará su operación en julio de 2010. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Papaloapan son: la CH Temascal I con una capacidad instalada de 4 x 38.5 MW y cinco líneas de subtransmisión de 115 kV con una longitud promedio de 75 km cada una. Derivada de una menor disponibilidad de la generación local, para 2010 se estiman problemas de control del voltaje en la zona por una alta transmisión en 115 kV. Con la entrada en operación de la subestación Cerro de Oro, con 500 MVA de capacidad y relación de transformación 400/115 kV, se garantizaría el suministro de energía eléctrica a esta zona. Entraría en operación en marzo de 2010. El suministro de electricidad a las regiones de Poza Rica, en el estado de Veracruz y Teziutlán, en el estado de Puebla, se proporciona a través de la SE Poza Rica I con capacidad de 200 MVA y de la SE Jalacingo con capacidad de 100 MVA, ambas con relación de transformación 230/115 kV. Se estima que para 2010 esta transformación podría operar con sobrecarga. El proyecto Papantla Bco. 1, de 500 MVA de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitaría la

4-8

saturación de la transformación y la transmisión de 115 kV de las zonas Poza Rica y Teziutlán. Iniciaría su operación en julio de 2010. El suministro de energía eléctrica a las regiones de La Chontalpa, Villahermosa y Los Ríos en el estado de Tabasco, se proporciona a través de tres líneas de transmisión de 230 kV, una de ellas aislada a 400 kV, provenientes de las centrales hidroeléctricas Malpaso y Peñitas. Para 2010 se estima una saturación de su capacidad de transmisión. Esta problemática se volvería más crítica ante la indisponibilidad de unidades generadoras de Peñitas. Con la entrada en operación del proyecto Malpaso-Tabasco para junio de 2010, que considera la construcción de la subestación Tabasco de 875 MVA de capacidad de transformación que incluye un banco de reserva con relación 400/230 kV y el tendido del segundo circuito de la LT Malpaso-Macuspana II de 106 km-c pasando a operar en tensión de 400 kV, se atendería el crecimiento de la demanda de mediano plazo. Para satisfacer la demanda de las ciudades de Veracruz, Boca del Río y Córdoba, se cuenta con dos enlaces en 230 kV provenientes de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, a través del autotransformador 400/230 kV y 330 MVA de capacidad (LAV-AT3), así como de dos enlaces también en 230 kV de la SE Temascal II. Adicionalmente, el suministro de energía eléctrica de la zona de distribución Veracruz depende directamente de la generación local de la central ciclo combinado Dos Bocas, particularmente del paquete conectado en 115 kV. Con el nivel de demanda esperada en 2010 y ante salida o mantenimiento de la generación de 115 kV de Dos Bocas se estima que el LAV-AT3 presentaría una sobrecarga, tanto en demanda mínima como en condiciones de demanda máxima, además de que la transformación 230/115 kV de 450 MVA en la SE Veracruz II se saturaría en condiciones de demanda máxima. El proyecto Laguna Verde-Jamapa que considera, entre otras obras, 163 km-c en 400 kV, dos bancos de 375 MVA cada uno con relación 400/230 kV en la SE Jamapa, y uno de 300 MVA con relación 230/115 kV en la SE Jardín, permitirá evitar esta problemática. Su entrada en operación está programada para agosto de 2010. El suministro de energía a la zona Tlaxcala se proporciona a través de la SE Zocac que cuenta con 200 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV y por cuatro líneas de subtransmisión de 115 kV. Se estima para 2011 la posible saturación de su transformación, así como la transmisión en el nivel de 115 kV. El proyecto La Malinche Banco 1 de 300 MVA de capacidad de transformación y relación 230/115 kV con 88 km-c en 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda, evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para mayo de 2011. A fin de atender la demanda de la zona Villahermosa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en cada una de las subestaciones Kilómetro Veinte y Villahermosa Norte. Para 2011 se estima la posible saturación de la transformación en condiciones de demanda máxima, así como de la transmisión asociada en 115 kV. Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la zona, con el inicio de operación de El Edén de 300 MVA programada para junio de 2011. Para atender la demanda de la zona Chontalpa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en la subestación Cárdenas II alimentada a través de una línea de 230 kV proveniente de la CH Peñitas. Para 2011 se estima la saturación de la transformación y transmisión en 230 kV y 115 kV en condiciones de demanda máxima. 4-9

Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la zona con la nueva subestación Comalcalco Potencia de 300 MVA y relación 230/115 kV y la construcción de 45 km-c en tensión de 230 kV. Su entrada en operación está programada para mayo de 2012. Actualmente la ciudad de Oaxaca y poblaciones aledañas, así como parte de la costa son atendidas eléctricamente por dos líneas de transmisión de 230 kV procedentes de la SE Temascal II. Para 2013 se estima una demanda de 200 MW, lo que implicaría operar al límite de capacidad de transmisión existente. El proyecto de línea de transmisión Temascal-Oaxaca potencia-La Ciénega permitirá garantizar el suministro de la demanda. Su entrada en operación está prevista para mayo de 2013. Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Huatulco son tres líneas de subtransmisión de 115 kV provenientes de las zonas Tehuantepec, Acapulco y Oaxaca con longitudes desde 150 km hasta 230 km, siendo la primera línea la principal, aislada en 230 kV. Para 2013 se anticipan problemas de control del voltaje de la zona por una alta transmisión en 115 kV. Con la entrada en operación del proyecto Huatulco potencia de 300 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV, se garantizaría el suministro de energía eléctrica a la zona Huatulco. Entraría en operación en diciembre de 2013. Con la finalidad de atender la demanda del área Oriental en el mediano plazo y de acuerdo a los planes de expansión de la red eléctrica de las zonas Villahermosa y Veracruz se incrementaría la capacidad de transformación 230/115 kV con el inicio de operación de los proyectos de 225 MVA Dos Bocas Bco. 8 y 300 MVA Olmeca Bco. 1. Sus entradas en operación están programadas para diciembre de 2015 y mayo de 2016 respectivamente. Actualmente las ciudades de Acapulco y Zihuatanejo, así como la Costa Grande del estado de Guerrero son atendidas eléctricamente por dos enlaces de transmisión de 230 kV procedentes de las subestaciones Yautepec potencia y Lázaro Cárdenas. Para 2016 se estima una demanda de 600 MW de este sistema, lo que implicaría operar al límite de la capacidad existente. Con la entrada en operación para octubre de 2016 del proyecto de la nueva subestación Barra Vieja que considera operar en tensión de 400 kV el enlace Lázaro Cárdenas-Pie de la Cuesta, la construcción de 1,300 MVA de capacidad de transformación, 1,000 MVA con relación 400/230 kV y 300 MVA de 230/115 kV, se atenderá el crecimiento de la demanda de mediano plazo. En el cuadro 4.3 se muestran los principales refuerzos.

4-10

Principales obras programadas 2009-2018 Tensión kV

Línea de Transmisión

Eolo-La Ventosa Malpaso-Macuspana II Tabasco-Escárcega Cárdenas II-Comalcalco Oriente Laguna Verde-Jamapa Juile-Cerro de Oro La Ventosa-Juile Angostura-Tapachula Aeropuerto Mezcalapa Switcheo-Cárdenas II Jamapa-Dos Bocas La Ciénega-Oaxaca Potencia Temascal II-Oaxaca Potencia Tecali-Yautepec Potencia Huatulco Potencia-Pochutla Juchitán II-Salina Cruz I Barra Vieja Entronque-Ixtapa Potencia-Pie de la Cuesta Barra Vieja-Quemado Barra Vieja Entronque-Mezcala-Los Amates Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia Tenosique-Los Ríos Tagolaba-Huatulco Potencia

230 400 400 230 400 400 400 400 230 230 230 230 400 230 230 400 230 230 400 230 230

Núm.de circuitos

Total

Subestación

Cerro de Oro Banco 1 Tabasco Bancos 1 y 2 Papantla Banco 1 Jamapa Bancos 1 y 2 Jardín Banco 1 (SF6) La Ventosa Bancos 1, 2 y 3 La Ventosa Bancos 4 y 5 Amatlán II Banco 3 La Malinche Banco 1 El Edén Banco 1 Comalcalco Potencia Banco 1 Dos Bocas Banco 7 (SF6) Pantepec Banco 2 Huatulco Potencia Banco 1 Tagolaba Potencia Banco 1 Macuspana II Banco 4 Angostura Banco 7 Dos Bocas Banco 8 (SF6) Olmeca Banco 1 Pie de la Cuesta Banco 2 Barra Vie ja Banco 1 Ixtapa Potencia Banco 3 Barra Vieja Banco 2 Ixtapa Potencia Banco 2 Alpuyeca Banco 1 Tehuacán Potencia Banco 1 Atlixco Potencia Banco 1

2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 1 2 2 1 2 2 1 2 2 2 1

Longitud km-c

30.0 106.0 185.0 47.9 163.4 154.2 271.6 193.5 45.0 20.0 26.5 132.9 118.0 69.0 76.0 106.0 41.0 68.0 74.8 104.0 115.0

Fecha de entrada

May-10 Jun-10 Jun-10 Jun-10 Ago-10 Sep-10 Sep-10 May-12 May-12 Jun-12 May-13 May-13 Dic-13 Dic-13 Dic-13 Oct-16 Oct-16 Oct-16 Oct-16 Oct-16 Dic-17

2,147.8

Cantidad Equipo

4 7 4 7 4 10 7 3 4 4 4 4 3 4 4 3 3 4 4 4 4 4 4 3 4 4 4

Total

T AT T AT AT AT T AT AT AT AT AT AT AT AT AT T AT AT AT AT AT AT AT AT T T

Capacidad MVA

500 875 500 875 300 1250 875 100 300 300 300 300 100 300 300 100 225 300 300 500 500 500 300 100 300 500 500 11,300

AT: Autotransformador T: Transformador

4-11

Relación de Fecha de transformación entrada

400 /115 400 /230 400 /115 400 /230 230 /115 400 /230 400 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 400 /115 230 /115 230 /115 400 /230 400 /230 400 /230 230 /115 230 /115 230 /115 400 /115 400 /115

Mar-10 Jun-10 Jul-10 Ago-10 Ago-10 Sep-10 Sep-10 Mar-11 May-11 Jun-11 May-12 Jun-12 Dic-12 Dic-13 Dic-13 May-14 Dic-14 Dic-15 May-16 Oct-16 Oct-16 Oct-16 Oct-16 Dic-16 Abr-17 Dic-17 Dic-17

Tensión kV

Compensación

Equipo

Ojo de Agua Potencia MVAr Veracruz II MVAr Tamarindo II MVAr Veracruz I MVAr Carlos A. Carrillo MVAr Loma Bonita II MVAr Lerdo MVAr Córdoba I MVAr Fortín MVAr El Cerro MVAr Xalapa II MVAr Pie de la Cuesta Potencia MVAr Huamantla MVAr Libres MVAr Santa Ana Chiautempan MVAr Matamoros MVAr Huejutla MVAr Tempoal II MVAr San Rafael II MVAr Teziutlán MVAr Conejos MVAr Jalpa MVAr Tulipán MVAr San Cristóbal Oriente MVAr Ocosingo MVAr La Ventosa CEV Juile MVAr Tapachula Potencia MVAr Villahermosa II MVAr Ciudad Industrial MVAr Tabasquillo MVAr Teapa MVAr Ometepec MVAr Esfuerzo MVAr Las Trancas MVAr Huatulco Potencia MVAr Tamulté MVAr Saloya MVAr Huimanguillo MVAr Martínez de la Torre III MVAr Esperanza MVAr Tlaxiaco MVAr

Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Compensador Estático VAr Reactor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor

Total

Capacidad MVAr

115 30.0 115 30.0 115 22.5 115 22.5 115 15.0 115 15.0 115 7.5 115 15.0 115 15.0 115 15.0 115 15.0 230 21.0 115 15.0 115 15.0 115 15.0 115 22.5 115 7.5 115 7.5 115 15.0 115 15.0 115 7.5 115 7.5 115 7.5 115 15.0 115 7.5 400 300/300 Ind./Cap. 400 75.0 400 100.0 115 22.5 115 15.0 115 15.0 115 15.0 115 7.5 115 15.0 115 15.0 230 18.0 115 22.5 115 15.0 115 7.5 115 15.0 115 15.0 115 7.5 1,361.5


Cuadro 4.3

4-12

Fecha de entrada

Jun-09 Jun-09 Jun-09 Jun-09 Jun-09 Jun-09 Jun-09 Sep-09 Sep-09 Oct-09 Oct-09 Nov-09 Nov-09 Nov-09 Nov-09 Abr-10 May-10 May-10 Jun-10 Jun-10 Jun-10 Jun-10 Jun-10 Ago-10 Ago-10 Sep-10 Sep-10 May-12 May-12 May-12 May-12 May-12 Jun-12 Oct-12 Oct-12 Dic-13 May-14 May-14 May-14 Dic-15 May-17 Dic-18

4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC La central San Lorenzo ubicada en la ciudad de Puebla cuenta con dos unidades de gas de 133 MW cada una. En septiembre de 2009 se instalará una tercera de 123 MW a base de vapor para completar un ciclo combinado de 389 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de las zonas Puebla y Tlaxcala del área Oriental, además de requerimientos del resto de la División Centro Oriente. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para marzo de 2009 y consisten en la sustitución de 12 alimentadores de 115 kV en la subestación Puebla II por capacidad interruptiva de 50 KA. La figura 4.2 muestra la red asociada. Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo Conversión TG/CC A Laguna Verde

A Temascal II A Ojo De Agua Pot.

A San Lorenzo Pot.

A Tecali

Puebla II

375

400

375 115

230 A Zocac A Hylsa A Tecali

A Norte

A Amozoc

A El Condeo

A Acatzingo

A Fuertes

A Oriente A Puebla 2000 A Puebla I

Figura 4.2

4-13

4.4.2.3 Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B La central geotermoeléctrica Los Humeros cuenta con siete unidades de 5 MW cada una para una capacidad instalada total de 35 MW. Está ubicada en la zona de distribución Teziutlán y su red eléctrica asociada en el nivel 115 kV. El proyecto Humeros fase B considera la instalación de siete unidades para un total de 23 MW que aprovecharán la energía residual de las siete unidades de 5 MW. Se estima su entrada en operación en noviembre de 2010. La fase A consiste en la instalación de una unidad de 28 MW con fecha de entrada en operación para marzo de 2011. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de las zonas Teziutlán y el norte del estado de Puebla a través de las subestaciones Libres, Altzayanca y Huamantla en el ámbito del área Oriental. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para septiembre de 2010 y consisten en la construcción de la nueva subestación Humeros III que considera cuatro alimentadores en 115 kV y un transformador de 9.4 MVA de capacidad de relación 115/13.8 kV. Asimismo incluye la construcción de 8.3 km-c en líneas de 115 kV, una de 6.4 km-c de doble circuito para entroncar la nueva subestación a la línea Humeros II-Libres y dos líneas más de 0.5 km-c y 1.4 km-c para conectar la zona sur y la unidad nueve del campo geotermoeléctrico a la subestación Humeros III, respectivamente. La figura 4.3 muestra la red asociada. Red de transmisión asociada al proyecto Humeros Fases A y B A Mazatepec A Papantla

A Cuetzalan

A Poza Rica II A El Encanto A Tlapacoyan Zacapoaxtla Hueyapan

Teziutlan II Jalacingo

Teziutlan

Altotonga Humeros II

Unidad 9 1x28 A Libres A Zocac

A Minas

3x5 C.G. Humeros 3x3.3 Humeros III 4x5 4x3.3

Figura 4.3

4-14

A El Castillo A Jalapa I

4.4.2.4 Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III Esta planta se ubicará aproximadamente a 30 km de la ciudad de Juchitán, en el estado de Oaxaca y contará con una capacidad de 101 MW. El proyecto se construirá en la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). Sus obras asociadas tienen fecha de entrada en operación para enero de 2010, y consisten de una línea de transmisión en 230 kV de un circuito de 10 km de longitud, entre las subestaciones La Venta III y La Venta II. La figura 4.4 muestra la red asociada. Red de transmisión asociada a los proyectos de generación eólica La Venta III A Puebla II A Tabasco

Ojo de Agua

Minatitlán II

A Tecali

Temascal II

A Peñitas Coatzacoalcos

47% 55%

P.H. Temascal

Chinameca Pot. Juile

Cerro de Oro

Malpaso

Xalapa de Díaz Manuel Moreno Torres Matías Romero Pot. Oaxaca Pot.

El Sabino

La Ciénega

La Venta II 1 x 83 MW Juchitán II

OP.INIC. 115 kV

OP.INIC. 115 kV

Ejutla Conejos

Figura 4.4

4-15

Parques Ecológicos Eurus de México 250 MW 80 MW

Angostura La Venta III 1x101 MW OP.INIC. 115 kV

Cintalapa

4.4.2.5 Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta (TA) y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,895 MW de capacidad de generación en julio de 2011, de los cuales 1,490 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 405 MW de las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de productores independientes. Este desarrollo de infraestructura consiste en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 271.6 km-c en 400 kV de tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partirían de una nueva subestación colectora llamada La Ventosa, en la zona del Istmo de Tehuantepec, hacia la SE Juile. La SE La Ventosa se integrará por transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV con una capacidad total de 2,125 MVA, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAr en 400 kV. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.2 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. En total se construirán 425.8 km-c de líneas de transmisión en este nivel de tensión. Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. Debido a que en la fecha de licitación del proyecto de Temporada Abierta no se disponía de la definición de los predios para la construcción de los proyectos Oaxaca I, II, III y IV, se estima la necesidad de construir infraestructura eléctrica desde el sitio colector de los 405 MW hasta la subestación La Ventosa. De manera preliminar se han identificado predios en el municipio de Santo Domingo. En caso de que se confirmaran esos sitios, el desarrollo de la infraestructura consistiría en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 36 km-c en 230 kV de un conductor por fase de 1113 ACSR; un circuito partiría desde la granja eólica Oaxaca I y el otro desde la subestación colectora del proyecto Oaxaca II, III y IV hacia la SE La Ventosa. En la figura 4.5 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA.

4-16

Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta A Puebla II

Ojo de Agua

A Tabasco A Peñitas Minatitlán II Coatzacoalcos

A Tecali

Temascal II

47% 55%

P.H. Temascal

Chinameca Pot. Juile

Cerro de Oro

Xalapa de Díaz

Malpaso Manuel Moreno Torres Matías Romero Pot.

3C/F Oaxaca Pot. La Ciénega

La Ventosa

La Venta II 1x83 MW

Juchitán II OP.INIC. 115 kV

La Venta III 1x101 MW

OP.INIC. 115 kV

Parques Ecológicos de México 80 MW

Ejutla Conejos

SE La Ventosa 2125 MVA de transf. 1250 MVA 400/230 kV 875 MVA 400/115 kV 1 CEV +/- 300 MVAr

Figura 4.5

4-17

El Sabino Oaxaca II,III y IV 3x 101 MW Oaxaca I 1 x 101 MW

Eurus 250 MW

OP.INIC. 115 kV

Cintalapa

Angostura

4.4.3

Área Occidental

Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y abarca nueve estados: Aguascalientes, Colima, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Nayarit, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas. Así mismo está compuesta por tres regiones: Occidente, Centro Occidente y Bajío. En 2008 se presentó una demanda máxima de 8,069 MW. Este valor constituye aproximadamente 20% de la demanda del SIN. A nivel región, el Bajío representa el 54% de esta demanda y las regiones Occidente y Centro Occidente 23% cada una. La tasa de crecimiento del área en los últimos cinco años ha sido de 5.7% y se estima un incremento anual de 4.01% en los próximos 10 años, llegando a 11,462 MW en 2018. Dentro de la región Occidente la ciudad de Guadalajara presentó una demanda máxima de 1,496 MW en 2008. En la región Centro Occidente está interconectada la empresa acerera SERSIINSA, con una demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV. Finalmente en la región Bajío se encuentran varias zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola. El comportamiento de la demanda a nivel área es muy similar durante las horas del día y el factor de carga anual es de 79%, lo que implica amplias necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los grandes centros de generación base que suministran energía eléctrica se encuentran alejados de los centros de carga. Por ejemplo, Guadalajara se abastece principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km de distancia aproximadamente. La capacidad de generación a diciembre de 2007 es de 9,414 MW de los cuales 27% del total proviene de centrales hidráulicas. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,100 MW) representa 22% de la capacidad instalada, sin embargo, prácticamente el total de la generación de esta central está destinada al suministro de la demanda del área Central. Por otra parte, aunque se cuenta con centrales hidroeléctricas en el área, su despacho no necesariamente obedece a la demanda máxima del área sino en su mayor parte se destina a satisfacer el periodo de demanda pico del SIN. Para cumplir con el suministro al área se requiere la mayor parte del tiempo importar energía de otras. Por lo anterior, para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el área cuenta con enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las de control vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, con la Noreste seis en el mismo nivel de tensión, con la Norte una en 230 kV, con la Central cinco en 400 kV y tres en 230 kV, y finalmente una línea en 230 kV con la Oriental. Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación. 4.4.3.1 Obras principales La subestación Cañada banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/115 kV, satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la parte norte de la zona Aguascalientes y compartirá reserva de transformación con la SE Aguascalientes Oriente. Entrará en operación en abril de 2010.

4-18

La transformación Guadalajara Industrial bancos 1 y 2 permitirá atender el crecimiento de demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Evitará la saturación de la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de dos bancos de transformación, uno con capacidad de 300 MVA y relación de tensión 230/69 kV y otro con capacidad de 60 MVA con relación de tensión 230/23 kV. Su operación se prevé para junio de 2010. La transformación Tapeixtles potencia banco 3, con capacidad de 134 MVA y relación de tensión de 400/115 kV y Valle de Tecomán banco 1 con capacidad de 100 MVA y relación de tensión de 230/115 kV, permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de 230/115 kV de la SE Colomo y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé para septiembre de 2010. Para abril de 2011 se tiene programada la repotenciación de las líneas de 230 kV entre las subestaciones Tesistán, Zapopan y Niños Héroes, para garantizar el suministro de la demanda del centro de la ciudad de Guadalajara con calidad y confiabilidad. Esta repotenciación consiste en sustituir el calibre actual de 900 ACSR por un calibre 795 ACSS/TW (Drake) de alta temperatura. El proyecto Tesistán banco 5 satisfará el crecimiento de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para mayo de 2011 de un banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/69 kV con el fin de evitar la saturación de la transformación 400/230 kV y 230/69 kV de esta subestación. La transformación Nuevo Vallarta banco 1 con capacidad de transformación de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. Evitará la saturación de la actual SE Vallarta potencia. La entrada en operación se producirá en abril de 2012. El banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV, Tepic II banco 2, evitará la saturación de la transformación 230/115 kV de esta subestación y permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Tepic. Su entrada en operación se prevé para mayo de 2012. El proyecto de transformación Querétaro I banco 1 sustitución, con capacidad de 225 MVA y relación de tensión de 230/115 kV satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Querétaro para junio de 2012, al evitar la saturación del banco de 100 MVA de esta subestación. El proyecto Niños Héroes banco 3 en SF6 permitirá atender el crecimiento de demanda en el centro de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación en julio de 2012 de un banco de transformación con capacidad de 100 MVA y relación de tensión 230/69 kV. También compartirá reserva de transformación con la SE Zapopan. Para febrero de 2013 el proyecto San Luis de la Paz II banco 2 satisfará el crecimiento de demanda en la zona San Luis de la Paz, con la entrada en operación de un banco de transformación con capacidad de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. Para esta misma fecha se tiene programada la repotenciación a 2 conductores por fase calibre 1113 ACSR de las líneas de 230 kV entre las subestaciones Las Delicias y San Luis de la Paz. En la zona Vallarta se registra para mayo de 2013 la instalación de un compensador estático de VARs en la SE Vallarta potencia en el nivel de 230 kV, con una capacidad de 50 MVAr inductivos y 150 MVAr capacitivos. Ello mejorará la confiabilidad al incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta. En el cuadro 4.4 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados para el área Occidental durante el periodo 2009-2018. 4-19

Principales obras programadas 2009 – 2018 Línea de Transmisión 1

Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia Tapeixtles Potencia-Tecomán 1 Niños Héroes-Tesistán Tesistán-Zapopan Siderúrgica-Guadalajara II Nuevo Vallarta Entronque Tepic II-Vallarta Potencia San Luis de la Paz II-Las Delicias Carapan I Zamora Potencia Ca jititlán Entronque Atequiza-Salamanca II Ixtlahuacán-Zapotlanejo Zapotlanejo Entronque Atequiza-Aguascalientes Potencia Tapeixtles Potencia-Tecomán 2 Cajititlán-Atequiza Cajititlán-Salamanca II 1 Apatzingán Potencia-Apatzingán El Potosí-San Luis II Tarimbaro entronque Carapan-Morelia La Paloma-Salamanca II 1 Manzanillo III-Cajititlán 1 Manzanillo III-Cajititlán 2 La Paloma-Salamanca II 2

circuitos

400 230 230 230 230 230 230 230 400 400 400 230 400 400 230 230 230 400 400 400 400

2 2 2 2 2 2 2 1 2 1 2 2 2 2 1 1 2 2 2 2 2

Total 1 Tendido del primer circuito

Núm. de

Tensión kV

Longitud Fecha de km-c entrada

74.8 46.6 9.4 47.2 12.0 20.0 10.0 32.7 10.0 21.0 38.0 46.6 10.0 220.0 14.0 18.0 32.0 310.0 207.0 197.0 310.0

Nov-09 Sep-10 Mar-11 Mar-11 Dic-11 Abr-12 Feb-13 Ago-14 Oct-14 Oct-14 Oct-14 May-15 Oct-15 Oct-15 Oct-15 Feb-16 Sep-16 Oct-16 Oct-16 Oct-17 Ene-18

1,686.3 2 Tendido del segundo circuito

Subestación

Lázaro Cárdenas Potencia Banco 4 Cañada Banco 3 Guadalajara Industrial Banco 1 Guadalajara Industrial Banco 2 Tapeixtles Potencia Banco 3 Valle de Tecomán Banco 1 Tesistán Banco 5 Nuevo Vallarta Banco 1 Tepic II Banco 1 Sustitución Querétaro I Banco 1 Sustitución P.H. Zimapán Banco 2 Niños Héroes Banco 3 (SF6) San Luis de la Paz II Banco 2 Guadalajara Industrial Banco 3 Atequiza Banco 5 Carapan II Banco 3 Valle de Tecomán Banco 2 Guadalajara Oriente Banco 3 Pedro Moreno Banco 1 Apatzingán Potencia Banco 1 Salamanca II Banco 2 Sustitución Moctezuma Potencia Banco 1 Potrerillos Banco 4 Soyatal Banco 1 Tarimbaro Banco 1 Tesistán Banco 6 León II Bancos 1 y 2 Sustitución

Cantidad

3 4 4 1 4 4 4 4 4 4 3 1 4 1 4 4 3 1 4 4 4 4 4 4 4 1 7

Total

Equipo

AT T T T T AT T AT T AT AT T AT T T T AT T AT AT T AT T AT AT T AT

Capacidad Relación de MVA transformación

375 500 300 60 134 133 500 300 500 300 100 100 300 60 500 500 100 60 133 500 500 133 500 300 133 60 525

7,607

AT: Autotransformador T:Transformador

4-20

400 /230 400 /115 230 /69 230 /23 400 /115 230 /115 400 /69 230 /115 400 /115 230 /115 230 /115 230 /69 230 /115 230 /23 400 /69 400 /115 230 /115 230 /23 230 /115 400 /230 400 /115 230 /115 400 /115 230 /115 230 /115 230 /23 230 /115

Fecha de entrada

Nov-09 Abr-10 Jun-10 Jun-10 Sep-10 Sep-10 May-11 Abr-12 May-12 Jun-12 Jun-12 Jul-12 Feb-13 Sep-13 May-14 Jun-14 May-15 Jun-15 Ago-15 Oct-15 Nov-15 Feb-16 Abr-16 May-16 Sep-16 Ago-17 Ago-18

Tensión kV

Compensación

Equipo

Acámbaro MVAr La Virgen MVAr Boquilla MVAr Abasolo I MVAr Silao II MVAr San Juan del Río Oriente MVAr Cocula MVAr Nuevo Vallarta MVAr Zacatecas II MVAr Fresnillo Norte MVAr Pátzcuaro Norte MVAr Nuevo Vallarta MVAr Buenavista MVAr Lagos MVAr Sayula MVAr Loreto MVAr Cajititlán MVAr Jurica MVAr Flamingos MVAr Manzanillo III MVAr Salamanca II MVAr Manzanillo III MVAr Acatlán MVAr El Sauz MVAr Guanajuato Sur MVAr

Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Compensador Estático de VAR Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Reactor Reactor Capacitor Capacitor

Total

Capacidad MVAr

115 22.5 115 15.0 115 15.0 115 30.0 115 30.0 115 30.0 115 7.5 230 50/150 Ind/Cap 115 30.0 115 15.0 115 30.0 115 15.0 115 7.5 115 15.0 115 7.5 115 15.0 400 100.0 115 7.5 115 15.0 400 100.0 115 30.0 400 75.0 400 50.0 115 30.0 115 15.0 907.5


Cuadro 4.4

4-21

Fecha de entrada

Nov-09 Nov-09 Jun-11 Feb-12 Feb-12 Jun-12 Jul-12 May-13 May-13 May-13 Sep-13 Abr-14 Abr-14 Ago-14 Dic-14 Sep-15 Oct-15 Abr-16 May-16 Oct-16 Ene-17 Oct-17 Oct-17 Jun-18 Sep-18

4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico Esta central entrará en operación en febrero de 2010 con una capacidad de 678 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de la zona Acapulco del área Oriental, además de requerimientos parciales de las Central y Occidental. Las obras asociadas tienen fecha de entrada en operación para noviembre de 2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 74.8 km de longitud del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia. También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia en 400 kV con 207.7 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV. Así mismo considera la sustitución de la compensación serie de 400 kV instalada en la SE Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia con un total de 969.4 MVAr y la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV. En la subestación Lázaro Cárdenas potencia se instalarán con 375 MVA de transformación 400/230 kV y se sustituirán 15 interruptores en 230 kV. La figura 4.6 muestra la red asociada. Red asociada a carboeléctrica del Pacífico

Figura 4.6

4-22

4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca La primera unidad de esta planta entrará en operación en enero de 2012 y la segunda en abril de ese año, con una capacidad de 375 MW cada una. Tiene como objetivo atender las necesidades del área Occidental y de la demanda máxima del SIN. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para julio de 2011, y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 107.7 km entre las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 1.2 km en doble circuito para entroncar la línea Tesistán-Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la subestación Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y en la subestación de La Yesca un banco de reactores de 116.6 MVAr para las líneas de transmisión. La figura 4.7 muestra la red asociada. Red asociada a la planta hidroeléctrica La Yesca

Figura 4.7

4-23

4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 La repotenciación de la primera unidad entrará en operación en septiembre de 2011 y la segunda en septiembre de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán, en función de su tecnología, dos o tres unidades turbogás para adicionar 460 MW de capacidad. Las dos unidades operarán como ciclo combinado completo en septiembre de 2012. La generación de tal central se utilizará para atender las necesidades de demanda del área Occidental. Dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta planta no se requiere de red de transmisión asociada. Sin embargo derivado de los espacios disponibles en la actual subestación Manzanillo I, para abril de 2011 se considera dentro del alcance de la central la construcción de la nueva subestación Manzanillo III en SF6 con ocho alimentadores de 400 kV, de los cuales seis son para las unidades turbogás y dos para líneas futuras. Incluye el amarre de barras con la SE Manzanillo I. La figura 4.8 muestra el arreglo general de la subestación Manzanillo III. Arreglo general de subestaciones para la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 A Mazamitla A Atequiza A Acatlán

Rep. U1 460 MW Sep 2011 A LT’s futuras

TG1

TG2

Rep. U2 460 MW Sep 2012 TG3

TG4

TG5

400kV

TG6

Manzanillo III (SF6) Abril 2011

400kV Amarre de barras

Manzanillo I 400kV

Tapeixtles Potencia

Manzanillo II (SF6) 400kV

V1

V2

2x300 MW

U3

U4

2x300 MW

230kV

U1

Arranque u’s 3-4

U2

2x350 MW

Figura 4.8

4-24

Arranque u’s 1-2

4.4.3.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan) En la zona San Juan del Río del área Occidental, para abril de 2013 se instalará la planta Jiliapan con una capacidad de 80 MW y se interconectará entre las subestaciones Zimapán y Boquilla, en el nivel de 115 kV. El sitio denominado Jiliapan se ubica al noreste aguas abajo de la actual planta hidroeléctrica Fernando Hiriart Balderrama (Zimapán) sobre la cuenca del río Moctezuma, entre los límites de los estados de Hidalgo y Querétaro. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para octubre de 2012, y consisten en la construcción de la subestación Jiliapan con tres alimentadores de 115 kV y la construcción de 64 km-c de 115 kV, desde la subestación Jiliapan para entroncar con la actual línea de subtransmisión Zimapán-Boquilla. La figura 4.9 muestra la red asociada. Red asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Jiliapan)

Figura 4.9

4-25

4.4.3.6 Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I Esta planta entrará en operación en abril de 2013, con una capacidad de 314 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del Área de Control Occidental. Dada la infraestructura eléctrica existente donde se interconectará esta central no se requiere de red de transmisión asociada. Sin embargo derivado de los problemas de contaminación y corrosión, así como de las capacidades interruptivas limitadas de los equipos existentes en 400, 230 y 115 kV es necesario modernizar la subestación actual Salamanca PV para octubre de 2012. La central deberá de interconectarse en el nivel de 230 kV. La figura 4.10 muestra el punto de interconexión. Red asociada a la central Occidental (Salamanca) Fase I

Figura 4.10

4-26

4.4.3.7 Red asociada a la central Guadalajara I Esta planta entrará en operación en abril de 2015, con una capacidad de 453 MW. Tiene como objetivo garantizar en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a la zona metropolitana de Guadalajara. Las obras asociadas a este proyecto entrarán en operación en octubre de 2014, y consisten en la construcción de 75 km-c de líneas de transmisión de 400 kV, de los cuales 10 km-c son para la LT Cajititlán entronque Atequiza-Salamanca II, 6 km-c para entroncar en la subestación Cajititlán la LT Manzanillo-Atequiza, 38 km-c para entroncar en la subestación Zapotlanejo la LT Atequiza-Aguascalientes potencia y 21 km-c para la LT Zapotlanejo-Ixtlahuacán. Finalmente considera la construcción de la nueva subestación denominada Cajititlán con 8 alimentadores de 400 kV. La figura 4.11 muestra la red asociada. Red asociada a la central Guadalajara I

Figura 4.11

4-27

4.4.3.8 Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación Su ampliación comenzará a operar en abril de 2015 con una capacidad de 150 MW. Tiene como objetivo atender parcialmente en el mediano plazo el suministro de energía eléctrica a las áreas de control Occidental y Oriental. Las obras asociadas a este proyecto iniciarán su operación en octubre de 2014, y consisten en 4.0 km-c para la LT Villita entronque Lázaro Cárdenas potencia-Pitirera de 230 kV. Adicionalmente considera la construcción de cuatro alimentadores en la subestación La Villita en el nivel de 230 kV, de los cuales dos son para la interconexión de las unidades y dos para líneas. La figura 4.12 muestra la red asociada. Red asociada a la central hidroeléctrica Villita Ampliación

Figura 4.12

4-28

4.4.4

Área Noroeste

El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana-Caborca, Cananea-Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa. En Sinaloa se encuentran las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su estructura longitudinal, con un total de 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas en niveles de 115 kV. Actualmente, la red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas y un enlace también aislado en 400 kV entre Nacozari-Nuevo Casas Grandes, en la parte norte. Éstos están preparados para cambiar su voltaje de operación en función de los nuevos proyectos de generación, el crecimiento local de la demanda, las condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. La capacidad de generación instalada actualmente es de 3,828 MW, compuesta por unidades termoeléctricas convencionales (53%), centrales hidroeléctricas (25%), ciclos combinados (20%) y unidades turbogás (2%). Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se ubica la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nogales, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se sitúa en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y Mazatlán. Por las características de la generación instalada en el ACNO y la distribución espacial de la carga, durante el verano se presentan altos flujos de potencia en la red de transmisión troncal, debido a que la temperatura en algunas regiones llega a superar los 40° C, con un aumento importante en el consumo de energía debido a la utilización de sistemas de aire acondicionado. En verano el área Noroeste se comporta como importadora de energía. En invierno, por el contrario, debido a que la demanda disminuye cerca de 60% con relación a la máxima de verano, se presentan excedentes de generación, por lo que se tiene la posibilidad de exportar. En condiciones de demanda máxima, cerca de 80% de la importación proviene del área Occidental a través del enlace Mazatlán II-Tepic II, en 400 kV y del área Norte, por los de Mazatlán II con Jerónimo Ortiz y Durango II, en 400 kV y 230 kV respectivamente. Con el crecimiento esperado en la demanda del área y considerando la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presenten flujos de potencia altos entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis, con la consecuente afectación en el perfil de voltaje de las zonas Culiacán, Guasave y Los Mochis. Asimismo, se estima que existirá saturación en bancos de transformación de 230/115 kV, especialmente en las zonas Mazatlán, Navojoa, Obregón, Guaymas y Hermosillo. Un caso particular en el ACNO es la evolución del mercado en Puerto Peñasco, ubicado en la porción noroeste del estado de Sonora. Durante los últimos años, el desarrollo turístico en esta región ha consolidado una infraestructura importante, con expectativas sólidas y de alto impacto en la estructura socioeconómica del municipio. Por otra parte, destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central de ciclo combinado Agua Prieta II, la cual disminuirá la transmisión de potencia desde el área Occidental e incrementará el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre ambas.

