Sector Electrico

Prosp Pr ospecti ctiva va del se sector ctor el éctr ico 2010-20 2010-2025 25

Secr cretar etaría ía de de Ener gía

Pro Pr ospectiva del sector el éctr ico 2010-2025


S e c r et a r í a d e E n e r g í a

Georgina Kessel Martínez Secretaria de Energía

Carlos rlos Pet Petersen ersen y vomBauer Bauer Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico

Mario Gabriel Budebo Subsecretario de Hidrocarburos

Benjamín Contreras Astiazarán Subs Subse ecret cretario rio de Electri Electricidad

María de la Luz Ruiz Mariscal Oficial Mayor

Alejandro Díaz Bautista Direc Directtor General neral de Plan Planea eación ción Energéti Energética ca

Secretaría de Energía

México, 2010

Prospectiva del sector eléctrico 2010-2025

Responsables:

Alejandro Díaz Bautista Director General de Planeación Energética Virginia Doniz González Directora de Integración de Política Energética Nacional Gumersindo Cué Aguilar Subdirector de Integración de Política Energética

En la portada: Central hidroeléctrica El Cajón, Santa María del Oro, Nayarit.

2010 Secretaría de Energía

Derechos Reservados. Ninguna parte de esta publicación puede reproducirse, almacenarse o transmitirse de ninguna forma, ni por ningún medio, sea éste electrónico, químico, mecánico, óptico, de grabación o de fotocopia, ya sea para uso personal o lucro, sin la previa autorización por escrito de parte de la Secretaría de Energía


Agradecemos laparticipación de los siguientes organismos y áreas para laintegración de esta prospectiva: Comisión Federal deElectricidad Comisión Reguladora de Energía Pemex Corporativo Pemex Refinación Instituto Mexicano del Petróleo Instituto de Investigaciones Eléctricas Subsecretaría de Electricidad Unidad deAsuntos Jurídicos de la Secretaría de Energía

Prospectiva del sector eléctr ico 2010-2025


Índice Presentación

17

Introducción

19

Resumenejecutivo

21

1.1 Evolución históricadelaeconomíamundial yel consumo mundial deenergía eléctrica 1.2 Capacidadinstaladaenpaíses miembros delaOCDE 1.3 Consumo decombustibles yfuentesprimariasparalageneración mundial deenergíaeléctrica 1.4 Proyección dela población mundial porregión, 2006-2025 1.5 Pronóstico delacapacidadygeneración deenergíaeléctricamundial 1.5.1 NorteaméricaOCDE 1.5.2 EuropaOCDE 1.5.3 Asiay OceaníaOCDE 1.5.4 EuropayEurasia No OCDE 1.5.5 AsiaNo OCDE 1.5.6 Medio Oriente 1.5.7 África 1.5.8 Centro ySudamérica 1.6Tendenciamundialenlautilizacióndecombustiblesyotrasfuentesprimariasparageneraciónde electricidad 1.6.1 Carbón 1.6.2 Gasnatural 1.6.3 Petrolíferos 1.6.4 Energíanuclear 1.6.5 Energíarenovable 1.6.5.1 Energíaeólica 1.6.5.2 Energíageotérmica 1.6.5.3 Fuenteshidroeléctricas 1.6.5.4 Energíasolar 1.6.5.4.1 Fotovoltaica 1.6.5.4.2 Térmica

2.1 Marco constitucional 2.2 Ejesrectores delaEstrategiaNacional deEnergía

23 23 27 28 31 32 33 34 35 36 36 37 38 38 39 41 42 44 44 49 49 54 56 57 57 57

59 60 61


2.3 Marcoregulatorio del sector eléctrico 61 2.4 Órganoregulador 64 2.5 Modalidades degeneración deenergíaeléctricaquenoconstituyeservicio público 65 2.6 Instrumentos deregulación 66 2.6.1 Parafuentesfirmes 66 2.6.2 Parafuentes deenergíarenovable 67 2.6.2.1 Modelos de contratos y convenios para fuentes de energía renovable y cogeneración eficiente utilizadosporlos permisionarios 68 2.6.2.1.1 Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o CogeneraciónEficiente 68 2.6.2.1.2 Convenio parael servicio detransmisión deenergía eléctricaparafuente deenergía 68 2.6.2.1.3 Contrato deinterconexiónparafuentedeenergíahidroeléctrica 68 2.6.2.1.4 Convenio parael servicio detransmisión deenergíaeléctricaparafuente deenergíahidroeléctrica 68 2.6.2.2 Modelos de contratos y convenios para fuentes de energía renovable y cogeneración eficiente utilizadospor generadoresqueno requierenpermiso degeneración 68 2.6.2.2.1 Contratodeinterconexiónparafuentedeenergíarenovableosistemadecogeneraciónenpequeña escala 68 2.6.2.2.2 Contratodeinterconexiónparafuentedeenergíarenovableosistemadecogeneraciónenmediana escala 68 2.6.3 Paraimportación deenergíaeléctrica 69 2.6.4 Compra-venta deenergía eléctrica 69 2.7 Metodologías 70 2.7.1 Metodologíaparavalorar externalidades asociadas conlageneración deelectricidadenMéxico 71 2.7.2 Metodologíaparaladeterminación delos cargos porservicios detransmisión parafuentes firmes 71 2.7.3 Metodología para la determinación de los cargos correspondientes alos servicios de transmisión que preste el suministrador a los permisionarios con centrales de energía eléctrica con fuente de energía renovableo cogeneración eficiente 71 2.7.4 Metodologíaparaladeterminación delos cargos por servicios conexos 71 2.7.5 Metodología parala determinación del Costo Total deCorto Plazo (CTCP) 71 2.8 Permisosdegeneración deenergía eléctrica 71 2.8.1 Usos propioscontinuos 77 2.8.2 Producción independiente deenergía 78 2.8.3 Autoabastecimiento 79 2.8.4 Cogeneración 80 2.8.5 Exportación 81 2.8.6 Importación 82

3.1 Consumo nacional deenergíaeléctrica

83 83


3.1.1 Ventassectorialesdeenergíaeléctrica 3.1.2 Ventasregionalesdeenergíaeléctrica 3.1.2.1 Noroeste 3.1.2.2 Noreste 3.1.2.3 Centro-Occidente 3.1.2.4 Centro 3.1.2.5 Sur-Sureste 3.1.3 Ventaspromedio por usuario o clientedeenergía eléctrica 3.2 Comportamiento horario yestacional delademandadel SistemaInterconectadoNacional (SIN) 3.2.1 Demandamáximacoincidente 3.2.2 Demandabrutapor áreaoperativa 3.2.3 Comportamiento horario yestacional delademanda 3.3 Estructuratarifariaypolíticadesubsidios 3.4 Interconexionesycomercio exterior deenergía eléctrica 3.5 Estructuradel SistemaEléctrico Nacional (SEN) 3.5.1 Capacidadinstaladaenel SEN 3.5.2 Capacidadinstaladaenel servicio público 3.5.2.1 Capacidadinstaladadegeneración deenergíaeléctricaparael servicio público por región 3.5.2.1.1 Noroeste 3.5.2.1.2 Noreste 3.5.2.1.3 Centro-Occidente 3.5.2.1.4 Centro 3.5.2.1.5 Sur-Sureste 3.5.2.2 Capacidadinstaladaparageneracióndeenergíaeléctricadepermisionarios 3.5.3 Generación nacional deenergía eléctrica 3.5.3.1 Generación deenergíaeléctricaparael servicio público por tipodecentral 3.5.3.2 Generación deenergíaeléctricapor combustibleo fuente primaria 3.5.3.3 Generación deenergíaeléctricadepermisionarios 3.6 Emisionesdegasesdeefecto invernadero (GEI) por generación yuso deenergíaeléctrica 3.7 Evolucióndel margendereserva 3.8 Balancedeenergía del SistemaEléctrico Nacional 3.9 Capacidaddetransmisiónydistribución del SEN 3.9.1 Estructura dela reddetransmisión ydistribución 3.9.1.1 Comisión Federal deElectricidad 3.9.1.2 Áreadecontrol Central 3.9.2 Evolucióndela rednacional detransmisión ydistribución

84 87 90 90 91 91 91 91 93 93 94 95 96 99 101 101 102 104 105 105 106 106 106 108 108 109 110 112 113 114 117 118 118 118 119 119

123


4.1 Consumo nacional deenergíaeléctricayevolucióndelaeconomía 123 4.2 Mercado eléctrico nacional, escenarios de ahorro de energía, programas de reducción de pérdidas y atención decargasreprimidasdel servicio público deenergíaeléctrica 127 4.2.1 Ahorro de energía eléctrica derivado de las estrategias y medidas establecidas en el Programa Nacional parael Aprovechamiento Sustentable dela Energía2009-2012 (Pronase) 128 4.2.2 Reducción depérdidasno-técnicas 130 4.2.3 Atención decargasdeprimidasenel ÁreaCentral 131 4.3 Efecto de los supuestos del ahorro, la reducción de pérdidas y la atención a cargas reprimidas en las ventas másel autoabastecimiento deelectricidad 132 4.4 Proyección delasventassectoriales deenergía eléctrica, 2010-2025 134 4.5 Estimación regional del consumo bruto deenergíaeléctrica 137 4.6 Evolucióndela demandadel SistemaInterconectadoNacional (SIN) 138 4.6.1 Demandabrutapor áreaoperativa 139 4.7 Expansión del SistemaEléctrico Nacional 140 4.7.1 Margen dereservaymargendereservaoperativo, 2010-2025 141 4.7.2 Consideracionesbásicas paralaplaneación del sistemaeléctrico 144 4.7.3 Programadeexpansión 145 4.7.3.1 Capacidadterminada,enconstrucción o enproceso delicitación 148 4.7.3.2 Capacidadadicional 151 4.7.3.3 Programaderetiros decapacidad 156 4.7.3.4 Evolucióndelacapacidadinstaladaporregiónestadística 159 4.7.4 Generaciónbruta del servicio público, 2009-2025 162 4.7.5 Consumo decombustiblesparageneración deelectricidad 163 4.7.6 Autoabastecimiento ycogeneración 168 4.7.7 Evolucióndela rednacional detransmisión 172 4.8 Redes defibraópticayredesinteligentes(smart grid) 180 4.9 Requerimientos deinversión del sector eléctrico 182 4.10 Opcionestécnicasparalaexpansión del sistemadegeneración 184

Anexo1. Escenario macroeconómico ysupuestos básicos Anexo2. Modelos econométricos sectorialesparalaproyección del mercado eléctrico Anexo3. Tablasregionales Anexo 4. Resumendelasnormasoficiales mexicanasdeeficienciaenergética Anexo5. Glosario deTérminos Anexo6. Abreviaturas, acrónimos ysiglas