4-29

Asimismo, se tiene programado un ciclo combinado en El Fresnal, donde se ubica actualmente la central generadora Naco-Nogales. Estas adiciones de generación permitirán mejorar el balance carga-generación del área, reduciendo sus necesidades de importación, las pérdidas eléctricas, y mejorando el perfil de voltaje. Finalmente, cabe resaltar la interconexión de Baja California con el resto del SIN, a través del área Noroeste, la cual proporcionará un beneficio global debido al aprovechamiento integral de los recursos de generación del país, aumentará la confiabilidad y la seguridad operativa de ambos sistemas, y permitirá reducir los costos de inversión y operación. 4.4.4.1 Obras principales Con el objetivo de satisfacer la demanda futura de electricidad, se han programado para el mediano plazo una serie de proyectos de transmisión y transformación, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área. Uno de los proyectos de mayor relevancia es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de la línea de transmisión Mazatlán II-La Higuera, programado para abril de 2009. Requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la SE La Higuera, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/230 kV. Estas obras aumentarán el límite de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán, evitando congestiones de red. En agosto de 2009 entrará en operación la SE Bacum, en la zona Obregón, con un banco de 300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. Con este proyecto se evitará la saturación de los bancos de Ciudad Obregón III en condiciones de demanda máxima. Para abril de 2010 se instalará en la SE Mazatlán II un banco de transformación de 500 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/115 kV. Este proyecto permitirá atender el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa y disminuir la carga de los bancos 230/115 kV de la zona Mazatlán. Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha programado para junio de 2010 el tendido del segundo circuito de 110 km de longitud, entre las subestaciones Seis de Abril-Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y operado inicialmente en 115 kV. En junio de 2011 se considera la ampliación de la SE Hermosillo IV, en la zona Hermosillo, con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad, 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento de la demanda en la zona, incluyendo los nuevos desarrollos acuícolas en la costa de Hermosillo. Para junio de 2011 se instalará en la SE El Mayo de la zona Navojoa un banco de 300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. El proyecto permitirá atender el incremento en la demanda y evitar la saturación de los bancos de 100 MVA de la subestación Pueblo Nuevo. Otra obra de gran importancia es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV del enlace CuliacánLos Mochis, programado para entrar en operación en junio de 2011. Para ello se requiere la instalación de 500 MVA de transformación, con relación de tensión 400/230 kV, en la subestación Choacahui, ubicada al norte de la ciudad de Los Mochis, además del tendido del segundo circuito de 117 km de longitud entre las subestaciones Choacahui y Guamúchil II. El proyecto permitirá transmitir la energía proveniente del área Occidental y soportar los altos 4-30

flujos de potencia en la red de transmisión, provocados por el retraso en la puesta en servicio de la central generadora Agua Prieta II. En julio de 2011 entrará en operación la SE Guaymas Cereso con un banco de 133 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. Este proyecto permitirá disminuir el flujo de potencia por el banco de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado en la SE Planta Guaymas II. Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para octubre de 2011 la construcción del primer circuito entre las subestaciones Nacozari-Hermosillo V, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV. El proyecto permitirá aprovechar los intercambios internos y externos de generación de los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, proporcionará una trayectoria para la potencia generada por la central Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Nacozari-Hermosillo. En abril de 2013 entrará en operación el enlace de interconexión del área Baja California con el SIN. De acuerdo con las características de los sistemas por interconectar, el enlace será asíncrono, con una capacidad de 300 MW, como primera etapa. Para lograrlo se requiere la construcción de un doble circuito de 390 km de longitud, actualmente se definen los controles necesarios para el soporte de voltaje y mejoramiento de la estabilidad angular. Para 2016 se ha programado la entrada de generación adicional en el sitio El Fresnal, para cubrir el incremento esperado en la demanda del área. Su red de transmisión asociada considera, de manera preliminar, el cambio de tensión de operación de las líneas de transmisión Las Américas-Nacozari y Nacozari-Hermosillo V, además de la construcción de las subestaciones Las Mesetas, en la zona Cananea-Nacozari y Seri, en Hermosillo. Finalmente, en el mediano plazo se planean refuerzos de transmisión y transformación para resolver problemas locales en las zonas Nogales, Caborca, y aumentar la capacidad de transmisión del enlace Los Mochis-Obregón. En el cuadro 4.5 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noroeste durante 2009-2018.

4-31

Principales obras programadas 2009 – 2018 Tensión kV


230 3/ 400 400 4/ 230 230 400 4/ 230 230 230 400 230 230 400 4/ 400 400 400 230 400

Seis de Abril-PI Puerto Peñasco Choacahui-PI Guamúchil II Las Américas-PI El Fresnal El Fresnal-Cananea Las Américas-El Fresnal Nacozari-Hermosillo V Cucapáh-Pinacate Seis de Abril-Pinacate Santa Ana-Nogales Aeropuerto PI Hermosillo V-Seri Hermosillo IV-Hermosillo V Santa Ana-Loma Bacum-Guaymas Cereso Bacum-Obregón IV Choacahui-Pueblo Nuevo Pueblo Nuevo-Obregón IV Bacum-Obregón IV Seri-PI Nacozari


2 1/ 2 1/ 2 2 2 2 2/ 2 2 2 1/ 2 2/ 2 1/ 2 2/ 2 1/ 2 1/ 2 1/ 2 2 2 1/

Total

Jun-10 Jun-11 Oct-11 Oct-11 Oct-11 Oct-11 Abr-13 Abr-13 Jun-13 Oct-15 Oct-15 Abr-16 Jun-17 Jun-17 Jun-17 Jun-17 Jun-17 Jun-18

2,402.7

1/ Tendido del segundo circuito

2/ Tendido del primer circuito

Subestación

3/ Operación inicial 115 kV

Cantidad

La Higuera Bancos 2 y 3 Bacum Banco 1 Mazatlán II Banco 8 Choacahui Banco 1 El Mayo Banco 1 Hermosillo IV Banco 4 Guaymas Cereso Banco 1 Peñasco Potencia Banco 1 El Fresnal Banco 1 Las Mesetas Bancos 1 y 2 Seri Banco 1 El Fresnal Banco 2 Bacum Bancos 3 y 4

7 4 4 4 4 3 4 4 4 7 4 4 7

Equipo

AT AT T AT AT AT AT AT AT AT AT AT AT

Total AT: Autotransformador

109.7 117.0 16.8 150.8 17.4 201.0 390.0 390.0 100.0 30.0 33.0 150.0 95.0 30.0 141.0 140.0 60.0 231.0

4/ Operación inicial 230 kV

Capacidad Relación de MVA transformación

875 300 500 500 300 225 133 300 500 875 500 133 875

400/230 230/115 400/115 400/230 230/115 230/115 230/115 230/115 400/230 400/230 400/230 230/115 400/230

Fecha de entrada

Abr-09 Ago-09 Abr-10 Jun-11 Jun-11 Jun-11 Jul-11 Abr-13 Oct-15 Oct-15 Oct-15 Jun-17 Jun-17

6,016 T: Transformador

Compensación

Equipo

La Higuera MVAr Choacahui MVAr Hermosillo V MVAr Pinacate MVAr Las Mesetas MVAr Seri MVAr Bacum MVAr Seri MVAr Compensación 30.0 MVAr Compensación 22.5 MVAr Compensación 15.0 MVAr

Reactor Reactor Reactor Reactor Reactor Reactor Reactor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor

Tensión kV

400 400 230 230 230 400 400 400 115 115 115

Total

Capacidad MVAr

175.0 175.0 28.0 98.0 49.0 100.0 175.0 75.0 180.0 135.0 60.0

1,250.0

Cuadro 4.5

4-32

Fecha de entrada

Abr-09 Jun-11 Oct-11 Abr-13 Oct-15 Oct-15 Jun-17 Jun-18 2009-2018 2009-2018 2009-2018

4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta está programada para entrar en operación en abril de 2012, con una capacidad de 477 MW. Se ubicará en el sitio denominado Las Américas, aproximadamente a 8 km al norte de la actual central generadora Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Eléctricamente pertenecerá a la zona Cananea-Nacozari y se interconectará a la red de transmisión del ACNO. Por su ubicación, permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Agua Prieta II inyectará su potencia generada en el nivel de tensión de 230 kV. Su red de transmisión asociada considera la construcción de 185 km-c de líneas de transmisión operadas en 230 kV, de los cuales 16.8 km-c estarán aislados en 400 kV, además de 13 alimentadores en 230 kV. Las principales obras asociadas a esta red son: una línea de transmisión de doble circuito de 8.7 km, en 230 kV, entre las subestaciones Las Américas-El Fresnal; un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV, de 8.4 km de longitud entre Las Américas-El Fresnal y una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.4 km de longitud entre las subestaciones El Fresnal-Cananea. La figura 4.13 muestra el detalle de esta red. Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Las Américas CC Agua Prieta II 477 MW La Cholla

V k 5 1 1 . i c I n . p O

Puerto Peñasco O p . I n i c . 1 1 5 k V

Seis de Abril

Nogales Norte

Nogales Aeropuerto

8.7 KM -1113 ACSR

El Fresnal CC Naco Nogales 1X258 MW

75.4 KM -1113 ACSR

Cananea

Industrial Caborca - 50 MVAr

8.4 KM -2X1113 ACSR

V k 0 3 2 . i c n I . p O

Op. Inic. 230 kV

PV Puerto Libertad 4X158 MW

Santa Ana

Hermosillo Aeropuerto CC Fenosa 36 MVAr 1X258 MW Loma k V

c n i I . O p

V k 0 3 2 . c i n . I O p

21 MVAr Hermosillo V 1X227 MW

Guaymas Cereso CT Guaymas II O 2X84 MW,2X158 MW p .

I n ic . 2 3 0 k V

A Obregón

Figura 4.13

4-33

A Nuevo Casas Grandes II

21 MVAr C/U

1 5 . 1

Hermosillo IV Esperanza I

Hermosillo III

Nacozari

CH Novillo 3X45 MW

) e t r o N a e r Á (

4.4.5

Área Norte

Comprende los estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas interconectadas por una red troncal en 230 kV y 400 kV; se enlaza con las áreas Noroeste, Noreste y Occidental. La capacidad efectiva de generación a diciembre 2007 del área suma 3,223 MW. La demanda máxima de 2008 fue de 3,328 MW. El área importa a través de los enlaces con el Noreste. Con el fin de satisfacer la demanda en el corto y mediano plazos, se instalarán cuatro centrales eléctricas de ciclo combinado con una capacidad total bruta de 2,283 MW de generación durante el periodo 2010-2018. Recientemente se han presentado fuertes incrementos en los insumos básicos para la construcción de centrales de generación y líneas de transmisión, tales como el acero, petróleo, cobre, etc. Esta situación ha repercutido en que las inversiones necesarias para la ejecución de los proyectos se hayan incrementado y provocado retrasos en las fechas originalmente definidas para su entrada en operación. De continuar la tendencia en los retrasos, hacia 2012 podrían presentarse condiciones de operación críticas en la demanda media y máxima durante el verano. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales En 2008 entraron en operación en el área proyectos como el segundo circuito de la línea de transmisión Moctezuma-Nuevo Casas Grandes II aislado a 400 kV operando inicialmente en 230 kV, con el objetivo de incrementar la capacidad de transmisión y el margen de estabilidad ante perturbaciones entre las áreas Norte-Noroeste. También entró en operación la SE Mesteñas banco 1 de 230/115 kV con 100 MVA para aumentar la capacidad de transformación y transmisión de la zona Camargo-Delicias que mejorará el servicio en la región, la cual ha presentado incrementos extraordinarios de demanda por riego agrícola principalmente. Se tiene en programa para marzo de 2012 la subestación Vicente Guerrero II banco 1, de 230/115 kV y 100 MVA, que garantizará el suministro de energía e incrementará la capacidad de transformación en la parte sur de la zona Durango, evitando la saturación de la SE Durango II. Para atender el crecimiento pronosticado de la demanda, en el corto plazo se tienen previstos nuevos proyectos de ampliación de la capacidad de transformación como son las subestaciones de potencia de 300 MVA Campo 28.5 en la zona Cuauhtémoc y las ampliaciones de la subestaciones Valle de Juárez en la zona Juárez y Chihuahua Norte en la zona Chihuahua, cada una con 400 MVA. Otra ampliación que se realizará en 2010 se sitúa en la subestación Moctezuma, con la entrada en operación del banco 3 con 100 MVA a fin de atender nuevos usuarios para bombeo agrícola, todas estas subestaciones con relación de transformación 230/115 kV.

4-34

Casi al final del horizonte de planeación se tienen proyectos de ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV en las zonas Torreón-Gómez Palacio, Cuauhtémoc y Durango. Las ampliaciones se efectuarán en las subestaciones Torreón Sur, Quevedo y Canatlán II respectivamente, para atender el crecimiento natural de la demanda que abarca a todos los tipos de usuarios pero con predominancia al sector industrial. En el cuadro 4.6 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Norte para el periodo 2009-2018. Principales obras programadas 2009-2018 Tensión kV


La Trinidad-Jerónimo Ortiz Campo 28. 5-Cuauhtémoc II Encino II-Campo 28.5 Samalayuca Sur-Paso del Norte Torreón Sur-Andalucía Cuauhtémoc II-Quevedo

230 230 230 230 400 230


2 1 1 2 2 1

Total

Jul-09 May-13 May-13 Jun-14 Oct-16 Jun-17

546.0

Subestación

Moctezuma Banco 3 Jerónimo Ortiz Banco 3 Ampliación Mesteñas Banco 1 Am liación Vicente Guerrero II Banco 1 Campo 28.5 Banco 1 Valle de Juárez Banco 4 Chihuahua Norte Banco 5 Torreón Sur Banco 5 Quevedo Banco 2 Canatlán II Banco 3

Cantidad

Equipo

3 1 1 4 4 4 4 3 3 4

AT AT AT AT AT AT AT T AT AT

Total AT: Autotransforma dor

77.0 19.0 125.0 70.0 25.0 230.0


100 100 33 133 300 400 400 375 100 133

2,075 T.:Transform ador

4-35

230 /115 400 /230 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 230 /115 400 /115 230 /115 230 /115

Abr-10 Dic-11 Dic-11 Mar-12 May-13 Jun-13 Jun-13 Jul-14 Jun-17 Nov-18

Compensación

Manitoba MVAr Creel MVAr Galeana MVAr Janos MVAr Laguna del Rey MVAr Palomas MVAr Camargo II MVAr Francisco Villa MVAr Quevedo MVAr Aeropuerto MVAr San Buenaventura MVAr Nicolás Bravo MVAr Los Altares MVAr Chihuahua Pta. MVAr Santiago II MVAr Divisadero MVAr División del Norte MVAr Namiquipa MVAr Sombrerete MVAr Vicente Guerrero MVAr Boquilla MVAr Industrial MVAr Paso del Norte MVAr Patria MVAr Terranova MVAr Carolinas MVAr

Equipo

Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor

Total

Tensión kV

115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115 115

Capacidad Fecha de MVAr entrada

15.0 7.5 7.5 7.5 7.5 7.5 45.0 45.0 15.0 15.0 7.5 7.5 7.5 30.0 15.0 7.5 30.0 7.5 7.5 15.0 15.0 30.0 30.0 30.0 30.0 7.5

Jun-09 Abr-10 Abr-11 Abr-11 Abr-11 Abr-11 May-11 May-11 May-11 Jun-11 Jun-11 Jun-12 Nov-12 Jun-14 Jun-14 Jun-14 Jun-15 Jun-15 Nov-15 Nov-16 May-17 Jun-17 Jun-17 Jun-17 Jun-17 Jun-18

450.0

Cuadro 4.6

Las obras de redes asociadas a las centrales programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación.

4-36

4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)

Esta planta entrará en operación en enero de 2010 en el sitio La Trinidad en Durango, con 466 MW de capacidad de generación. Atenderá principalmente necesidades de energía de la zona Durango. La red eléctrica asociada consiste en entroncar la línea Lerdo-Durango II además de una línea en circuito sencillo a la SE Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV. La figura 4.14 muestra la red eléctrica asociada a esta central, la cual se ubica a 22 km al noreste de la SE Durango II. Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)

Canatlán II

A Lerdo La Trinidad Norte 466MW

Durango II

A Torreón Sur

75MVAr

75MVAr A CT Mazatlán II (Área Noroeste)

Jerónimo Ortiz

A Fresnillo Pot (Área Occidental)

+150MVAr - 50MVAr

Figura 4.14

4-37

4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

Esta planta entraría en operación en abril de 2012 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 459 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía del área suministrando directamente a las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo-Delicias. Su red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y su interconexión con las líneas Chihuahua Norte-Francisco Villa y Ávalos-Francisco Villa en el nivel de 230 kV. La figura 4.15 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio El Encino. Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)

A Moctezuma

(operación en 230kV)

Chihuahua Norte Ávalos

Chuvíscar íscar

División del Norte 100MVAr

El Encino A Cuauhtémoc II

A Hércules Potencia

El Encino II Norte II 459MW

A Francisco Villa Figura 4.15

4-38

4.4.5.4 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) Esta planta entrará en operación en abril de 2014 en el sitio Samalayuca Sur en Cd. Juárez, Chihuahua, con 690 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía de las zonas Juárez, Moctezuma-V. Ahumada y Casas Grandes-Janos, además de intercambios de energía en algunos puntos de operación con el área Noroeste. La red eléctrica consiste únicamente en dos alimentadores en la subestación Samalayuca Sur en 230 kV para su interconexión con la nueva central. La figura 4.16 muestra la red asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio Samalayuca. Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

Paso del Norte Valle de Juárez Reforma Terranova

Samalayuca

Samalayuca Sur Norte III 690 MW

A Moctezuma

Figura 4.16

4-39

4.4.6

Área Noreste

El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, gran parte de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Se mantiene enlazado con tres áreas del resto del SIN, mediante líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV, al poniente con la Norte, al suroeste con la Occidental y al sur con la Oriental. Tiene un enlace de interconexión en 230 kV, cuatro en 138 kV y uno en 69 kV con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) a lo largo de la frontera con los Estados Unidos de América. Tres de los enlaces son del tipo asíncrono, unidos a través de los dispositivos Back to Back (BtB) Light, Variable Frequency Transformer (VFT) y BtB convencional, de 36 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad respectivamente. A su vez, esta área se halla integrada por las regiones Noreste y Huasteca, enlazadas a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud; la primera es predominantemente importadora y la segunda exportadora. La red troncal cuenta con líneas de transmisión de 400 kV y 230 kV y transformación de relación 400/230 kV, 400/138 kV, 400/115 kV, 230/138 kV y 230 /115 kV. El principal punto de consumo se concentra en la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), alimentada a través de un anillo de 400 kV y siete enlaces en 400 kV, que permiten recibir energía de las plantas generadoras carboeléctricas ubicadas en la zona Piedras Negras, de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y Región Huasteca, así como parte de los excedentes del área Occidental. Asimismo sobresale por su magnitud también la zona Reynosa que ha registrado demanda con una alta tasa de crecimiento anual promedio de 8.0% en los últimos cinco años. El suministro de la energía proviene de las centrales generadoras de Río Bravo, II, III y IV, por medio de la red de 400 kV y 230 kV, y tiene enlaces con las zonas Monterrey, Matamoros y Nuevo Laredo. En el corto plazo se prevé la saturación de algunos bancos de transformación de 230/138 kV. La zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual en la demanda de aproximadamente 4.0% en los últimos cinco años. Sin embargo, de acuerdo al más reciente estudio de mercado se prevé un crecimiento acelerado en la parte poniente de la misma. De presentarse este escenario se anticipa que la transformación 400/115 kV existente alcanzaría su carga máxima y habría un abatimiento del voltaje en los nodos radiales. Respecto a las zonas Valles, Río Verde y Mante se estima un crecimiento medio anual de 6.0%, 5.8% y 5.1% respectivamente en los próximos 10 años. Con este escenario, en el corto plazo podría presentarse la saturación del banco de transformación 400/115 kV ubicado en la subestación Anáhuac potencia. Referente a la zona Monclova, el crecimiento medio anual previsto en el mediano plazo es de 7.0%, definido principalmente por un fuerte aumento de la demanda de la empresa Altos Hornos de México. Con estas tendencias, la transformación 400/230 kV y 230/115 kV alcanzaría el valor máximo en el corto plazo. Relativo a la zona Piedras Negras, el pronóstico de crecimiento medio anual en el mediano plazo es de 4.3%, el cual provocará en los próximos cinco años la congestión de las líneas de transmisión que enlazan las ciudades de Piedras Negras y Acuña. Finalmente, en el mediano plazo y como producto del aumento esperado en la demanda del área, la transformación 400/115 kV alcanzaría el limite máximo en las zonas Victoria, Tampico

4-40

y en la ZMM, también en el enlace en 400 kV con la región Huasteca, así como en el enlace en 400 kV y 230 kV entre las zonas Piedras Negras y Nuevo Laredo. 4.4.6.1 Obras principales Respecto a las necesidades de compensación en la zona Monterrey, provocadas por el crecimiento esperado de la demanda industrial, residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, se ha programado la instalación de varios bancos de compensación capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, con un monto de 202.5 MVAr en 2011. El proyecto Guerreño banco 1 tiene la función de atender la demanda de la zona Reynosa y evitar la saturación de algunos elementos de la red eléctrica, en especial la transformación existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto. La entrada en operación está prevista para 2011 con un banco de transformación de 400/138 kV y 375 MVA de capacidad. Debido al gran desarrollo económico de la zona metropolitana de Monterrey en combinación con el retiro de generación, los bancos de transformación de la subestación Monterrey potencia han incrementado su carga, al grado de esperarse la saturación en el corto plazo. El proyecto Las Glorias banco 1, que incluye la construcción en 2011 de una subestación al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, aliviará esta situación. Asimismo, se programa para 2011 el proyecto Regiomontano banco 1, que consiste en la construcción de una SE de 375 MVA de capacidad y relación 400/115 kV en la parte sureste del área metropolitana, que evitará la saturación de la transformación en la SE Huinalá. Al poniente de la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga en el parque industrial de Derramadero. De concretarse este aumento, se requiere la construcción y entrada en operación en 2011 del proyecto de transformación Derramadero banco 1 con relación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, el cual permitirá aliviar la saturación de la transformación existente y contar con otra inyección robusta de potencia que mejorará de manera relevante el nivel de confiabilidad en esta parte de la red. Otro proyecto relevante es Anáhuac potencia banco 2, que consta principalmente de la instalación de un segundo banco de transformación de 225 MVA de capacidad y relación 400/115, programado para 2012. Tendrá la función de resolver el problema de saturación del banco actual por efecto del crecimiento de la demanda en las zonas Valles, Río Verde y Mante. En respuesta al fuerte crecimiento esperado en los próximos años de la demanda de la industria acerera en la zona Monclova, así como del propio desarrollo normal, se ha programado para 2010 la construcción de la línea de transmisión en 400 kV de la subestación Frontera a AHMSA, y en 2013 la instalación de un segundo banco de transformación de relación 230/115 kV y 100 MVA de capacidad en la subestación Monclova, para evitar alcanzar el valor máximo de carga en los bancos existentes. Un proyecto también importante es el enfocado al fortalecimiento de las líneas de transmisión en 138 kV entre las ciudades Acuña y Piedras Negras, a través del tendido del segundo circuito entre las subestaciones Acuña II y Piedras Negras potencia. Después del corto plazo, destacan los proyectos que resolverán problemas de saturación de la transformación y la transmisión, tales como San Jerónimo banco 2, Escobedo banco 4, Tecnológico banco 2, Champayán-Güémez 400 kV y Güémez-Regiomontano 400 kV.

4-41

En el cuadro 4.7 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas en el área Noreste para 2009–2018. Principales obras programadas 2009 – 2018 Tensión Núm. de Longitud Fecha de kV circuitos km-c entrada


Frontera-AHMSA Las Glorias-Huinalá Las Glorias entronque Villa de García-Aeropuerto Regiomontano entronque Huinalá-Lajas Piedras Negras Potencia-Acuña Dos (Tendido del segundo circuito) Champayan-Güémez (Tendido del primer circuito) Güémez-Regiomontano (Tendido del primer circuito) Arroyo del Coyote-Carbón Dos (Tendido del segundo circuito) Huinalá-Tecnológico (Tendido del primer circuito) Escobedo-CC Noreste (Escobedo) Río Sabinas-Lampazos (Tendido del primer circuito)

400 400 400 400 230 400 400 400 400 400 400

Total

1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2

8.0 7.4 31.8 26.8 172.0 193.0 220.0 179.1 35.0 7.0 105.0

Ene-10 Mar-11 Mar-11 May-11 Jul-13 May-14 May-14 Jul-14 Ago-14 Oct-14 0ct-17

985.1

Subestación

Cantidad Equipo

Las Glorias Banco 1 SF6 Guerreño Banco 1 Derramadero Banco1 Regiomontano Banco 1 Anáhuac Potencia Banco 2 Monclova Banco 4 San Jerónimo Banco 2 Tamos Banco 2 Escobedo Banco 4 Tecnológico Banco 2 Güémez Banco 2

4 4 4 4 3 3 3 3 3 3 3

T T T T T AT T T T T T

Total


500 500 500 500 225 100 375 225 375 375 225

400 /115 400 /138 400 /115 400 /115 400 /115 230 /115 400 /115 400 /115 400 /115 400 /115 400 /115

Mar-11 May-11 May-11 May-11 May-12 Jun-13 May-15 Abr-16 May-16 May-17 May-17

3,900

AT.: Autotransformador T. Transformador

Compensación

Equipo

Cumbres MVAr Allende MVAr Cerralvo MVAr Villa de Santiago MVAr Escobedo MVAr Fundidora MVAr Universidad MVAr Santo Domingo MVAr Derramadero MVAr Saltillo MVAr lamo MVAr Alpes MVAr Santander MVAr Libertad MVAr Jiménez MVAr Tancol MVAr Acero MVAr Granjas MVAr Regiomontano MVAr Champayán MVAr Arroyo del Coyote MVAr San Fernando MVAr

Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Reactor Reactor Capacitor

Tensión kV

138 115 115 115 115 115 115 115 400 115 115 115 115 115 115 115 115 115 400 400 400 115

Total

Capacidad Fecha de entrada MVAr

18.0 7.5 7.5 7.5 45.0 45.0 45.0 45.0 75.0 45.0 15.0 15.0 15.0 15.0 7.5 15.0 30.0 30.0 100.0 62.0 62.0 7.5 714.5

Cuadro 4.7

4-42

Ago-10 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 May-11 Abr-12 Jun-13 Jun-13 May-14 May-14 Jul-14 May-17

4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco) La planta se localizará en el sitio Tecalco en el estado de Hidalgo, aproximadamente 20 km al suroeste de la subestación Tamazunchale, sobre la vertiente del río Moctezuma, aguas abajo de la CH Zimapán. Está programada para entrar en operación en abril de 2013, con una capacidad de 12 MW. El objetivo de la red es transmitir hacia los centros de consumo la energía generada por la central, y así garantizar la confiabilidad y calidad en el suministro. La red asociada considera la construcción de aproximadamente 21 km-c de línea de transmisión en 115 kV, de la subestación Tamazunchale a la planta de generación Tecalco, tendida sobre torres de acero de doble circuito, tendido del primero y conductor calibre 477 ACSR. Adicionalmente la instalación de tres alimentadores de 115 kV, dos en la subestación Tamazunchale y uno en la de Tecalco. La figura 4.17 muestra el detalle de la red. Red de transmisión asociada a la central hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco) A Museo

21 - 477

Tamazunchale

Xilitla

Huichihuayan

C.H. Tecalco 12.0 MW

Valles A Valle Alto

Santos A Cementos Mexicanos

A Anáhuac Pot.

Figura 4.17

4-43

4.4.6.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo) La planta se ubicará en el municipio General Escobedo del estado de Nuevo León, aproximadamente a un kilómetro de distancia de la subestación Escobedo de la ZMM. Tendrá una capacidad de 517 MW y entrará en operación en abril de 2015. La red eléctrica asociada transmitirá la energía generada por la central hacia los usuarios de la zona mencionada, y con esto se incrementará la calidad y confiabilidad del servicio. Considera la construcción de siete km-c de línea de transmisión de 400 kV, entre la subestación Escobedo y la central generadora, la instalación de siete alimentadores en 400 kV y ocho en 115 KV en las subestaciones Escobedo, Huinalá y San Nicolás. La figura 4.18 muestra esta red. Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo) A Aeropuerto

A Lampazos

Sitio Escobedo Las Glorias

517 MW (2015) 3.5 KM - 1113

A Frontera Escobedo Huinalá Monterrey

Sn. Nicolás Villa de García

A Ramos Arizpe

A Aeropuerto Hylsa

Plaza

Tecnológico Regiomontano

San Jerónimo Pot.

Lajas

A Güémez

Figura 4.18

4-44

4.4.7

Área Baja California

El Área de Control Baja California (ACBC) administra el despacho de energía en los estados de Baja California, Baja California Sur y una parte pequeña de Sonora que incluye diversas poblaciones entre las cuales destaca San Luis Río Colorado. El sistema del ACBC opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley en el valle de Mexicali y otro entre las Tijuana I (CFE)-Miguel en la ciudad de Tijuana. Estos enlaces le permiten al ACBC llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA. El área se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle. Estas regiones son diferentes entre sí por las variaciones estacionales en la carga, derivadas de las temperaturas extremas durante el verano en la región Valle. La generación instalada a diciembre del 2007 alcanzó 2,342 MW. Los principales centros de generación son la central Presidente Juárez con 1,070 MW, la geotermoeléctrica de Cerro Prieto con 720 MW y el ciclo combinado Mexicali con 489 MW. Por su ubicación geográfica, es un área estratégica de desarrollo para empresas maquiladoras en alta y media tensión, con grandes expectativas de crecimiento, principalmente por la creciente demanda para diversos desarrollos habitacionales especialmente en el corredor Tijuana-Tecate y hacia el sur de la ciudad de Mexicali. En la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y la demanda se sostiene durante el año, sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. La dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad de Tijuana, por lo accidentado del terreno, la densidad de carga y la creciente demanda, plantea la necesidad de planificar un sistema robusto en la subtransmisión en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda de servicios en el mediano plazo. La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos. El periodo de punta es a las 21:00 horas, con una demanda muy constante la mayor parte del año. Suministra a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que ante contingencia sencilla presenta bajos voltajes, principalmente en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido a las variaciones de la temperatura extremosa de acuerdo a las estaciones del año, lo cual incide en el consumo de electricidad. Durante el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno la demanda disminuye drásticamente a 40% de la máxima. Por sus características de conectividad, el oriente de la ciudad de Mexicali presenta bajos voltajes ante contingencia sencilla. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias existe la posibilidad de operar con bajos voltajes. Por tal razón en el mediano plazo se requiere formar un anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona en el nivel de 230 kV. 4-45

4.4.7.1 Obras principales Se adiciona un compensador estático de VAr en la SE Tecnológico, de 200 MVAr de capacidad, del tipo capacitores operados por tiristores en el nivel de 230 kV, mediante el cual se incorporan bloques de compensación capacitiva hasta llegar a 200 MVAr de acuerdo a los requerimientos de reactivos en la zona Mexicali. Con esta compensación se eliminan los problemas de bajo voltaje en las diversas subestaciones ubicadas al centro y oriente de la ciudad de Mexicali. Esta obra es necesaria adicionalmente para cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr acordado con el WECC. La obra Ruiz Cortines entronque Cerro Prieto I-Parque Industrial San Luis formará un anillo en 161 kV entre las subestaciones Parque industrial San Luis, Ruiz Cortines e Hidalgo, permitiendo una operación confiable y segura para atender los requerimientos de energía en la ciudad de San Luis Río Colorado. La LT Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis en 230 kV permite evitar corte de carga ante contingencia sencilla de los enlaces entre Mexicali y San Luis Río Colorado. El enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico inicia la formación de un anillo interno en 230 kV que refuerza el suministro de las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y Aeropuerto. Con el cambio de tensión de operación de 69 kV a 115 kV de la parte sur y poniente de la ciudad de Tijuana, se incrementa la capacidad de transmisión y permite atender en el mediano plazo las regiones indicadas, formando un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli potencia, Tijuana I y La Herradura. Se han incorporado 270 MVAr de compensación capacitiva en la zona Tijuana y Tecate durante el periodo de planificación, en forma local, en las subestaciones Metrópoli potencia, El Rubí, Tijuana I, La Herradura en 115 kV. El cambio de tensión a 115 kV garantiza el cumplimiento de los criterios de confiabilidad y seguridad para el suministro de la zona. Para el abastecimiento a las poblaciones al sur de la ciudad de Ensenada, se ha programado la adición de transformación en la SE Cañón, 100 MVA, 230/115 kV, alimentado a través de la LT Ciprés-Cañón en 230 kV, así como la adición de compensación en las subestaciones San Felipe, Cañón y San Quintín. Se considera la interconexión de Baja California al SIN, incrementando la flexibilidad, confiabilidad y seguridad de esta área. Adicionalmente se compartirá reserva operativa con el SIN además de integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación al intercambiar grandes bloques de energía entre ambos sistemas eléctricos. En el cuadro 4.8 se presentan las obras principales programadas en el período 2009-2018.

4-46

Principales obras programadas 1 2009-2018 Tensión Núm. de kV circuitos


Cerro Prieto II-Parque Industrial San Luis La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés La Jovita entronque Presidente Juárez-Lomas Cucapáh-Cerro Prieto III Mexicali I-Tecnológico La Jovita-La Herradura Ciprés-Cañón

230 230 230 230 230 400 230

Total

2 2 2 2 2 2 2

Longitud km-c

Fecha de entrada

54.0 22.0 22.0 20.0 11.0 80.0 84.0

Abr-11 Oct-12 Oct-12 Abr-13 Jun-13 Oct-15 Jun-16

239.0

Subestación

Cantidad Equipo

Xochimilco Banco 2 Centenario Banco 1 Chapultepec Banco 2 Valle de Puebla Banco 1 Metrópoli Potencia Banco 2 Cucapáh Tijuana I Banco 4 Parque Industrial San Luis Banco 4 Centenario Banco 2 Cañón Banco 1 Wisteria Banco 2

1 1 1 1 4 1 4 1 1 4 1

T T T T AT EA AT T T AT T

Total

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

50 40 50 40 300 300 300 50 40 133 40

230 /13.8 230 /13.8 230 /34.5 230 /13.8 230 /115 230 /230 230 /115 230 /34.5 230 /13.8 230 /115 230 /13.8

Jul-09 Mar-10 Jun-10 Abr-11 Ene-12 Abr-13 Ene-14 Abr-15 Abr-16 Jun-16 Abr-18

Tensión kV

Capacidad MVAr

Fecha de entrada

115 230 115 115 161 115 115 115 115 161 115 115 115 115

7.5 0.0/200.0 Ind./Cap. 15.0 22.5 31.5 30.0 30.0 30.0 15.0 21.0 7.5 15.0 15.0 15.0

Abr-09 May-10 May-10 Mar-11 Abr-11 Mar-12 Jun-12 Jun-12 Abr-13 Jun-13 Oct-13 Ene-14 Jun-14 Jun-14

1,343

AT: Autotransformador T: Transformador EA: Estación Asíncrona.

Compensación

Equipo

San Felipe MVAr CEV Tecnológico MVAr Ciprés MVAr Panamericana Fraccionamiento MVAr Ruiz Cortines MVAr Tijuana I MVAr La Herradura MVAr Metrópoli Potencia MVAr Cañón MVAr Cachanilla MVAr San Quintín MVAr Tecate II MVAr La Mesa MVAr Lago MVAr

Capacitor Compensador estático de VAr Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor

Total

455.0

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo. 1 No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California

Cuadro 4.8

4-47

4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California Este proyecto de generación con 277 MW de capacidad entrará en servicio en marzo de 2009 y estará ubicado dentro del predio de la central Presidente Juárez, al sur de la ciudad de Tijuana en Rosarito, Baja California. Tiene como objetivo atender las necesidades de energía de las zonas Tijuana y Ensenada. Las principales obras de transmisión asociadas al mismo consisten en el tendido del segundo circuito de 8.2 km en 230 kV entre las subestaciones Metrópoli potencia y Tijuana I, con dos conductores por fase 1113 ACSS. Adicionalmente se requiere la sustitución de nueve interruptores en 230 kV y la adición de dos alimentadores en 230 kV en las subestaciones Tijuana I y Metrópoli potencia. La figura 4.19 muestra el detalle de esta red. Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California Imperial Valley (EUA)

Miguel (EUA)

Rumorosa

Tijuana I Sustitución de 3 interruptores en 230 kV, y adición de 1 alimentador en 230 kV para LT Metrópoli Potencia

La Herradura Toyota

El Rubí Panamericana Potencia

Metrópoli Potencia

1 alimentador en 230 kV para LT Tijuana I1 CT Presidente Juárez 2 x 160 MW 1 x 150 MW 2 x 30 MW CC Rosarito 2 x 248 MW

CC Baja California 277 MW Sustitución de 6 alimentadores en 230 kV, (Incluye sustitución de 5 interruptores de amarre)

Lomas

Ciprés

Figura 4.19

4-48

La Rosita

4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III Esta planta con 280 MW se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del área de control Baja California en abril de 2013. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona Ensenada. El proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de dos dobles circuitos de 11 km denominados La Jovita entronque Presidente Juárez-Ciprés y La Jovita entronque Presidente Juárez-Lomas, incorporando al sistema eléctrico 44 km-c. La figura 4.20 muestra el detalle de esta red. Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California III Imperial Valley (EUA)

Miguel (EUA)

Rumorosa Tijuana I La Rosita

La Herradura Toyota

El Rubí Panamericana Potencia Metrópoli Potencia

CT Presidente Juárez 2 x 160 MW

2 x 30 MW

2 x 248 MW CC Baja California 277 MW TG Baja California II 3 x 42 MW Conv TG/CC 150MW 93 MW

Baja California III 280 MW

Lomas

Ciprés

Figura 4.20

4-49

4.4.8

Área Baja California Sur

La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra el despacho de energía del estado de Baja California Sur e incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas. El área está formada por un sistema interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Adicionalmente, existen dos regiones eléctricas (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que operan aisladas entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado. Este sistema ha presentado un aumento extraordinario de la demanda en los últimos años, muy por encima de la media nacional. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2007 en el área fue de 514 MW, de los cuales 296 MW pertenecieron al tipo combustión interna, 160 MW al turbogás y 58 MW al tipo turbogás móvil. La zona Constitución ubicada al norte del área tiene una capacidad instalada de 134 MW de los cuales 104 MW son de generación base. En 2007, presentó una demanda máxima de 44 MW por lo que la generación restante se exporta a la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. El límite de transmisión entre Constitución y La Paz es de 75 MW. Se requiere incrementar ese límite entre estas zonas para enviar los excedentes de generación base disponible en diversas condiciones de operación. Para ello se está construyendo una subestación de transferencia en las cercanías del poblado Las Pocitas, con el fin de incrementar el límite de transferencia entre ambas zonas y permitir el aprovechamiento de toda la generación instalada en el norte de la zona Constitución. La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de generación base. En 2007 presentó una demanda máxima de 114 MW. Se interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces Olas Altas-El Palmar en 230 kV y El Triunfo-Santiago en 115 kV. La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 95 MW de tipo turbogás fija y móvil y presentó en 2007 una demanda máxima de 128 MW. Ha mostrado en los últimos años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento. El límite máximo de transferencia entre la zona La Paz y Los Cabos es de 130 MW. La contingencia más severa es la pérdida del enlace Olas Altas-El Palmar en 230 kV. En estado estable puede transmitir hasta 170 MW, con voltajes en su mínimo operativo en la zona Los Cabos, lo cual indica la necesidad de una compensación dinámica para el soporte de reactivos de modo local, mejorando la calidad del voltaje de la zona turística de Cabo San Lucas y San José del Cabo. El elevado crecimiento de la zona y la restricción para instalar localmente generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado la transferencia de generación desde la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado obras que permitan el suministro a Los Cabos, y así lograr una operación confiable y segura. Adicionalmente, al dejar de despachar generación turbogás costosa en la zona Los Cabos, se reducen los costos de operación.

4-50

4.4.8.1 Obras principales Con la entrada en operación de la SE Las Pilas (Las Pocitas) se logra incrementar el límite de transmisión entre las zonas Constitución y La Paz, permitiendo la transmisión de generación base instalada en la Central Puerto San Carlos, con lo que se incrementa la seguridad, flexibilidad y confiabilidad en el área. La compensación dinámica de la SE El Palmar es necesaria para llevar a cabo el suministro de la zona Los Cabos desde La Paz, reduciendo considerablemente los costos de operación al permitir desplazar generación turbogás y así eliminar el impacto ambiental en las cercanías de los complejos turísticos de Los Cabos. Se ha programado la adición de 100 MVA de transformación 230/115 kV en la SE Central Diésel Los Cabos, que en conjunto con la LT Central Diésel Los Cabos entq. Olas Altas-El Palmar, permitirá satisfacer los incrementos en la demanda de la zona. Se tiene considerado incorporar por la costa del Océano Pacífico un enlace de transmisión en 230 kV entre las subestaciones Todos Santos-Central Diésel Los Cabos para transmitir generación programada, la cual se pretende ubicar al norte del poblado de Todos Santos, incrementando la confiabilidad y permitiendo otro punto de suministro a la zona. Se han incorporado 68 MVAr de compensación capacitiva en forma local en el área y 200 MVAr mediante un compensador estático de VAr en la SE El Palmar. Ver cuadro 4.9. Principales obras programadas 2009-2018 Línea de Transmisión

C. D. Los Cabos Entronque Olas Altas-El Palmar El Palmar entronque C. D. Los Cabos-Olas Altas Todos Santos-C. D. Los Cabos

Tensión kV

Núm. de circuitos

Longitud km-c

Fecha de entrada

230 230 230

2 2 2

40.0 2.0 120.0

Jun-12 Oct-14 Oct-15

Total

162.0

Subestación

Cantidad

C. D. Los Cabos Banco 1

Equipo

Capacidad MVA

Relación de transformación

Fecha de entrada

AT

133

230 /115

Jun-12

4

Total

133

AT: Autotransformador T: Transformador

Tensión kV

Subestación

Equipo

CEV El Palmar MVAr Palmilla MVAr San José del Cabo MVAr El Palmar MVAr Bledales MVAr Villa Constitución MVAr

Compensador estático de VAr Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor

Total

Capacidad MVAr

Fecha de entrada

230 50.0/150.0 Ind./Cap. 115 7.5 115 15.0 115 30.0 115 7.5 115 7.5

Mar-10 Jun-13 Jun-14 Jun-15 Jun-16 Jun-16

267.5


Cuadro 4.9

4-51

4.4.9

Área Peninsular

La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal eléctrica opera en el nivel de tensión de 230 kV y 115 kV, con algunas líneas aisladas en 400 kV. La demanda máxima del área en 2008 fue de 1,375 MW. La tasa de incremento en los últimos tres años es de 5.9 % y se estima un crecimiento medio anual de 5.4 % para los próximos diez años, lo que representaría en 2018 una carga de 2,287 MW. La capacidad de generación instalada a diciembre de 2007 fue de 2,269 MW, de los cuales 55% corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de productor independiente de energía. No obstante que en 2008 se tuvo capacidad suficiente para atender la demanda, se estima para el corto plazo que ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado por suministro de gas, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, podrían presentarse desbalances generación-carga. Ante ello, los enlaces de transmisión actuales con el área Oriental operando en 230 kV no tendrán la capacidad suficiente para importar grandes bloques de potencia activa y presentarían problemas de bajo voltaje por no disponer de fuentes suficientes de potencia reactiva local. Esta situación se agravaría para el sistema con el retiro programado de la central termoeléctrica Lerma al reducir la capacidad de generación instalada así como el margen de potencia reactiva y por tanto su capacidad de transmisión con el área Oriental. Para evitar esta problemática, se incrementará la capacidad de transmisión con la conversión de la red de transmisión troncal de 230 kV a 400 kV. 4.4.9.1 Obras principales El proyecto Sabancuy II-Concordia consiste en un corredor en doble circuito aislado en 230 kV con operación inicial en 115 kV, el cual servirá como fuente de suministro a la isla de Ciudad del Carmen, Campeche. Esta obra reemplazará la infraestructura actual que presenta fuertes condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente salino de la zona. Su entrada en operación se estima para noviembre de 2009. La operación en 400 kV de las líneas de transmisión Tabasco-Escárcega-Ticul II aumentará capacidad y confiabilidad para el suministro de energía con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV. El proyecto incluye 177 km-c, así como la instalación de dos bancos con 875 MVA de capacidad total incluyendo reserva y relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará en la SE Escárcega un compensador estático de VAr en 400 kV con una capacidad de +/-300 MVAr. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2010. La subestación Edzna banco 1 de relación 230/115 kV y su red asociada, servirá como principal fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche, ante el retiro total o parcial de las unidades de la central termoeléctrica Lerma. Se estima su fecha de entrada en operación para marzo de 2011. Con el propósito de incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión para el suministro de energía a las zonas Cancún y Riviera Maya, se ha definido el proyecto 4-52

SE Riviera Maya el cual incluye el cambio en la operación de 230 kV a 400 kV de las líneas de transmisión Nizuc-Valladolid-Playa del Carmen. Estas zonas presentan las mayores tasas de crecimiento anual a nivel país. Incluye como obras la SE Riviera Maya de 1000 MVA de capacidad total en dos bancos de transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como 500 MVA en la SE Valladolid (considerando reserva en ambos puntos) y red asociada para operar los enlaces en 400 kV. Se estima su entrada en operación para marzo de 2013. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en diferentes puntos del área. El proyecto Xpujil-Xul-Ha consiste en una línea de 230 kV, la cual servirá para proporcionar un mejor suministro de energía a la zona Chetumal. Su entrada en operación se estima para junio de 2014. Hacia el mediano plazo, se visualizan proyectos de refuerzo en la red de transmisión hacia la zona Tulum por lo que se ha programado la SE Chemuyil 230/115 kV y su red asociada para 2015, así como refuerzos en la transformación de la misma relación para el estado de Campeche con la SE Sabancuy II en 2015. En el cuadro 4.10 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Peninsular para 2009-2018.

4-53

Principales obras programadas 2009-2018 Tensión kV


Sabancuy II-Concordia Edzna Entronque-Escárcega-Ticul Xpujil-Xul Ha Chemuyil Entronque-Playa del Carmen-Riviera Maya Escárcega Potencia-Sabancuy II

230 230 230 230 230

Núm.de circuitos

2 2 2 2 2

Total

87.0 30.0 105.0 126.0 63.0

Fecha de entrada

Nov-09 Mar-11 Jun-14 Abr-15 Oct-15

411.0

Subestación

Cantidad Equipo

Ticul II Bancos 2 y 3 Edzna Banco 1 Riviera Maya Banco 1 Valladolid Banco 2 Riviera Maya Banco 2 Ticul Banco 2 Chemuyil Banco 1 Sabancuy II Banco 1

7 4 4 4 4 3 4 4

AT AT AT AT T AT AT AT

Total AT: Autotransformador

Longitud km-c


875 300 500 500 500 100 300 300

400 /230 230 /115 400 /230 400 /230 400 /115 230 /115 230 /115 230 /115

Sep-10 Mar-11 Mar-13 Mar-13 Mar-13 Jul-13 Abr-15 Oct-15

3,375 T. Transformador

Tensión kV

Compensación

Equipo

Canek MVAr Tizimín MVAr Playa del Carmen MVAr Nachi-Cocom MVAr Norte MVAr Kopte MVAr Escárcega MVAr Ticul II MVAr Escárcega MVAr Xul Ha MVAr Aktunchen MVAr Akumal MVAr Yalku MVAr Valladolid MVAr Valladolid MVAr

Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Reactor Compensador estático VAr Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Reactor

Total

115 115 115 115 115 115 400 400 400 230 115 115 115 400 400

Capacidad MVAr

30.0 6.0 37.5 30.0 30.0 15.0 233.3 175.0 300/300 Ind./Cap. 24.0 15.0 15.0 15.0 175.0 116.6 1,517.4

Ind: Inductivo Cap: Capacitivo

Cuadro 4.10

4-54

Fecha de entrada

Ago-09 Ago-09 Nov-09 Nov-09 Nov-09 Nov-09 Jun-10 Jun-10 Sep-10 Ene-12 Jun-12 Jun-12 Jun-12 Mar-13 Mar-13

4.5

Obras e inversiones con financiamiento externo

En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión cuando CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero construir, arrendar y transferir (CAT), denominados serie 200. En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 modificando a partir de esa fecha y hasta la actualidad la modalidad de financiamiento PIP, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales denominados serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la SHCP para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Los proyectos de las series 200, 300, 400, 500 y 600 ya se encuentran en operación, exceptuando el proyecto SE 503 Oriental (Segunda Fase). En los cuadros 4.11 a 4.19 se muestran las metas de los proyectos actualizados, en construcción o en proceso de actualización. El proyecto SE 503 consiste en una subestación de relación 115/13.8 de 20 MVA de capacidad denominada San Bartolo Coyotepec de la zona Oaxaca. Ver cuadro 4.11 Metas para la serie 500 Proyecto

FEO ¹

SE 503 Oriental (Segunda Fase) Total

km-c

Dic-09

MVA

MVAr

20 20

1 1

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 4.11

En 2001 se integraron los paquetes de la serie 700, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se realizarían de manera coordinada. Resalta por su importancia y magnitud la red asociada a la carboeléctrica El Pacífico, así como la conversión de tensión de 69 kV a 115 kV en la zona Tijuana, considerada en el paquete 706. El cuadro 4.12 presenta las metas correspondientes. Metas para la serie 700 Proyecto

FEO ¹

SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase) SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) LT 718 Red de Transmisión Asociada a El Pacífico (Primera Fase) LT 718 Red de Transmisión Asociada a El Pacífico (Segunda Fase) Total


Cuadro 4.12

4-55

Jul-10 Ene-14 Nov-09 Nov-09

km-c

MVA

8 9 283

30 280 375

300

685

MVAr

2 21 969 992

En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales resaltan por su importancia los proyectos de transformación Vicente Guerrero y el refuerzo al anillo de 400 kV de la zona Monterrey en el paquete 803 Noine. En el 805 El Occidente resalta la transformación de las subestaciones Guadalajara Industrial y Niños Héroes en la zona Guadalajara. El 806 Bajío incluye la transformación de la subestación Cañada. El cuadro 4.13 resume los proyectos. Metas para la serie 800 Proyecto

FEO ¹

SLT 803 Noine (Segunda Fase) SLT 803 Noine (Tercera Fase) SE 804 Baja-Sonora SLT 805 El Occidente (Primera Fase) SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) SLT 805 El Occidente (Tercera Fase) SLT 806 Bajío (Tercera Fase) SE 814 División Jalisco

Ene-12 Ago-14 Abr-14 Jun-10 Jul-12 Jun-15 Abr-10 Dic-10

Total

km-c

16 35

MVA

MVAr

133 50 4

59 16

90 360 100 560 500 20

166

1,763

59

30 10

4 1


Cuadro 4.13

En el cuadro 4.14 se informa sobre los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF para el ejercicio fiscal de 2004. Resaltan por su importancia las obras de transformación en las subestaciones de Tepic II y Acatlán incluidas en el paquete 901 Pacífico. Metas para la serie 900 Proyecto

FEO ¹

SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) SLT 901 Pacífico (Tercera Fase) 912 División Oriente (Primera Fase) 912 División Oriente (Segunda Fase) 914 División Centro Sur (Segunda Fase)

Sep-12 Ago-14 Jun-09 Sep-09 Dic-09

Total

km-c

108 33 4

MVA

MVAr

633 20

80

20

144 30 1

225

673

175


Cuadro 4.14

En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 que se muestran en el cuadro 4.15. En ella se incluyen las redes asociadas a las centrales eléctricas CC Norte, ubicada en la zona Durango, y la Yesca en el estado de Nayarit. Se consideran también los proyectos de transformación en la subestación Tesistán de la zona Guadalajara en el paquete 1003.

4-56

Metas para la serie 1000 Proyecto

FEO ¹

SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase) SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) SE 1005 Noroeste (Primera Fase) SE 1005 Noroeste (Segunda Fase) SE 1005 Noroeste (Tercera Fase) SE 1006 Central-Sur 1010 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte OPF 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca Total

Nov-09 May-11 Ago-15 Ene-10 Ene-10 Mar-11 Mar-09 Jul-09 Jul-11

km-c

88 29 24 60 32 23 47 218 521

MVA

MVAr

500 133 110 30

7 2

70

4

843

129

117


Cuadro 4.15

En junio de 2005 se enviaron para su autorización los paquetes de la serie 1100 que se muestran en el cuadro 4.16. Resaltan las redes de transmisión asociadas a los proyectos de generación Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han programado proyectos de transmisión y transformación para el área Oriental, con los paquetes Transmisión y Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo, resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste en el paquete 1116. El proyecto 1119 considera el inicio del cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de los enlaces entre las subestaciones Malpaso-Tabasco y se continuará hacia la Península de Yucatán con el proyecto 1204.

4-57


FEO ¹

LT 1101 Red de Transmisión Asociada a Baja California II (Primera Fase) LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE La Venta III LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase) SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase) SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase) SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Primera Fase) SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) SE 1113 Compensación Dinámica Donato-Laguna Verde SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Tercera Fase) SE 1116 Transformación del Noreste (Primera Fase) SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase) SE 1116 Transformación del Noreste (Tercera Fase) SLT 1117 Transformación de Guaymas SLT 1118B Transmisión y Transformación del Norte (Segunda Fase) SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Primera Fase) SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste (Segunda Fase) SE 1120 Noroeste (Primera Fase) SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) SE 1121 Baja California (Primera Fase) SE 1121 Baja California (Segunda Fase) SE 1122 Golfo Norte SE 1123 Norte SE 1124 Bajío Centro SE 1125 Distribución (Primera Fase) SE 1125 Distribución (Segunda Fase) SE 1126 Centro Oriente (Seguna Fase) SE 1127 Sureste SE 1128 Centro Sur Total

Oct-17 Ene-09 Oct-11 May-11 May-11 Mar-11 Abr-14 Ago-09 Nov-11 Nov-16 Mar-10 Sep-10 May-13 Abr-09 May-10 May-11 Jul-11 Nov-09 Sep-10 Mar-11 Mar-09 May-09 Dic-09 Dic-10 Nov-09 Ene-09 Oct-09 Ago-09 Jul-10 Dic-09 Dic-09 Dic-09

km-c

MVA

MVAr

6 185 148 49 28 201 39 141 248 49 146 194 13 109 172 7 10 92 86 9 106 111 288 136 7 49 2,629

237 293 300 300

15 28 900

500 500 300 500 1,000 133 875

60

210 79 30 30 210 60 60 39 60

13 4 2 2 13 4 4 2 4

50 140

3 8

5,377

1,589


Cuadro 4.16

En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 4.17. Destacan las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de CI Guerrero Negro III, Humeros III, CC Norte II y Manzanillo I U1 y U2. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de Temporada Abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec. Por su magnitud e importancia se considera la subestación Jamapa -incluida en el paquete 1203- que permitirá atender el suministro a la zona de Veracruz, así como el proyecto 1204 para completar la conversión de tensión de 230 kV a 400 kV de la Península con el área Oriental. Asimismo se incluye la conversión de 230 kV a 400 kV en la parte sur del área Noroeste en el paquete 1206.

4-58


FEO ¹

SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Primera Fase) SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Segunda Fase) SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Tercera Fase) SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (Cuarta Fase) SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Primera Fase) SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo (Segunda Fase) SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Primera Fase) SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental-Sureste (Segunda Fase) SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Primera Fase) SLT 1204 Conversión a 400 kV del Área Peninsular (Segunda Fase) SE 1205 Compensación Oriental-Peninsular SE 1206 Conversión a 400 kV de la LT Mazatlán II-La Higuera SE 1210 Noroeste-Norte (Primera Fase) SE 1210 Noroeste-Norte (Segunda Fase) SE 1211 Noreste-Central (Primera Fase) SE 1211 Noreste-Central (Segunda Fase) SE 1211 Noreste-Central (Tercera Fase) SE 1212 Sur-Peninsular (Primera Fase) SE 1212 Sur-Peninsular (Segunda Fase) SE 1212 Sur-Peninsular (Tercera Fase) SE 1212 Sur-Peninsular (Cuarta Fase) LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos LT 1222 Red de Transmisión Asociada a la CI Guerrero Negro III LT 1223 Rred de Transmisión Asociada a los Humeros II LT 1225 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte II 1226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 Y U2

Mar-10 Mar-10 Jun-13 Jun-13 Sep-10 May-15 Ago-10 Dic-11 Sep-10 Mar-11 Nov-09 Abr-09 Ene-10 Abr-10 Jul-09 Jul-10 Dic-09 Mar-10 Jun-10 Dic-10 Nov-09 Sep-10 May-10 Sep-10 Oct-11 Ene-11

Total

km-c

9 5 18 57 47 190 35 177 60

MVA

100 30

MVAr

200 5 2

375 1,175 20 875 300

23 1 1,008

4 157 198 15 150 34 17 7 70 55 426 29 8 36

875 233 400 50 90 90 80 110 50 138 2,125

195 175 13 31 4 5 4 5 7 63 8 675 2

1,803

7,116

2,426


Cuadro 4.17

En junio de 2007 se envió a la SHCP la relación de paquetes de la serie 1300 para su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008. Destaca el proyecto 1301 Interconexión de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un enlace asíncrono. Asimismo se solicita autorización para los proyectos de redes asociadas a las centrales Valle de México II y III, Tula U1, Baja California III, Río Moctezuma y Noreste. Ver cuadro 4.18. Metas para la serie 1300 Proyecto

FEO ¹

SLT 1301 Interconexión BC-SIN SLT 1302 Tansmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase) SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase) SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Tercera Fase) SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja-Noroeste SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) SLT 1304 Trasmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) 1311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II y III 1313 Red Asociada a Baja California III 1314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma 1315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey) SE 1320 Distribución Noroeste SE 1321 Distribución Noreste SE 1322 Distribución Centro SE 1323 Distribución Sur Total


Cuadro 4.18

4-59

Abr-13 Ago-10 May-11 Ago-14 Jun-10 Jun-10 Jun-11 Mar-13 Oct-12 Oct-14 Oct-14 Dic-11 Abr-11 Jul-12 Jun-11

km-c

MVA

MVAr

818 110 8 7 110 48 48 50 44 85 2 130 188 378 15

300

98

500

75

50

3 15

216 210 240 160

72 58 46 10

2,041

1,976

376

300

En mayo de 2008 se enviaron a la SHCP por conducto de la SENER, los proyectos de transmisión de la serie 1400 para su autorización y registro en el Presupuesto de Egresos de la Federación para el ejercicio fiscal 2009. Resaltan las obras que continuarán con la conversión de 230 kV a 400 kV del troncal del área Noroeste incluidas en el paquete 1402. Asimismo los incrementos en la transformación en las zonas de Hermosillo y Pueblo Nuevo considerados en el paquete 1401. El proyecto 1404 incluye los incrementos de la transformación en las zonas de Valles, S.L.P., Orizaba, y Veracruz. Ver cuadro 4.19 Metas para la serie 1400 Proyecto

FEO ¹

SLT 1401 Subestaciones y Líneas de Trasmisión áreas Baja California y Noroeste SLT 1402 Cambio de Tensión de la Línea de Transmisión Culiacán-Los Mochis SE 1403 Compensación Capacitiva de las áreas Noroeste-Norte SLT 1404 Subestaciones del Oriente SLT 1405 Subestaciones y Líneas de Transmisión de las áreas Sureste y Peninsular SLT 1420 Distribución Norte SLT 1421 Dostribución Sur Total


Cuadro 4.19

4-60

Jun-11 Jun-11 Jun-11 May-12 May-12 May-12 Dic-12

km-c

MVA

121 117

605 500

70 56 32 12

625 300 323 100

408

2,453

MVAr

59 175 353 68 19 6 679

4.6

Capacidad de transmisión entre regiones

La red eléctrica principal de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En ciertas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo cual su interconexión se ha realizado de manera gradual en la medida en que los proyectos se han justificado técnica y económicamente. En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de manera importante del nivel de la demanda y de la capacidad de generación disponible. Así, la potencia máxima a que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes factores: Límite térmico de los conductores Límite aceptable de voltaje en los extremos del enlace Margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante la desconexión imprevista de una unidad generadora o de una línea de transmisión En el caso de la red eléctrica principal, el segundo y tercer factores son los que restringen con mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. El sistema se ha desagregado en 50 regiones para estudios de red troncal: 42 para el SIN y ocho para el sistema Baja California. La figura 4.21 muestra la capacidad de transmisión entre regiones para 2012, considerando los proyectos que entrarán en operación en 2008-2012.

4-61

Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2012 43 800 390 44 46 47 520 350 45 1

600

7 2

600

300 8

550

400 3

430

9 400

90

380 2400

250

4 48

12

600 5

49 240 50

1100 Reg ion es 1) Hermosillo 2) Nacozari

18) Valles

3) Obregón

20) Tamazunchale

4) Los Mochis

21) Tepic

5) Culiacán

22) Guadalajara

6) Mazatlán

23) Aguascalientes

7) Juárez 8) Moctezuma

24) San Luis Potosí 25) Salamanca

9) Chihuahua

26) Manzanillo

19) Huasteca

13

16 1350 80 14 15 300 1300 17 400 1630 1100 10 1150 350 19 1100 200 6 900 24 23 1100 18 1100 400 1200 1000 20 950 1450 21 1600 11

700

10) Durango

27) Carapan

11) Laguna

28) Lázaro Cárdenas

29 31 2050 4000 22 550 1300 25 600 1350 700 3600 310 750 30 32 26 27 1200 480 2200 1500 340 450 33 2200 36 37 28 3250 1290 1750 650 270 1300 35 35) Temascal 34 1500 38 36) Coatzacoalcos

12) Río Escondido

29) Querétaro

13) Nuevo Laredo

37) Tabasco

30) Central

38) Grijalva

14) Reynosa

31) Poza Rica

15) Matamoros

32) Veracruz

39) Campeche

16) Monterrey

33) Puebla

40) Mérida

17) Saltillo

34) Acapulco

41) Cancún

42) Chetumal 43) WECC(EUA) 44) Tijuana 45) Ensenada 46) Mexicali 47) San Luis Río C.