189 193 197 207 209 217 221 225 227


Cuadro1 Reservas yproducción mundial decarbón, 2009 (millones detoneladas)

42

Cuadro2 Reservasyproducciónmundialdegasnatural,20091

43

Cuadro 3 Reactores nucleares enoperación comercial y en construcción por país1

46

Cuadro4 Capacidadeólicamundial instalada, 2009 (MW)

51

Cuadro 5 Capacidadgeotérmicamundial netainstaladaparageneración deenergíaeléctrica, 2010 (MW)

55

Cuadro6 Permisos administradosdegeneración eléctrica(cierre al 31 dediciembrede2009)

75

Cuadro 7 Permisos otorgados bajo la modalidad deproductor independiente1

79

Cuadro8 Permisos autorizadosdeautoabastecimiento al cierre de2009

80

Cuadro9 Permisos autorizadosdecogeneración al cierre de2009

81

Cuadro10 Permisos autorizadosdeexportación al cierre de2009

82

Cuadro11 Consumo nacional deenergíaeléctrica, 1999-2009 GWh

83

Cuadro 12 Ventas internas sectoriales de energía eléctrica, 1999-20091 (GWh)

86

Cuadro 13 Ventasinternas totalespor región, 1999-20091 (GWh)

90

Cuadro14 SistemaInterconectado: demandamáximacoincidente, 1999-2009 (MW)

94

Cuadro15 SEN: demandabrutaporáreaoperativa, 1999-2009 (MW)

95

Cuadro 16 Comercio exterior deenergía eléctrica, 1999-2009 (GWh)

101

Cuadro17 Adiciones, modificaciones yretiros, 2009

103

Cuadro 18 Capacidadefectivadel servicio público portipodecentral, 1999-2009 (MW)

104

Cuadro19 Evolucióndela capacidadefectivainstaladaporregión ytecnología, 1999-2009 (MW)

107

Cuadro20 Balancedeenergía eléctricadel SistemaEléctrico Nacional, 1999-2009 (GWh)

117

Cuadro21 Líneas detransmisión, subtransmisión ybaja tensión, 1999-2009 (kilómetros)

119

Cuadro22 Capacidadinstaladaensubestacionesytransformadores, 2000-2009 (MVA)

120

Cuadro23 Proyección del consumo nacional deenergía eléctrica, 2010-2025 (TWh)

124

Cuadro 24 Ahorro sectorial de energía eléctrica derivado de las estrategias y metas del Pronase (escenario de planeación) (GWh) 129 Cuadro 25 Ventas totales del servicio público por sector1, 2010-2025 (GWh)

135

Cuadro26 Ventassectoriales del servicio público considerandolos ahorros derivadosdel Pronase, 2010-2025 (GWh)

135

Cuadro27 Ventassectoriales correspondientesala reducción depérdidasnotécnicas, 2010-2025 (GWh)

136

Cuadro28 Ventassectoriales correspondientesala prestación del servicio acargasnoatendidas, 2010-2025 (GWh)

136

Cuadro 29 Crecimiento medio anual del consumo deelectricidadEscenario deplaneación (tasamediadecrecimiento anual)

137

Cuadro30Consumobruto poráreadecontrol1, 2009-2025 (GWh)

138


Cuadro31 Demandabrutaestimadaportipodecargayáreadecontrol, 2010-2025 (MWh/ h)

140

Cuadro32 Margendereservadel SistemaBaja California, 2010-2025

143

Figura1 Modalidadesdepermisos einstrumentos deregulación Figura2 Esquematizacióndel SistemaEléctrico Nacional

63 169

Gráfica1 Producto Interno Bruto mundial histórico yprospectivo, 1980-2015 (Variación porcentual anual)

24

Gráfica2 Consumo mundial deenergíaeléctrica, 1980-2008 (Variación porcentual anual)

25

Gráfica 3 Consumo mundial deenergíaeléctricaporregión, 1998-2008 TWh

26

Gráfica4CapacidaddegeneracióndeenergíaeléctricaenpaísesmiembrosdelaOCDE, 20081 (GW)

28

Gráfica5 Consumo mundial de combustibles yutilización de fuentes primarias parala generación deelectricidad, 1980-2008 (PJ) 29 Gráfica6Fuentesprimariasycombustiblesparageneracióndeelectricidadenpaísesseleccionados,2008(participaciónporcentual) 30 Gráfica7 Población mundial porregión, 2006-2025 (millones dehabitantes)

32

Gráfica8 Capacidadmundial degeneración deenergíaeléctricaporregión, 2007-2025 (GW)

33

Gráfica9 Evolucióndela generación mundial deenergía eléctricaporregión, 1997-2025 (TWh)

39

Gráfica10 Combustiblesyotras fuentes deenergía parala generación eléctricamundial, 2007-2025 (TWh)

40

Gráfica11 Evoluciónhistóricadela capacidadeólicamundial, 1996-2009

50

Gráfica12 Distribución dela capacidadeólicamundial porpaís, 2009 (%)

51

Gráfica13 Evoluciónhistóricadela generación eoloeléctricaenpaíses seleccionadosytotal mundial TWh

52

Gráfica14 Adicionesdenuevacapacidadeólicaporpaís durante2009

53

Gráfica 15 Proyección de la capacidad eoloeléctrica mundial (MW) y su penetración en la oferta mundial de energía eléctrica (%), 2010-2030 54 Gráfica16 Distribución dela capacidadgeotermoeléctricamundial porpaís, 2010

55

Gráfica17 Evoluciónhistóricadela generación deelectricidadporgeotermia, 1996-2008 TWh

56

Gráfica18 Capacidaddelos permisosautorizados por modalidad, 2009 (MW)

72

Gráfica19Situacióndelospermisosdegeneracióneléctrica,20091 (CapacidadenMW pormodalidady participación porcentual) 73 Gráfica20 Evolucióndela capacidadenoperación depermisionarios, 2007-2009 (MW)

74

Gráfica21 Evolucióndela generaciónefectivadepermisionarios, 2007-2009 GWh

76

Gráfica 22 Comparativo entre la capacidad promedio autorizada por permiso (MW) y número de permisos otorgados en las modalidadesdeautoabastecimiento ycogeneración, 1999-2009 77


Gráfica23 Permisosdeautoabastecimiento al cierre de2009 (MW)

80

Gráfica24 Permisos decogeneración al cierre de2009 (MW)

81

Gráfica25 Permisos otorgadosdeimportación, 1999-2009

82

Gráfica26 Evoluciónhistórica del PIByconsumo nacional deenergía eléctrica, 1990-2009 (%)

84

Gráfica27 Distribución delasventasinternasporsector, 2009 (%)

85

Gráfica28 Evolución sectorial delas ventas internasdeenergía eléctrica, 1999-20091 (GWh)

86

Gráfica 29 Evolución del consumo de energía eléctrica en el sector industrial y PIB manufacturero, 1990-2009 (variaciónporcentual anual)

87

Gráfica 30 Ventas de energía eléctrica por usuario o cliente del servicio público nacional y usuarios atendidos por región estadística, 1999-2009 (kWh/ cliente ynúmerodeusuarios) 92 Gráfica 31 Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima Áreas operativas del Norte, 2009 (promedio de las áreas Norte, Noroeste yNoreste) 96 Gráfica32 Precio medio delaenergía eléctricapor tipodeusuario, 1993-2009 (Pesos de2009/ kWh) Gráfica33 Capacidadefectivainstaladanacional, 2009

98 102

Gráfica 34 Distribución de la capacidad efectiva instalada nacional de cada región por tecnología, 2009 (MW y participación porcentual) 105 Gráfica 35 Capacidadinstaladaparageneración de energía eléctrica depermisionarios por modalidada, 2000-2009 (MW)

108

Gráfica36 Generación bruta enel servicio público portipodecentral, 1999-2009 (GWh)

110

Gráfica37 Participación porcombustibleyfuente primaria enla generación brutadel servicio público, 1999-2009 (%)

111

Gráfica38 Generación bruta enel servicio público portipodeenergético utilizado, 1999-2009 (TWh)

112

Gráfica39 Generaciónanual deenergíaeléctricadepermisionariospormodalidad,2000-2009a(GWh)

113

Gráfica40 Margendereserva(MR) ymargendereservaoperativo(MRO)

115

Gráfica41 Margendereservaymargendereservaoperativodel SIN, 1999-2009 (%)

116

Gráfica42 Consumo nacional deenergíaeléctricahistórico yprospectivo, 1990-2025 TWh

125

Gráfica 43 Variación promedio anual del consumonacional de energía eléctrica1 yPIB, 1980-2025 (%)

126

Gráfica44 Variación promedio anual del consumo de electricidadenel sector industrial yel PIB manufacturero 1980-2025, (%) 127 Gráfica45 Trayectorias del ahorro Pronase, 2010-2025 (TWh)

130

Gráfica46 Trayectoriasdelasventas derivadas del programadereducción depérdidas, 2010-2025 (TWh)

131

Gráfica47 Trayectoriadelasventas asociadasala atencióndecargasreprimidasenel ÁreaCentral, 2010-2025 (TWh)

132

Gráfica48 Trayectoriadel consumo nacional, ventas yautoabastecimiento deenergía eléctrica, 1990-2025 (TWh)

133

Gráfica49Trayectoriadelaventasdeenergíaeléctricaparael servicio público1, 1990-2025 (TWh)

134

Gráfica50 Evolucióndela demandamáximabrutadel SIN, 1999-2025 MW

139

Gráfica51SistemaInterconectado:Margendereservaymargendereservaoperativo1 (%)

142


Gráfica 52 Sistema Eléctrico Nacional: programa de expansión 2010-20251,2 (MW)

148

Gráfica 53 Programa de retiros de capacidad, 2010-2025 (MW)

157

Gráfica 54 Evolución de la capacidad instalada por tecnología, 2009-2025 (MW)

159

Gráfica 55 Generación bruta del servicio público por tipo de tecnología, 20091 y 2025 (GWh)

163

Gráfica 56 Participación por combustible fósil en la canasta para generación de energía eléctrica, 2009 y 2025 (%)

167

Gráfica 57 Proyección del consumo de combustibles fósiles para generación de energía eléctrica, 2009-2025 (Terajoules/día)

168

Gráfica 58 Requerimientos de inversión en el sector eléctrico nacional, 2011-2025 (millones de pesos de 2010)1

184

Gráfica 59 Precios promedio de los combustibles, 2010-2025 (Dólares de 2010 por millón de BTU)