Figura 4.21

4-62

48) Villa Constitución 49) La Paz 50) Los Cabos

40 850 39

150 42

41

4.7

Interconexiones nacionales e internacionales

4.7.1

Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional

El SEN está conformado por nueve áreas eléctricas, de las cuales siete operan interconectadas de modo permanente y conforman el SIN, el cual cubre la mayor parte del territorio del país. Actualmente, sólo los estados de Baja California y Baja California Sur operan de manera aislada del resto del sistema y entre ellos. Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al ACBC, en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede ser generada en unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico global. Así, la interconexión del ACBC con el resto del SIN nace de la necesidad de utilizar de mejor manera la infraestructura de generación del SEN, aprovechando las condiciones climatológicas que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy variable a lo largo del año: una gran demanda por las altas temperaturas en el periodo de verano y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado. Debido a las características físicas del SIN y al sistema eléctrico de Baja California, conectado en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente asíncrono. La entrada en operación será en 2013. 4.7.2

Interconexión CFE-Guatemala

El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de una línea de transmisión Tapachula potencia-Suchiate de doble circuito en 400 kV, tendido del primer circuito con una longitud de 27 km-c, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula potencia para la interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala) en la SE Los Brillantes. Este proyecto hará factible la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía, entre México-Guatemala y México-Centroamérica. Asimismo, la transferencia por el enlace de interconexión permitirá controlar la distribución de flujos de potencia en la red de Guatemala, reducir las pérdidas de energía eléctrica y mejorar el margen de potencia reactiva en el sistema de ese país. Se estima una capacidad inicial de transferencia del enlace en 200 MW de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario. Respecto de su construcción, a septiembre de 2008 el proyecto tiene un avance de 100% en el lado mexicano. Se estima su entrada en operación para el segundo semestre de 2009 con base en los avances de construcción del lado guatemalteco. En el mediano plazo, en Centroamérica se tiene considerado el desarrollo del proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica para los países de América Central (SIEPAC), el cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas, por lo que el enlace de interconexión CFE-Guatemala podría ser complementado con un dispositivo asíncrono, que

4-63

permitiría incrementar la confiabilidad y la seguridad en la operación. En la figura 4.22 se muestra el trazo de las líneas. El proyecto México-Guatemala SUBESTACIÓN TAPACHULA POT.

L.T. TAPACHULA POTENCIA – LOS BRILLANTES

PUNTO DE INTERCONEXIÓN LONGITUD OESTE 92°10´21” LATITUD NORTE 14°45´1 3” 30 km Tramo: Tapachula Potencia – Suchiate 400kV – 2C-27.4 km –1113 ACSR –TA Tendido primer circuito e t

M ÉX I CO

a i h c u S o í R

e t a i h c u S

6 9 . 9

SUBESTACIÓN LOS BRILLANTES k m

70 km Tramo: Suchiate –Los Brillantes 400kV – 2C-69.9 km –1113 ACSR –TA Tendido primer circuito

o í R

GUATEMALA

Figura 4.22

4-64

5.

REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2009 - 2018

El cuadro 5.1 presenta el monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE, para el periodo 2009 – 2018, el cual asciende a 636,244 millones de pesos, con la siguiente composición: 44.8% para generación, 19.4% en obras de transmisión, 22.3% para distribución, 12.8% en mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones. Resumen de requerimientos de inversión 2009-2018 1,2/ (millones de pesos de 2008) 2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

TOTAL 2009-2018

GENERACIÓN

21,193

29,228

30,570

21,550

20,582

33,010

35,735

30,584

28,104

34,694

285,250

TRANSMISIÓN

12,670

13,174

11,245

11,882

11,833

10,568

12,312

12,479

13,188

13,931

123,282

DISTRIBUCIÓN

24,365

20,631

15,102

14,419

14,759

11,264

9,863

10,279

10,627

10,568

141,877

7,640

7,974

7,969

7,648

7,738

8,105

8,036

8,210

8,923

8,848

81,091

65,868

71,007

64,886

55,499

54,912

62,947

65,946

61,552

60,842

68,041

631,500

414

426

439

452

466

480

494

509

524

540

4,744

66,282

71,433

65,325

55,951

55,378

63,427

66,440

CONCEPTO

MANTENIMIENTO Subtotal OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES 3/ TOTAL

62,061

61,366

68,581

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 10.95 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios

Cuadro 5.1

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 42.2% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 57.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.

5-1

636,244

Las figuras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del financiamiento. Inversiones por proceso1/ 285,250

636,244 millones de pesos de 2008

141,877 123,282

81,091

4,744 Generación

Transmisión

Distribución

Mantenimiento

Otras

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro

Figura 5.1

Inversiones por modalidad de financiamiento1/ 285,250 35,131 636,244 millones de pesos de 2008 66,250

55,307

141,877 123,282

59,492

81,091

109,727

128,562 64,284 63,790 32,150 Generación OPF

Transmisión PIE

Distribución

16,465 Mantenimiento

Esquema por definir

5-2

4,744 Otras

Presupuestal

1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro

Figura 5.2

342

El cuadro 5.2 presenta el desglose de los montos de inversión por proceso necesario para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos. Requerimientos de inversión 2009-20181,2/ (millones de pesos de 2008) CONCEPTO

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

12 13 14 15

16 17 18 19 20 21 22

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

GENERACIÓN PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA Nuevos ciclos combinados Nuevas centrales eólicas OBRA PÚBLICA FINANCIADA Nuevas hidroeléctricas Nuevas geotermoeléctricas y eólicas Nuevos ciclos combinados Nuevas carboeléctricas Nuevas unidades de combustión interna Rehabilitaciones y modernizaciones OBRA PRESUPUESTAL Hidroeléctricas Rehabilitaciones y modernizaciones OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR

21,193 3,122 1,186 1,936 14,479 2,162 1,284 3,818 1,916 222 5,077 3,592 372 3,220

29,228 6,568 989 5,579 19,228 2,009 2,223 6,938 884 1,067 6,107 3,432 602 2,830

30,570 8,088 4,077 4,011 17,913 3,050 701 9,501

21,550 3,531 3,531

20,582 7,744 7,744

33,010 12,692 12,692

35,735 7,881 7,881

30,584 5,173 5,173

28,104 508 508

34,694

13,103 3,517

14,033 2,436 357 3,449 7,683 108

10,001 950 1,000 1,676 6,375

2,146

746 1,973 4,273 1,795 2,478 643

13,233 3,446 1,000 5,113 2,946 728

17,775 1,730 71 6,721 9,253

1,046 3,615 4,569 1,699 2,870

6,651 3,651 71 1,777 218 934 3,613 1,012 2,601 2,574

3,157 408 2,749 3,928

3,112 251 2,861 10,709

3,057 119 2,938 4,579

3,148 77 3,071 14,447

3,178 88 3,090 29,370

285,250 55,307 43,781 11,526 128,562 22,951 7,064 45,910 31,014 4,851 16,772 35,131 6,423 28,708 66,250

TRANSMISIÓN OBRA PÚBLICA FINANCIADA Programa de transmisión OBRA PRESUPUESTAL Programa de transmisión Modernización de transmisión (STyT) Modernización de sistemas de control (CENACE)

12,670 8,472 8,472 4,198 1,217 2,577 404

13,174 9,712 9,712 3,462 776 2,242 444

11,245 5,523 5,523 5,722 2,495 2,739 488

11,882 5,762 5,762 6,120 2,469 3,114 537

11,833 5,890 5,890 5,943 1,964 3,388 591

10,568 4,845 4,845 5,723 1,614 3,459 650

12,312 5,893 5,893 6,419 1,965 3,739 715

12,479 5,656 5,656 6,823 1,885 4,151 787

13,188 5,901 5,901 7,287 1,967 4,455 865

13,931 6,136 6,136 7,795 2,045 4,798 952

123,282 63,790 63,790 59,492 18,397 34,662 6,433

DISTRIBUCIÓN OBRA PÚBLICA FINANCIADA Programa de subtransmisión OBRA PRESUPUESTAL Programa de subtransmisión Programa de distribución Modernización de distribución

24,365 7,681 7,681 16,684 171 9,671 6,842

20,631 2,844 2,844 17,787 1,702 9,193 6,892

15,102 1,639 1,639 13,463 2,418 6,794 4,251

14,419 1,846 1,846 12,573 1,511 6,888 4,174

14,759 3,259 3,259 11,500 1,086 6,201 4,213

11,264 3,702 3,702 7,562 1,234 6,328

9,863 2,552 2,552 7,311 850 6,461

10,279 2,762 2,762 7,517 921 6,596

10,627 2,874 2,874 7,753 958 6,795

10,568 2,991 2,991 7,577 997 6,580

141,877 32,150 32,150 109,727 11,848 71,507 26,372

7,640 1,397

7,974 1,446

7,969 1,518

7,648 1,518

7,738 1,612

8,105 1,612

8,036 1,664

8,210 1,778

8,923 1,934

8,848 1,986

81,091 16,465

6,243

6,528

6,451

6,130

6,126

6,493

6,372

6,432

6,818 171

6,691 171

64,284 342

65,868

71,007

64,886

55,499

54,912

62,947

65,946

61,552

60,842

68,041

631,500

414

426

439

452

466

480

494

509

524

540

4,744

66,282

71,433

65,325

55,951

55,378

63,427

66,440

62,061

61,366

68,581

636,244

30,632

31,784

25,075

20,711

15,800

21,780

22,478

26,193

18,776

11,273

224,502

4,519

8,014

9,606

5,049

9,356

14,304

9,545

6,951

2,442

1,986

71,772

31,131

31,635

30,644

29,548

27,648

23,415

23,708

24,338

25,530

25,781

273,378

643

2,574

3,928

10,709

4,579

14,618

29,541

66,592

MANTENIMIENTO PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA OBRA PRESUPUESTAL Centrales generadoras de CFE OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR Subtotal

23

TOTAL 2009-2018

2009

OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES

3/

TOTAL

6,867

357 50 1,739

RESUMEN DE INVERSIONES: OBRA PÚBLICA FINANCIADA PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA OBRA PRESUPUESTAL OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 10.95 pesos/dólar. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios

Cuadro 5.2

5-3

Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de energía (PIE), obra pública financiada (OPF), obra presupuestal (OP) y obras con esquema por definir. En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, carboeléctricas, unidades de combustión interna, ciclos combinados, geotermoeléctricas y eólicas. También se clasifican bajo este rubro las inversiones para la repotenciación de centrales. En la categoría con esquema pendiente se incluyen las plantas de ciclo combinado y con tecnología libre, cuya modalidad de financiamiento definirán posteriormente las autoridades que correspondan. En la modalidad de PIE de energía se consideran únicamente las centrales aprobadas con este esquema de financiamiento. En el concepto de transmisión se identifican las inversiones en proyectos desarrollados como OPF y OP. Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.2, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados a eventualidades durante la ejecución de las obras de transmisión. En el cuadro 5.3 se detalla la información sobre las inversiones de la Subdirección de Construcción y la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión respectivamente. El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados en los conceptos 12 y 13 del cuadro 5.2. Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento corresponden a los rubros 16 y 17 del mismo cuadro. Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2008) 1/

Subdirección de Construcción Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

1,217 8,472 9,689

776 9,712 10,488

2,495 5,523 8,018

2,469 5,762 8,231

1,964 5,890 7,854

1,614 4,845 6,459

1,965 5,893 7,858

1,885 5,656 7,541

1,967 5,901 7,868

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

171 7,681 7,852

1,702 2,844 4,546

2,418 1,639 4,057

1,511 1,846 3,357

1,086 3,259 4,345

1,234 3,702 4,936

850 2,552 3,402

921 2,762 3,683

958 2,874 3,832

2018 4/

Total

2,045 6,136 8,181

18,397 63,790 82,187

2018 4/

Total

997 2,991 3,988

11,848 32,150 43,998

2/

Subdirección de Distribución 3/ Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total

1/ COPAR 2008. Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Programa de transmisión 3/ Programa de subtransmisión 4/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2018

Cuadro 5.3

A su vez el cuadro 5.4 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 12 y 16 para OPF y los rubros 13 y 17 para OP del cuadro 5.2.

5-4

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2008) 1/

Líneas Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total

Subestaciones Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total

Compensación Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

608 5,745 6,353

840 4,507 5,347

1,331 1,858 3,189

1,366 2,731 4,097

1,149 3,447 4,596

906 2,719 3,625

760 2,280 3,040

842 2,526 3,368

891 2,675 3,566

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

745 8,628 9,373

1,476 6,842 8,318

3,128 4,817 7,945

2,305 4,267 6,572

1,680 5,041 6,721

1,657 4,971 6,628

1,693 5,079 6,772

1,787 5,363 7,150

1,852 5,554 7,406

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

35 1,780 1,815

162 1,207 1,369

285 857 1,142

362 1,086 1,448

454 487 941

309 610 919

221 661 882

177 529 706

182 546 728

2018 2/

Total

937 2,811 3,748

9,630 31,299 40,929

2018 2/

Total

1,918 5,753 7,671

18,241 56,315 74,556

2018 2/

Total

187 563 750

2,374 8,326 10,700

1/ COPAR 2008. Los montos incluyen 16% para contingencia 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2018

Cuadro 5.4

Adicionalmente en el cuadro 5.5 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva, independientemente del esquema de financiamiento. El total de la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro 5.2 para los conceptos 12 y 13. Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de los montos para los conceptos 16 y 17 en el mismo cuadro. Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación (millones de pesos de 2008) 1/

Subdirección de Construcción Líneas Subestaciones Compensación Total

Subdirección de Distribución Líneas Subestaciones Compensación Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

3,601 4,716 1,372 9,689

4,163 5,244 1,081 10,488

2,563 4,807 648 8,018

3,181 4,353 697 8,231

3,206 4,089 559 7,854

2,418 3,244 797 6,459

2,537 4,118 1,203 7,858

2,793 4,305 443 7,541

2,953 4,459 456 7,868

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2,752 4,657 443 7,852

1,185 3,073 288 4,546

626 3,139 292 4,057

917 2,219 221 3,357

1,389 2,633 323 4,345

1,208 3,383 345 4,936

505 2,652 245 3,402

575 2,845 263 3,683

613 2,947 272 3,832

2018 2/

Total

3,093 4,619 469 8,181

30,508 43,954 7,725 82,187

2018 2/

Total

654 3,052 282 3,988

10,424 30,600 2,974 43,998


Cuadro 5.5

En el cuadro 5.6 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasificado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 12, 13, 16 y 17 del cuadro 5.2.

5-5

Inversiones en transmisión por nivel de tensión (millones de pesos de 2008) 1/

Líneas 400 kV 230 kV 161-69 kV Total

Subestaciones 400 kV 230 kV 161-69 kV Total

Compensación 400 kV 230 kV 161-69 kV Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2,210 714 3,429 6,353

1,815 624 2,908 5,347

882 838 1,469 3,189

699 1,704 1,694 4,097

1,754 904 1,938 4,596

1,369 683 1,573 3,625

1,418 740 882 3,040

1,469 801 1,098 3,368

1,522 868 1,176 3,566

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

3,019 1,005 5,349 9,373

3,043 1,561 3,714 8,318

970 2,940 4,035 7,945

996 2,582 2,994 6,572

1,449 1,671 3,601 6,721

1,949 744 3,935 6,628

2,018 1,097 3,657 6,772

2,090 1,176 3,884 7,150

2,165 1,218 4,023 7,406

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

876 210 729 1,815

663 65 641 1,369

608 82 452 1,142

1,007 85 356 1,448

228 120 593 941

305 197 417 919

228 153 501 882

240 88 378 706

2018 2/

Total

1,577 940 1,231 3,748

14,715 8,816

2018 2/

Total

2,242 1,262 4,167 7,671

19,941 15,256

2018 2/

Total

246 91 391 728

251 94 405 750

17,398 40,929

39,359 74,556

4,652 1,185 4,863 10,700


Cuadro 5.6

El cuadro 5.7 muestra el programa de inversión en redes de distribución. Lo destinado a redes de distribución y a su modernización se reportan en el cuadro 5.2 en los conceptos 18 y 19, respectivamente. Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2008) Redes de distribución

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Total

Construcción y ampliación de subestaciones Construcción y ampliación de líneas Ampliación de redes Construcción y rehabilitación de centros de atención Adquisición de herramienta y equipo de laboratorio Adquisición de equipo de cómputo y comunicaciones Adquisición de equipo de oficina y muebles Adquisición de equipo de transporte Adquisición de materiales para la r educción de pérdidas no técnicas Adquisición de acometidas y medidores Subtotal Modernización de distribución

912 809 2,697 667 372 685 104 799 67 2,559 9,671

897 712 2,453 526 379 693 93 772 67 2,601 9,193

651 588 1,828 394 264 473 62 524 50 1,960 6,794

537 331 1,828 394 345 653 87 743 50 1,920 6,888

186 277 1,860 561 420 393 197 451 48 1,808 6,20 1

190 282 1,898 573 350 401 201 460 49 1,924 6,328

194 288 1,938 585 295 410 205 469 50 2,027 6,46 1

198 294 1,979 597 390 418 210 479 51 1,980 6,596

204 303 2,038 615 519 431 216 494 53 1,922 6,795

309 338 1,910 531 369 454 168 517 50 1,934 6,580

4,278 4,222 20,429 5,443 3,703 5,011 1,543 5,708 535 20,635 71,507

1,448 2,574 2,820 6,842 16,513

1,494 2,546 2,852 6,892 16,085

877 1,684 1,690 4,251 11,045

872 1,597 1,705 4,174 11,062

874 1,641 1,698 4,213 10,414

Subestaciones Líneas Redes Subtotal Total

Cuadro 5.7

5-6

6,328

6,461

6,596

6,795

6,580

5,565 10,042 10,765 26,372 97,879

El cuadro 5.8 detalla el programa de inversión en redes de distribución y a su modernización por división de distribución. Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2008) Redes de distribución

1

Baja California Noroeste Norte Golfo Norte Centro Occidente Centro Sur Oriente Sureste Bajío Golfo Centro Centro Oriente Peninsular Jalisco Subtotal

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Total

394 616 678 1,361 610 872 646 1,132 1,249 552 437 572 552 9,671

346 496 609 985 462 732 540 1,240 1,229 646 563 646 699 9,193

411 532 550 832 318 429 484 759 746 418 360 372 583 6,794

298 463 471 1,006 446 619 472 784 825 378 324 394 408 6,888

249 340 381 692 323 461 361 842 831 398 394 444 485 6,201

410 522 523 802 307 419 438 664 654 357 335 338 559 6,328

285 410 414 971 449 601 436 754 767 324 298 356 396 6,461

264 360 403 740 340 486 380 902 887 423 421 470 520 6,596

439 557 570 845 330 452 480 708 699 384 361 370 600 6,795

288 421 434 966 444 614 448 764 789 341 304 370 397 6,580

3,384 4,717 5,033 9,200 4,029 5,685 4,685 8,549 8,676 4,221 3,797 4,332 5,199 71,507

108 862 540 315 12 1,105 1,149 443 447 271 522 394 674 6,842 16,513

309 904 508 969 9 888 778 290 252 260 401 272 1,052 6,892 16,085

111 295 308 707 3 805 478 173 116 127 403 128 597 4,251 11,045

66 526 332 191 8 675 703 268 273 165 317 239 411 4,174 11,062

192 544 318 599 5 546 470 175 153 158 238 163 652 4,213 10,414

6,580

786 3,131 2,006 2,781 37 4,019 3,578 1,349 1,241 981 1,881 1,196 3,386 26,372 97,879

Modernización de distribución 2 Baja California Noroeste Norte Golfo Norte Centro Occidente Centro Sur Oriente Sureste Bajío Golfo Centro Centro Oriente Peninsular Jalisco Subtotal Total

6,328

6,461

6,596

6,795

1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisiciones de herramientas y equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas no técnicas y acometidas y medidores 2/ En subestaciones, líneas y redes

Cuadro 5.8

En el cuadro 5.9 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión, información presentada en el rubro 14 del cuadro 5.2. Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación (millones de pesos de 2008) Obra presupuestal Modernización de subestaciones Modernización de líneas Construcción infraestructura. Acceso a red nacional de F.O. Ampliación de la red nacional Equipo operativo y herramental Mobiliario y equipo de oficina Equipo de transporte Equipo diverso Equipo de maniobra Equipo de laboratorio Total

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

1,157 287

1,012 238

1,791 287

1,934 336

2,077 385

2,210 334

2,363 383

2,599 432

2,742 481

2,885 530

20,770 3,693

502 321 97 12 55 45 62 39 2,577

529 183 90 12 51 39 53 35 2,242

68 287 98 12 56 43 62 35 2,739

75 451 108 10 61 47 53 39 3,114

82 496 119 10 67 52 58 42 3,388

85 446 131 11 74 57 64 47 3,459

98 491 144 14 61 63 71 51 3,739

108 564 159 12 74 69 78 56 4,151

118 621 174 14 82 76 85 62 4,455

130 714 192 12 90 83 94 68 4,798

1,795 4,574 1,312 119 671 574 680 474 34,662

Cuadro 5.9

5-7

2018

Total

Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 5.10. La identificación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.2 se indican entre paréntesis después de cada concepto. La rehabilitación y modernización en la modalidad OP (10) se presenta en la parte superior del cuadro y los proyectos de infraestructura productiva en la modalidad OPF (8) en la parte inferior. Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2008) Obra presupuestal Rehabilitaciones y modernizaciones Total

2009 3,220 3,220

2010 2,830 2,830

2011 2,870 2,870

2012 2,478 2,478

2013 2,601 2,601

2014 2,749 2,749

2015 2,861 2,861

2016 2,938 2,938

2017 3,071 3,071

2018 3,090 3,090

Total 28,708 28,708

Obra pública financiada

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Total

1 82 377 22 555

5 354 8

Rehabilitaciones y modernizaciones CGT Cerro Prieto, U5 CT Carbón II, U2 y U4 CT Gral. Manuel Álvarez Moreno, U1 y U2 CH Infiernillo CT Francisco Pérez Ríos, U1 y U2 CCC Huinalá, U6 CN Laguna Verde CCC Poza Rica CCC El Sauz, paquete 1 CGT Cerro Prieto, U3 y U4 CT Emilio Portes Gil, U3 CT Altamira, U1 y U2 Total

2,343 734 821 142

5,077

127 1,432 245 616 243 1,573 1,504 6,107

1 87 761 30 555 677 3,775 979 1,437 385 3,933 4,152 16,772

30

508

42

1,573 1,504 3,615

787 1,144 1,973

Cuadro 5.10

En el cuadro 5.11 se detalla el programa de inversión de la Subdirección del CENACE, el cual se presenta en el rubro 15 del cuadro 5.2. Programa de inversiones de la Subdirección del CENACE (millones de pesos de 2008) Obra presupuestal Mobiliario Vehículos Construcción de nuevos centros Ampliación de centros de control Modernización y equipos para el CENAL y áreas de control Sistemas de tiempo real Programa de equipos de cómputo y seguridad informática Programa de equipos de comunicaciones Total

2009 10 10 67 30

2010 10 10 42 30

2011 10 10 42 30

2012 10 10 42 32

2013 12 12 42 32

2014 12 12 43 35

2015 12 12 44 35

2016 15 12 44 35

2017 15 15 50 37

2018 15 15 50 38

Total 121 118 466 334

47 119

56 150

72 164

79 188

95 207

115 228

126 265

139 305

153 341

168 392

1,050 2,359

16 105 404

56 90 444

66 94 488

78 98 537

86 105 591

95 110 650

105 116 715

115 122 787

126 128 865

139 135 952

882 1,103 6,433

Cuadro 5.11

5-8

6.

ESCENARIO ALTERNO DEL MERCADO ELÉCTRICO

6.1

Mercado eléctrico

En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario Base asociado a un crecimiento anual equivalente de 2.3 % del PIB en 2008−2018. En esta sección se indica el pronóstico realizado para el escenario de Mayor Crecimiento a partir de los modelos sectoriales y regionales. Se mencionó también en el capítulo 1 que para fines de sensibilidad ante la posibilidad de ocurrencia de un crecimiento superior respecto del escenario Base, se utilizarían los resultados del ejercicio de planificación determinado hasta septiembre —antes de la crisis económica—. El desarrollo del Sector Eléctrico para este escenario (PIB de 3.5% anual promedio en 2008−2018), identificado como el de Mayor Crecimiento, se describe en este capítulo.

6.1.1

Pronóstico del consumo de electricidad

Las tasas medias de crecimiento para los escenarios considerados se resumen en el cuadro 6.1.

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica Escenario

2008-2018 %

Base Mayor Crecimiento

3.3 4.8

Cuadro 6.1 En el escenario Base se estima que las ventas más autoabastecimiento serían de 291.0 TWh en 2018. En cambio, para el de Mayor Crecimiento alcanzarían 341.5 TWh.

6.1.2

Pronóstico del consumo autoabastecido

La estimación de este rubro se ha considerado igual que para el escenario Base. Ver cuadro 1.18 en el capítulo 1.

6.1.3

Pronóstico de ventas del servicio público

Las tasas de crecimiento de las ventas para servicio público, obtenidas de la agregación de ventas sectoriales, se presentan en el cuadro 6.2.

6-1

Crecimiento medio de las ventas Servicio público Escenario

2008-2018 %

Base Mayor Crecimiento

3.2 4.9

Cuadro 6.2 En la figura 6.1 se muestra la evolución de las ventas a 2018 para los dos escenarios.

Escenarios de ventas Servicio público TWh 350

305.9 300

255.4 250

200

150

100 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 tmca:

4.9% Mayor Crecimiento

3.2% Base

Figura 6.1 Para 2013 las ventas previstas en el escenario Base llegarían a 209.5 TWh y en el de Mayor Crecimiento serían de 234.4 TWh.

6.1.4

Escenario de Mayor Crecimiento

Los cuadros 6.3 a 6.5 muestran la estimación regional de las ventas, consumo bruto y demanda máxima para los próximos años.

6-2

Estimación de ventas del servicio público Escenario de Mayor Crecimiento (GWh) tmca (2008-2018) %

rea

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Central

3 3, 65 2 2.04

3 4,2 06 1.65

3 5, 038 2.43

3 5, 89 4 2.44

3 6, 98 8 3.05

38 ,2 04 3.29

3 9, 70 0 3.92

4 1, 318 4.08

43 ,0 92 4.29

4 5, 023 4.48

46, 979 4.34

3.3

3 0, 86 0 5.83

3 2 ,0 52 3.86

3 3, 541 4.65

3 4, 47 2 2.78

3 6, 09 1 4.70

37 ,9 43 5.13

3 9, 96 8 5.34

4 2, 056 5.22

44 ,2 52 5.22

4 6, 485 5.05

48, 715 4.80

4.8

4 2, 39 9 4.59

4 4,1 19 4.06

4 6, 255 4.84

4 8, 19 5 4.19

5 0, 47 4 4.73

52 ,2 28 3.48

5 5, 25 9 5.80

5 8, 400 5.68

61 ,6 91 5.64

6 5, 205 5.70

68, 904 5.67

4.9

1 4, 51 6 4.38

1 5,4 20 6.23

1 6, 274 5.54

1 7, 27 2 6.13

1 8, 30 2 5.96

17 ,6 72 -3.44

1 8, 52 9 4.85

1 9, 365 4.51

20 ,2 07 4.35

2 1, 069 4.27

21, 946 4.16

4.2

1 5, 76 9 6.31

1 6,6 80 5.78

1 7, 649 5.81

1 8, 52 0 4.94

1 9, 47 8 5.17

20 ,3 26 4.35

2 1, 39 4 5.25

2 2, 455 4.96

23 ,5 23 4.76

2 4, 630 4.71

25, 723 4.44

5.1

3 2, 56 3 5.89

3 4 ,5 06 5.97

3 7, 140 7.63

3 9, 73 4 6.98

4 3, 01 0 8.24

46 ,1 23 7.24

4 9, 13 6 6.53

5 2, 361 6.56

55 ,8 00 6.57

5 9, 535 6.69

63, 419 6.52

6.8

1 0, 61 1 8.77

1 1,5 68 9.02

1 2, 403 7.22

1 3, 08 1 5.47

1 3, 76 7 5.24

14 ,4 86 5.22

1 5, 18 2 4.80

1 5, 869 4.53

16 ,5 53 4.31

1 7, 245 4.18

17, 922 3.93

5.7

1,601 8.10

1,759 9.87

1,886 7.22

2,016 6.89

2,156 6.94

2,304 6.86

2,464 6.94

2,636 6.98

2,824 7.13

3,032 7.37

3,254 7.32

7.4

7,459 7.29

7,963 6.76

8,561 7.51

9,179 7.22

9,825 7.04

10,484 6.71

11,175 6.59

11,879 6.30

12,648 6.47

13,468 6.48

14,301 6.19

6.8

incremento %

Oriental incremento %

Occidental incremento %

Noroeste incremento %

Norte incremento %

Noreste incremento %

Baja California incremento %

Baja California Sur incremento %

Peninsular incremento %

Subtotal

189,430 198,273 208,747 218,363 230,091 239,770 252,807 266,339 280,590 295,692 311,163

incremento % 1/

Pequeños sistemas incremento % 2/

Total nacional incremento %


5.03

4.67

5.28

4.61

5.37

4.21

5.44

5.35

5.35

5.38

5.23

5.1

120 9.09

127 5.83

142 11.81

155 9.15

160 3.23

169 5.62

175 3.55

181 3.43

188 3.87

195 3.72

203 4.10

5.7

189,550 198,400 208,889 218,518 230,251 239,939 252,982 266,520 280,778 295,887 311,366 5.03

4.67

5.29

4.61

5.37

4.21

5.44

5.35

5.35

5.38

5.23

189,550 198,400 208,889 213,025 224,758 234,446 247,489 261,027 275,285 290,394 305,873 5.03

4.67

5.29

1.98

5.51

4.31

5.56

5.47

5.46

5.49

5.33

5.1 4.9

1/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional 2/ Incluye el consumo de la temporada abierta (autoabastecimiento remoto) en el rubro de ventas, en virtud de que regionalmente aún no se conoce la ubicación de los socios 3/ Excluye el consumo de la temporada abierta como ventas

Cuadro 6.3 El consumo bruto total estimado para 2013 y 2018 es de 318,371 GWh y 406,967 GWh respectivamente, superiores en 30,352 GWh y 61,961 GWh a los del escenario Base, cuyas cifras correspondientes alcanzarían 288,019 GWh y 345,006 GWh.

6-3

Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario de Mayor Crecimiento

Central

5 2, 94 4

54 ,0 99

5 5, 42 1

56 ,9 78

5 8, 73 9

6 0,5 81

6 2, 79 6

6 5,3 39

6 8, 19 3

7 1,1 88

7 4, 19 8

tmca (2008-2018) % 3.3

Oriental 2/

4 0, 39 1

42 ,2 16

4 4, 07 6

45 ,7 55

4 7, 69 1

4 9,9 14

5 2, 34 2

5 4,8 99

5 7, 58 6

6 0,3 23

6 3, 01 8

4.6

Occidental

5 3, 76 5

56 ,1 33

5 8, 92 2

61 ,3 95

6 4, 21 8

6 7,3 47

7 1, 08 2

7 5,2 20

7 9, 15 5

8 3,3 53

8 7, 69 5

4.9

Noroeste

1 7, 32 2

18 ,4 82

1 9, 46 6

20 ,6 11

2 1, 80 7

2 2,9 09

2 4, 21 8

2 5,1 77

2 6, 48 9

2 7,5 92

2 8, 59 4

5.1

Norte

2 0, 49 6

21 ,7 46

2 2, 94 1

23 ,9 46

2 5, 05 3

2 6,3 73

2 7, 47 2

2 8,8 24

3 0, 05 1

3 1,3 33

3 2, 59 8

4.8

4 3, 13 3

45 ,5 25

4 8, 47 1

51 ,7 52

5 5, 58 9

5 9,1 44

6 2, 65 9

6 6,4 62

7 0, 50 9

7 4,7 68

7 9, 15 5

6.1

1 2, 22 4

13 ,3 46

1 4, 30 8

15 ,1 30

1 5, 91 0

1 6,7 64

1 7, 55 4

1 8,3 18

1 9, 07 8

1 9,9 51

2 0, 73 5

5.7

Área

Noreste

2008

2/

Baja California 2/

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Baja California Sur

1,872

2,045

2,198

2,358

2,517

2,693

2,886

3,104

3,333

3,591

3,827

7.5

Peninsular 2/ Subtotal Pequeños sistemas Total

8 ,90 4

9 ,5 18

1 0, 20 7

10 ,9 17

1 1, 67 1

1 2,4 44

1 3, 25 2

1 4,0 77

1 4,9 75

1 5,9 32

1 6,9 08

6.6 4.9 5.5 4.9

incremento %

251,051 263,110 276,010 288,842 303,195 318,169 334,261 351,420 369,369 388,031 406,728 143

153

171

186

195

202

209

215

223

231

239

251,194 263,263 276,181 289,028 303,390 318,371 334,470 351,635 369,592 388,262 406,967 4.47

4.80

4.91

4.65

4.97

4.94

5.06

5.13

5.11

5.05

4.82


Cuadro 6.4 Demanda máxima bruta (MW) Escenario de Mayor Crecimiento Área

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

tmca 2018 (2008-2018) %

Central

8,807

8,9 84

9,215

9,471

9,770

1 0,077

1 0,446

1 0,872

1 1,35 1

11,854

1 2,359

3.3

Oriental 1/

6,107

6,409

6,718

7,011

7,327

7,685

8,057

8,452

8,864

9,288

9,702

4.8

Occidental

7,769

8,132

8,547

8,909

9,320

9,771

10,314

10,915

11,487

12,098

12,725

5.0

Noroeste

3,187

3,393

3,579

3,788

4,007

4,211

4,451

4,627

4,869

5,071

5,255

5.0

Norte

3,307

3,521

3,731

3,916

4,115

4,331

4,514

4,734

4,937

5,146

5,355

5.0

6,915

7,298

7,771

8,296

8,913

9,481

10,046

10,654

11,305

11,986

12,689

6.1

2,375

2,574

2,747

2,893

3,032

3,190

3,329

3,462

3,600

3,752

3,887

5.3

332

364

391

419

448

479

513

552

593

639

681

7.5

1,360

1,454

1,559

1,667

1,782

1,900

2,024

2,150

2,287

2,433

2,582

6.6

30

32

35

38

40

41

42

44

45

47

49

5.2

Noreste

1/

Baja California

1/


1/

Pequeños sistemas 1/ Excluye exportación

Cuadro 6.5

6.2

Requerimientos de capacidad y retiros

El programa para el escenario de Mayor Crecimiento se presenta a continuación. Los retiros de unidades generadoras son parecidos a los del Base indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas variaciones en el tiempo de los retiros. Estas se muestran en el cuadro 6.6 y se relacionan en su mayoría con la anticipación de los nuevos proyectos de generación en este programa, respecto al escenario Base. La capacidad total a retirar en el periodo es la misma en ambos escenarios. En el de autoabastecimiento, se consideran adelantos de un año respecto al Base para los proyectos: Parques Ecológicos de México, 80 MW en 2008; Eurus, 248 MW en 2008; y GDC Generadora, 432 MW en 2013.

6-4

Diferencias en los programas de retiros para los dos escenarios Nombre

Unidad

Tipo

MW

rea

Cerro Prieto I Valle de México Valle de México Valle de México Valle de México Santa Rosalía Santa Rosalía Altamira Los Cabos Salamanca C. Rodríguez Rivero C. Rodríguez Rivero Azufres Punta Prieta II La Paz La Paz Samalayuca Gómez Palacio Gómez Palacio C. Rodríguez Rivero C. Rodríguez Rivero Huinalá Huinalá

(Guaymas II) (Guaymas II)

(Guaymas II) (Guaymas II)

1y2 1 2 3 2, 3 y 4 9 9 y10 3 3 4 1 3 1a6y9 2 1 2 1y2 1y2 3 2 4 1a4 5

GEO TC TC TC TG CI CI TC DTG TC TC TC GEO TC DTG DTG TC CC CC TC TC CC CC

75.0 150.0 150.0 150.0 88.0 1.6 3.2 250.0 27.2 250.0 84.0 158.0 35.0 37.5 18.0 25.0 316.0 118.0 82.0 84.0 158.0 249.4 128.3

Baja California Central Central Central Central Aislado Aislado Noreste Baja California Sur Occidental Noroeste Noroeste Occidental Baja California Sur Baja California Sur Baja California Sur Norte Norte Norte Noroeste Noroeste Noreste Noreste

GEO: Geotermoeléctrica TC: Termoeléctrica convencional DTG: Turbogás a base de diésel CC: Ciclo combinado

Mayor Crecimiento

Base mes

Feb Nov Dic Ene Nov Abr Abr Abr Nov Abr Abr Abr Abr Nov Nov Nov Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr

año

mes

2011 Feb 2013 Ene 2013 Ene 2013 Ene 2013 Nov 2013 Ene 2013 Ene 2015 Abr 2015 Nov 2016 Abr 2016 Abr 2016 Abr 2016 Abr 2016 Nov 2016 Nov 2016 Nov 2017 Abr 2017 Nov 2017 Nov 2018 May 2018 May 2018 Abr 2018 Abr

año

2012 2012 2012 2012 2012 2015 2017 2013 2016 2014 2015 2015 2015 2017 2018 2018 2013 2016 2016 2012 2012 2016 2016

CI: Combustión interna

Cuadro 6.6

6.2.1

Escenario de Mayor Crecimiento

Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC del cuadro 6.7. Los ajustes en las fechas de operación de los proyectos respecto al PRC Base se realizan a partir de 2011.

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico Escenario de Mayor Crecimiento FEO Necesarias Año Mes

Proyecto

Tipo

2008 2009 Mar May May Sep

2010 Ene Feb Abr Abr Abr Abr Jul Dic

2011 Abr Abr Abr Abr May Sep Sep Sep

Baja California (Presidente Juárez) 6/ 8/ Baja California II TG Fase I Guerrero Negro III San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 8/

CC TG CI CC

Norte (La Trinidad) 6/ 8/ Carboeléctrica del Pacífico 6/ Humeros Fase A Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 7/ Cerro Prieto V Humeros Fase B La Venta III Oaxaca I Baja California III 7/ Baja California Sur IV (Coromuel) Baja California Sur III (Coromuel) Norte II (Chihuahua) 7/ Agua Prieta II 3/ Valle de México II Fase I TG 7/ Manzanillo I Repotenciación U1 Oaxaca II, III y IV

CC CAR GEO CC GEO GEO EO EO CC CI CI CC CC TG CC EO

Cuadro 6.7

6-5

Bruta MW

1/

Capacidad

Neta MW

Área

0

0

277 120 11 123

531

272 119 10 116

517

BC BC AIS ORI

466 678 28 93 107 23 101 101

1,598

450 651 25 90 100 21 99 100

1,537

NTE OCC ORI BC BC ORI ORI ORI

280 43 43 459 477 397 460 304

272 41 41 447 465 386 447 300

BC BCS BCS NTE NOR CEL OCC ORI

2,463

2,399

...

Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico Escenario de Mayor Crecimiento

... (continuación)

FEO Necesarias Año Mes Proyecto La Yesca U1 2012 Ene

1/

Capacidad

Tipo

Bruta MW

Neta MW

Área

Noreste (Escobedo) 7/ Santa Rosalía II La Yesca U2 Valle de México II Fase II Vap-CC 7/ Manzanillo I Repotenciación U2 7/ Valle de México III 7/

HID CC CI HID CC CC CC

375 517 15 375 204 460 601

2,546

373 503 13 373 198 447 585

2,492

OCC NES AIS OCC CEL OCC CEL

2013 Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr

Norte III (Juárez) 7/ Río Moctezuma Baja California Sur V (Coromuel) Baja California II Santa Rosalía III Salamanca Fase I 7/ 10/ Guerrero Negro IV

CC HID CI CC CI CC CI

474 92 43 280 11 314 15

1,229

461 91 41 272 10 305 13

1,193

NTE OCC BCS BC AIS OCC AIS

2014 Abr

Valle de México IV 7/ Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Manzanillo II Repotenciación U1 7/ 11/ Noreste II (Monterrey) 7/ Guadalajara I 7/ Carboeléctrica del Pacífico II 9/

CC CI HID CC CC CC CAR

601 43 150 460 517 453 700

2,924

585 41 149 447 503 440 655

2,821

CEL BCS OCC OCC NES OCC OCC

75 108 601 453 700 420 700

3,057

68 105 585 440 655 418 655

2,926

OCC BCS CEL OCC NOR ORI OCC

700 700 459 460 314 86 232 571

3,522

655 655 447 447 305 82 231 555

3,376

NES ORI NTE OCC OCC BCS ORI BC

700 72 300 700 889 700 300 300

3,961

655 70 299 655 865 655 299 299

3,796

NES BCS ORI OCC CEL NOR ORI ORI

75 1,400 889 700 86 571

68 1,342 865 655 82 555

OCC ORI CEL NOR BCS BC

Abr Abr Abr May Jul Ago

Abr Abr Abr Abr Abr Abr

2015 Ene Abr Abr Abr Abr Abr Abr

2016 Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr

2017 Abr Abr Abr Abr Abr Abr Jul Oct

2018 Ene Abr Abr Abr Abr Abr

Azufres III Los Cabos TG I 5/ 7/ Jorge Luque 7/ Occidental 7/ Noroeste 9/ Tenosique Carboeléctrica del Pacífico III

GEO TG CC CC LIBRE HID CAR

9/

Noreste III (Sabinas) 9/ Oriental 9/ Norte IV (Torreón) 7/ Manzanillo II Repotenciación U2 7/ 11/ Salamanca Fase II 7/ 10/ Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 5/ Copainalá Baja California IV (SLRC) 4/ 7/

LIBRE LIBRE CC CC CC LIBRE HID LIBRE

Noreste IV (Sabinas) 9/ Los Cabos TG II 5/ 7/ La Parota U1 Carboeléctrica del Pacífico IV Central (Tula) 7/ Noroeste II 9/ La Parota U2 La Parota U3

LIBRE TG HID CAR LIBRE LIBRE HID HID

9/

Azufres IV Veracruz I Y II 7/ Central II (Tula) 7/ Noroeste III 9/ Baja California Sur IX y X (Todos Santos) 5/ Baja California V (Ensenada) 7/

Total

GEO LIBRE LIBRE LIBRE LIBRE LIBRE

3,721 25,552

3,567 24,623

CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Capacidad de contrato 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad media anual 3/ Incluye 10 MW del campo solar 8/ Capacidad de verano 4/ Instalación de central o inyección de potencia 9/ Capacidad ISO 5/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 10/ Posible proyecto de cogeneración de PEMEX 11/ Proyectos en revisión, se estudian proyectos nuevos en Manzanillo, Guadalajara y Bajío LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía FEO: Fecha de entrada en operación

Cuadro 6.7

6-6

Para atender en este escenario los crecimientos esperados de demanda en las áreas del norte del país, sería importante asegurar la entrada en operación en 2011, 2012 y 2013 de las centrales: CC Agua Prieta II, CC Norte II, CC Noreste y Norte III, antes de que se presente la demanda máxima anual en cada región. Sin embargo, en el caso de no contar oportunamente con la capacidad de CC Norte II y Norte III, por la capacidad limitada de los enlaces de transmisión del área norte con los sistemas vecinos, aunque haya MR suficiente en el SIN, se podrían presentar condiciones operativas críticas en esa región en la época de verano de 2012 y 2013. Así mismo, los proyectos CC Valle de México II y III deberían entrar en operación en 2011 y 2012 respectivamente, para atender la demanda en el centro del país. Los proyectos de generación asociados a la TGNL en Manzanillo: Manzanillo I repotenciación U1 y U2, se han programado para 2011 y 2012 respectivamente; los Manzanillo II, repotenciación U1 y U2 para 2014 y 2016; los de Guadalajara I en 2014 y Occidental en 2015. Adicionalmente se consideran los proyectos Salamanca fases I y II en 2013 y 2016.

6.2.2 Comparación de escenarios Respecto al Base, se requerirán adelantos en proyectos para satisfacer el margen de reserva y margen de reserva operativo en la mayoría de los mismos a partir de 2011. La capacidad de generación requerida en 2018 sería de 8,850 MW mayor que la del escenario Base. En la tabla 6.8 se muestra la comparación de los proyectos de los escenarios Base y de Mayor Crecimiento. En este último se requeriría el adelanto de entrada en operación de 33 de los mismos para satisfacer la demanda del escenario de Mayor Crecimiento.

6-7

Comparación de PRC Mayor Crecimiento vs. PRC Base Proyectos de generación sujetos a cambios PRC Base Proyecto

(FEO Necesarias)

PRC Mayor Crecimiento MW

Mes

Año

Proyecto Baja California II TG Fase I Humeros Fase B Humeros Fase A Presidente Juárez Conversión TG/CC Ce rr o P ri et o V Baja California III Baja California Sur IV (Coromuel) N or te II ( Ch ihu ah ua ) Agua Prieta II Manzanillo I Rep U2 Valle de México II Fase I TG Valle de México II Fase II Vap-CC Norte III (Juárez) Baja California Sur V (Coromuel) Noreste (Escobedo) Valle de México III Guadalajara I Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Noreste II (Monterrey) Los Cabos TG I Baja California II Azufres III Occidental Noroeste Manzanillo II Rep U1 Carboeléctrica del Pacífico II Jo rge Luque N or te IV ( To rr eó n) Copainalá Los Cabos TG II Carboeléctrica del Pacífico III N or es te II I ( Sa bi na s) M an za ni ll o II Re p U 2 Baja California IV (SLRC) La Parota U1 La Parota U2 La Parota U3

Baja California II TG Fase I Humeros Fase B Humeros Fase A Presidente Juárez Conversión TG/CC C err o P ri et o V Baja California III Baja California Sur IV (Coromuel) N or te II ( Ch ihu ah ua ) Agua Prieta II Manzanillo I Rep U2 Valle de México II

124 23 28 93 1 07 280 43 4 59 477 460 601

May Nov Mar Feb M ar Abr Abr A br Abr Sep Sep

2009 2010 2011 2011 2 01 1 2012 2012 2 01 2 2012 2012 2013

Norte III (Juárez) Baja California Sur V (Coromuel) Noreste (Escobedo) Valle de México III Guadalajara I Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación Noreste II (Monterrey) Los Cabos TG I Baja California II Azufres III Occidental Noroeste Manzanillo II Rep U1 Carboeléctrica del Pacífico II J orge Luque N or te IV ( To rr eó n) Copainalá Los Cabos TG II Carboeléctrica del Pacífico III N or est e III ( Sa bi na s) M anz ani ll o II R ep U 2 Baja California IV (SLRC) La Parota U1 La Parota U2 La Parota U3 Baja California Sur IX (Todos Santos)

690 43 517 601 453 43 150 517 70 280 75 453 641 460 700 601 6 68 232 105 700 70 0 46 0 270 300 300 300 43

Abr Abr Abr Sep Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ene Abr Abr Abr Abr Sep A br Abr Abr Abr A br A br Abr Abr Jul Oct Abr

2014 2014 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2 017 2017 2017 2018 2 01 8 2 01 8 2018 2018 2018 2018 2018 Baja California Sur IX y X (Todos Santos)

MW

Mes

Año

120 May 23 Abr 28 Abr 93 Abr 1 07 Abr

2009 2010

280 43 4 59 477 460 397 204

Abr Abr A br May

Jul

Sep May

474 Abr 43 Abr 517 601 453 43 150 517

Abr

Ago Abr Abr Abr Abr

108 Abr 280 Abr 75 Ene 453 Abr 700 Abr 460 Abr 700 Abr 6 01 Abr 459 Abr 232 Abr 72 Abr 700 Abr 7 00 A br 4 60 A br 571 Abr 300 Abr 300 Jul 300 Oct 86 Abr

2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2012

2011 2012 2013 2013 2012 2012 2013 2014 2014 2014 2015

2013 2015 2015 2015 2014 2014 2015 2016 2016 2017

2015 2016 2016 2016 2017 2017 2017 2018

Cuadro 6.8 La figura 6.2 representa la capacidad adicional anual de los escenarios Base y de Mayor Crecimiento, en donde se muestra la diferencia en los requerimientos para el periodo.

6-8

Comparación de capacidad de los PRC Base vs. Mayor Crecimiento 2 5 5 , 5 2 PRC Mayor Crecimiento – PRC Base = 8,850 MW

6 5 4 4 1 4 2 , 2 ,

3 4 6 2 ,

6 3 6 2 ,

1 7 2 3 , 8 1 4 3 ,

2 0 7 , 6 1

5 6 1 , 2

9 2 2 7 6 , 0 1 1 ,

5 0 3 , 1

3 7 3

1 5 5 3 5 3 0

2 5 2 3 ,

4 8 3 , 1

9 8 5 , 1

7 0 3 , 1

4 9 2 2 ,

7 5 0 , 3

1 9 6 3 ,

0

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Mayor Crecimiento

2014

2015 Base

2016

2017

2018

Total

Figura 6.2 En la figura 6.3 se presenta la participación de tecnologías en la capacidad del servicio público para 2007 y para cada uno de los escenarios de demanda —Base y de Mayor Crecimiento— en 2018.

6-9

Capacidad bruta para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento 2007

2018 63,184 MW 1/ Base

51,029 MW Real

Turbogás 2/ Libre 3.8% Combustión interna 3.7% 0.7% Coque 0.5%

Turbogás 5.1% Combustión interna 0.4% Ciclo combinado 33.1%







Nucleoeléctrica 2.7% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.9% 0.2%


Nucleoeléctrica 2.7% Geotermoeléctrica 1.8% Eoloeléctrica 0.9%

2018 71,432 MW1/Mayor Crecimiento

Coque 0.4%

Libre 2/ 12.2%

Turbogás 3.4% Combustión interna 0.6% Hidroeléctrica 19.7%


Carboeléctrica 10.9% Nucleoeléctrica 2.3% Geotermoeléctrica 1.6% Termoeléctrica Eoloeléctrica convencional 0.8% 10.5%

1/ Incluye generación distribuida de LyFC (160 MW), CC Jorge Luque (601 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, CH Villita y CH Infiernillo (479 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía

Figura 6.3

6-10

6.3

Margen de reserva y margen de reserva operativo

En la figura 6.4 se presentan los márgenes de reserva MR y MRO del SIN considerando la expansión planteada en el PRC Base ante el escenario de Mayor Crecimiento de la demanda. En el corto plazo, las adiciones de capacidad programadas serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2013 no se cumpliría con los criterios de reserva globales. De este modo, para 2011−2018 se necesitarían efectuar los ajustes correspondientes a la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda.

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN Escenario de demanda Mayor Crecimiento y PRC Base

1/ 3/

% 45

3 . 4 4 8 7 . 3 3 4

35

. 1 2 8

25

. 9 2 4

. 8 2 2

1 . 2 0 7 . 1 4

15

8 7 . 1 . 4 1 1 2 7 .

0 6 .

5

. 3 - 1

2008

2009

2010

2011

2012

7 . 1 2

8 9 .

9 7 .

7 2 .

-5

-15

2 . 1 4

2013

2014

MR

. 2 - 4

2015

3 5 . -

2016

. 9 7 -

2017

3 . - 9

2018

MRO2/

1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano 3/ Considera fechas de operación factibles

Figura 6.4 En la figura 6.5 se presenta la evolución del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario de Mayor Crecimiento (cuadro 6.7) y sus correspondientes programas de retiros y autoabastecimiento. Con base en estos programas, el MR y MRO se ajustan a los criterios de reserva de planificación a partir de 2012. Dada la composición de tecnologías del parque de generación, se requeriría un MR del orden de 22% al final de periodo, para lograr una reserva operativa de 6 por ciento.

6-11

Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN 1/ 3/ Escenario de demanda Mayor Crecimiento y PRC Mayor Crecimiento %

50 45

. 4 4 4 8 . 7 3

40

0 . 3 4

35

. 1 2 8

30 25 20

5 . 2 6

7 . 2 4

8 . 2 4

2 . 2 4

1 . 2 0 7 . 1 4

15

. 6 2 2

6 . 2 2

. 1 2 2

. 4 1 1

10

1 7 .

0 6 .

0 6 .

0 6 .

0 6 .

0 6 .

0 6 .

0 6 .

5 0 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

MRO2/

MR 1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano 3/ Considera fechas de operación factibles

Figura 6.5

6.4

Evolución de la generación combustibles fósiles

6.4.1

Generación bruta

bruta

y

requerimientos

de

En la figura 6.6 se presenta la distribución de la generación en 2007 y 2018 para cada uno de los escenarios de demanda —Base y de Mayor Crecimiento—. La diferencia entre ambos se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario Base se requiere menor capacidad a instalar, por lo que la generación tipo libre disminuye su participación en 11.6 puntos porcentuales, mientras que la termoeléctrica convencional se incrementa 0.1 puntos respecto al de Mayor Crecimiento. Sin embargo, para el escenario de menor demanda, las tecnologías a gas tendrían una mayor participación.

6-12

Generación bruta para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento 2007Real

2018 Base

232,552 GWh

329,912 GWh



Ciclo combinado 44.2% Termoeléctrica convencional 6.2%





Turbogás 1.1%

Eoloeléctrica 0.1%

Carboeléctrica 13.5% Geotermoeléctrica 3.2%

Eoloeléctrica 0.6% Geotermoeléctrica 2.6%

Combustión interna 0.5%

2018 Mayor Crecimiento 391, 761 GWh




Nucleoeléctrica 3.2% Libre 13.0%

Eoloeléctrica 0.5%

Geotermoeléctrica Turbogás Carboeléctrica 2.1% 0.2% 13.8% Combustión interna 0.6%

Figura 6.6

6-13

Libre 1.4% Turbogás Carboeléctrica 0.2% 14.3% Combustión interna 0.7%

6.4.2

Requerimiento de combustibles fósiles

De manera similar, en la figura 6.7 y el cuadro 6.9, se presentan las necesidades de combustibles para 2007 y las previsiones para 2018, en función de los escenarios de demanda Base y de Mayor Crecimiento.

Requerimientos de combustibles para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento

2007Real

2018 Base

4,527 Terajoule / día

5,798 Terajoule / día

Combustóleo 28.9% Gas 68.9% Combustóleo 7.9% Coque 0.9%

Gas 52.1% Carbón 20.6%

Carbón 18.5% Diésel 0.5%

Diésel 0.3%

2018 Mayor Crecimiento 7,010 Terajoule / día

Gas 58.0%

Combustóleo 8.0% Coque 0.8%

Carbón 19.0%

Diésel 0.2%

Libre 14.0%

Figura 6.7

6-14

Libre 1.4%

Requerimientos de combustibles para servicio público Escenarios Base y de Mayor Crecimiento Combustible Combustóleo

Unidades

2007 real

Mm3

31.4

día Gas

MMm3

63.5

día Diésel

m3

592.0

dí a Carbón

MMt

14.7

año Coque

MMt año

0.0

2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

Base

Escenario

25.3

23.2

21.6

18.8

18.0

14.3

15.4

17.0

15.1

14.3

11.0

Mayor Crecimiento

25.8

27.4

27.1

25.2

24.5

18.7

17.1

14.6

13.7

14.0

13.5

Base

68.5

70.5

73.4

75.3

79.0

83.0

87.2

92.6

99.0

103.9

105.1

Mayor Crecimiento

68.9

73.2

78.3

84.5

90.6

97.3

105.2

109.4

111.0

110.2

108.1

Base

653.6

307.2

425.3

327.4

402.0

291. 0

258.5

240.0

207.3

307.5

327.4

Mayor Creci mi ento

6 51.4

306.4

433.5

276.7

310.2

242.6

224.2

2 66.4

234.1

3 30.5

332. 3

Base

10.7

15.5

16.3

16.8

17.5

17.9

18.0

17.9

17.9

18.8

20.3

Mayor Crecimiento

11.2

15.4

16.1

16.5

17.2

17.6

18.6

20.1

20.9

21.4

22.4

Base

0.0

0.0

0.0

0.0

0.4

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

Mayor Crecimiento

0.0

0.0

0.0

0.0

0.4

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

0.6

Cuadro 6.9 Las figuras 6.8a, 6.8b y 6.8c muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón para los dos escenarios de demanda. De los resultados se concluye lo siguiente: En ambos escenarios, el uso del combustóleo tiende a disminuir de 197 MBD en 2007, a cifras del orden de 80 MBD en 2018 Para 2014−2018, el consumo de combustóleo se prevé similar en ambos escenarios Las tendencias en los requerimientos de gas y carbón son a la alza De 2009 a 2015 aumenta más el consumo de gas en el escenario de Mayor Crecimiento, debido a un mercado eléctrico superior y a un PRC con mayor número de ciclos combinados En 2008 se observa una drástica disminución en el consumo de carbón, debido principalmente al alto precio del energético y a problemas de suministro en la central Petacalco El adelanto en la entrada en operación de la Carboeléctrica del Pacífico II (2014 en el escenario de Mayor Crecimiento), así como una mayor participación de tecnologías libres —ver figura 6.6— provocan que el volumen de gas demandado al final del horizonte sea similar en ambos escenarios

6-15

Comparación de los requerimientos de combustibles Combustóleo (MBD) 400

378.3 350

325.5 300

281.2

262.0 258.2

250

207.3 200

197.3

Mayor Crecimiento

150

Base

100

50

Histórico 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Figura 6.8a Comparación de los requerimientos de combustibles Gas (MMm3) 120

100

Mayor Crecimiento

80

Base 60.6

60

45.3 40

39.7

50.5

63.5

49.1

31.2 20

Histórico 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Figura 6.8b

6-16

Comparación de los requerimientos de combustibles Carbón (Mt) 25,000

Mayor Crecimiento 20,000

Base 15,000

14,916.9 14,661.2 13,881.2 12,178.8

10,000

11,397.8

14,696.7

11,504.6

5,000

Histórico 0 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Figura 6.8c

6-17

ANEXO A

A.1

POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

Antecedentes

El SIN está compuesto por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. La capacidad efectiva bruta al 31 de diciembre de 2007 alcanzó 48,104 MW. De ellos, 11,343 MW (23.6%) correspondieron a centrales hidroeléctricas. El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva en función del número de centrales y unidades generadoras. Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional al 31 de diciembre de 2007

Tipo de generación Hidroeléctrica Con regulación Sin regulación Termoeléctrica 1/ Total

Número de centrales 79 11 68 101 180

Número de unidades 219 49 170 384 603

Capacidad MW % 11,343.3 23.6 9,056.0 18.8 2,287.3 4.8 36,761.0 76.4 48,104.3 100.0

1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 84.875 MW

Cuadro A.1

El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación representa 79.8% del total en operación y está integrado por las once GCH: Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José María Morelos) en el río Balsas; Temascal en la confluencia de los ríos Tonto y Santo Domingo; El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) y Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma. El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo. Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2. El Cajón entró en servicio en marzo de 2007.

A-1

Capacidades e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas Desembocadura

Golfo de México

Océano Pacífico

Grijalva

Río

Tonto y Santo Domingo

Moctezuma

Balsas

Santiago

Central

Angostura

Chicoasén

Malpaso

Peñitas

Temascal

Zimapán

Caracol

Infiernillo

Villita

El Cajón

Aguamilpa

Composición (MW)

5 x 180

8 x 300

6 x 180

4 x 105

4 x 38.5 2 x 100

2 x 146

3 x 200

4 x 160 2 x 180

4 x 75.00

2 x 375

3 x 320

Capacidad (MW)

900

2,400

1,080

420

354

292

600

1,000

300

750

960

Volumen útil máximo ( MMm3 )

13,170

216

9,317

130

8,828

699

809

6,054

224

1,335

2,629

Aportaciones tipo medio 2 / ( MMm3 )

10,138

2,211

5,667

3,514

15,293

420

4,867

10,540

0

3,671

2,530

130

2

52

1

58

167

17

39

1

36

42

1/

Índice de regulación 5 /

4/

3/

%

1/ 2/ 3/ 4/ 5/

Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952—2007 (56 años) Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo Con la estadística de aportaciones 1980—2007 (28 años) El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2

Las centrales del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también hidroeléctricas menores o sin regulación, para minimizar derrames están obligadas a generar en periodos cortos —semanales o diarios— las aportaciones que reciben. Para fines de planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes. El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años. La hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación. Distribución histórica de la generación en el Sistema Interconectado Nacional, 1998—2007 Tipo de generación

Unidades

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

GWh %

24,616 15.1 medio

32,713 19.0 húmedo

33,075 18.2 medio

28,435 15.6 seco

24,862 13.0 seco

19,753 10.3 seco

25,076 12.8 seco

27,611 13.4 medio

30,305 14.3 medio

27,042 12.4 medio

GWh GWh

18,854 5,762

27,946 4,768

28,620 4,455

22,997 5,438

20,237 4,625

15,428 4,325

19,812 5,265

21,066 6,546

24,004 6,301

19,961 7,081

Termoeléctrica 1 /, 2 /, 3/

GWh %

138,367 84.9

181,930

153,358 84.4

181,793

165,760 87.0

190,622

171,881 89.7

191,634

171,077 87.2

196,153

178,318 86.6

205,929

181,828 85.7

212,133

191,782 87.6

GWh

172,270

148,855 81.8

Total

162,983

139,557 81.0

218,824

%

100

100

100

100

100

100

100

100

100

100

Total

Hidroeléctrica 1 /

Aportaciones tipo Con regulación Sin regulación

1/ Incluye Área Noroeste en todo el periodo (la Región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005) 2/ Incluye PIE a partir de 2000 3/ Incluye generación eoloeléctrica

Cuadro A.3

A.2

Niveles recomendados de operación (NRO) en las GCH

Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza.

A-2

En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidas de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de los 56 años disponibles en la muestra histórica 1952—2007: para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinó una curva de niveles máximos que no debe ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames. Niveles recomendados de operación (msnm) 1952—2007 (56 años) Golfo de México

Desembocadura

Río

Grijalva

Centrales

1/, 2/

Angostura

Chicoasén

Malpaso

Tonto y Santo Domingo

Moctezuma

Temascal

Zimapán

Peñitas

Capacidad efectiva instalada (MW) Composición Total

5 x 180

8 x 300

6 x 180

4 x 105

(4 x 38.5) + (2 x 100)

2 x 146

900

2,400

1,080

420

354

292

Niveles de control (msnm) Name

539.50

395.00

188.00

95.50

68.50

1,563.00

Namo

533.00

392.50

182.50

87.40

66.50

1,560.00

Namino

500.00

380.00

144.00

85.00

44.20

1,520.00

3

Volumen útil (MMm ) y energía almacenada (GWh) Al Namo

32,360

13,170

212

9,317

130

8,792

739

18,273

13,498

165

2,580

11

1,012

1,007

Restricciones Mes

3/

4/

7/

4/

8/

3/

4/

8/

5/

4/

8/

3/

4/

8/

4/

9/

6/

Enero

20

533.00

58

392.50 182.00 160

181.00

70

87.40

26

64.21

20

1,559.70

Febrero

20

533.00

58

392.50

145

180.00

64

87.40

23

63.37

20

1,559.20

Marzo

20

532.90

58

392.50

160

171.15

70

87.40

26

62.68

20

1,558.40

Abril

20

530.70

58

392.50

155

169.96

68

87.40

25

61.58

20

1,554.38

Mayo

20

527.40

58

392.50

160

168.32

70

87.40

26

58.70

20

1,553.21

64.21

Junio

524.50

20

524.50

58

392.50 178.00 155

166.65

68

87.40

52.21

25

52.21

20

1,550.90

Julio

524.50

20

524.50

58

392.50 176.00 160

164.58

70

87.40

52.21

26

52.17

20

1,547.80

Agosto

524.50

20

524.50

58

392.50 174.00 160

167.82

68

87.40

56.21

26

55.88

20

1,545.00

Septiembre

526.00

20

525.07

58

392.50 171.50 155

169.90

68

87.40

58.71

25

55.00

20

1,540.00

Octubre

530.00

20

527.04

58

392.50 176.18 160

176.18

70

87.40

61.21

26

59.27

20

1,550.44

Noviembre

20

533.00

58

392.50 182.00 155

182.00

68

87.40

64.21

25

64.21

20

1,555.00

Diciembre

20

533.00

58

3 92.50 182.00 160

181.60

70

87.40

64.21

26

64.21

20

1,560.00

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo 7/ Niveles límite, los cuales no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar la esperanza de derrames 8/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2007 (56 años) 9/ Con la estadística de aportaciones 1980—2007 (28 años)

Cuadro A.4a

A-3

Niveles recomendados de operación (msnm) 1952—2007 (56 años)

1/, 2/

Océano Pacífico

Desembocadura

Río

Balsas

Centrales

Caracol

Santiago

Infiernillo

Villita

El Cajón

Aguamilpa

Capacidad efectiva instalada (MW) Composición

3 x 200

(4 x 160) + (2 x 180)

4 x 75

2 x 375

3 x 320

Total

600

1,000

300

750

960

Name

523.60

176.40

56.73

394.00

232.00

Namo

521.00

169.00

51.20

391.00

220.00

Namino

495.00

140.00

41.73

346.00

190.00

Niveles de control (msnm)

Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh) Al Namo

11,193

951

6,054

224

1,335

2,629

4,407

469

1,983

20

1,016

919

Restricciones Mes

4/

7/

3/

4/

7/

4/

5/

7/

7/

4/

7/

6/

Enero

16

521.00

126

169.00

54

51.20

391.00

40

220.00

Febrero

14

521.00

113

165.53

48

51.20

391.00

36

220.00

Marzo

16

521.00

126

161.24

54

51.20

391.00

40

220.00

Abril

15

521.00

121

158.15

52

51.20

391.00

39

220.00

Mayo

16

520.00

126

155.39

54

51.20

391.00

40

220.00

Junio

15

517.00 152.25 121

150.11

52

51.00

390.00

39

219.40

Julio

16

516.00 150.00 126

146.40

54

51.00

381.40

40

216.30

Agosto

16

515.50 154.50 126

145.50

54

51.00

374.50

40

215.30

Septiembre

15

515.00 158.00 121

148.50

52

51.00

385.30

39

217.70

Octubre

16

514.00 165.00 126

157.85

54

51.00

388.90

40

219.90

Noviembre Diciembre

15

521.00

121

167.00

52

51.20

390.90

39

220.00

16

521.00

126

169.00

54

51.20

391.00

40

220.00

1/ GCH 2/ Al día primero de cada mes 3/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm) 4/ Generación mínima, requerimiento por sistema eléctrico, Cenace (GWh/mes) 5/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo 6/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo 7/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952—2007 (56 años)

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico; así, cualquier restricción adicional que se les imponga, puede reducir su generación y aumentar el costo de operación.