190

Mapa 1 Regiones y países con mayor luminosidad artificial en el mundo

27

Mapa 2 Reactores nucleares en operación comercial y en construcción por región1

48

Mapa 3 Regionalización estadística del mercado nacional de energía eléctrica

88

Mapa 4 Estructura de las ventas internas (GWh) por entidad federativa y región estadística, 2009 (participación porcentual promedio) 89 Mapa 5 Enlaces e interconexiones internacionales, 2009

100

Mapa 6 Capacidad de transmisión entre regiones del SEN, 1999-2009

120

Mapa 7 Centrales terminadas o en construcción, 2010-2013

150

Mapa 8 Centrales en proceso de licitación, 2010

151

Mapa 9 Requerimientos de capacidad adicional, 2012-2019

154

Mapa 10 Requerimientos de capacidad adicional, 2020-2025

155

Mapa 11 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración que utilizarán la red de transmisión, 2010-20251 (capacidad de autoabastecimiento remoto)

172

Mapa 12 SEN: Capacidad de transmisión entre regiones, 2014 (MW)

174

Mapa 13 Áreas de control operativo del Sistema Eléctrico Nacional

198

Mapa 14 Distribución geográfica de las principales centrales generadoras en operación, 2009

204


PRESENTACIÓN 1

Durante los primeros cuatro años dela presente administración se han dado pasos firmes que han permitido avanzar en la transformación del sector energético y en especial en el crecimiento del sector eléctrico. En el sector eléctrico, el gobierno federal emprendió acciones orientadas amejorar su competitividad a lo largo del 2010. A poco más de un año dela extinción deLuz y Fuerza del Centro (LFC), el ahorro por la mejor capacidad de operación y ejecución de obras supera los 12 mil millones de pesos, además deque sehan abatido rezagos quese tenían en solicitudes de conexión en al área central. De igual manera, se tuvieron incrementos en la facturación por las acciones en materia dereducción de pérdidas no técnicas enel área central. Las estimaciones de demanday consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazos constituyen un insumo fundamental para el dimensionamiento y diseño del plan de expansión de capacidadde generación y transmisión, con el fin de satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad las necesidades de la población, en materia de energía eléctrica. Por el lado del consumo, durante el 2010, se tuvieron ahorros importantes en energía eléctrica derivados del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2007-2012 (Pronase). Por el lado de la oferta, en el plan de expansión se incluyen nuevas categorías tecnológicas: las nuevas tecnologías de generación de ciclo combinado con eficiencia de conversión mejorada y, las nuevas tecnologías de generación distribuida. De igual manera, se están considerando nuevas tecnologías de generación limpia, como los ciclos combinados y las carboeléctricasconcapturaysecuestrodecarbonoparaenfrentarlosdesafíosdelcambio climático. Los esfuerzos de la presente administración también están enfocados al desarrollo de energías limpias, entre las que se incluyen las renovables como la hidráulica, eólica, solar, biomasa, mini-hidráulica ybioenergética, entre otras; así como la nuclear, con las quese esperadisminuir las emisiones degases deefecto invernadero. Una de las premisas básicas para la elaboración del programa de expansión 2010-2025 radica en cumplir con la meta de contar una capacidad instalada de energías limpias que permita generar el 35 por ciento de la energía eléctrica en México, considerando la diversificación de las fuentes de generación, con una orientación hacia las fuentes deenergía renovables ycon las tecnologías que incluyenlaopción decaptura y secuestro decarbono. En este contexto, la planeación para este sector se orienta hacia la optimización del sistema eléctrico nacional considerandoherramientasdepolíticaenergéticaquecontribuyanadiversificarelparquedegeneraciónyagarantizar el suministro de energía eléctrica. Enlospróximosaños,lasredeseléctricasydedistribución, lassubestaciones,losmedidoresdeenergíaentodoelpaís serán cada vez más susceptibles de automatizarse en la búsqueda de operación más segura y confiable. La implementación de este tipo de redes inteligentes ciertamente contribuirá a que en el 2025 cumplamos con la meta establecida. La Prospectiva del Sector Eléctrico Nacional 2010-2025 nos ofrece información acerca de las metas del sector eléctrico en el mediano y largo plazo y es un valioso insumo para el debate público sobre el sector eléctrico, con el quelosdiversosactoressocialespodránobtenerinformaciónrelevanteyactualizadasobrelaprospectivadelsector.



INTRODUCCIÓN

Con base en los ordenamientos jurídicos vigentes, cada año la Secretaría deEnergía coordina la planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) y publica la información oficial correspondiente al análisis y lasproyecciones de la oferta y demanda nacional, regional y sectorial de energía eléctrica para los próximos años, integrados en la Prospectiva del sector eléctrico, que sepublica con fundamento legal en el Artículo 69 del Reglamento de la Ley del Servicio Público deEnergía Eléctrica. En la elaboración de esta Prospectiva se han considerado las metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía relativas al sector eléctrico, en cuanto a disminuir el margen de reserva de capacidad de generación de electricidad e incrementar la participación de las tecnologías limpias en el parque de generación a 35% al final del periodo, así como con las estrategias y líneas de acción del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable delaEnergía,porlocualseguardatotalcongruenciaconlosinstrumentosdeplaneacióndelsector. En el ejercicio de planeación del sector eléctrico 2010, la Prospectiva incorpora las acciones y estrategias de ahorro y eficiencia económica derivadas de la nueva legislación vigente desde la reforma al sector energético de 2008. Con estas consideraciones, el documento se integra por cuatro capítulos y abarca el horizonte de planeación 2010-2025. En el primer capítulo se describelaevolución reciente del mercado internacional dela energíaeléctrica, así como las tendencias en el consumo mundial de energía eléctrica, la capacidad mundial instalada por tipo de tecnología y por país, las fuentes de energía primaria y secundaria que se utilizan para generar electricidad, las proyecciones del consumo de combustibles, así como la dinámica en la construcción de nuevas centrales e infraestructura mediante tecnología de punta que, tanto en las economías avanzadas como en las emergentes, representantendenciasestratégicasenel contexto del combateglobal alcambio climático, destacandoentreotras,la tecnologíadecapturaysecuestro decarbono, losnuevosreactoresnuclearesavanzadosylastecnologíasaplicablesal aprovechamiento de las fuentes renovables como la eólica, solar, geotérmica, minihidráulica y gasificación de biomasa. En el segundo capítulo se presenta la estructura del marco legal y regulatorio del sector eléctrico mexicano, así como los instrumentos de política regulatoria aplicables y el estado que guardan los permisos otorgados por la Comisión Reguladora de Energía (CRE) en las modalidades consideradas en la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE). Asimismo, se describe el comportamiento reciente en cada una de las modalidades, con la finalidad de brindar la información necesaria para el análisis de la situación delos permisionarios. En el tercer capítulo se analiza la evolución del mercado eléctrico nacional de los últimos años, considerando el comportamiento del consumo nacional deelectricidad, las ventas sectoriales del servicio público, el comportamiento estacional de la demanda y la estructura tarifaria. Asimismo, se detalla la composición de la infraestructura para la generación y transmisión deenergía eléctrica del servicio público.


En el cuarto capítulo se presenta la trayectoria de planeación del consumo y la demanda de electricidad a nivel nacional, sectorial y regional, con el propósito de identificar los requerimientos de capacidad, energía eléctrica y combustibles necesarios para el periodo 2010-2025. En el programa de expansión que resulta del análisis de la demanda de electricidad, se incluyen las opciones tecnológicas para la generación de electricidad limpia y las nuevas tecnologías de mayor eficiencia. Con la finalidad de contar con un marco de información completo, el enfoque del análisis de la expansión del sector eléctrico considera tanto el servicio público, como el sector privado que realiza actividadesdeautoabastecimiento. Finalmente,seincluyenseisanexosquecontienentablas, unalistadenormas,así comoladescripción general de los modelos econométricos utilizados en las proyecciones del consumo futuro de energía eléctrica y un glosario de términos, paraunamayorcomprensióndel documento.


RESUMEN EJECUTIVO

La prospectiva del sector eléctrico 2010-2025 detalla la situación internacional, la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, así como el crecimiento esperado de la demanday los requerimientos de capacidaddel SistemaEléctricoNacional(SEN) paralospróximosaños. En 2008 el consumo mundial de energía eléctrica ascendió a 16,816 TWh, cifra 2.0% superior al valor registrado en 2007. En su mayor proporción, el crecimiento del consumo eléctrico se registra en las economías en transición, las cuales continuarándemandando energía eléctrica amayores tasas queen los países desarrollados. En cuanto a la capacidad instalada, las centrales termoeléctricas convencionales mantienen la mayor participación, a excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear predomina, o Canadá, Brasil y Noruega, donde las centrales hidroeléctricasconcentran la mayor participación. Las proyecciones del Departamento de Energía de los Estados Unidos (U.S. DOE), indican que hacia 2025 el combustible de mayor utilización en la generación de electricidad seguirá siendo el carbón, mientras que para ese mismo año, la electricidad proveniente de las fuentes renovables superaría a la generación con gas natural, alcanzando la generación hidroeléctrica una participación decasi 70% del total de renovables. En el caso del carbón, dada la menor volatilidad en sus precios y su mayor disponibilidad respecto a otros combustibles fósiles, se estima que su utilización seguirá creciendo en diversos países, especialmente en China, India y EUA, mientras queel consumo de gas natural continuará aumentando inversamente al comportamiento esperado en el consumo de derivados del petróleo, cuya participación en la generación mundial de energía eléctrica se reducirá debido a razones de sustentabilidad ambiental. Como un frente más dentro de las estrategias mundiales ante el cambio climático, países como China, India, Rusia, Francia, Japón, Finlandia, Corea del Sur, entre otros, están construyendo nueva capacidad deenergía nuclear que contribuye aevitar la emisión de gases deefecto invernadero. Asimismo, en Europa y en Estados Unidos de América (EUA) se encuentra el liderazgo internacional en cuanto al impulsoalasfuentesrenovablescomolaeólica. Enel segundocapítulo seexponenlosordenamientoseinstrumentosderegulaciónquerigenlaoperación delos permisionarios de energía eléctrica. En 2009 se registraron 775 permisos vigentes otorgadospor la CRE delos cuales 94.2% se encuentra en operación, con una capacidad de21,639 MW. Esto representó un incremento de 2.1% en la capacidad en operación, con 16 permisos más respecto al año anterior. Los permisos en operación concentran 80.2% de la capacidad total autorizada. La modalidad con mayor capacidad autorizada al cierre de 2009 es la de producción independiente con 13,454 MW, lo cual representa 49.9% respecto al total autorizado. Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos vigentes es el autoabastecimiento con 598 y concentra 77.2% del total depermisos vigentes, mientras que, en lo que a la cogeneración se refiere, en ésta modalidadse concentra 7.6% de lospermisos. Enel tercercapítulo sepresentael panoramahistóricorecientedel mercadoeléctriconacional. Seobservaqueen 2009 el consumo nacional de energía eléctrica disminuyó 0.8% respecto al año anterior, para ubicarseen 206,263 GWh, con una tasadecrecimiento anual de2.8% durante 1999-2009. El número deusuarios deenergía eléctrica atendidos por el servicio público al cierre del periodo seincrementó en 2.9%, proporcionando el servicio a más de 33 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo las ventas internas deenergía eléctrica mostraron un crecimiento de2.3%, impulsadoprincipalmentepor los sectores residencial, servicios eindustrial.