A-4

A.3

Aportaciones hidráulicas

A fin de sensibilizarse a la variabilidad de las aportaciones mensuales registradas en las GCH, en la figura A.1 se presentan los valores promedio registrados durante los 56 años disponibles en la muestra. Aportaciones típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952—2007 (56 años)

MMm 3 / mes 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0 ENE

FEB

MAR

Años tipo seco

ABR

MAY

JUN

JUL

Años tipo medio

AGO

SEP

OCT

NOV

DIC

Años tipo húmedo

Figura A.1

La clasificación de los años en secos, medios y húmedos es el resultado de ordenar la generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con distribución log-normal. Destacan dos periodos característicos: estiaje (noviembre a mayo, 7 meses) y lluvias (junio a octubre, 5 meses). Especialmente de enero a mayo, las aportaciones son bajas y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año seco, medio o húmedo—. Durante el periodo de lluvias, el volumen de agua recibido es muy aleatorio y sin correlación interanual —esto último no se ve en la figura—.

A-5

En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de acuerdo con la información estadística de aportaciones en millones de metros cúbicos. Para definir los rangos, en la curva de distribución normal el número de años tipo seco y tipo húmedo debe de ser el mismo. A partir de los NRO se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente. Clasificación de años típicos Generación hidroeléctrica 1/

No.

Años tipo seco

Energía anual (GWh)

P2/: 20%

Años tipo medio


P2/: 60%

Años tipo húmedo


P2/: 20%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32

2002 1957 1994 1997 1987 2001 1986 2003 1983 2004 1977 1953

22,487 23,695 24,200 24,848 25,090 25,819 26,025 26,111 26,241 26,481 26,889 27,548

2000 1982 1998 2005 1989 1993 1995 1974 1990 1972 1978 1988 1961 1980 1996 1992 1985 1991 2007 1979 1975 1963 1960 2006 1964 1999 1968 1962 1954 1967 1956 1965

27,916 28,297 28,397 28,786 28,907 28,946 28,973 29,365 29,593 30,105 30,383 30,617 30,658 30,756 30,816 30,968 30,988 31,102 31,138 31,406 32,112 32,838 33,078 33,089 33,265 33,309 33,543 33,579 33,724 33,734 34,280 34,367

1971 1976 1969 1966 1970 1959 1984 1973 1958 1952 1955 1981

34,651 34,693 35,216 35,238 35,557 36,239 36,562 37,013 37,566 37,968 38,334 38,634

Promedio

12 Años

25,453

32 Años

31,220

12 Años

36,473

1/ 1952—2007 (56 años históricos) 2/ Probabilidad de ocurrencia

Energía anual (GWh) Año tipo seco medio Promedio 25,453 31,220 Diferencia de energía -5,767 0 respecto al año tipo medio NOTA: — menor a 27,916 GWh, año tipo seco — entre 27,916 y 34,367 GWh, año tipo medio — mayor a 34,367 GWh, año tipo húmedo

Cuadro A.5

A-6

húmedo 36,473 5,253

La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952—2007, convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3 / kWh) correspondientes al seguir los NRO. Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema 1/ GWh / AÑO 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 1955

1960

1965

1970

1975

1980

1985

1990

1995

2000

2005

AÑO

Años tipo seco

1/

Años tipo medio

Años tipo húmedo

Con y sin regulación. Incluyen las del Área Noroeste

Figura A.2

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra. Se señala que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. A pesar de las fuertes lluvias e inundaciones durante octubre y noviembre de 2007, presentadas aguas abajo de Malpaso, en otras cuencas las aportaciones fueron lo suficientemente bajas como para que a nivel nacional se haya registrado año tipo medio en las hidroeléctricas.

A-7

A.4

Degradación en potencia por unidad de energía extraída

En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada. Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp / dw)1/ Degradación en potencia ( MW / GWh ) 1.0 0.9

Malpaso

0.8 0.7 Infiernillo 0.6

Aguamilpa

0.5 0.4

Angostura

0.3 0.2 0.1

Temascal

Zimapán

0.0 NAMINO

NAMO

Volumen ( MMm3 )

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.3

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo. Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la Comisión Nacional del Agua y las de extracción mínima. Estos niveles más altos posibles están determinados por los NRO de cada una de las GCH.

A-8

A.5

Concepto de energía almacenada

Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, ése puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse, a fin de obtener las curvas de la figura A.4 para diferentes niveles de operación. Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas 1/ Energía almacenada (GWh)

14,000 Angostura

12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 Malpaso Infiernillo

2,000

Temascal, Zimapán y Aguamilpa

0 0% NAMINO

25%

50%

75%

Volumen (MMm3)

100% NAMO

1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Figura A.4

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas.

A.6

Evolución histórica de la energía almacenada

En la figura A.5 se muestran las envolventes superior e inferior de la energía almacenada al día primero de cada mes en 1999—2007, así como su evolución en 2006, 2007 y 2008 (hasta noviembre). En noviembre de 2008, la energía disponible fue de 20,942 GWh; al final del año se estima un almacenamiento de 19,689 GWh.

A-9

Obsérvese el comportamiento atípico de la energía almacenada durante el primer semestre de este año, provocado por el efecto del deslave ocurrido en noviembre de 2007 entre Malpaso y Peñitas, el cual bloqueó el cauce normal del río Grijalva, situación que se corrigió gracias a una gran obra de ingeniería realizada por CFE. Entre otros beneficios, liberar la obstrucción permitió, durante los meses de mayores escurrimientos anuales, disminuir niveles en Angostura y Malpaso en una cantidad suficiente como para reducir mayores adversidades en la l a cuenca baja del Grijalva. Envolventes de energía almacenada 2000—2007 en las GCH y su evolución mensual en 2006, 2007 y 2008 GWh 25,000 2008

22,446

22,446

20,942 GWh 2007

20,000

19,952

Superior

19,952

19,896

2006

17,509

17,509

15,000

10,000 7,493

7,493

5,000

0

Inferior

Ene

Feb

Mar

Abr

May

Jun

Jul

Ago

S ep

O ct

Nov

Dic

Figura A.5

A.7

Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas

Su realización permite obtener los siguientes beneficios: Renovación de la vida útil de las unidades generadoras Mejora de la eficiencia y por consecuencia aumento de la generación Disminución de los costos de operación del SIN Incremento de la capacidad efectiva instalada, en algunos casos

A-10

Reducción (marginal en el contexto del SIN) de la capacidad por construir en nuevos proyectos Aumento (marginal en el contexto del SIN) de la participación de energías renovables Aunado a esto deben considerarse la gran volatilidad de los precios de los combustibles fósiles y los altamente crecientes montos de inversión asociados a los nuevos desarrollos de centrales termoeléctricas. Lo anterior ha permitido mejorar la rentabilidad en la modernización de los viejos proyectos hidroeléctricos, sobre todo en los últimos tiempos. En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de dos de sus cuatro unidades en 10 MW cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), en tanto que en 2011 se logrará lo mismo en las dos restantes, para un aumento total de 40 MW. Infiernillo, aguas arriba de Villita, consta de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW. Actualmente se encuentran en proceso de puesta en servicio y/o de fabricación cuatro turbinas de 200 MW cada una que reemplazarán a las de 160 MW y cuya rehabilitación terminará en 2010. El cambio dará como resultado un incremento de 4x40 MW= 160 MW en total. En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, para 2011 el conjunto Infiernillo-Villita aumentará su capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no solo por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios más altos. Villita también mejorará su generación por el aumento de eficiencia. De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que redundará en mayor seguridad y economía. En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2005 se rehabilitaron tres centrales y a partir de 2009 lo harán otras 13 actualmente en servicio, las cuales se reincorporarán al sistema eléctrico en 2011. De este segundo grupo, incluyendo las rehabilitaciones ya realizadas y las que se encuentran en proceso, la capacidad adicional que se incorporará al sistema en 2011 será de 84 MW y la generación aumentará en 821 GWh/año aproximadamente. Esta última desplazará a una termoeléctrica equivalente de 234 MW con 40% de factor de planta anual. Hasta la fecha, las tareas de rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas se han realizado con recursos propios previas licitaciones públicas.

A-11

A.8

Generación hidroeléctrica 2008—2018

El cuadro A.6 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario base. Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de planeación 2008—2018 Aportaciones

Año

Tipo

2008 4/ 6/, 7/ 6/, 7/ 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

1/

Generación ( GWh ) 2/

Termoeléctrica

Seco Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio Medio

183,724 198,523 205,129 209,520 216,722 238,672 249,653 260,318 271,900 283,479 293,424

%

Hidroeléctrica

82.2 87.4 87.8 87.2 87.4 88.3 89.0 89.1 89.5 89.9 89.9

%

39,858 28,698 28,438 30,639 31,335 31,524 30,871 31,767 31,760 31,753 32,920

17.8 12.6 12.2 12.8 12.6 11.7 11.0 10.9 10.5 10.1 10.1

Total

3/

223,582 227,220 233,566 240,159 248,057 270,196 280,523 292,085 303,660 315,232 326,344

% 5/

100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0

1/ Aunque en el horizonte de planificación seguramente seguramente se presentarán años secos y húmedos, se decide decide considerar el valor medio a partir del tercer año, es decir, desde 2010 2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica 3/ No incluye autoabastecimiento autoabastecimiento remoto, local, ni exportación exportación a EUA 4/ Enero—septiembre: real; real; octubre—diciembre: tipo año húmedo (porque hasta octubre, es decir, al término del periodo de lluvias, las aportaciones registradas fueron superiores a las de tipo medio) 5/ Enero—septiembre: real; octubre—diciembre: octubre—diciembre: pronóstico 6/ Para fines de planificación planificación a mediano y largo plazos, el año siguiente (2009 en el caso actual) siempre se considera tipo seco seco

Cuadro A.6

Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2009 y medio en 2 010, la generación anual hidroeléctrica sería superior a 28,000 GWh. De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2008—2018 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7. Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2008—2018

Central

Capacidad bruta (MW)

Año

750 92 150 232 900

2012 2013 2015 2017 2018

La Yesca Río Moctezuma Ampliación Villita Copainalá La Parota/Tenosique Total

2,124 Cuadro A.7

A-12

A.9

Política de operación 2008—2018

Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ―desde 4 hasta 9 años― consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e Infiernillo). Ver incisos A.2 y A.4. Las figuras A.6, A.7 y A.8 muestran la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2008—2018. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica ―figura A.6―. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2009 la energía almacenada supere los 19,000 GWh. A principios de 2010, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2009, será superior a la restricción de almacenamiento de 15,000 GWh, lo cual garantiza el margen de reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2009, la generación hidroeléctrica correspondiente se hallaría cercana a 29,000 GWh. Energía almacenada en las GCH

1/

GWh

25,000 21,166

20,000 17,553

15,000

15,000 GWh al 1° de enero enero de cada año

15,146

11,324

10,000

Niveles recomendados de operación (NRO), excepto en Angostura, la cual está sujeta a seguir sus niveles límite (por seguridad) indicados en los cuadros A.4

5,000

Coordinación hidrotérmica Energía almacenada registrada

0

20 0 8 2 00 9 2 01 0 2 01 1 20 12 2 0 13 20 14 20 15 20 1 6 20 17 1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo ene—sep, 2008 oct—dic, 2008 2009 2010—2018

Aportaciones tipo reales año húmedo año seco año medio

Figura A.6

A-13

20 18

Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2008 alcanzaron 524.7 msnm y 168.6 msnm en julio y septiembre respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2009 llegarán a 531.0 msnm y 180.0 msnm. De la información en las figuras A.7 y A.8 se deduce que con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2010 de la cota 520.5 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2009. Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Angostura msnm 536

NAMO: 533.0

532 528.9

528 524

524.7

520

520.5

516 512 Niveles de seguridad

508

Coordinación hidrotérmica Nivel registrado

504

NAMINO: 500.0

500 2008

2009

2010

2011

2012

2013

2014

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo ene—sep, 2008 oct—dic, 2008 2009 2010—2018


Figura A.7

A-14

2015

2016

2017

2018

1/

En el caso particular de Malpaso, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO. Evolución esperada del nivel de operación de la central hidroeléctrica Malpaso 1/ msnm 188 184

184.2

NAMO: 182.5

180 176 172 168

167.6 164

164.6

165.6

160 156

Niveles recomendados de operación (NRO) Coordinación hidrotérmica

152 148 144

Nivel registrado

NAMINO: 144.0 2008

2009 2010 2011 2012 2013 2014

1/ Hipótesis de aportaciones: Periodo Ene—sep, 2008 oct—dic, 2008 2009 2010—2018


Figura A.8

A-15

2015 2016 2017 2018

ANEXO B

B.1

MARGEN DE RESERVA INTERNACIONAL

REGIONAL

Y

EXPERIENCIA

Introducción

La capacidad de un sistema eléctrico para atender el suministro de la demanda de energía en cualquier punto de operación en estado estable, ante salidas forzadas de elementos de generación y transmisión, así como restricciones operativas de: límites de voltaje, frecuencia y transmisión de los enlaces, entre otros; dan lugar al término de nivel adecuado de recursos o de suficiencia del sistema. En el plano internacional comúnmente se reportan los análisis de evaluación de confiabilidad (suficiencia y seguridad) de manera global para todas las regiones y/o países que integran el sistema eléctrico de potencia —como en los casos del NERC1 en América del Norte y del UCTE2 en Europa—. No obstante cada región realiza sus propios análisis y evaluaciones de la planificación y la operación para mantener la confiabilidad del sistema global. Las regiones participantes integradas por países, compañías, etc., establecen sus propios estándares de confiabilidad, los cuales deben mantener, en la medida de lo posible, uniformidad en todo el sistema. Un estándar regional puede resultar más estricto que el establecido para todo el sistema interconectado, debido a diferencias físicas —como humedad, temperatura, altitud— o de interés en cada región. Además, el análisis en este nivel se complementa al considerar las restricciones más severas de flujos de potencia entre áreas y dentro de ellas. Los requerimientos de reserva de generación pueden determinarse mediante métodos probabilísticos o deterministas3: Metodología probabilística.- Se utilizan métodos basados en la teoría de probabilidad, con

los cuales se obtienen índices como el de probabilidad de pérdida de carga (LOLP por sus siglas en inglés). En ellos se consideran como datos de entrada la salida forzada de unidades, programas de mantenimiento, pronóstico de carga, etcétera. Un punto de referencia es aquel para el cual el nivel de reserva asegura una probabilidad de pérdida de carga esperada de 0.1 días por año. Metodología determinista.- Se basa en mantener un valor específico de reserva, o también

en soportar la pérdida de la unidad de mayor capacidad en el sistema.

La aplicación de las metodologías sería función del periodo de tiempo considerado. En el corto plazo por ejemplo, el grado de incertidumbre asociado con las salidas forzadas de unidades y los programas de mantenimiento pudiera ser bajo, y por tanto el método determinista se consideraría más adecuado. Por el contrario, en el largo plazo se recomienda utilizar el probabilístico, debido al número de variables involucradas y a la mayor incertidumbre asociada a ellas. Independientemente de la metodología utilizada, la mezcla existente y futura de tecnologías de generación influye en el nivel de reserva por definir. Sistemas con grandes participaciones de centrales hidroeléctricas o de fuentes de naturaleza intermitente como las granjas

1 North America Electric Reliability Corporation 2 Union for the Coordination of Transmission of 3

Electricity Transmission Capability Margins and Their Use in ATC Determination, White Paper Prepared by the North American Electric Reliability Council ,June 17, 1999

B-1

eoloeléctricas, requerirán de una mayor instalación de infraestructura para el cumplimiento del criterio definido.

B.2

Estándares de confiabilidad regionales en NERC4

En junio de 2007 se emitió la versión 0.0 del Procedimiento de evaluación de estándares de confiabilidad regionales.

Los estándares propuestos se someten a la revisión del NERC —organización reconocida como autoridad en materia de confiabilidad del sistema eléctrico— y para su aprobación a la Federal Energy Regulatory Commission de los Estados Unidos de América, así como a las autoridades correspondientes de México y Canadá, antes de convertirse en disposiciones de carácter obligatorias y ejecutables, con lo cual se asegura el cumplimiento exacto y puntual. Los estándares regionales deberán mantener, en la medida de lo posible, uniformidad con relación a aquellos establecidos para todo el sistema interconectado de América del Norte conformado por Estados Unidos de América, Canadá y México. De acuerdo con el NERC, un Estándar de confiabilidad define ciertas obligaciones o requerimientos a las entidades que son propietarias, operan, planifican y utilizan el sistema eléctrico interconectado de América del Norte. Adicionalmente, las entidades regionales desarrollan los Criterios requeridos para implementar, aumentar o cumplir con los Estándares de confiabilidad . Para ello, abordan temas relacionados con condiciones particulares de cada sistema. Los criterios incluyen aspectos específicos tales como: parámetros aceptables de operación y planeación, guías, acuerdos, protocolos u otros documentos. Éstos se utilizan para incrementar la confiabilidad del sistema eléctrico regional, y tienen la finalidad de proporcionar beneficios a los participantes del sistema. Como parte de los procedimientos establecidos en cada región, se incluyen los criterios de operación y expansión para determinar los niveles adecuados de reserva de generación y transmisión, que deberán cumplir con los estándares regionales y del NERC. La tendencia es uniformar las metodologías utilizadas en la determinación de la suficiencia de infraestructura con base en modelos probabilísticos que evalúan la confiabilidad del sistema interconectado a través de índices como el de Probabilidad de Pérdida de Carga , Pérdida de Carga Esperada , Energía No Suministrada Esperada , etc. (LOLP, LOLE, EENS, por sus siglas en inglés). Dichos índices consideran aspectos relacionados con la incertidumbre en el pronóstico de la demanda, tasas de salida forzada (TSF) de unidades, programas de mantenimiento, indisponibilidad de líneas de transmisión y despacho económico, entre otros.

4

Conformado actualmente por los ocho consejos de confiabilidad: ERCOT, RFC, FRCC, SERC, MRO, SPP, N PCC y WECC

B-2

B.3

Margen de reserva regional

No existe un valor único y fijo para todo el NERC. El nivel varía entre regiones, y dentro de las mismas, en cada área, estado o provincia. En algunos casos, cada estado–provincia establece sus niveles objetivos, mientras en otros se firman acuerdos entre los participantes respecto a niveles de reserva específicos. Los niveles de reserva en la mayoría de las regiones o subregiones fundamentan sus criterios de suficiencia de recursos de generación mediante análisis probabilísticos de Pérdida de Carga Esperada. En noviembre de 2003, las 9 entidades funcionales conformadas por los Operadores independientes de Sistemas y Organizaciones de Transmisión Regional (ISO y RTO por sus siglas en inglés) de América del Norte formaron un Consejo General (IRC) 5 , cuya misión establece la colaboración entre sus miembros para desarrollar procesos efectivos, herramientas y métodos estandarizados a fin de incrementar la competitividad de los Mercados de Electricidad en la región, de manera que exista un balance entre los estándares de confiabilidad y las prácticas del Mercado. En los orígenes de la creación del IRC los planes de expansión representaban la compilación de los esfuerzos de las compañías a nivel local. Con el fortalecimiento de las relaciones entre las partes interesadas en el Mercado de Electricidad y las organizaciones de planeación, los programas de expansión crecieron en alcance y complejidad. El proceso iniciaba con trabajos de planificación a nivel intrarregional, los cuales se convirtieron en proyectos de mejoramiento de la confiabilidad, aspectos económicos o ambientales, que involucraron varias regiones. Si bien existen diferencias en los procesos de planificación utilizados por los miembros del consejo (IRC) —provenientes de sistemas clásicos desarrollados por las empresas durante años en función de la regulación local—, se observa una práctica común entre todos ellos: un fuerte compromiso para preservar la confiabilidad del sistema eléctrico mientras que al mismo tiempo, se alienta la expansión del mercado mayorista de electricidad. Por ejemplo en el caso de ERCOT, el proceso de planificación inicia con estudios sobre la infraestructura de generación, transmisión y subestaciones en condiciones normales. Adicionalmente se analizan estados de contingencia junto con variaciones esperadas en demanda y generación. Como resultado, se identifican aquellas condiciones operativas adversas en función de los criterios de planificación, a fin de mantener un servicio adecuado y minimizar las interrupciones durante las salidas de los elementos del sistema. El objetivo es determinar la efectividad de diversas alternativas de solución a los problemas detectados. En los análisis se evalúan las diversas condiciones operativas posibles para las configuraciones de red esperadas. De todas las simulaciones realizadas, se identifican las alternativas de expansión factibles y se realizan análisis comparativos entre ellas. Para determinar la opción más favorable. En los estudios se toman en cuenta los beneficios de corto y largo plazos, así como la flexibilidad operativa y compatibilidad con planes futuros. La junta directiva de ERCOT aprobó recientemente una nueva metodología para determinar el margen de reserva adecuado para el sistema. En ella se reconoce que la contribución de un generador a la reserva del sistema depende más de su disponibilidad que de su capacidad nominal. 5

ISO/RTO Council (IRC), miembros actuales: Alberta Electric System Operator (AESO), California Independent System Operator (CAISO), Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), Independent System Operator of the province of Ontario, Independent System Operator of New England (ISO-NE), Midwest Independent System operator (Midwest ISO), New York Independent System Operator (NYISO), PJM Interconnection and Southwest Power Pool (SPP)

B-3

En el cuadro B.1, se presenta un resumen de algunos de los conceptos considerados en los procesos de planeación de las entidades ISO y RTO. En todas las Organizaciones el cálculo del margen de reserva se obtiene a partir de los recursos de generación de acuerdo con el proceso explicado posteriormente en la sección B.3.1.2, en el cual se consideran conceptos de mantenimiento, degradación e indisponibilidad, entre otros. Criterios regionales de expansión del sistema interconectado Organización

Autoridad Estatutaria/Reguladora

LOLE (%)

Criterio de MR

15%, definido de manera determinista

CAISO

Estatal y Federal / FERC

ISO-NE

Estatal y Federal / FERC

1 vez en 10 años

Determinado con LOLE

PJM

Federal / FERC

1 ocurrencia en 10 años

15% aprobado, definido con LOLE

NYISO

Federal / FERC

1 vez en 10 años

18% definido con LOLE

ERCOT

Estatal / PUCb/ de Texas

1 día en 10 años

12.5% definido con LOLE

Ontario

Provincial / Provincial

1 vez en 10 años

Determinado con LOLE

Provincial / Provincial

Por desarrollar análisis de largo plazo para definir requerimiento

Alberta

SPP

Midwest ISO

Federal / FERC

Federal / FERC

Parámetros de incertidumbrea/

1 ocurrencia en 10 años

No reportado

Pronóstico de carga y TSF de unidades Pronóstico de carga (temperatura y error en crecimiento de la economía), error en pronóstico de carga, TSF unidades, interconexiones externas Pronóstico de carga, TSF de unidades y circuitos de interconexión Error por incertidumbre en el pronóstico de carga, impacto de la volatilidad del clima, TSF y programa de mantenimiento de unidades Incertidumbre en el pronóstico de carga y TSF de unidades

No especificado hasta el momento Determinada para margen de capacidad de 12%. Se reduce a 9% en sistemas con 75% de suministro con hidroeléctricas Actualmente se aplica el requerimiento de capacidad de acuerdo con la Organización de confiabilidad estatal o regional

Planeación de transmisión

Estándares de planeación del WECC, NERC y más restrictivos del CAISO Procedimientos y Criterios del NERC, NPCC y RTO

Procedimientos y Criterios del NERC, SERC, FRC y RTO

Procedimientos y Criterios del NERC, NPCC y NYSRC

Criterios del NERC, y Protocolos más estrictos de ERCOT Estándares de planeación del NERC, NPCC y criterios locales Procedimientos y Criterios del NERC, WECC y RTO

No reportado

Criterios y Directrices del NERC, SPP y TO

Error en el pronóstico de la demanda y disponibilidad de generación

Procedimientos y Criterios del NERC, RFC, MRO, SERC y TO

a/ Por ejemplo, tasas de salidas forzadas (TSF) de unidades de generación, modeladas de manera probabilística con técnicas Monte Carlo u otras b/ Public Utility Commission

Cuadro B.1

Las propuestas de adición de capacidad y programas de respuesta de la demanda6 presentan diversos niveles de certeza, en función de los niveles de confianza con los que se elaboran los pronósticos de demanda. Por ello, en ocasiones las regiones y sus subregiones no consideran adiciones de centrales asociadas a demandas con baja probabilidad de desarrollo. Además de los análisis de margen de reserva, se solicita a las regiones información adicional relativa al cumplimiento de los Estándares de Planificación de Transmisión (TPL) del NERC, ya que existe una débil conexión entre los márgenes de capacidad y el cumplimiento de dichos estándares. Un nivel de reserva alto no garantiza el cumplimiento de los estándares de 6

Demand response program: Programa de incentivos ofrecido a los consumidores para disminuir o retirar su demanda en periodos de punta

B-4

planificación de transmisión, como tampoco un margen ajustado o bajo indica necesariamente un incumplimiento de los mismos. B.3.1

Cálculo del margen de reserva, metodología y conceptos

El proceso de revisión y análisis de la suficiencia de recursos de infraestructura eléctrica se efectúa anualmente a fin de asegurar que estarán disponibles para satisfacer la demanda en el mediano y largo plazos. La evaluación del nivel adecuado o de suficiencia inicia con el cálculo del margen de reserva (MR) a partir de la expresión general: MR = (Recursos — Pronóstico de carga firme7) / Pronóstico de carga firme La expresión anterior es la base del proceso para determinar el nivel de reserva del sistema eléctrico. Se reconocen dos componentes clave: el pronóstico de la demanda y la determinación de los recursos disponibles —considera mantenimiento, degradación e indisponibilidad, entre otros—. B.3.1.1 Pronóstico de carga firme

En el caso ERCOT8, para estimar la tendencia de largo plazo se utilizan modelos de regresión a fin de pronosticar las demandas máximas con mayor probabilidad de ocurrencia en condiciones climáticas normales. El pronóstico se utiliza también en la planificación de recursos en el mediano plazo, a fin de estimar salidas programadas de centrales de generación para el siguiente año. Otro aspecto importante del pronóstico para el estudio de suficiencia del sistema, implica el análisis de sensibilidad de la carga, relacionado con la variabilidad de las condiciones climáticas. El pronóstico de la demanda máxima de ERCOT se basa en condiciones atmosféricas normales definidas por un perfil normalizado de temperatura, determinado a partir de registros históricos horarios de los últimos 11 años. Climas cálidos o fríos atípicos pueden conducir a demandas reales por encima o debajo del pronóstico. El análisis de variabilidad de la carga y volatilidad de las condiciones climáticas se desarrolla con un modelo de pronóstico basado en simulación Monte Carlo, y se utiliza un perfil medio de condiciones atmosféricas y un pronóstico de 90avo percentil, con variables climáticas y del tiempo. La volatilidad de la demanda se estima para los próximos 10 ó 15 años, con objeto de evaluar el riesgo debido a condiciones atmosféricas extremas sobre la demanda punta. Dichas estimaciones constituyen un insumo relevante en la determinación del criterio de margen de reserva de la región.

7 Cargas 8

no interrumpibles Electric Reability Council of Texas. 2007 ERCOT Planning, Long-Term Hourly Peak Demand and Energy Forecast May 8, 2007

B-5

Se realizan revisiones periódicas de los criterios a través de estudios de LOLP para asegurar la suficiencia del sistema. En éstos, se utiliza un modelo de asignación de unidades y despacho económico para simular —sobre un número de ensayos experimentales— la interrelación entre las variables: Carga esperada Error del pronóstico de demanda Volatilidad de carga debido al clima Parque de generación Programas de mantenimiento Tasa de salida forzada de unidades generadoras En la expresión general para calcular el MR, el pronóstico de carga se conforma con diferentes conceptos que lo transforman finalmente en Demanda interna neta9 de cada región, la cual se obtiene mediante el procedimiento siguiente: 1. Se inicia con la determinación de la Demanda Interna, la cual corresponde a la suma de todas las potencias netas entregadas por los generadores dentro del sistema, sin incluir el consumo propio de la central —equipos auxiliares, motores, bombas, etcétera—, más los flujos de potencia que ingresan al sistema, menos la potencia enviada fuera de ella a través de los enlaces Se aplican los ajustes según a los programas de administración de la demanda: ahorro y mejora de la eficiencia en el uso de la energía eléctrica, incentivos fiscales, entre otros 2. Se agregan a la Demanda Interna los arreglos contractuales con los consumidores —Standy Demand — para proveerles energía como respaldo debido a salidas forzadas de las fuentes primarias, y se obtiene la Demanda Total Interna de la región 3. Se determina la Demanda Neta Interna, al restar de la Demanda Total Interna la Demanda Interrumpible y la de Administración de Carga por Control Directo. Las cargas que se pueden interrumpir para cumplir con los requerimientos de reserva de planeación o de operación se deben reportar como Demanda Interrumpible, la cual se puede cortar en bloques asociados a dispositivos o equipos individuales, usualmente relacionados con los de demanda de tipo residencial como aire acondicionado, sistema central de calefacción y equipo electrodoméstico, entre otros. El otro concepto se refiere a la demanda establecida en contratos con posibilidad de ser interrumpida en los periodos de punta por medio del control directo del Operador del Sistema o por acción del consumidor a solicitud directa del Operador. B.3.1.2 Recursos de generación

Con base en evaluaciones regionales de confiabilidad de largo plazo, se reportan recursos para las temporadas de verano e invierno para los próximos 10 años. No se incluyen en el cálculo tasas de salida forzadas ni transacciones de corto plazo. De manera similar a la demanda, para determinar la capacidad o recursos de generación netos, se establece en cada región un procedimiento a fin de obtener los parámetros y conceptos de capacidad. 9

NERC Reliability Assessment Demand & Capacity Form Instructions; aplica también para recursos de generación y transmisión

B-6

La siguiente lista describe conceptualmente los pasos y operaciones para su determinación: 1. Capacidad interna total .- Corresponde a la capacidad nominal a plena carga en el periodo (verano o invierno). Se asume disponibilidad total de combustible primario, viento y agua. Se considera la capacidad de todos los generadores existentes ubicados y con interconexión dentro del área, así como la capacidad futura programada para instalarse en la misma. Debe incluirse la capacidad total de aquellas centrales que pertenezcan total o parcialmente a las empresas de generación del área o región, ubicadas fuera de éstas 2. Capacidad total interna operable .- La capacidad interna se reduce al descontar la de aquellas unidades retiradas de servicio de modo no permanente y cuyas instalaciones no se desmantelan, o se espera su indisponibilidad debido a salidas prolongadas durante el periodo estacional completo. Las de corta duración se reportan como parte del mantenimiento programado 3. Capacidad total interna operable con degradaciones .- A la capacidad interna operable se le descuenta una porción, o la totalidad, de la potencia nominal de ciertas unidades debido a diversas circunstancias operativas. Dichos decrementos se clasifican como: Degradación condicional: corresponde a la disminución de la capacidad

nominal en el periodo estacional debido a indisponibilidad de combustible, limitaciones de la fuente de energía o combustible y otras condiciones no relacionadas al equipo, como restricciones ambientales y de regulación Degradación hidro: se refiere al decremento de capacidad por las condiciones

de disponibilidad del recurso hidráulico en el periodo estacional

Variaciones de la capacidad eoloeléctrica: es el monto de capacidad no

disponible por variaciones de velocidad del viento en el periodo

Mantenimiento programado : no forma parte del concepto de degradación. Se

refiere al monto de capacidad que se prevé esté fuera de servicio por mantenimiento en la demanda punta dentro del periodo de análisis la infraestructura de generación —construida, planeada o en operación— no considerada en el cálculo de los márgenes de capacidad y reserva. El monto de capacidad definida en este rubro se debe restar de la capacidad operable, a menos que su limitación de entrega física sea el resultado de un estudio de transmisión, en cuyo caso se considerará dentro del concepto Limitaciones de transmisión estudiadas que se abordará posteriormente Recursos

no

asignados

o

limitados

por

energía: representa

Los recursos limitados por energía presentan características especiales de diseño como la geotermoeléctrica o hidroeléctrica a hilo de agua o sin regulación. Incluye además otras que por alguna razón fueron clasificados dentro de este concepto. Los recursos no asignados o no comprometidos pueden clasificarse dentro de una de las siguientes categorías:

B-7

No han sido contratadas o no tienen obligación legal o de regulación para entregar capacidad en la demanda punta No se ha firmado un contrato de servicios de reserva de transmisión (o su equivalente), o de Porteo para suministrar la carga dentro de la región No se ha desarrollado un estudio de transmisión a fin de determinar los límites de capacidad para enviar potencia hacia la carga Después de sustraer de la Capacidad total interna los conceptos definidos anteriormente, se obtiene la Capacidad interna operable con degradaciones , previa a la definición de límites de transmisión, los cuales deben considerarse para tomar en cuenta los contratos de reserva de capacidad de transmisión y restricción de enlaces, con objeto de incorporar las compras y ventas de capacidad interregionales. B.3.2

Límites de transmisión regionales

En la determinación del margen de reserva regional se consideran los intercambios de potencia inter e intra regionales a través de las líneas de transmisión, en función de los contratos de compra y venta de energía establecidos entre los participantes del mercado eléctrico. El sistema interconectado debe ser capaz de mantener un comportamiento confiable ante una gran variedad de condiciones esperadas dentro de los límites térmicos, de voltaje y estabilidad del sistema eléctrico. Por ello, debe planificarse la infraestructura para soportar contingencias y salidas a mantenimiento de sus elementos. Contingencias extremas prueban la robustez del sistema, por lo cual deben analizarse para medir los riesgos y consecuencias. En el estándar de planeación del NERC se establecen requerimientos específicos para proporcionar un alto grado de confiabilidad en grandes sistemas eléctricos interconectados. Adicionalmente cada región establece estándares de confiabilidad y criterios de planificación de la transmisión propios, en apoyo y como complemento para el cumplimiento de los del NERC. La planificación y desarrollo de instalaciones de transmisión se coordina con los sistemas vecinos para preservar los beneficios operativos y de confiabilidad que ofrece un sistema interconectado. Por lo tanto, la planificación de la red eléctrica debe realizarse de tal modo que se evite la dependencia excesiva de un circuito de transmisión, estructuras, derechos de vía o subestación. En los estudios de confiabilidad se examinan condiciones de postcontingencia y en estado estable, así como de estabilidad, sobrecarga, efectos en cascada y colapso de voltaje. Como parte de los estudios de evaluación se determina la cargabilidad de los enlaces. Ésta mide la habilidad de los sistemas eléctricos interconectados para transportar la potencia en forma confiable de un área hacia otra, a través de todos los circuitos —o trayectorias— de transmisión que las interconectan, ante condiciones específicas en el sistema. La habilidad de un sistema eléctrico interconectado para transmitir potencia de manera confiable puede restringirse debido a los límites térmicos de los circuitos e instalaciones, de voltaje, de estabilidad o definidos en los requerimientos contractuales. Las condiciones limitantes en algunos sectores de la red de transmisión pueden cambiar a medida que las condiciones operativas del sistema y la infraestructura de la red se modifican en el tiempo.

B-8

En consecuencia, la capacidad interna operable determinada en el punto 3 de la sección B.3.1.2 se modificará —agregando o disminuyendo montos de capacidad— para determinar finalmente los recursos netos de capacidad, en función de los siguientes conceptos: 1. Límites en transmisión derivados de estudios10 .- Se resta el monto de

recursos de generación restringidos por transmisión. Tales restricciones son identificadas por medio de estudios de capacidad de transferencia. En éstos se realizan análisis de precontingencia y de primera contingencia (análogo a N-1), así como de estabilidad, límite térmico y de voltaje Si la capacidad se ve limitada por la red de transmisión y degradación de la generación en forma coincidente, esta última restricción tiene prioridad. Por ejemplo: en una granja eólica de 100 MW con una reducción de capacidad por variación del viento de 50 MW, y un límite de transmisión de 60 MW, se tomaría primero la reducción de 50 MW de tal granja y se consideraría 10 MW en la limitante de transmisión

2. Compras y ajuste por ingresos de capacidad .- Se agrega la capacidad

contratada que será transportada de áreas externas a la región o subregión contratante, sujeta a la transmisión disponible. El mismo tratamiento se aplica a la propiedad o derechos de capacidad ubicados fuera de la región en cuestión

3. Ventas y ajuste por ventas de capacidad .- Se resta la capacidad vendida

que será transportada hacia otras regiones, sujeta a la disponibilidad de capacidad de transmisión. El mismo tratamiento se aplica a los montos de capacidad o derechos sobre la misma, cuyos propietarios se localizan en áreas externas a la región en cuestión

B.3.3

Valores de reserva regional del NERC11 en el largo plazo

Anualmente el organismo emite un documento donde presenta una valoración de la confiabilidad y el nivel de suficiencia del sistema eléctrico interconectado de América del Norte para los próximos 10 años. El objetivo consiste en identificar áreas de interés relacionadas con la confiabilidad del sistema. Esto permite emitir recomendaciones para solventar posibles problemas futuros que pudieran derivar en afectaciones al suministro de energía eléctrica. El análisis proporciona una evaluación regional sobre la suficiencia futura de los recursos de transmisión y generación. Además se incluye un panorama de la proyección del crecimiento de la demanda y de las adiciones de infraestructura eléctrica. En el cuadro B.2, se presentan los valores de reserva de capacidad regional para 2008, 2012 y 2017, reportados con mayor detalle en el documento. El margen de reserva se calcula a partir de la ecuación establecida en el punto B.3.1, consistente con la metodología expuesta en este anexo.

10 Studied 11

Transmission Limitations 2008 Long-Term Reliability Assessment (2008-2017), NERC, October 2008

B-9

Margen de capacidad (MC) y Margen de reserva (MR) regional —expresados en %— País Región

Subregión

2008

MC

MR

Estados Unidos de América ERCOT 12.1 13.8 FRCC 17.1 20.6 MRO 13.8 16.0 19.0 23.5 NPCC

New England New York

RFC

RFC-MISO RFC-PJM

SERC

Central Delta Gateway Southeastern VACAR

SPP WECC

AZ-NM-SNV CA-MX US NWPP RMPA Canadá MRO NPCC

Maritimes Ontario Quebec

WECC México

WECC CA-MX Mex Total-NERC

2012

2017

MC

MR

MC

MR

14.5 4.6 4.8 24.4 20.3 25.5 10.1 3.0 3.1 19.4 11.8 13.4 15.0 8.5 9.3 23.0 14.4 16.8 16.2 8.2 8.9 11.3 5.0 5.3 13.5 5.5 5.8 11.8 2.7 2.7 12.5 0.6 0.6 -2.3 -11.8 -10.6 21.7 13.6 15.8 10.2 5.4 5.7 16.3 3.8 4.0 17.5 10.6 11.9 17.6 7.4 8.0 6.6 -5.6 -5.3 18.6 10.0 11.1 27.1 14.1 16.4 13.0 4.4 4.6

16.0 21.4 17.1 12.7 15.4 15.7 15.2 6.9 19.4 16.1 18.1 14.1 18.8 16.0 17.5 25.2 12.1

19.0 27.2 20.6 14.5 18.2 18.6 17.9 7.4 24.1 19.2 22.0 16.4 23.2 19.1 21.2 33.7 13.8

12.7 19.6 9.2 16.3 13.0 18.7 13.9 10.1 11.9 10.6 11.1 -2.4 17.8 9.3 14.0 14.9 15.0 6.2 15.7 21.3 11.5

22.6 25.5 46.2 14.5 31.8 18.6

29.1 34.3 85.8 17.0 46.6 22.8

20.6 29.4 49.6 21.9 32.3 12.8

25.9 41.6 98.4 28.1 47.7 14.7

12.5 17.1

14.3 20.7

-1.7 14.6

-1.7 -32.2 -24.3 17.1 8.2 9.0

20.3 23.3 47.5 5.7 31.5 3.9

MC = (capacidad-demanda)/capacidad x 100 MR = (capacidad-demanda)/demanda x 100 CA-MX Mex: (BC) Lado mexicano del M e x i c o P o w

25.5 30.4 90.7 6.0 46.1 4.1

er Area

Cuadro B.2

El NERC reconoce la existencia de incertidumbres importantes en el horizonte de 6 a 10 años, respecto a la adquisición y disponibilidad de recursos, así como de cambios en la regulación. Por ello, los valores de 2017 resultan en algunos casos inferiores a los criterios establecidos.

B-10

B.4

Margen de reserva regional en sistemas interconectados

Un margen de reserva global definido dentro de los estándares establecidos en los criterios de planeación y operación de un sistema eléctrico, debe garantizar a su vez el cumplimiento de niveles de reserva en todas las regiones del sistema. Las regiones se interconectan mediante líneas de transmisión, las cuales tienen una capacidad determinada por sus propias características físicas, así como por las del sistema interconectado. La potencia que se genera en las plantas eléctricas, se distribuye en el sistema de acuerdo al despacho de las centrales, así como a la configuración, características y restricciones de la red. Como se ha indicado en el capítulo 3, mantener un margen de reserva operativo regional dentro de los estándares acordados, permite al sistema interconectado enfrentar condiciones de falla de alguno de los elementos de generación o transmisión, condiciones hidrológicas adversas y crecimientos imprevistos en la demanda, principalmente. B.4.1

Recursos regionales de generación

La atención de la demanda se consigue con los recursos locales de generación y con la participación de aquellos disponibles en las otras regiones del sistema, vía la red de transmisión. En el caso hipotético sin restricciones de transmisión, la reserva se podría compartir y se nivelaría el margen de reserva en cada una de las regiones. El sistema interconectado nacional se conforma de una mezcla heterogénea de tecnologías de generación. Así, a diciembre de 2007 el parque hidroeléctrico participó con 23.6% de la capacidad total instalada, no obstante, sólo representó 12.4% en la generación de energía. La mayor parte de la capacidad de esta tecnología se despacha para cubrir la punta de la demanda coincidente del sistema interconectado nacional, por lo cual en condiciones de la demanda máxima de alguna región en particular estos recursos pudieran no estar disponibles. Además, la disponibilidad de esta capacidad esta sujeta a las condiciones hidrológicas. Por ejemplo, el Área Noroeste tiene instalada una capacidad hidroeléctrica de 900 MW, de los cuales, de acuerdo a las condiciones hidrológicas de los últimos años, solo se cuenta con una capacidad de 250 a 300 MW durante los periodos de demanda máxima en el área. Por otro lado, dada la naturaleza aleatoria de la generación de energía eléctrica proveniente de las granjas eoloeléctricas, este tipo de centrales presenta un reto importante en la determinación de su contribución a la reserva del sistema. El mayor potencial de despacho esperado —de los proyectos programados en la región del Istmo de Tehuantepec—, se obtendría en el invierno, mientras que la demanda máxima del SIN ocurre en el periodo de verano. Para el cálculo del margen de reserva se considera un 20% de la capacidad instalada de estos recursos. Otro factor que degrada la capacidad de los recursos de generación termoeléctrica, particularmente las que operan a base de gas natural, es la temperatura durante el verano en el norte del país. Todos estos factores, limitarán la magnitud de los recursos disponibles en cada región y en consecuencia afectarán la confiabilidad del suministro de energía eléctrica ante disturbios ocasionados por salidas forzadas de elementos de generación y transmisión.

B-11

B.4.2

Caso ilustrativo

En los estudios de expansión del sistema de generación, se revisa la reserva regional y se busca nivelar el MRO en todas las regiones del sistema. Sin embargo no siempre es posible alcanzar el objetivo. En el corto plazo se presentan situaciones de retraso en la entrada en operación de centrales generadoras y refuerzos en la red de transmisión, debido a diferentes causas, como se ha hecho referencia en los capítulos 3 y 4. En esta situación, comienzan a presentarse en el sistema condiciones operativas que impiden nivelar adecuadamente dicho margen. Con ciertas condiciones de operación, se alcanzan el (los) límite(s) de capacidad de los enlaces entre regiones, los cuales se manifiestan como restricciones que impiden la transferencia de capacidad hacia las regiones deficitarias cuyos márgenes de reserva resultarán por debajo de los criterios, en tanto que en otras se tendrán excedentes de capacidad y con MRO por arriba de los mismos. En la figura B.1 se ejemplifica gráficamente la condición de operación para un sistema formado por cuatro regiones, para las cuales se indica su demanda (Di) y capacidad disponible (Ci), así como los límites de transmisión (L) de los enlaces que las interconectan. Margen de reserva regional Región 2

Región 1 405

D1=3,791

Región 3 214

D2=4,368 C2=3,767

L=650

L=430

C1=3,925

MROp= -13.8%

MROp= 3.5%

MRO2=3.5%

MROp= -14.5% L=350

L=350

829

C3=7,059 210

260

MRO1=7.8%

87

D3=8,255

L=200

MRO3=4.7%

488

1,100

L=1,100 L=1,000

D4=26,695

MROp=23.84%

C4=33,060

MRO4=14.46%

L=1,100

Región 4

Sistema DT=43,109 CT=47,811 CTT =4,702 MR T =10.9%

Figura B.1

Para cada una de las regiones se calculó su reserva operativa propia (MROp i) y la regional (MORi). Se tomaron en cuenta tanto los recursos locales de capacidad como los que podrían llegar a través de los enlaces, siempre y cuando el flujo (Fi) por ellos no rebase el nivel de cargabilidad. B-12

El despacho de las centrales generadoras obedece al criterio de economía de la operación, en tanto que los flujos de potencia dependen de la topología y características de la red, así como de la localización de la carga. Estos aspectos, entre otros, influyen de manera importante, en los balances regionales y determinan la factibilidad de nivelar la reserva en el sistema en su conjunto. Por simplicidad, no se presenta el análisis de los diferentes tipos de reserva tales como: rodante, no rodante y para regulación. El MROpi y MORi se determinan de acuerdo con: MROpi = (Ci – Di) / Di MORi = [ (Ci + Sum (Fi)) - Di] / Di Los márgenes de reserva propios de las regiones 2 y 3 presentan valores negativos, debido a su dependencia de las contribuciones de potencia de otras áreas del sistema para lograr el balance oferta-demanda regional. Aun cuando la capacidad de reserva (CTT) para todo el sistema resulta de 4,702 MW —margen de reserva operativo del sistema (MRO) en 10.9%—, los márgenes no pueden nivelarse en todas las regiones debido a las restricciones de transmisión. Mientras la región 4 alcanza un MRO de 14.46%, las regiones 1 a 3 se prevén de 7.8%, 3.5% y 4.7%, respectivamente. Estos indicadores manifiestan una condición deficitaria en las regiones 2 y 3 ante las restricciones de transmisión interregionales. En particular, el flujo de potencia en uno de los enlaces entre las regiones 3 y 4 alcanza su límite de transmisión, lo cual constituye una restricción para nivelar las reservas en todas las regiones. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requerirá la instalación de capacidad de generación necesaria para cumplir con el criterio de reserva, o bien la construcción de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones. Cuando existen recursos suficientes de capacidad en el sistema, el reforzamiento de la red contribuye a nivelar la reserva regional. En caso contrario, la sola ampliación de la red de transmisión no bastaría para dar cumplimiento a las reservas regionales. En la figura B.2 se muestra el mismo sistema analizado anteriormente, en el cual se consideran incrementos en la capacidad de transmisión entre las regiones 1-4 y 3-4. Con la nueva capacidad de la red, se presenta una redistribución de flujos de potencia entre las regiones y en consecuencia los márgenes de reserva se nivelan en 10.9 por ciento. En este caso se logra una mejor utilización de los recursos de capacidad de generación en el sistema.

B-13

Margen de reserva regional Región 2

Región 1 498

D1=3,791

Región 3 252

D2=4,368 C2=3,767

L=650

L=430

C1=3,925

MROp= -13.8%

MROp= 3.5%

MRO2=10.9%

C3=7,059 MROp= -14.5% 188

370

MRO1=10.9%

L=350

L=350

1,148

145

D3=8,255

L=200

MRO3=10.9%

708

1,452

L=1,200 L=1,000

D4=26,695

MROp=23.8%

C4=33,060

MRO4=10.9%

L=1,500

Región 4

Sistema DT=43,109 CT=47,811 CTT =4,702 MR T =10.9%

Figura B.2

Los casos descritos muestran que contar con reservas globales altas, no significa necesariamente que esta se comparta uniformemente en todas la regiones. La capacidad de la red de transmisión es un factor determinante para lograr ese objetivo.

B-14

ANEXO C

C.1

ACCIONES PARA INCREMENTAR LÍMITES DE TRANSMISIÓN EN LA PLANIFICACIÓN

Introducción

El objetivo de una red de transmisión es llevar de manera confiable la potencia desde las centrales generadoras hasta los centros de consumo, bajo distintas condiciones de demanda y ante una amplia variedad de condiciones operativas. Además, debe coadyuvar a la operación económica del sistema mediante el aprovechamiento óptimo de las diversas fuentes de generación y de los combustibles. El sistema de transmisión debe ser capaz de proporcionar flexibilidad para manejar los cambios en los flujos de potencia -producto de la salida de unidades generadoras o líneas de transmisión por mantenimiento o por falla- y mantener la confiabilidad del sistema ante condiciones no previstas, tales como retrasos en la construcción de nuevos proyectos, crecimientos inesperados en la demanda o escasez de combustibles. Por otra parte, es importante reconocer que los sistemas de transmisión tienen capacidades gobernadas por leyes físicas y por consideraciones de seguridad y confiabilidad. Cuando el flujo de potencia a través de la red de transmisión rebasa sus límites, se deben realizar ajustes en la generación o en la carga o, en el largo plazo, determinar la mejor alternativa para la expansión del sistema de transmisión. La violación de límites puede originar sobrecargas, inestabilidad de voltaje o inestabilidad dinámica, lo cual podría conducir a salidas de elementos en cascada y, en el peor de los casos, al colapso del sistema. La habilidad del sistema de transmisión para mover o transmitir potencia de un área a otra, a través de las líneas de transmisión existentes y bajo condiciones específicas, se denomina capacidad de transferencia o capacidad de transmisión. Generalmente se define en términos de potencia eléctrica, expresada en Megawatts (MW). La capacidad de transferencia se emplea como una medida para evaluar y comparar alternativas de expansión. En los sistemas eléctricos actuales, la apertura de los mercados eléctricos y el aumento en el consumo de electricidad han originado que algunas redes de transmisión reduzcan sus niveles de confiabilidad para tomar ventaja de una operación más económica.

C.2

Límites de transmisión

Desde el punto de vista de la planificación, el sistema se debe diseñar de modo que todas las posibles contingencias sencillas resulten controlables. Los criterios de diseño generalmente se establecen de manera que para las contingencias más probables, el sistema sea capaz de mantenerse operando dentro de los límites establecidos. Una de las tareas más importantes en la planificación de sistemas eléctricos es asegurar que el crecimiento en la demanda de electricidad esté acompañado por la construcción de nuevas plantas generadoras. A su vez, el desarrollo del sistema implica necesariamente el transporte de grandes bloques de energía entre regiones, con flujos de potencia cada vez mayores.

C-1

No obstante, en algunos sistemas el crecimiento en demanda y generación no siempre va acompañado de inversiones en la transmisión. Esto ha originado que en algunos de ellos pudieran existir congestiones de red o cuellos de botella -producto de las restricciones en la transmisión- que repercuten en costos de electricidad e incrementan el riesgo de tener un colapso del sistema. La congestión de la red de transmisión ocurre cuando no existe la capacidad de transmisión suficiente para cubrir los requerimientos de transporte de potencia derivados de un despacho económico de generación, y así mantener márgenes de seguridad adecuados para garantizar la confiabilidad del sistema. Debido a que la electricidad no puede almacenarse y tampoco es posible controlar la dirección del flujo de potencia por líneas específicas o rutas predeterminadas -salvo en algunas aplicaciones donde se utilizan equipos especiales-, en ocasiones debe recurrirse a la desconexión de carga o generación para evitar sobrecargar las líneas. Lo anterior implica costos tanto para la compañía suministradora como para los consumidores. En los sistemas eléctricos con mercados competitivos, las congestiones de red obligan muchas veces a negar la realización de transacciones de compra-venta de electricidad. La eliminación de restricciones en la transmisión es esencial para asegurar la operación económica de los sistemas eléctricos. Anualmente las congestiones de red representan costos de cientos de millones de pesos para los consumidores -reflejados en las tarifas eléctricas- y para las compañías suministradoras. Cuando la capacidad de la red de transmisión se ve restringida, es común que en algunas regiones -para ciertas condiciones de operación- sea necesario despachar fuera de mérito unidades generadoras costosas y de baja eficiencia para poder satisfacer la demanda de electricidad. Este redespacho de generación representa un aumento en los costos de producción, comparado con el que se tendría si no existieran límites en el sistema de transmisión. El problema de congestión de red es dinámico, ya que se mueve de una parte a otra del sistema, de un año a otro, y en respuesta a las estaciones del año y a las condiciones climáticas. Las variables que definen el comportamiento de un sistema eléctrico son dinámicas. Por lo tanto, la capacidad de transmisión puede modificarse de un momento a otro y de una condición a otra. Puede ser diferente para distintos valores de demanda, despacho de generación o configuraciones de red. La primera opción para aumentar la capacidad de transmisión de un enlace es la incorporación de nuevas líneas en paralelo o en otras regiones del sistema. Sin embargo, en la actualidad la obtención de derechos de paso para su construcción se presenta cada vez más complicada. Además, el costo de los equipos empleados en infraestructura de transmisión es muy alto y se modifica por la volatilidad de los costos de las materias primas. Aun cuando no se puede evitar completamente la construcción de nuevas líneas de transmisión, en el proceso de planificación debe considerarse la búsqueda de tecnologías modernas para incorporarlas en las decisiones de expansión. Recientemente ha cobrado gran importancia la utilización de líneas de transmisión con conductores de alta temperatura y baja flecha, cables subterráneos, conductores de núcleo

C-2

compuesto, además de Sistemas de Transmisión Flexibles de Corriente Alterna (FACTS, por sus siglas en inglés). También es importante definir los niveles de tensión adecuados para la transmisión -de ser necesario, modificando el nivel de tensión de las instalaciones existentes-, tratar de ubicar las centrales generadores más cerca de los centros de consumo y planificar de manera coordinada la expansión de la red eléctrica y la generación. En términos generales, los límites que determinan la habilidad del sistema eléctrico para transmitir potencia son los siguientes: Límite térmico Límite por caída de tensión y de estabilidad de voltaje Límite de estabilidad C.2.1

Límite térmico

Si en un conductor circula corriente eléctrica, parte de la energía se transforma en calor y se eleva la temperatura del mismo. Este fenómeno es conocido como efecto Joule. Cuando la temperatura en un conductor es muy alta, puede afectar la flecha entre estructuras de transmisión y originar la pérdida de resistencia a la tensión mecánica. Con ello podrían violarse las distancias a tierra permisibles, o bien, exceder el límite de elasticidad del conductor, de manera que no recuperaría su longitud original al enfriarse. Por lo tanto, el límite térmico está dado por la capacidad de la línea para transmitir corriente a un nivel tal que el calentamiento producido por efecto Joule no distorsione las características de elasticidad y rigidez mecánica del conductor. La temperatura del conductor depende de la magnitud de la corriente y de su duración, así como de la temperatura ambiente, velocidad del viento y condiciones físicas en la superficie del mismo. El límite térmico de una línea generalmente se estima sobre una base conservadora. Algunas empresas eléctricas prevén los peores escenarios ambientales, aun cuando son poco probables. En otras ocasiones se asignan límites para el invierno y para el verano. Actualmente, algunos programas computacionales pueden calcular la capacidad de transmisión día a día, hora a hora o incluso en tiempo real, haciendo uso de Sistemas de Posicionamiento Global (GPS, por sus siglas en inglés) y servicios de comunicación sofisticados para determinar las condiciones ambientales. Cuando se tienen varios conductores por fase, en especial en los niveles de Voltaje Extra Alto (EHV, por sus siglas en inglés) y Voltaje Ultra Alto (UHV, por sus siglas en inglés) la capacidad térmica generalmente es muy alta. En tales casos, el equipo terminal de la línea, como las trampas de onda o el equipo de subestación, presentan un límite térmico más restrictivo que la misma línea.

C-3

C.2.2

Límite por caída de tensión

Está dado por la caída de tensión máxima permisible en una línea de transmisión, de manera que el voltaje en el nodo receptor se mantenga dentro de un rango de calidad de servicio adecuado, durante y después de la ocurrencia de una contingencia. La capacidad de soporte de reactivos en ambos extremos de la línea resulta un factor importante en la determinación de este límite. Los rangos de caída de voltaje aceptables varían de un sistema a otro, de acuerdo con sus características y con las necesidades específicas de los consumidores. Para propósitos de planificación, generalmente una caída de tensión de 5% se considera aceptable. Cuando circula corriente por una línea de transmisión se produce una caída de tensión en el extremo receptor. A medida que el flujo de potencia se incrementa sobre la potencia natural de la línea, se requiere una mayor cantidad de potencia reactiva para mantener los niveles de voltaje en valores adecuados. La potencia reactiva requerida para compensar la caída de tensión es suministrada por generadores, capacitores, y compensadores estáticos de vars (CEV’s) cercanos eléctricamente a este punto. En todos los casos, las fuentes de reactivos son limitadas y sólo podrán mantener el voltaje mientras los requerimientos de potencia del sistema estén dentro de la capacidad de la fuente. Si se llega al límite, se pierde el soporte de reactivos y el control de voltaje en la zona donde se localiza. En adición, la característica no lineal de la potencia reactiva puede agravar la caída de tensión en un área deficitaria, ya que la efectividad de los capacitores instalados y los efectos capacitivos de las líneas se ven disminuidas con el cuadrado del voltaje. Si por otro lado se tienen pocas fuentes de potencia reactiva o están alejadas eléctricamente de la carga, entonces se tendrá la degradación del perfil de voltaje debido a la transmisión de reactivos a grandes distancias. Este es un problema acumulativo, ya que al tener mayores diferencias de voltaje se incrementa también el requerimiento de reactivos en los elementos de transmisión, lo cual a su vez causa una caída mayor de voltaje. Así, se puede alcanzar un punto donde las acciones realizadas para mejorar el perfil de voltaje no sean suficientes, llevando a la inestabilidad del sistema. El problema de inestabilidad de voltaje se desencadena generalmente con un aumento en el flujo de potencia reactiva, causado por el disparo de una línea de transmisión altamente cargada o la salida de una unidad generadora de gran capacidad. El resultado podría ser la degradación gradual e incontrolable de los voltajes. La probabilidad de un colapso debido a inestabilidad de voltaje depende de diversos factores, como la robustez de la red, el nivel de transferencia de potencia inicial, las características de la carga, la lógica de control de los cambiadores de derivaciones de los transformadores, los límites de capacidad de potencia reactiva de los generadores y de otras fuentes de potencia reactiva y su proximidad a los puntos de carga. En la práctica, la ocurrencia de un colapso de voltaje es poco probable, ya que los sistemas generalmente se planifican y operan con elementos de soporte de reactivos suficientes y con un margen de potencia reactiva adecuado para prevenir un problema de este tipo.

C-4

Por otro lado, es común la utilización de controles de emergencia para ejecutar acciones correctivas, como la conexión de bancos de capacitores, seccionamiento de la red o desconexión de bloques de carga, como último recurso. No obstante lo anterior, en algunos sistemas el problema de colapso de voltaje es una condición limitante para determinar su capacidad de transmisión de potencia. C.2.3

Límite de estabilidad

El concepto de estabilidad se refiere a la habilidad del sistema para permanecer en una condición de equilibrio bajo condiciones normales de operación y alcanzar un estado de equilibrio aceptable después de una perturbación. Todos los generadores conectados a un sistema de potencia de corriente alterna operan en sincronismo; es decir, giran a la misma velocidad eléctrica (60 ciclos por segundo en el caso del SEN). En condiciones normales de operación, existe un equilibrio entre la potencia mecánica entregada por el primo motor (turbina) y la potencia eléctrica de salida generada por la máquina síncrona, mientras la velocidad permanece constante. Cuando ocurre una perturbación -como la falla de una línea de transmisión, la desconexión de un generador o cualquier cambio en la topología o en las inyecciones nodales en la red eléctrica- se produce un desbalance entre la potencia mecánica que permanece constante y la potencia eléctrica. Ello origina que los generadores comiencen a oscilar con respecto a otros, causando fluctuaciones en la frecuencia del sistema, en los flujos de potencia y en los voltajes. Si el disturbio es menor, las oscilaciones disminuirán y se amortiguarán, alcanzándose un nuevo punto de operación estable. Si son crecientes, pueden resultar en la pérdida de sincronismo y la inestabilidad de una parte o de todo el sistema. El resultado podría llevar al daño de equipos y la interrupción no controlada del suministro hacia los consumidores. La potencia entregada por los generadores es función de la posición angular eléctrica δ de los rotores de las máquinas, la cual se modifica en el momento de una perturbación y a su vez da lugar al cambio en la potencia eléctrica y la oscilación de los generadores.

C.3

Distribución del flujo de potencia en una red de corriente alterna

En una red eléctrica, el flujo por una línea de transmisión en estado estable -debido a una inyección de potencia en algún punto- depende de su impedancia relativa comparada con la de otras líneas. El caso más simple para ilustrar este principio se presenta en la figura C.1, donde se muestra una red con dos nodos A y C, conectados mediante dos líneas en paralelo. La impedancia de la línea 2 es el doble de la impedancia de la línea 1, por lo que el flujo por esta última será el doble del de la línea 2. Este comportamiento obedece a leyes físicas, de modo que la magnitud del flujo de potencia por una línea es función de la impedancia.

C-5

Modelo básico de dos nodos Inyección de 300 MW A

200 MW

100 MW

0 1 . 0 2 = a a i e c n n í a L d e p m I

5 0 . 0 1 = a a i e c n n í a L d e p m I

C

Demanda de 300 MW

Figura C.1

Consideremos que las líneas tienen como límite el flujo de potencia mostrado, en caso de que la demanda se incrementará por arriba de 300 MW, derivado del crecimiento esperado en este punto, se requeriría la construcción de un refuerzo de transmisión. Existen dos alternativas a considerar, la primera consiste en reforzar la línea 1 mediante una línea 3 en paralelo, esto permitiría duplicar la capacidad original, de tal manera que el límite de transmisión entre los nodos A y C sería de 500 MW. La segunda opción es reforzar la línea 2 con otra línea en paralelo, con lo cual se duplicaría también su capacidad, obteniendo un límite de 400 MW. En la figura C.2 se presentan las opciones mencionadas. Sin embargo, la distribución de los flujos resultantes en cada uno será diferente para cada alternativa. Por ejemplo, para la primera ante una demanda menor a 500 MW, la trayectoria reforzada se cargaría con un mayor flujo, ocasionando que la línea 2 quede con menor carga. La selección de las opciones dependerá de diversos factores, como pueden ser: factibilidad física, costo y expectativas de crecimiento. Inyección 500 MW

Inyección 400 MW

A 400 MW

A

100 MW

3 = 1 a a a i e c e n n í n í a L L d e 5 p 0 m . I 0

200 MW

= 2 a i a e c n n a í L d e 0 p 1 m . I 0

200 MW

1 = a a i e c n n í a L d e 5 p 0 . m I 0

2 = 3 a a a i e c e n n í n í a L L d e 0 p 1 . m I 0

C

C Demanda de 400 MW

Demanda de 500 MW

Figura C.2

C-6

C.4

Acciones para incrementar límites de transmisión

Para propósitos de planificación, el SEN se divide en 50 regiones que cubren todo el territorio nacional. Anualmente se realizan estudios para actualizar las capacidades de transmisión de los enlaces entre estas regiones para los próximos diez años. El objetivo es proporcionar información valiosa para la definición del plan de expansión de la red de transmisión en el corto y mediano plazos. El análisis se realiza considerando los programas de expansión de la generación y la transmisión en el periodo bajo estudio, así como las expectativas de crecimiento de la demanda. Los límites de transmisión se determinan para el punto de demanda máxima coincidente del SIN, y para la demanda máxima de las áreas. El cálculo de la capacidad de transmisión de cada enlace se realiza por medio de la simulación del comportamiento del sistema para esta condición específica. No obstante, debido a que las variables que definen este comportamiento son dinámicas, los resultados obtenidos mediante simulaciones pueden diferir de las condiciones reales y, por tanto, deben emplearse únicamente como indicadores. Las capacidades de transmisión pueden ser diferentes para distintas condiciones de demanda, despacho de generación o configuraciones de red. La obtención de la capacidad de transmisión del enlace entre dos regiones, por ejemplo A y B, se realiza simulando una transferencia de potencia de una región a otra. Para ello se efectúan ajustes en la generación y la demanda de cada una de ellas, de manera que se cree un exceso de generación, por ejemplo en A, mientras que B deberá tener un déficit, forzando automáticamente el flujo de A hacia B hasta que se alcance algún límite, ya sea por temperatura, caída de tensión o estabilidad angular. El análisis debe tomar en cuenta la contingencia más severa. Debido a que los sistemas eléctricos no son simétricos, la capacidad de transmisión de A hacia B generalmente será distinta de la obtenida de B hacia A, por lo cual debe analizarse el comportamiento del sistema en ambos sentidos. La contingencia que determina la capacidad de transmisión también puede diferir en cada caso. La estimación inadecuada de las capacidades de transmisión puede impactar significativamente en los costos de inversión y operación del sistema. La determinación de un límite de transmisión muy elevada en comparación con el real, puede originar sub-inversiones en red de transmisión. Por otra parte, una capacidad de transmisión calculada por debajo del límite real, podría ocasionar un aumento en los costos de producción -por la necesidad de realizar ajustes en el despacho de generación- o bien, detectar problemas más severos de inestabilidad de voltaje o angular. La tarea de los planificadores de la transmisión consiste en revisar el comportamiento del sistema para distintas condiciones de operación, de manera que se identifique oportunamente la posibilidad de violar la capacidad de transmisión de algún enlace. Cuando esto sucede, se efectúan acciones preventivas que pueden incluir la construcción nuevas líneas de transmisión, tendido de circuitos en estructuras existentes, sustitución conductores convencionales por conductores de alta temperatura, recalibración de líneas transmisión, modificación de la tensión de operación, construcción de subestaciones switcheo , compensación serie o compensación paralelo fija o dinámica, entre otras. C-7

de de de de

El programa de expansión de la red de transmisión del SEN considera diversos proyectos que permitirán incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces entre regiones y de los enlaces internos de cada área de control.