La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a diciembre de 2009 incluyendo exportación se ubicó en 60,440 MW, registrando un incremento de 1.7% respecto al año anterior. De esta capacidad, el servicio público (incluyendo producción independiente) concentró 85.5%, mientras que el restante 14.5% está distribuido entrelasdiferentesmodalidadesparageneracióndeelectricidadvigentes.Al cierrede2009lacapacidadinstaladadel servicio público ascendió a 51,686 MW, un incremento neto de581 MW, destacando las adicionesde277 MW de ciclo combinado en Baja California y de 128 MW de turbogás en el áreaCentral. Asimismo, la generación bruta del servicio público se ubicó en 235,107 GWh, lo cual significó unavariación de -0.3% respecto al año anterior. Las centrales que utilizangas natural (ciclo combinado y turbogás) aportaron el 50.6% deesta energía, mientras quelas termoeléctricasconvencionales e hidroeléctricaslo hicieron con 18.3% y 11.2%, respectivamente. Esto tuvo como repercusión una mayor utilización del gas natural en la generación eléctrica, específicamente en lo que serefiere ala tecnología de ciclo combinado, al pasar de 8.6% en 1999 a 48.4% de la generación total del servicio público en 2009. En el cuarto capítulo, parael periodo 2010-2025 lasestimaciones del consumo nacional deelectricidad indican una tasa de crecimiento anual de 4.3%, ya que se espera aumente de 215.5 TWh en 2010 a 404.7 TWh en 2025. Dicha estimación considera los ahorros de energía eléctrica derivados del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2007-2012 (Pronase), así como la recuperación de las ventas correspondientes a la reducción depérdidas no técnicas ya la atención decargas deprimidasen el áreaCentral. Con base en las metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía para cumplir con el margen de reserva de capacidadde generación, disminuir pérdidas de energía eléctrica aniveles comparables aestándares internacionales de8%,así comoincrementarlaparticipacióndelastecnologíaslimpiasenel parquedegeneraciónal 35%, sediseñó el programa de expansión de capacidad del servicio público 2010-2025, en el cual se considera la instalación de nueva capacidad de generación por 37,655 MW, compuesta por 5,218 MW de capacidad terminada, en construcción o licitación, 32,041 MW de capacidad adicional para licitación futura y 396 MW de proyectos de rehabilitación y modernización en centrales existentes. El monto total de las inversiones en generación y transmisión requeridas para llevar a cabo este programa asciende a 1,264.8 miles de millones de pesos de 2010. Finalmente, durante el periodo 2010-2025 se retirará un total de 11,093 MW de diversas unidades generadoras que actualmente seencuentran en operación y quedurante el periodo agotaránsu vidaútil.


CAPÍTULO UNO 2

Mercado internacional deenergía el éctrica

En este capítulo se aborda el análisis de la evolución histórica reciente y las tendencias futuras del mercado internacional deenergía eléctrica. Entre otros aspectos, se considera la evolución de la economía mundial así como del consumo de energía eléctrica, la población, capacidad instalada, generación de electricidad por país y región, fuentes primarias de energía, así como las principales características del parquedegeneración actual y futuro de los países donde sepresentan los mayores consumos de energía enel mundo.

Con baseeninformación del World Economic Outlook 2010 (WEO), del Fondo Monetario Internacional (FMI), durante 2009 la economía mundial decreció -0.6% (véase gráfica 1). Como resultado de la crisis económica internacional deeseaño, laseconomíasdesarrolladassufrieronunarecesiónqueenconjunto representóunacaídade -3.2%, efecto que estuvo más acentuado en países como Japón, Alemania, Italia y Reino Unido, en los cuales el decrecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) fue de alrededor de -5.0%. En el caso de las economías emergentes, las mayores caídas del PIB se presentaron en Rusia y México con -7.9% y -6.5%. En sentido opuesto, aunque con una desaceleración de su crecimiento económico observado durante los últimos años, China, India y los países de Medio Oriente registraron crecimientos del PIB de 9.1%, 5.7% y 2.4%, respectivamente. En el caso de los países queexperimentan un creciente intercambio comercial con China, como es el caso de Brasil, el impacto de la crisis fue mucho menor (-0.2%) en comparación con aquellos países que son altamente dependientes en sus flujos comerciales con el epicentro de la crisis, es decir, con los Estados Unidos. Este tipo de efectos representaron, en cierta medida, un grado de amortiguamiento a la crisis económica mundial. A la fechadepublicación de esta Prospectiva, la másreciente actualización del WEO por parte del FMI estimó para 2010 un crecimiento del PIB mundial de 4.8%, mientras que las economías desarrolladas y las economías emergentes crecerían en promedio 2.7% y 7.1%, respectivamente. La materialización de dicho crecimiento, siguiendo al FMI, dependerá de la implementación de las políticas adecuadas para restituir la confianza y la estabilidadeconómica en la zona del euro, principalmente. En esesentido, se requerirá quelas economías avanzadas dirijan susesfuerzos hacia reformas fiscales queseacompañen deotras reformasen el sector financiero para mejorar lacompetitividade impulsar el crecimiento. Asimismo, para las economías emergentes, los supuestos radican enque deberá ajustarse un nuevo balance de la demanda global a través de reformas estructurales y, en algunos casos, mediante unamayor flexibilización de los tipos decambio. Con base en dichos supuestos, el FMI estima quepara el periodo 2010-2015 el crecimiento promedio podría ser de 4.6% para la economía mundial, 2.5% para las economíasdesarrolladasyde6.7% paralaseconomíasemergentes.


10.0 PIBeconomías emergentesyen desarrollo

8.0 6.0

PIBmundial

4.0

PIBeconomías avanzadas

%

2.0 0.0 1980 -2.0

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

Alemania Canadá EstadosUnidos Francia Itaia Jap n Reino Unido

-4.7 -2.5 -2.6 -2.5 -5.0 -5.2 -4.9

3.3 3.1 2.6 1.6 1.0 2.8 1.7

2.0 2.7 2.3 1.6 1.0 1.5 2.0

Brasil China India México Rusia Su rica

-0.2 9.1 5.7 -6.5 -7.9 -1.8

7.5 10.5 9.7 5.0 4.0 3.0

4.1 9.6 8.4 3.9 4.3 3.5

-4.0

Fuente:FondoMonetarioInternacional(FMI), WorldEconomic OutlookDatabase, Octubre2010.

En muchos países, el consumo de energía eléctrica tiene una relación de causalidad con el desempeño de la economía. Un somero análisis visual de las fluctuaciones económicas y las variaciones en el consumo de electricidad en el mundo ilustran este hecho (véase gráficas 1 y 2). Durante la primera década del siglo XXI, la economía mundial, expresada en términos del PIB, ha fluctuado entre -0.6% y 5.4% en promedio anual, mientras que el consumo mundial de energía eléctrica ha oscilado de 0.7% a 4.9%. Los mayores crecimientos anuales se han observado en los países no miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE)1, con valores superiores al 7% durante el periodo 2003-2007, mientras que, hacia 2008, el crecimiento se redujo a 4.5%, comoreflejo deladesaceleracióneconómicapreviaalarecesiónde2009. Durante el periodo 1998-2008, el consumo mundial de energía eléctrica tuvo un crecimiento promedio anual de 3.2%, ubicándose al final del periodo en 16,816 TWh. Este ritmo de crecimiento ha sido impulsado principalmente por los países en asiáticos transición, en los que el crecimiento económico de los últimos años ha propiciado un efecto de urbanización y un cambio estructural en el consumo. En el caso de China, los patrones de consumo en el sector residencial continuarán reflejando la migración de la población del medio rural al urbano y con ello, la demanda de energía eléctrica y el uso de combustibles para transporte y uso residencial seguirá creciendo;

1

Al mes de noviembre de 2010, los países miembros de la OCDE son, en orden alfabético: Alemania, Australia, Austria, Bélgica, Canadá, Chile, Corea del Sur, Dinamarca, Eslovenia, España, Estados Unidos deAmérica, Finlandia, Francia, Grecia, Hungría, Irlanda, Islandia, Israel, Italia, Japón, Luxemburgo, México, Noruega, Nueva Zelanda, Países Bajos, Polonia, Portugal, Reino Unido, República Checa, República Eslovaca, Suecia,SuizayTurquía. Duranteel presenteaño,Chile, EsloveniaeIsrael firmaronsuadhesiónalaOCDE.


mientras que en el sector industrial, la dinámica del consumo de electricidad seguirá vinculada a la expansión económica deese país.

10.0

8.0

6.0

% 4.0

2.0

0.0 1980

1984

1988

1992

1996

2000

2004

2008

emana Cana Esta osUni os ranca Itaia Jap n Reino Unido

. -3.1 0.2 . 2.6 0.7 -0.6

. 1.3 2.8 - . 0.2 2.7 -0.9

- . 3.1 -0.3 . 0.0 -4.6 0.1

Brasi C ina In ia M xico usa Su rica

3.8 16.2 10.8 3.6 . 3.1

5.2 15.4 10.6 2.9 . 4.4

3.8 6.3 4.3 1.9 . -3.0

-2.0

Fuente: Electricity Information 2010 , Energy Balances of OECD Countries 2010, Energy Balances of Non-OECD Countries 2010; InternationalEnergyAgency.

Durante los años recientes, las regiones quehan alcanzado los mayores niveles de estabilidady madurez en sus mercados, se hancaracterizado por registrar incrementos moderados y bajos en el consumo de energía eléctrica. Es el caso de los países miembros de la OCDE de Norteamérica, Europa Occidental, Asia y Oceanía, que durante los últimos 10 años registraron tasas de 1.3%, 1.5% y 2.1%, respectivamente. Como resultado de las mejoras en eficiencia energética, así como de la implementación de nuevos estándares de eficiencia en el sector residencial en usos como la iluminación, calefacción, aire acondicionado, entre otras aplicaciones, se estima que este comportamiento se mantendrá durante el mediano y largo plazo. Durante los últimos 10 años, el mayor crecimiento enel consumodeenergíaeléctricasehapresentadoenpaísesdeAsiayMedioOrientenoOCDE, contasasde8.8% y 5.8%, respectivamente. Este comportamiento, así como la participación de cada región en el consumo mundial, se puede observar en la gráfica 3.


5,000 1.3

4,500 4,000

NorteaméricaOCDE

8.8

3,500 3,000

1.5

EuropaOCDE

h W2,500 T

Asiay Oceanía

1,500

500

NorteaméricaOCDE 27.0%

Asiano OCDE

2,000

1,000

MedioOriente frica 3.0% Centroy 3.7% Sudamérica 5.1%

Europay Eurasia noOCDE

Centroy Sudamérica Medio Oriente África

0

2.1 1.0 4.0 5.8 4.1

AsianoOCDE 25.9%

EuropayEurasiano OCDE 7.3%

Asiay Oceanía OCDE 9.6%

EuropaOCDE 18.4%

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

* tmca:Tasamediadecrecimientoanual Fuente: Electricity Information 2010 , Energy Balances of OECD Countries 2010, Energy Balances of Non-OECD Countries 2010; InternationalEnergyAgency.

El fuerte impulso en el consumo de la región asiática proviene de China e India, países que durante el periodo aumentaron su consumo en 12.0% y 5.5% en promedio anual. A pesar de la recesión económica mundial de 2009, China mantiene una fuerte y sostenida expansión económica quele hapermitido alcanzar tasas de crecimiento del PIB cercanas a 10%. En ese país, el crecimiento en el consumo de energía eléctrica ha sido impulsado por el importante desarrollo de las industrias intensivas e industria pesada, las cuales en 2006 participaron con 49% del PIB, de la cual la industria pesada aportó 70% del valor total de la producción industrial. Esta configuración de la economíadel paísasiático,reflejaqueapesardelaimportantedinámicaenlosnivelesdeingresoyurbanizacióndela población, en el sector residencial el crecimiento en el consumo de electricidad asociado aún permanece rezagado respecto al notable crecimiento en el sector industrial, particularmente en la industria pesada. Sin embargo, el proceso deurbanización enChinacontinuarásignificando durante los próximos años, mayoresdemandas deenergía eléctrica ycombustibles. En el caso de Medio Oriente, Arabia Saudita e Irán representan las principales economías de la región que en 2008 concentraron 54.4% del consumo de energía eléctrica y exportando petróleo, gas, productos químicos y petroquímicoscomoprincipalesproductos. En términos dedesarrollo económico, es indudable quelos países quecuentan con unamayor cobertura y calidad en el suministro de energía eléctrica tienen mayores estándares de vida. Sin embargo, también existen concentraciones urbanas densamente pobladasen las queel suministro eléctrico tieneuna alta penetración pero que no necesariamente con ello se garantiza la calidad en frecuencia yvoltaje así como la estabilidad del fluido eléctrico. En el mapa 1 se pueden apreciar las regiones que cuentan con mayor iluminación artificial en el mundo, pero que, algunas delas cuales, tampoco son necesariamente las más pobladas. Por su densidad deluminosidad artificial, del mapa se pueden destacar las siguientes zonas: centro-este de los EUA, zona centro-sur de Canadá así como sus


ciudades fronterizas con EUA, la costa de California, el área metropolitana de la ciudad de México, el área metropolitana de Sao Paulo (Brasil), Europa Occidental y países nórdicos, Japón, Corea del Sur, Singapur, Malasia, India y la zonaoriental deChina, entre otras.

Fuente: National Aeronautics andSpace Administration (NASA).

La capacidad instalada para la generación de energía eléctrica en países miembros de la OCDE creció 2.3% en promedio anual durante 1998-2008, ubicándoseen2,482 GWhacia el final del periodo. En el último año, Estados Unidos concentró 40.8% dedicha capacidad con 1,012 GW, lo querepresenta 84.5% del total en Norteamérica; por su parte Canadá yMéxico participan con 10.7% y 4.8%, respectivamente. Norteamérica tiene instalado 48.2% de la capacidad total de la OCDE. En el caso de los países europeos miembros de la OCDE destacan: Alemania, Francia, Italia, España y el Reino Unido, que en conjunto aportan 21.5% de la capacidad instalada. Asimismo, la capacidadtotal de la región representa 34.7% de la OCDE. El resto se conforma por los países deAsia y deOceanía, con 14.5% y 2.6% respectivamente. En el caso de México, 73.3% de la capacidad instalada corresponde a tecnologías que utilizan combustibles fósiles como gas natural, combustóleo, carbón y diesel. Mientras que 26.7% restante correspondea fuentes alternas, delascualeslashidroeléctricasaportan22% del total instalado. Se puede observar que al interior de la OCDE las mayores capacidades para generación de electricidad se encuentran instaladas en EUA, Japón, Alemania, Canadá y Francia (véase gráfica 4). En este último país, la alta


participación dela energía nuclear (53.7%), constituye uncaso singular no sólo entre países miembros de la OCDE, sino en el mundo entero. Noruega y Canadá se caracterizan por contar con una alta proporción de capacidad instalada con base en la energía hidráulica. En 2008, la capacidad hidroeléctrica instalada en dichos países representó 96.6%y58.5%deltotal respectivamente.

RepúblicaEslovaca Irlanda Hungría NuevaZelanda Dinamarca Grecia Portugal Bélgica Finlandia RepúblicaCheca Suiza Austria PaísesBajos Noruega Polonia Suecia Turquía Australia México CoreadelSur ReinoUnido España Italia Francia Canadá Alemania Japón EstadosUnidos

7.4 7.4 8.6 9.4 12.5 14.3 15.8 16.8 16.7 17.7 19.4 20.8 24.9 30.8 32.7 33.9 41.8 55.5 57.2 79.9 85.6 93.5 98.4 117.8 127.6 139.3

0

200

Nuclear Hidroeléctrica Geotérmica Eólica Combustiblesfósilesy biomasa Otrasfuentes

280.5

1,011.6

400

600

800

1,000

1

Incluye generación centralizada y autogeneración de energía eléctrica. Por simplicidad y cifras no significativas, se omiten LuxemburgoeIslandia. Asimismo,debidoasurecienteincorporación, seexcluyeaChile,EsloveniaeIsrael. Fuente: Electricity Information 2010, International Energy Agency (IEA).

El carbón es el combustible de mayor utilización para la generación de electricidad en el mundo. Desde hace décadas, su amplia disponibilidad, estabilidad en susprecios, así como su alto poder calorífico, entre otros factores, le han dado particular ventaja comparativa como combustible primario para generar energía eléctrica. No obstante, en 2008 se registraron precios sensiblemente superiores respecto a otros años, con incrementos de 70 a 130% respecto a las cotizaciones de 2007 en mercados europeos y asiáticos, lo cual, aunado a las políticas de mitigación de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) en muchos países, ha incrementado la competitividad de otros


combustibles como el gas natural e incluso la energía nuclear. A pesar de ello, en países como China, EUA, India, SudáfricayAustralia,másde50% delaenergíatérmicautilizadaparageneracióndeelectricidadprovienedel carbón. En la gráfica 5 se puede apreciar el despeguequela utilización de dicho combustible ha mantenido respecto a otras fuentes de energía durante casi tres décadas, registrando un crecimiento promedio anual de 3.5%. En el caso dela energía nuclear, su mayor dinamismo se observó desde principios de la década de 1980 y en años recientes se ha iniciado la construcción de varios reactores, sobre todo enel sudeste asiático. El gas natural, cuyapenetración en la generación de electricidad es relativamente alta en países como Japón, Reino Unido y México, ha mostrado un crecimiento importante desde principios de la década de 1990, con una pendiente más pronunciada a partir de 1993. Otros recursos, como la hidroelectricidad, representan la principal fuente primaria en países como Canadá, Brasil, Noruega e Islandia. En éste último, adicionalmente a la generación hidroeléctrica, la geotermia es de gran importancia alcanzando unaparticipación de22.5% en2008.

90,000 80,000 70,000 60,000 50,000 40,000 30,000 20,000 10,000 0 1980

1984

1988

Fuente:International EnergyAgency(IEA).

1992

1996

2000

2004

5.5 5.5 0.2 24.4

2008

Geotermia Biomasa Petróleo Eólica/ solar


En general, el patrón de utilización de fuentes primarias paragenerar electricidad dependede la disponibilidad y precio, del riesgo asociado al suministro, así como del perfil tecnológico y del portafolio de generación existente en cada región y país (véasegráfica 6).

Norteamérica

Europa OCDE

AsiayOceanía EuropayEurasia OCDE noOCDE Asiano OCDE

Medio Oriente

África

Centro y Sudamérica

100% 90% Fuentes renovablesa

80% 70%

Energíanuclear

60% 50%

Gasnatural

40% Hidrocarburos líquidosy petrolíferos

30% 20%

Carbón

10% 0%

a i a r a a o ó a á a l s a i a á a o a a i a l n i n a i i i e o i s l u i t l c á c n i n l o i d s d n s c i t e n i n a i d r i a a t S e a r d r p e I t a u r n r d a p x u h i n f s n J l s á i g j a t I n a n z u I B R r r n é n C r s e c g a a m U a e o e d z d A u e F U E M C S g U d n l u o a r a s A n e S n a A I i K e i A V o r e b d o a a R r t C s A E

a

Incluye hidroenergía, geotermia, viento, solar, biomasay desechos orgánicos. Fuente: Electricity Information 2010 , Energy Balances of OECD Countries 2010, Energy Balances of Non-OECD Countries 2010; International EnergyAgency.