C.4.1

Ejemplos de acciones específicas

En el área Peninsular se estima que ante indisponibilidad de generación en el corto plazo, se tendrían problemas para importar energía del área Oriental. Para incrementar la capacidad de transmisión de este enlace se ha programado la conversión de la red troncal de 230 kV a 400 kV en dos etapas. La primera, prevista para 2010, considera el cambio de tensión entre las subestaciones Tabasco-Escárcega-Ticul II, incluyendo compensación dinámica de +300/-300 MVAr en Escárcega. La segunda, programada para 2013, consiste en la conversión de las líneas de transmisión entre Ticul II-Valladolid-Riviera Maya. Ver figura C.3.

Enlace Oriental-Peninsular

Figura C.3

Las obras propuestas permitirán incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones Tabasco-Campeche, de 260 MW a 1,200 MW y Campeche-Mérida, de 250 MW a 850 MW. En el área Central, como parte de la red asociada a la Carboeléctrica del Pacífico, se considera para 2009 la sustitución de la compensación serie de las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas Potencia de 400 kV instalada en la subestación Donato Guerra. El proyecto consiste en incrementar la capacidad de conducción del equipo compensador actual en un 47% adicional, conservando el mismo grado de compensación existente de los circuitos, finalmente el proyecto repercutirá en un incremento en la capacidad de transmisión entre las regiones Lázaro Cárdenas-Central de 1,600 MW a 2,200 MW. Ver figura C.4. En el caso del Sistema Interconectado Norte, en los últimos años se han presentado retrasos en la entrada en operación de nuevos proyectos de generación. Esta situación podría ocasionar C-8

en los próximos años, durante la condición de demanda máxima de verano, altos flujos de potencia en los enlaces entre las regiones Mazatlán-Tepic, Monterrey-Huasteca y ChihuahuaRío Escondido, así como en enlaces internos de las áreas Noroeste y Norte. Enlace de transmisión Pacífico-Central

A Victoria

Atlacomulco Nopala

D.F. Almoloya

San Bernabé

Donato Guerra

Topilejo

A Santa Cruz

Deportiva A Pitirera

A Lázaro Cárdenas Potencia

Volcán Gordo

Estado de México

Figura C.4

Para mitigar este problema e incrementar la capacidad de transmisión y de recepción de las áreas Noroeste y Norte, se han programado las siguientes obras: Cambio de tensión a 400 kV del enlace Mazatlán-Culiacán, con fecha de entrada en operación en 2009 Cambio de tensión a 400 kV del enlace Culiacán-Los Mochis, con fecha de entrada en operación en 2011 Para la primera se requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la subestación La Higuera, en la zona Culiacán. En la segunda se prevé la instalación de 500 MVA de transformación en la nueva subestación Choacahui, ubicada al norte de la ciudad de Los Mochis, además de 90 MVAr capacitivos en la zona Culiacán. Actualmente, el enlace de transmisión Mazatlán-Culiacán está formado por un doble circuito de Mazatlán II a La Higuera, con una longitud de 210 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV, y otro doble circuito de la misma longitud entre las subestaciones El Habal y Culiacán Potencia, aislado y operado en 230 kV. El límite de transmisión de este enlace es de 750 MW. Ver figura C.5. Con el cambio de tensión propuesto, la capacidad de transmisión de este enlace se elevaría de 750 MW a 900 MW. Al mismo tiempo, permitiría que el límite de transmisión del enlace Mazatlán-Tepic se incremente de 750 MW a 850 MW.

C-9

Por las características del área Noroeste, la principal limitante para la transmisión desde Mazatlán hacia Culiacán es la caída de tensión en la zona Culiacán. En términos de estabilidad transitoria el sistema permanece estable ante cualquier perturbación. Enlace de transmisión Mazatlán-Culiacán A Zona Los Mochis A Zona Guasave

Culiacán III Culiacán Potencia

La Higuera

210-2x1113

2x21 MVAr

ZONA CULIACÁ CULIACÁN

V k 0 3 2 . V I . k O 0 3 2 . I . O

0 0 9 0 1 2

ZONA MAZATLÁ MAZATLÁN

El Habal

Mazatlán II

A Durango II A Jerónimo Ortiz

75 MVAr

) e t r o N a e r Á (

75 MVAr

A Tepic II

(Área Occidental)

Figura C.5

En la figura C.6 se muestra la posición angular relativa de algunas máquinas representativas del área Noroeste, ante el disparo del ciclo combinado de FENOSA Hermosillo (250 MW). Como se observa, el sistema permanece estable y las oscilaciones se amortiguan después de 6 segundos. En la figura C.7 se muestra el comportamiento del voltaje en la barra de 230 kV de la subestación La Higuera, a medida que aumenta la transmisión de potencia por el enlace Mazatlán-Culiacán. Con el cambio de tensión a 400 kV hay un incremento de aproximadamente 150 MW en la capacidad de transmisión de este enlace. El límite de transmisión se determina considerando la contingencia de uno de los circuitos Mazatlán II-La Higuera en 400 kV. La máxima caída de tensión permitida es de 5% del voltaje nominal. Por su parte, el enlace Culiacán-Los Mochis está compuesto actualmente por dos circuitos aislados en 400 kV y operados inicialmente en 230 kV, el primero con una longitud de 270 km -entre La Higuera-Louisiana - y el segundo, de 140 km de longitud –entre La HigueraGuamúchil II-, además de un doble circuito entre las subestaciones Culiacán III-Guamúchil II de 104 km, aislado y operado en 230 kV. Ver figura C.8.

C-10

Comportamiento angular de las unidades generadoras del área Noroeste ante el disparo de FENOSA Hermosillo

Figura C.6

Característica P-V con el cambio de tensión a 400 kV del enlace Mazatlán-Culiacán Voltaje HGA-230 (kV) 235

230

Red Propuesta:

Red Actual

Considera el cambio de tensión del enlace MZD-HG

225

220

0.95 pu

215

Incremento en la capacidad de transmisión del enlace Mazatlán-Culiacán

210

205

200

195

190 300

400

500

600

700

800

Flujo Enlace Mazatlán-Culiacán (MW)

Figura C.7

C-11

900

1000

1100

Enlace de transmisión Culiacán-Los Mochis A Zona Navojoa V k 0 3 2 . I . 21 MVAr O

Los Mochis II

Louisiana

Guamúchil II

Topolobampo II Mochis Industrial

3 1 1 V 3 1 k 1 x 0 1 2 3 1 x 0 2 . 2 7 2 I . 0 O 4 1

1 0 4 - 9 0 0

ZONA CULIACÁ CULIACÁN Culiacán III

ZONA LOS MOCHIS

Culiacán Potencia La Higuera

A Zona Mazatlán 2x21 MVAr

Figura C.8

El cambio de tensión de operación de este enlace permitirá aumentar la capacidad de transmisión de los enlaces Tepic-Mazatlán, de 850 MW a 1,100 MW; Mazatlán-Culiacán de 900 MW a 1,100 MW y Culiacán-Los Mochis, de 500 MW a 600 MW. Este último enlace incrementará sustancialmente su límite de transferencia una vez que se tenga la construcción del segundo circuito entre los Mochis y Pueblo Nuevo. El incremento en el límite de transmisión de los tres enlaces es el resultado conjunto de los refuerzos de red y la compensación capacitiva programada.

C.4.2 Estudios para reforzar la red de transmisión principal del SEN Con la idea de considerar nuevos corredores de transmisión en los estudios de planificación, actualmente se están revisando diferentes alternativas topológicas para incrementar la capacidad de transmisión entre las áreas y regiones que forman parte del SEN. Transmisión Huasteca-Monterrey En la región Huasteca se encuentra instalada una importante capacidad de generación de tipo termoeléctrica, que permite exportar sus excedentes a las regiones vecinas, como es el caso de la zona metropolitana de Monterrey. Existe un enlace entre estas regiones, integrado por dos circuitos en 400 kV de 400 km de longitud aproximada, con una capacidad de transmisión determinada por degradación de voltaje en la zona de ciudad Victoria. Se estudian alternativas para apoyar el crecimiento de la zona Monterrey con diferentes opciones de transmisión.

C-12

Corredor Saltillo–Cañada Está formado por dos circuitos en 400 kV con una longitud aproximada de 450 km, que une las áreas Occidental y Noreste. Enlaza las subestaciones Cañada, Primero de Mayo y Ramos Arizpe. Debido a la diversidad de la demanda, el enlace ha sido utilizado fundamentalmente para exportar los excedentes de energía del área Noreste al Occidental, en la condición de operación de demanda máxima de invierno. Sin embargo en el verano no es factible actualmente recibir el apoyo deseado en el área Noreste a través de esta línea. Con el propósito de incrementar el apoyo de este enlace en la demanda máxima de verano, se están analizando diferentes opciones, tales como: disminuir la impedancia del enlace mediante la inclusión de compensación serie; separar la barra de Champayan para forzar el flujo a través del enlace Anáhuac Potencia–El Potosí y después Cañada–Primero de Mayo–Ramos Arizpe; instalación de transformadores defasadores en los dos circuitos de la línea Champayan– Güemez como dispositivos de control o bien la instalación de nueva generación en las zonas de Zacatecas o Aguascalientes. Transmisión Noreste-Norte Considerando la instalación de generación carboeléctrica en la zona de Sabinas del área Noreste, se requiere analizar el reforzamiento de la capacidad de transmisión entre las áreas Norte–Noreste por medio de la construcción de un segundo circuito en 400 kV entre las zonas de Río Escondido y Chihuahua, lo cual permitiría operar los flujos de potencia en forma bidireccional para las diferentes condiciones de demanda en cada estación del año. Adicionalmente, el cambio de tensión entre Moctezuma y Chihuahua de 230 kV a 400 kV permitirá tener un nuevo corredor de 400 kV entre las áreas Noroeste–Norte-Noreste Transmisión Noroeste-Norte Con la finalidad de tener corredores de transmisión en la parte norte de los estados de Chihuahua y Sonora, actualmente se tiene red de 400 kV con operación inicial en 230 kV entre las zonas de Moctezuma–Casas Grandes–Nacozari, los cuales permitirán incrementar el límite de transmisión en forma considerable cuando se realice su cambio de tensión y operación en 400 kV. Incremento de la transmisión interna en el área Central Actualmente el enlace entre Texcoco-La Paz opera con flujos elevados, siendo el de mayor cargabilidad del país; por lo que se tiene considerado construir un enlace en 400 kV entre las subestaciones de Teotihuacan–Valle de México–Victoria, con el cual se redistribuiría el flujo aliviando la trayectoria mencionada y se reducirían costos de operación. Mejora en la transferencia de energía entre áreas Se encuentra en proceso la etapa de estudios electrotécnicos para determinar posibles refuerzos adicionales de red al anillo externo del área Central con la finalidad de transferir grandes bloques de energía entre las diferentes áreas del SEN, la redistribución de energía permitiría evitar el uso de enlaces actualmente saturados y optimizar el uso de los existentes.

C-13

ANEXO D

D.1

EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS COSTOS DE COMBUSTIBLES Y DE INFRAESTRUCTURA SOBRE LOS COSTOS DE GENERACIÓN

Introducción

Las opciones tecnológicas para la producción de electricidad muestran marcadas diferencias en sus estructuras de costos. Mientras que las centrales nucleares son afectadas principalmente por el rubro de inversión, las de ciclo combinado dependen en gran medida del precio del combustible, en tanto que las carboeléctricas presentan un mejor balance entre ambos factores de riesgo. La figura D.1 muestra estructuras de costo para los tres tipos de centrales mencionadas, estimadas con los valores medios de costos de inversión y de combustibles, cuyos rangos de variación se presentan más adelante. Estructura del costo unitario de generación por tipo de central

100%

5%

7%

8% 12%

75%

46% 73%

50% 80%

25%

47% 22%

0% Nuclear

Carbón

Inversión

Combustible

C. Combinado O&M

Figura D.1

D.2

Incertidumbre en los precios de los combustibles

Desde 2000, los mercados de los hidrocarburos se han vuelto muy inestables, con una tendencia alcista de los precios que se revierte a partir de agosto de 2008. Con algo de retraso, el resto de los combustibles siguió un comportamiento semejante. La fuerte variabilidad se presenta tanto en el nivel de precios de cada energético como en la magnitud de la diferencia entre ellos. Véase la figura D.2. En consecuencia, las agencias especializadas enfrentan grandes dificultades para elaborar escenarios de precios, los cuales resultan en proyecciones significativamente distintas, aun cuando sus análisis se realizan en fechas relativamente cercanas. Ver figura D.3. D-1

Evolución de precios de combustibles en mercados internacionales enero 1998 - noviembre 2008

dólares 16

0 8 /

MMBtu

14 12 10 8 6 4 2 0 Ene98

Ene99

Ene00

Ene01

Carbón (ARA)

Ene02

Ene03

Ene04

Ene05

Gas Natural (Henry Hub)

Ene06

Ene07

Ene08

Combustóleo 3%S (USGC)

Figura D.2

Pronóstico de precios del gas natural (Henry Hub)

dólares 08 / MMBtu 14 12 10 8 6 4 2 0 1990

1995

2000

Sener 08-37 DOE Enero 08 Global-Insight Mayo 08

2005

2010

2015

PIRA Octubre 07 DOE Junio 08 Nymex Junio 08 Figura D.3

D-2

2020

2025

2030

2035

PIRA Mayo 08 Global-Insight Marzo 08

Todo proceso de planificación de un sistema de generación requiere de proyecciones de precios para una gama de combustibles. Estos escenarios no están exentos de las limitaciones que las propias agencias especializadas tienen para proyectar el comportamiento de mercados altamente volátiles. La selección entre tecnologías de generación se ve afectada no solo por los niveles de precios previstos para cada energético, sino también por la magnitud de las diferencias entre ellos. La variabilidad de los precios puede medirse con diversos indicadores. Uno de ellos es la desviación estándar convencional, que calcula la dispersión de los precios alrededor del valor medio. Otro es la volatilidad anualizada, una variante de la desviación estándar basada en los cambios porcentuales de los precios y no en sus valores absolutos. Entre enero de 2000 y noviembre de 2008, los precios de los combustibles en los mercados de referencia para la formación de los precios internos de México, mostraron una variabilidad muy distinta. El combustóleo (con 3% de azufre) registró una desviación estándar de 3.0, el gas natural 2.6 y el carbón sólo 1.4 (cifras calculadas con precios mensuales, en dólares de 2008 por MMBtu). Lo anterior se refleja en la desviación estándar para generar un MWh neto de 29.0, 17.6 y 12.2 dólares respectivamente, al tomar los combustibles utilizados en las tecnologías de generación y sus eficiencias netas. Ver cuadro D.1. Indicadores de variabilidad en precios de combustibles y costos de producción enero 2000 - noviembre 2008 Gas natural

Volatilidad anualizada de precios

Carbón

Combustóleo

69%

26%

43%

Combustóleo

(p. móvil 3M) 23%

Precio promedio

dólares 08 / MMBtu

6.8

2.9

6.2

6.1

Desviación estándar del precio

dólares 08 / MMBtu

2.6

1.4

3.0

2.9

Consumo específico neto Costo de generación por combustible Desviación estándar del costo de generación por combustible

MMBtu / MWh

6.8

8.5

9.6

9.6

dólares 08 / MWh

46.5

24.3

59.6

59.2

dólares 08 / MWh

17.6

12.2

29.0

28.4

Nota: Las cifras para el combustóleo se presentan tanto para los precios mensuales como para el promedio móvil de tres meses, debido a que este último es el que se toma en cuenta para el cálculo de los precios internos.

Cuadro D.1

El grado de correlación entre los precios de los combustibles tiene especial relevancia. En la medida en que no tiendan a moverse conjuntamente, mayor será el beneficio de la diversificación tecnológica en el sistema de generación. Así, cuanto menor sea el grado de correlación, se posibilita reducir más el riesgo del portafolio de generación sin modificar el costo promedio de producción, o bien reducir el costo de explotación del sistema sin alterar su nivel de riesgo. A este comportamiento se le conoce como “efecto portafolio”. Las cifras de 2000–2008 arriba citadas muestran que el precio del gas natural tiene una correlación modesta respecto de los precios del carbón (0.50) y el combustóleo (0.57). En contraste, entre estos dos últimos el coeficiente de correlación es mucho mayor (0.87), aunque menor al existente entre el petróleo crudo WTI y el combustóleo (0.97). Si bien el promedio móvil de tres meses —utilizando para definir el precio del combustóleo nacional— ayuda a suavizar su variabilidad, no tiene efecto significativo en la correlación con el resto de los combustibles. Ver cuadro D.2. D-3

Coeficientes de correlación entre precios de combustibles y petróleo crudo enero 2000 - noviembre 2008

WTI Gas natural Carbón

Gas natural

Carbón

0.63

0.89 0.50

Combustóleo

0.97 0.57 0.87

Combustóleo

(p. móvil 3M) 0.95 0.55 0.88

Cuadro D.2

D.3

Incertidumbre en los costos de infraestructura de generación

Estos costos están sujetos a la volatilidad de los precios de sus insumos, entre ellos el acero, metales diversos y cemento. Como en todo mercado de bienes, también se ven afectados por la propia demanda de los equipos de generación en general. Más aún, debido a que las expectativas sobre el comportamiento futuro de los precios de los combustibles son cambiantes, también varían las preferencias de una tecnología de generación respecto de otras. En la figura D.4 se muestra la evolución de los costos unitarios de inversión —actualizados al inicio de operación y en dólares constantes de 2008—, para tres tipos de centrales generadoras durante 1998–2008. Se aprecia que en algunos periodos, los costos de las carboeléctricas y ciclo combinado no tienden a moverse en la misma dirección, afectadas por cambios apreciables en las expectativas sobre los precios de sus respectivos combustibles. Por ejemplo, con las fuertes alzas en el precio del gas natural a partir de 2000, el costo de las carboeléctricas se elevó significativamente durante cuatro años consecutivos (2000–2003), en tanto que las de ciclo combinado se abarataron ligeramente. Como un reflejo de que los costos de infraestructura de estos dos tipos de centrales no están fuertemente ligados, el coeficiente de correlación entre ellos —registrado en 1998–2008— fue de solo 0.52. Ver cuadro D.3.

D-4

Evolución de los costos unitarios de inversión 1998–2008

2,500

dólar es 08 /kW

2,000

1,500

1,000

500

0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 T ermoeléc tric a c onvenc ional

Cic lo c ombinado

Figura D.4

Coeficientes de correlación entre costos de inversión 1998-2008

Carboeléctrica Ciclo combinado Carboeléctrica

0.52

Cuadro D.3

D-5

Termoeléctrica convencional 0.76 0.84

Carbón

D.4

Rango de variación en los costos unitarios de generación

Con la finalidad de analizar de manera sencilla el efecto de la incertidumbre en el comportamiento futuro de los mercados de combustibles y de los equipos de generación, en esta sección se comparan los costos unitarios de generación de electricidad para tres opciones tecnológicas (nuclear, carboeléctrica y ciclo combinado), suponiendo rangos de variación razonables en los precios de los combustibles y en las inversiones unitarias para las centrales generadoras. La amplitud de estos rangos se presenta en el cuadro D.4 y la figura D.5. Parámetros técnicos de las centrales generadoras y rangos de variación en los costos de inversión y de combustible

Capacidad bruta Usos propios Eficiencia bruta Factor de planta Vida útil

MW

años

Inversión unitaria

dólares 08 / kW

Carbón

1,356 4.1% 34.5% 85.0% 40

700 6.4% 43.1% 80.0% 30

Ciclo Combinado

493 2.8% 51.7% 80.0% 30

4,500 - 5,500

2,000 - 2,300

1,100 - 1,300

22.2%

15.0%

18.2%

dólares 08 / MMBtu

0.8 - 1.3

4.0 - 5.6

8.0 - 11.0

(dólares 08 / Unidad) variación

(3 - 5 / gr) 66.7%

(100 - 140 / ton) 40.0%

37.5%

variación Costo combustible

Nuclear

Cuadro D.4 Rango de variación de los costos de inversión y de combustible Costo de infraestructura (dólares 08 /kW) 6,000 5,000 Nuclear

4,000 3,000 2,000

Carbón

1,000

Ciclo Combinado

0 0

1

2

3 4 5 6 7 8 9 Costo de combustible (dólares 08 /MMBtu)

Figura D.5

D-6

10

11

12

Como se muestra en la figura D.6 —según los parámetros y escenarios supuestos— las centrales de ciclo combinado enfrentan el mayor riesgo asociado al costo de combustible, con un rango de variación de 20.4 dólares por MWh entre el precio máximo y mínimo del gas natural (8 y 11 dólares por MMBtu). En el extremo opuesto se ubican las plantas nucleares, con un rango de solo 5.4 dólares por MWh, para precios entre 3 y 5 dólares por gramo de uranio. Las centrales carboeléctricas se encuentran en una posición intermedia, con una variación de 13.6 dólares por MWh, para precios entre 100 y 140 dólares por tonelada de carbón. Por su parte, el alcance de la incertidumbre en el costo de la infraestructura es mucho mayor en las centrales nucleares. En efecto, el costo unitario de inversión entre 4,500 y 5,500 dólares por kW, significa una variación de 15.2 dólares por MWh. En cambio, esta cifra se reduce a 5.0 dólares por MWh en las carboeléctricas y a solo 3.2 dólares en las plantas de ciclo combinado, para inversiones de 2,000–2,300 y 1,100-1,300 dólares por kW, respectivamente. Rango de variación de cada componente del costo de generación dólares 08 / MWh 100

80

60

40

20

0 Inversión

O&M

Combustible Ciclo combinado

Carbón

Figura D.6

D-7

Nuclear

La figura D.7 compara el rango de variación del costo total de generación para los tres tipos de centrales generadoras de electricidad, mostrando con sus vértices la extensión del efecto de los escenarios de costos de combustible e inversión. Así, en caso de prevalecer escenarios de precios bajos para todos los energéticos, la tecnología de ciclo combinado sería la opción de menor costo total, tanto en un entorno de bajos costos de infraestructura como para niveles altos con cualquier tecnología. En cambio, la alternativa nuclear resultaría la más conveniente si se presentan escenarios con altos precios de combustibles y bajos costos de inversión. Por último, la central carboeléctrica sería la opción de menor costo si se consideran escenarios altos en las dos variables. Con escenarios medios para los precios de todos los combustibles (véanse también el cuadro D.4 y la figura D.8), la alternativa de usar carbón sería la más atractiva para los tres niveles de costos de infraestructura. Más aún, si se toman en cuenta solo los costos medios de inversión para todas las tecnologías, la carboeléctrica continuaría siendo la de menor costo de generación, excepto para el escenario de precios bajos de combustibles, en cuyo caso la tecnología de ciclo combinado sería la óptima. Es importante destacar que la mayoría de las veces, la diferencia entre la primera y segunda mejor opción resulta muy pequeña. En efecto, en dos tercios de las nueve combinaciones de escenarios analizados, dicha diferencia varía únicamente entre 0.5 y 2.0 dólares por MWh, equivalente a 0.6% y 2.6 por ciento. Variación del costo total de generación según rango de inversión y costo de combustible

dólares 08 / MWh 110

100

90

80

Nuclear

70

Ciclo Combinado

Carbón

60 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Costo de combustible (dólares08 / MMBtu) Figura D.7

D-8

10

11

12

Costo nivelado de generación para diferentes tecnologías considerando distintos escenarios (dólares 08 / MWh)

Alto Escenarios costo de Medio infraestructura Bajo

CC

80.3

Carbón

90.0

Carbón

96.8

Carbón Nuclear

83.2 99.6

CC Nuclear

90.5 102.3

CC Nuclear

100.7 105.0

CC

78.7

Carbón

87.5

Carbón

94.3

Carbón Nuclear

80.7 92.0

CC Nuclear

88.9 94.7

Nuclear CC

97.4 99.1

CC

77.1

Carbón

84.9

Nuclear

89.8

Carbón 78.2 Nuclear 87.1 Carbón 91.7 Nuclear 84.4 CC 87.3 CC 97.5 Bajo Medio Alto Escenarios costo de combustible Cuadro D.5

Costo nivelado de generación para diferentes tecnologías considerando distintos escenarios (dólares 08 / MWh)

Ciclo combinado

Carbón

Nuclear

o t l a r A u t c u r t s e a r f n i e o d i d e o t M s o c s o i r a n e c s o E j a B

Bajo

Medio Escenarios costo de combustible Figura D.8

D-9

Alto

D.5

Conclusiones

La fuerte incertidumbre en el comportamiento futuro de los costos de infraestructura y de los combustibles vuelve compleja la decisión respecto a elegir la mejor alternativa para la expansión del sistema de generación. El análisis realizado con diversos escenarios para los dos principales rubros de costos, indican que la opción de menor costo cambia según las hipótesis consideradas, o bien produce resultados con diferencias mínimas entre tecnologías. El riesgo asociado al costo del combustible es mayor para las centrales de ciclo combinado y las carboeléctricas, comparado con las plantas nucleares. En cambio, el efecto de la incertidumbre en el costo de infraestructura es mucho mayor en estas últimas. Así, los altos requerimientos de inversión en las centrales nucleares podrían dificultar la obtención de recursos para su financiamiento. En contraste, las plantas de ciclo combinado son mucho más fáciles de financiar, pero tienen elevados costos operativos. Un bajo costo variable de operación en las plantas nucleares da lugar a una posición privilegiada en el despacho económico, que resulta en un factor de planta muy alto y uniforme. En cambio, el grado de utilización de las centrales de ciclo combinado y carboeléctricas dependerá en gran medida de la volatilidad del precio del gas natural. El coeficiente de correlación entre los precios del gas natural y el carbón no es alto, lo cual indica que la diferencia entre dichos precios se vuelve cambiante. Algo semejante ocurre con la correlación entre los costos de infraestructura de las centrales de ciclo combinado y las carboeléctricas. Estos son indicadores positivos para la diversificación del parque de generación basado en el “efecto portafolio”, es decir, la posibilidad de reducir el riesgo total sin modificar el costo promedio de producción, o bien disminuirlo sin alterar el nivel de riesgo del conjunto de las centrales generadoras. En un ambiente con alta volatilidad en la diferencia entre los precios de los combustibles, un sistema de generación diversificado permite aprovechar las ventajas que temporalmente presenta un mercado respecto a otro. Es decir, la flexibilidad operativa lograda con un sistema diversificado aumenta el beneficio asociado a las inversiones involucradas. El efecto positivo de la flexibilidad es mayor conforme se vuelve más impredecible el comportamiento de los costos de explotación. A este tipo de conceptos —denominados “opciones reales”— se los considera como el fundamento del análisis de inversiones bajo incertidumbre. En consecuencia, la diversificación tecnológica del sistema de generación es una estrategia atractiva y deseable para enfrentar y sacar provecho de un futuro altamente incierto, tanto en costos de combustible como de infraestructura. Adicionalmente, el análisis presentado podría complementarse con los costos asociados a externalidades ambientales o costos por externalidades totales incluyendo efectos en la salud y en la biodiversidad. El resultado de este análisis será reportado posteriormente.

D-10

ANEXO E GLOSARIO Aportaciones hidráulicas Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fines alternos. Área de control Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras, subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica. Autoabastecimiento Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Autoabastecimiento local Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público. Autoabastecimiento remoto Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público. Capacidad Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos. Capacidad adicional comprometida La disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones. Capacidad adicional no comprometida La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de producción independiente de energía o de CFE. Capacidad adicional total Suma de la capacidad comprometida y la no comprometida. Capacidad bruta La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia requerida para usos propios. Capacidad de placa La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Capacidad de transmisión Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc. E-1

Capacidad disponible Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas. Capacidad efectiva La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad. Capacidad existente La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme) en una fecha determinada. Capacidad neta Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios. Capacidad retirada La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad. Capacidad termoeléctrica de base y semibase Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga. Capacidad termoeléctrica de punta Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga. Carga La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW). Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas. Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación. Consumo bruto El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Curva de demanda horaria Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo. Curva de duración de carga Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son valores de demanda no secuenciales.

E-2

Curva de referencia Es la curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.). Nivel recomendado de operación Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza. Degradación Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de componentes o por cualquier otra condición limitante. Demanda Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea). Demanda base Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período. Demanda bruta Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda integrada Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h). Demanda integrada horaria Demanda media en una hora (MWh/h). Demanda máxima El valor mayor de potencia requerida en un periodo. Demanda máxima bruta El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda máxima coincidente Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento cuando ocurre la demanda máxima del sistema. Demanda máxima no coincidente Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Demanda media Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h). Demanda mínima Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo. E-3

Demanda neta Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la generación. Disponibilidad Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el valor de la indisponibilidad. Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía. Energía bruta La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Energía neta La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores. Factor de carga La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración del periodo. Factor de diversidad Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su demanda máxima coincidente. Factor de planta La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje. Fuente de energía primaria Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de transformar la energía primaria en eléctrica. Generación bruta La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye el consumo en usos propios de la central. Generación neta La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.

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Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas. Indisponibilidad por causas ajenas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Indisponibilidad por degradación Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes. Indisponibilidad por fallas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central. Indisponibilidad por mantenimiento Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos. Margen de reserva 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. Nivel de aguas máximas de operación Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias. Nivel de aguas máximas extraordinarias Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de diseño. Nivel de aguas mínimas de operación Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas. Pérdidas no técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición y de facturación. Pérdidas técnicas Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos procesos (MW). Permisionarios Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

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Productor independiente de energía Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE. Proyecto de autoabastecimiento Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad. Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica. Red troncal Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo. Sector eléctrico Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Sector público Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica. Servicio público Suministro de electricidad por la generación de CFE, LyFC, PIE, excedentes de autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE. Sincronismo Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión. Sistema interconectado Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto. Ventas Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.

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ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS

Bl Btu CAR CC CI COM DIE EO GEO GWh GWh / año GWh / mes HID Hz K kg km km-c kV kW kWh kWh / m3 m m3 M3 / kWh MMBtu MMm3 MMm3 / día MMm3 / mes MMpcd msnm MVA MMt MVAr MW MW / GWh MWh NUC p s t TC TG TV TWh UO2 V

Barril Unidad térmica inglesa Carboeléctrica Ciclo combinado Combustión interna Combustóleo Diésel Eoloeléctrica Geotermoeléctrica Gigawatt-hora Gigawatt-hora por año Gigawatt-hora por mes Hidroeléctrica Hertz Carbón kilogramo kilómetro kilómetro-circuito kilovolt kilowatt Kilowatt-hora Kilowatt-hora por metro cúbico metro metro cúbico metro cúbico por kilowatt-hora millones de Btu millones de metros cúbicos millones de metros cúbicos por día millones de metros cúbicos por mes millones de pies cúbicos diarios metros sobre el nivel del mar Megavolt-ampere millones de toneladas Megavolt-ampere-reactivos Megawatt Megawatt por gigawatt-hora Megawatt-hora Nucleoeléctrica probabilidad de ocurrencia segundo tonelada Termoeléctrica convencional Turbogás Turbina de vapor Terawatt-hora uranio volt

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ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS CAT CENACE CFE CNA CONAPO COPAR CRE DOF DAC ERCOT EUA GCH FEO GNL LSPEE LyFC MDL MR MRE MRO NAME NAMINO NAMO NERC NRO OP OPF PEF PEMEX PERGE PIB PIE PIP POISE PRC RLSPEE RM SE SEN SENER SHCP SIN TIR tmca trca UCTE VFT WECC ZMCM

Construir, Arrendar y Transferir Centro Nacional de Control de Energía Comisión Federal de Electricidad Comisión Nacional del Agua Consejo Nacional de Población Costos y Parámetros de Referencia Comisión Reguladora de Energía Diario Oficial de la Federación Doméstica de Alto Consumo Electric Reliability Council of Texas Estados Unidos de América Grandes Centrales Hidroeléctricas Fecha de Entrada en Operación Gas Natural Licuado Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Luz y Fuerza del Centro Mecanismo para un Desarrollo Limpio Margen de Reserva Margen de Reserva de Energía Margen de Reserva Operativo Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias Nivel de Aguas Mínimas de Operación Nivel de Aguas Máximas de Operación North American Electric Reliability Corporation Niveles Recomendados de Operación Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Presupuesto de Egresos de la Federación Petróleos Mexicanos Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala Producto Interno Bruto Productor Independiente de Energía Proyectos de Infraestructura Productiva Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico Programa de Requerimientos de Capacidad Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Rehabilitación y Modernización Sector Eléctrico Sistema Eléctrico Nacional Secretaría de Energía Secretaría de Hacienda y Crédito Público Sistema Interconectado Nacional Tasa Interna de Retorno Tasa media de crecimiento anual Tasa real de crecimiento anual Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity Variable Frequency Transformer Western Electricity Coordinating Council Zona Metropolitana de la Ciudad de México G-1

POISE 2009-2018SHB.pdf

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