De esta gráfica, se puede identificar la composición del sistema de generación en términos de fuentes primarias para países seleccionados de los cinco continentes. Como se hamencionado, el carbón destaca debido a sualto gradode penetración enlasprincipales economías del orbe, mientras quela energía nuclear es ampliamente utilizada en países como Francia, Rusia, Coreadel Sur, EUA y Japón. En el caso de éste último, se distingue una canasta detecnologías diversa,conunaequilibradapresenciadegeneraciónnuclear, gasnatural, carbón,petrolíferosyfuentesrenovables. En el caso de México, algunas de las posibles políticas de diversificación apuntan hacia el crecimiento de la participación de las fuentes renovables, así como en un posible escenario, a la expansión de la capacidad


nucleoeléctrica con el objetivo de balancear la concentrada participación del gas natural y seguir reduciendo el consumo decombustibles derivadosdel petróleo en plantas antiguas queoperanen ciclo convencional. Por otra parte, Brasil posee una de las matrices energéticas más limpias del mundo. Dada su alta dependencia respecto a la energía hidroeléctrica, la operación del sistema de centrales de generación consiste en aprovechar la diversidadhidrológica exportando energía desde las cuencas húmedas hacia las cuencas secas. En periodos deestiaje y con la finalidad de no comprometer la seguridad energética del país, el gobierno brasileño puede restringir las exportaciones deelectricidad hacia Uruguay y Argentina. Estos eventos pueden significar riesgos para la estabilidad y seguridad en el servicio eléctrico, debido a la concentración de la infraestructura de generación basada en una sola fuente primaria. Por ello, para muchos países es deimportancia estratégica establecer políticas de diversificación que fortalezcan sus sistemas eléctricos para responder a los cambios económicos, políticos, a las restricciones ambientales, a la volatilidad en los precios de los combustibles, así como al riesgo enel suministro de los mismos y a los impactos derivados de un posible entorno económico inestable que pudieran afectar la estabilidad y confiabilidad del suministro eléctrico.

La publicación International Energy Outlook 2010 del DOE, estima quedurante el periodo de2006 a 2025 la población mundial crecerá con una tasapromedio anual de1.0%, al pasar de 6,573 a 7,932 millones de habitantes. La regiones que mostrarán el mayor dinamismo son: África y Medio Oriente con crecimientos anuales de 1.8% y 1.7%, respectivamente (véase gráfica 7). Al inicio del periodo, en los países asiáticos no miembros de la OCDE, habitaron 53.0% de la población mundial, lo que representó unapoblación de 3,486 millones de habitantes, seguido por el continente africano con 919 millones (14.0%), Europa OCDE (538 millones, 8.2%), Centro y Sudamérica (458 millones, 7.0%), Norteamérica OCDE (436 millones, 6.6%), Europa y Eurasia No OCDE (341 millones, 5.2%), Asia OCDE (200 millones, 3.0%) y Medio Oriente (195 millones, 3.0% del total). Hacia 2025 se estima que el continente africano concentrará una mayor población que aglutinará a 16.4% del total mundial. Por el contrario, enpaísescomoJapónyAlemania,sepronosticandecrecimientosdemográficos.


2006

2007

2015

2020

2025

4,500 0.9 %*

4,000 3,500 3,000 2,500 2,000 1.8 %*

1,500

0.3 %*

1,000

1.1 %* 1.0 %* -0.1 %*

500

1.7 %*

0.0 %*

Medio Oriente

AsiaOCDE

0 Asia No OCDE

África

Europa OCDE

Centro y Norteamérica Europa y Sudamérica OCDE Eurasia No OCDE

* Tasamedia de crecimiento anual 2006-2025. Fuente: International Energy Outlook 2010 .

La capacidad de generación deelectricidadcrecerá principalmente en los países en desarrollo no miembros de la OCDE, los cualesaumentarán su capacidadinstalada en 1,245 GWdurante el periodo 2007-2025. En China eIndia se desarrollarán las mayores adiciones decapacidady generación deenergía eléctrica en el mundo, lo que serefleja en la proyección del incremento de capacidad en la región asiática de3.7% promedio anual durante 2007-2025, que corresponde a la importante expansión económica de dichos países durante los últimos años y que se espera continúeen el mediano plazo. Por otra parte, se estima un crecimiento promedio de 2.2% en África y de 1.7% en Medio Oriente hacia el final del periodo (véasegráfica 8). En la medidaenqueel crecimiento económico dela región asiática emergente continúe mostrando el dinamismo de los últimos años, el consumo mundial de electricidad continuará creciendo.


2007

2015

2020

2025

2,500 3.7%*

2,000

1,500

0.7%*

0.8%*

1,000 0.6%* 0.0%* 2.0%*

500

1.7%* 2.2%*

0 Asia noOCDE Norteamérica EuropaOCDE Europay AsiayOceanía Centroy MedioOriente OCDE Eurasiano OCDE Sudamérica OCDE

frica

* Tasamedia de crecimiento anual 2007-2025. Fuente: Energy Information Administration eInternational Energy Outlook 2010 .

En Norteamérica, el crecimiento anual esperado de la capacidad instalada es bajo respecto a otras regiones, lo cual, en gran medida resulta dela madurez general de los mercados de energía eléctrica de los EUA y Canadá, cuyo proceso de expansión será sensiblemente menor respecto a otros años. En el caso de México, en la medida en que el crecimiento económico sea más dinámico, el mercado interno se expandirá con mayor impulso y con ello las necesidades denuevainfraestructura ygeneración deelectricidadseguirán creciendo durante los próximos años. En el caso delos EUA, se esperan incrementos en la generación de electricidad utilizando gas natural, carbón y energía nuclear. Asimismo, las fuentes de energía renovable mostrarán una expansión que tendrá como estímulo el desarrollo y avance tecnológico, la volatilidad delos precios de los combustibles fósiles, la necesidad deimplementar tecnologías de generación eléctrica libres de emisiones de GEI, así como la extensión de políticas públicas que estimulen el desarrollo de este tipo de proyectos a través de incentivos fiscales. La Ley de Reinversión y Recuperación de Estados Unidos de 2009, ha asignado 16.8 mil millones de dólares para proyectos de eficiencia energética y el desarrollo de energía renovable y otros 4 mil millones en garantías de préstamos para dichos rubros. Con estas inversiones, se asume que los subsidios federales van a expirar como ya se había promulgado anteriormente en ese país. Asimismo, en más de la mitad de los 50 estados en la Unión Americana existen cotas mínimas para la capacidad y generación renovable, por lo que esto favorecerá el impulso en el desarrollo de dichas fuentes.


Por otra parte y, no obstante el impulso a las energías renovables, el carbón se mantendrá como la principal fuentedeenergíaparagenerarelectricidaddurantelospróximosañosenlosEUA. Lacontinuaciónenlaoperaciónde las carboeléctricas existentes, así como las adiciones de nuevas centrales, contribuirá a ello. Tan sólo en 2008, la participación del carbón en la generación total fue de 54.3%. Adicionalmente al carbón, otra fuente que seguirá creciendo es la energía nuclear, cuyo crecimiento se espera seafavorecido por la alta volatilidad en los precios del gas naturalasí comopor lasoportunidadesdeabatimientodeemisionesdeGEI queofrecelageneración nucleoeléctrica. En Canadá, el crecimiento en la capacidad y generación de energía eléctrica estará basado en el uso del gas natural, energía nuclear así como hidroenergía y otras fuentes renovables. Debido a aspectos ambientales y de salud pública, la utilización decarbón disminuirá como resultado delos retiros decuatro plantas en Ontario hacia2014. El gobierno canadiense planea reemplazar dichas centrales con nuevas plantas a gas natural, nuclear, centrales hidroeléctricas y eólicas, además de incrementar las acciones de ahorro de energía. La energía hidroeléctrica seguirá siendo un recurso clave para Canadá, dado su alto potencial aún sin explotar. Actualmente existen proyectos de centrales hidroeléctricas(grandes y pequeñas) planeadasy enconstrucción. Hydro-Quebec continúala construcción de una central hidroeléctrica de 768 MW cerca de Eastmain y una más pequeña de 150 MW en Sarcelle, las cuales están programadas para iniciar operaciones hacia 2012. Otros proyectos hidroeléctricos en construcción son: Complejo Hidroeléctrico Romaine, con 1,550 MW, sobre el río Romaine en Quebec y el proyecto Wuskwatimde 200 MW en Manitoba. La energía eoloeléctrica también está en los planes de expansión del sistema eléctrico canadiense, con 950 MW instalados durante 2009 y alcanzando 3,319 MW de capacidad eoloeléctrica al final deeseaño. Existen programas de incentivos que sehan implementado en cada provincia para promover el desarrollo de capacidad eólica, como en el caso de Ontario, donde el gobierno ha impulsado durante años el crecimiento robusto en instalaciones eólicas, de tal forma que de 0.6 MW que se tenían en 1995, la capacidad hacrecido a 1,168 MW en enero de2010. Uno de los esquemas de desarrollo eólico en Ontario es el pago de la energía a pequeños generadores (cuya capacidad es menor a 10 MW) a un precio de 11 centavos de dólar canadiense por kWh entregado a los distribuidores. Se espera que los programas de incentivos tanto del gobierno federal como de los gobiernos de las provincias canadienses, así como la volatilidad de los precios delos combustibles fósiles, apuntalen, en conjunto, el crecimiento sostenido en la capacidadeoloeléctrica en ese país durante los próximos años. En nuestro país al cierrede2009, 73.3% dela capacidad instaladacorrespondió a la utilización decombustibles fósiles. De esta capacidad, las centrales eléctricas que utilizan gas natural aportan 39% de la capacidad total de energía eléctrica paraservicio público, mientras quela capacidadcon baseen combustóleo seubica en 25% respecto al total instalado. Durante los próximos años la capacidad y la generación de electricidad en México crecerán con mayores tasas que en Canadáy los EUA, como resultado de la expansión del sistema de eléctrico parasatisfacer las necesidades dela población y hacer viable un mayor crecimiento económico. Este tema seabordacon detalle en el capítulo 4 de esta prospectiva.

La generación deenergía eléctrica en países europeos dela OCDE se incrementará enpromedio 1.1% anual, para ubicarse en 4.2 x 1012 kWh hacia 2025. Debido a que en Europa la mayoría de los países tienen poblaciones relativamente estables y mercados eléctricos maduros, se estima que la mayor parte del crecimiento en la generación de electricidad provendrá de países con un crecimiento poblacional más robusto y de aquellos de más reciente ingreso a la OCDE, cuyas tasas de crecimiento económico exceden al promedio de dicho organismo para los próximos años.


Se estima que en la región el crecimiento en la capacidadinstalada seubique en 1.7% hacia 2025. A diferencia de los países emergentes y en desarrollo, en la Unión Europea el ritmo de crecimiento poblacional continuará siendo lentoal igual queenEUA yCanadá, loqueentreotrosfactores,explicalaausenciadeseñalesdeexpansiónacelerada en el parque degeneración de electricidad de dichos países durante los próximos años. No obstante, se estima un fuerte dinamismo en materia de energías renovables. Desde hace varios años en Europa se ha instalado una capacidad significativa para el aprovechamiento de las fuentes alternativas, principalmente la energía eólica. A la fecha,sietedelos10 paísesconlamayor capacidadeoloeléctricainstaladaseencuentranenEuropa. Estoobedecea laimplementación deunapolíticaenergéticafavorabledesdehacevariosaños,mediantelascualeslaUniónEuropea ha establecido objetivos muy claros, como alcanzar en este 2010 una participación de 21% del total generado a partir de fuentes renovables, así como la meta de que en 2020 el 20% de la producción total de energía sea apartir de dichas fuentes. Asimismo, un mecanismo importante que seha implementado en Europa para el desarrollo de la energía limpia son las tarifas de estímulo llamadas Feed-in tariffs (FIT), que garantizan el pago de la energía proveniente degeneradores queutilizan renovablesa unprecio superior al del mercado ycon contratos de20 años. En segundo lugar después de las fuentes renovables, el gas natural para generar electricidadaumentará en Europa con mayor rapidez que el resto de las fuentes deenergía, además de que la volatilidaden los precios del petróleo y unanormatividadambiental cadavezmásestrictapropiciaránlareduccióndelusodepetrolíferosycarbón. En sentido contrario a lo que se publicó en esta Prospectiva el año pasado, en Europa se ha observado un renovado interés por el tema de la energía nuclear, como resultado de los retos globales que se derivan del cambio climático. Varios países han dado marcha atrás o han pospuesto la salida de operación de sus centrales nucleoeléctricas, como en los casos de Suecia e Italia. Asimismo, el gobierno alemán electo en septiembre de2009, ha anunciado sus planes de rescindir su política de retiro de la capacidad nuclear. Se estima que la región experimentará un ligero incremento en la capacidad total instalada, como resultado de extensiones en las licencias y delaconstrucción de nuevasunidades enFrancia, Finlandia, Polonia yTurquía, entre otros.

En esta región, Japón concentra la mayor participación en la generación de energía eléctrica y cuenta con un mercado eléctrico maduro, con una población en proceso de envejecimiento y con un crecimiento económico esperado relativamente bajo, lo cual se traduce en un bajo crecimiento de la demanda de energía eléctrica. Por el contrario, en países como Australia, Corea del Sur y Nueva Zelanda se espera un crecimiento económico y poblacional másrobusto,locualcontribuiráalcrecimientoenlademandadeelectricidad. Japón es un país importador neto de energía, en el cual el gas natural y la energía nuclear aportan 54.3% de la generación eléctrica total, mientras que el carbón representa 27.6%. Bajo este contexto el Ministerio deEconomía, Comercio e Industria (METI, por sussiglas en inglés) del gobierno japonés, acordecon suNuevaEstrategia Nacional deEnergía, elaboró en 2006 el Plan Nacional de Energía Nuclear, en el que se establece un paquete de políticas para alcanzar los objetivos de largo plazo en materia de desarrollo de energía nuclear y seguridadenergética, a saber: a) cubrir conenergíanuclearporlomenos,de30%a40%delageneracióndeelectricidadinclusomásalláde2030; b) mayor promoción del desarrollo del ciclo del combustible nuclear y; c) apoyar el desarrollo y comercialización del ciclo dereactoresdecríarápida(FBR). Por otra parte Australia y Nueva Zelanda, utilizan el carbón que en conjunto representa la energía primaria utilizada para generar aproximadamente 70% de su energía eléctrica. El resto es producido a partir de energía


renovable (principalmente apartir de fuentes hidroeléctricas) y derivados del petróleo. En el caso de Corea del Sur el carbónylaenergíanuclearaportan43% y34%delageneracióntotal, respectivamente.

EntrelospaísesdeEuropayAsianomiembrosdelaOCDE, Rusiadestacacomolaeconomíademayortamañoy por aportar en 2007 el 60% de la generación total de energía eléctrica en la región. En este país, las dos fuentes primarias de energía con mayor crecimiento son el gas natural y la energía nuclear. El gobierno ruso planea incrementar su capacidadnucleoeléctrica parareducir la dependencia del gas natural en lageneración deelectricidad y conservar lo que se ha convertido en uno de sus principales productos de exportación. En 2006 publicó la Resolución 605, la cual establece un programa federal para el desarrollo de la energía nuclear, el cual, debido a la recesión mundial fue actualizado en 2009, pero que actualmente mantiene el objetivo de contar con ocho nuevos reactores nucleares hacia 2015. Con esto, se estima que hacia ese año se instalarán 5 GW de nueva capacidad nuclear adicional a los 23 GW existentes.

China eIndia seguirán impulsando el crecimiento económico y dela demandadeenergía eléctrica en Asia, la cual es la región que, a pesar del impacto de la crisis económica mundial del año pasado, seguirá presentando el mayor dinamismo económico durante los próximos años. La generación total de energía eléctrica en dicha región pasará de 4.8x106 GWh en 2007 a 6.8x106 GWh en 2015. Las carboeléctricas aportan dos terceras partes de la energía eléctrica producida en la región, la cual como se mencionó, está impulsada por China eIndia. En 2007 la participación del carbón en la generación deelectricidad se estimó en 80% para China y71% paraIndia. Se espera que durante los próximos años esta condición se mantenga, lo cual representa un desafío global en lo que se refiere a la reducción de emisiones para mitigar los efectos del cambio climático. En el tema de la energía nuclear, la región de Asia no OCDE será el principal impulsor mundial en la instalación de nuevacapacidad, de la cual China tiene23 centrales actualmente en construcción que representan unacapacidadde 24,010 MW. Asimismo, India tieneambiciosos planes para expandir su capacidadnucleoeléctricahasta 20,000 MW en 2020. La volatilidad en los precios del petróleo en combinación con asuntos de seguridad energética, podrían conducir a otros países de la región como Pakistán, Vietname Indonesia a desarrollar nueva capacidad nuclear hacia ese mismo año. Adicionalmente, en la actualidad se observaun fuerte impulso a las fuentes renovables en Asia. En varios países se desarrollan centrales hidroeléctricas en pequeña, mediana y gran escala, incluyendo alrededor de 50 instalaciones hidroeléctricas que seencuentran en construcción con una capacidad conjunta de3,398 MW en Vietnam. De éstas, destacalos proyectosSonLade2,400 MWyHoui Quangde520MW,ambosprogramadosparainiciaroperaciones hacia 2015. En el caso deIndia, el gobierno hindú haidentificado un potencial dealrededor de41 GW de capacidad hidroeléctrica, de la cual más de una tercera parte ya se encuentra en construcción y está programada para iniciar operaciones en 2020. Para desarrollar su máximo potencial, entre otras acciones, en la legislación hindú se ha propuesto permitir a los desarrolladores hidroeléctricos privados ser elegibles para recibir un estímulo por un periodo de 5 años, a través de una tarifa que garantizaría un retorno fijo sobre la inversión y les permitiría mejorar sus rendimientosalcomercializarhastael 40%desuelectricidadenel mercadospot.


En el mismo sentido sentido que en Indi India, China China tien tiene varios rios proyectos ctos hidroeléctri roeléctricos cos degran escala en construcción. construcción. El último generador de la presa Tres Gargantas (cuya (cuya capacida cidad conjunta nta es de 18.2 18.2 GW) fue puesto en operación en octubre octubre de2008 2008,, sin sin embargo, el proyecto proyecto estará completam tamente term terminado cuando se concluya concluya la expansión de la capacidad hasta los los 22.4 22.4 GW en 2012. 2012. Asi Asim mismo, actualm actualmente continúa continúa en construcci strucción el proyecto Xil Xiluodu de 12.6 12.6 GW en el río río Ji Jinshay que seplanea inici icie e operaciones en 2015. 2015. Como dato destacado, en China China se construye struye la segundacorti cortina más alta del mundo, de casi 300 300 metros, como parte del proyecto Ji Jinping I de3.6 3.6 GW sobreel río río Ya Yalong. Este proyecto forma parte de un plan mayor para construir 21 instalaciones hidroeléctricas con capacidad conjunta conjuntade34.6 34.6GWalo largodeesemismorío. río. Todos Todosestos stosproyectos ctosdanform formaalaestrategiadelgobiernochino chino dealcanzarla lametadecontarcon30 300 0 GWdecapacida cidadhidroeléctri roeléctrica cahacia cia2020. 2020. Por otra otra parte rte al cierre cierre de 2009 2009 se registraron traron más de 25,00 25,000 0 MW MW de capacidad en instalaci stalaciones eóli ólicas en China, China, de las cuales durante ese año se instalaron stalaron 13,800 13,800 MW. En Indi India ha sido sido frecu frecuente el creci crecimiento en la capacidad eólica durante los últimos años, con lo lo cual hacia cia final finales de 2009 2009 se registraron traron cerca de 11,00 11,000 0 MW MW instalad nstalados en dicho país. Con relación ción a los proyectos ctos eóli ólicos, en mayo de 2009 el gobierno chino chino increm incrementó su meta dedesarroll arrollo decapacidad cidadhacia hacia 2020, 2020, al modif odificarla carla de 30 GW a100 100 GW, de la cual se esti stima que hasta una tercera parte rte corresponderá a capacidad acidad aislada lada de la red. Las Las esti stimaciones aciones del Departam rtamento de Energía Energía de los Estad Estados Unidos Unidos (DOE) (DOE) consideran un crecimiento de alrededor de 15% anual en la generación de electrici ectricida dad por fuentes eólicasen China durante los próxim próximos 2525-30 años.

Como resultado resultado del dinam dinamismo en el ingreso ingreso nacional y en el creci crecim miento poblaci poblacional onal, se espera un increm cremento sostenido sostenido de la demanda de electri ctricida cidad en los países de Medio Oriente. Oriente. En el caso de Irán Irán, Arabia Saudita y los Emiratos Árabe Árabes Unidos, Unidos, la la generación de energía eléctrica éctrica en promedio ha crecido 7.9%, 7.9%, 6.1% 6.1% y 9.6 9.6% % anual respectivam respectivamente, lo lo cual ha result resultado en im importantes portantes aumentos en la la demanda decombustibl bustibles (m (mayorit ayoritariam ariamente gas natural natural y petrolí trolíferos eros)) para generaci ración de electricidad lectricidad. En 2007 2007,, la producción producción de electri electricidad cidad utili tilizan zando gas gas natural aportó 57% 57% y los petrolí petrolíferos 35% delaelectrici ctricida dad generada. Por otra otra parte, la la contribuci ribución de otras otras fuentes prim rimarias a la producción eléctri ctrica en la región es minoritari noritaria. a. Israel es el único país país queutil utiliza cantida ntidades si signi gnificativas cativasdecarbón. Además de Irán, Irán, otros otros países han anunciado su intención ntención dedesarrollar energía nuclear. Actual Actualmente en Medio Orien Oriente sólo sólo existen tenalgunos incentivos centivos económicos menores para el desarrol rrolllo de las fuentes fuentes renovables, sin sin embargo, eso no ha impedido el desarroll desarrollo de algunos proyectos de gran relevancia. cia. De estos, destaca la construcci construcción ón de Masdar Cit City, un desarroll rrollo urbano diseñado para util utilizar sólo tecnol tecnología gía limpia y renovable en Abu Dabi, Emiratos Árabes Unidos. Unidos. El proyecto considera albergar a compañías, investi investigad gadores y académicos de todo el mundo, con lo lo cual se buscar crea crear el centro centro neurálgico ico internacional para compañías ñías y organizaci nizaciones orientad orientadas al desarroll sarrollo de las energías rgías renovables y las las tecnologías gías limpias. Latambién , seabastecerá deenergía a parti rtir depanelessolares fotovol otovoltaicos de190 190 MW MW de capacida cidad conjunta nta y también contará con 20 MW de capacida cidad eoloel oloeléctri ctrica. La La ciuda ciudad fue fue elegida para ser provisi provisional onalmente la sede de la Agencia Internaci Internacional de Energía Renovable (I (IRENA, RENA, por sus siglas las en ingl inglés) 2 yla laterminación acióndelaobraestáprogramadapara2016 2016 .

2

Para mayor inform formación, consultar consultar:: http:/ http:/// www.masdar ar.ae .ae/ en/ home/ e/ind index ex.aspx


En 2007, 2007, la gene generación ración deelectri electricidad cidadcon combustibles tibles fósiles fósiles aportó 81% del total total en la región. Las Las plantas carboeléctricas éctricas aportan 45% 45% dela electrici ectricida dad producida, cida, mientras que el gas natural partici participa pa en 25%. 25%. En En cuanto a la generación nucleoeléctr ctriica, sólo existen tendos reactores ctores enoperación ción (en (enSudáfrica, áfrica, 1,800 1,800 MW) MW) y partici articipa pan conel 2% de la electrici ctricida dad producida cida en todo el conti continente. Asim Asimismo, desde 2008 2008 el gobierno gobierno deEgipto Egipto mantien antiene un acuerdodecooperación nuclearconRusiayot otorgó orgóuncontrato contratoaBechtel paraeldiseñ diseñodeunaplantanuclear. Enzonas rurales de Áf Áfririca, ca, el suministro tro de energía se ha realizado tradi tradicional ionalmente a partir artir de form formas de energía rgía no comercialilizable y seconsidera que dicha situación ción continua continuará en el futuro. En ese sentido, ntido, para muchas naciones afri africanas es frecue frecuente la la dificultad para obtener fifinanciam ciamiento internaci internacional para concretar grandes proyectos comercialm lmente viables. Por Por tanto, tanto, se espera quela generación de electrici ectricida dad a partir artir de recursos hidroeléctri ctricos cos y otras otras fuentes renovables crezcalentamente en Áfri África. ca. No obstante, en2009 2009 Et Etiopía concluyó la laconstrucci construcción dedos proyectos hidroeléctri roeléctricos cos queen conjunto aportará ortarán 720 MW de capacida cidad.

El portafol portafoliio de generación ción eléctrica ctrica en Sudamérica está dominado por las las hidroeléctricas, ctricas, que en 2007 2007 aportaron ortaron dos tercios tercios de la electrici ectricida dad producida. De los los siete te países con mayor producción deelectrici ctricida dad, cinco cinco3 producen más de 65% 65% de su generación total total a parti rtir de hidroeléctri roeléctricas. cas. En En Brasil, la economía más grande de la región, donde la hidroelectri ctrici cida dad proporciona más de 85% de la producci producción ón eléctrica ctrica total total, se han realizado esfuerzos para diversificar su portafol ortafoliio de generación debido al riries esgo decortes cortes al suministr nistro o de energía durante las temporadas en que se pueden presentar ntar severas sequías. uías. Para enfrentar enfrentar tal tales sit situaciones, el gobierno gobierno brasileño está promoviendo oviendo una mayor inserci inserción ón del gas natural, ural, biom biomasa y carbón, que en complem plemento de la capacidad hidroel hidroeléctrica, ctrica, busca amorti ortiguar los los posibles les efectos de los periodos secos en Brasi Brasil que inici nician an en mayo y se prolonga prolongan casi hasta fifinal de año. En el caso del gas natural, tural, el gobierno brasil sileño busca asegurar otras otras fuen fuentes de suministro tro dif diferentes al gas boli oliviano, por lo lo cual estápromoviend oviendo la la construcci trucción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) (GNL),, acciones concretas con las que hacia 2013 2013 entrará en operación la la tercera terminal de GNL en tierras tierrascariocas. Aparentemente en contrasentido con la estrategia dediversificación brasileña, el gobierno gobierno del Presi Presidente Lula Lula no excluye la opción de seguir uir expandiendo la la infrae fraestructura structura hidroel hidroeléctrica. ctrica. En esa vertiente, vertiente, se construye struyen dos centrales en el caudal del río río Madeira en Rondonia onia (Sa (San Antonio Antonio con 3.2 GW y Jirau con 3.3 3.3 GW), GW), que estarán inici niciand ando operaciones ciones en el periodo riodo 20122012-20 2015 15 y que contribui contribuirán a satisf atisface acer la la demanda de electrici ectricida dad en el mediano plazo. Asim Asimismo, se tiene tiene planeada la central hidroeléctri roeléctrica ca Belo Monte, Monte, de 11.2 11.2 GW, para inici iciar ar operaciones ciones en el larg largo plazo. plazo. Cabe mencionar que debido a varios rios lilitigios, todos estos proyectos han presentado retrasos en suejecución. Con Con relación aotros otros proyectos, ctos, endiciem iembrede2009 2009 Brasil ofi oficial cializó mediante contrato, contrato, el desarrollode1,800 1,800 MWquedeberáinici iciar aroperacioneshaciamediadosde2012. 2012. Por otra otra parte rte y con relación ción a otros otros países de Centro y Sudamérica, en el caso deChil Chile, cuyas importaci portaciones de gas natural atural provi proviene enen en su mayor parte de Argenti Argentina, na, en años recientes recientes se ha implem plementado una polí olítica de diversif ersificación de sus fuen fuentes de suministro, tro, debido a que la oferta oferta de gas argentino ntino ha ido restringi restringiéndose. Tal diversif ersificación ha consi considerado la construcción construcción de dos terminales de GNL NL,, una de las cuales, la Term Terminal Quintero, Quintero,

3

Brasil, Venezuela, Paraguay, Colom Colombia y Perú.


inici nició ó operaciones ciones en junio nio de 2009 2009,, mientras que la segunda terminal, Mej Mejiillones, está program programada para iniciar iar operación ción comercial hacia cia fina finalesde2010 2010.. En térm términos del com comportam portamiento que ha registrado trado la generación de electri ctrici cidad dad por región, así com como de su posibl posible evolución ción durante los los próxim próximos años, en la gráfi gráfica ca 9 se puede observar el mayor dinam dinamismo en la región asiática tica emergente con rel relación a una relativa ativa estabilización en la la generación de energía eléctrica ctrica en los los mercados maduros,tal talescomolos lospaíseseuropeosmiembrosdelaOCDE yNort Norteamérica. érica.

30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0 1997 1998 1999 Asia noOCDE AsiayOceaníaOCDE

2000 2001 2002 Norteam NorteaméricaOCDE éricaOCDE CentroySudamérica

2003

2005 2006 EuropaOCDE MedioOriente

2007

2015 2020 2025 EuropayEurasia no OCDE frica

tmca:tasa tasamediadecrecim crecimiento anual. Int ernational rnati onal Ene Energy rgy Out Out look 2010 201 0 . Fuente: Energy Inform Information ation Administrati nistration on eInte

En el entorno entorno int internaci ernacional, el uso dela energía nergíaprim primaria aria ysecundaria ria parageneración ración deelectri ctrici cidad daddependede diferentes factores factores que varían rían de una región a otra, otra, así como de la la disponibi ponibilidad de recursos económ económicamente competitivos. Adi Adicional ionalmente, la la utilización de dichas fuentes depende de las restricci restricciones ones imperantes por la la volati tilidad en los precios de los energéticos, la la disponibi ponibilidad delos combustibles, el im impacto cto social,l, así como por la


normatividad vidad ambiental ntal. Las estim estimaciones indican que durante los próxim próximos años, los los combustibl bustibles de mayor util utilización para generación ción deelectri ctricida cidad en el mundo serán el carbón y el gas natural, en detrim etrimento de la util utilización de combustibl bustibles derivad rivados del petróleo, róleo, como es el caso del combustóleo. bustóleo. Esto Esto obedecea la volati volatillidad en los precios precios del combustibl bustible y a la la disponibililidad de tecnologías gías de mayor efici eficienci encia y con un im impacto cto ambiental sensibl siblemente menor quelas plantas convencional ncionales queutil utilizan deriva rivados del petról tróleo. eo. Se estim tima que durante el periodo periodo 200 20072025 2025,, la fuente prim primaria de mayor crecimiento en la generación ción eléctri ctrica serán las las energías rgías renovables (vé (véasegráfica 10) 10), que pasarán de 18.4% 18.4% a 23.4%, 23.4%, lo cual complementará la parti rticipa cipación ción mayoritaria del carbón que se mantendráen39.6% 39.6%yal gasnaturalcon con20.4 20.4% %haciaeseúltimoaño. Hacia Hacia el fi final del periodo, periodo, se esti stima que la energía nuclea nuclear se mantendrá prácti rácticamente en el mismo nivel nivel de parti rticipa cipación. ción. Mi Mientras tras que la partici articipa pación ción delos derivad rivados del petról tróleo eo sereducirá cirá de5% a 2.8% 2.8% de la generación mundial de electrici ectricida dad. Hacia Hacia 2025 2025 y sólo sólo después del carbón, las energías renovables (i (incluyendo las grandes hidroel hidroeléctricas ctricas a desarroll sarrollarse en Asia Asia y Sudamérica) tendrán la mayor parti rticipa cipación ción en la generación ción mundial de energíaeléctri eléctrica, ca,seguidasporel gasnatural.

30,000

25,000 Renovables 20,000

Nuclear Carbón

15,000

GasNatural 10,000 Petróleo 5,000

0 2007

2015

2020

Int ernational rnati onal Ene Energy rgy Out Out look 2010 201 0 . Fuente: Energy Inform Information ation Administrati nistration on eInte

2025


La generación mundial deenergíaeléctrica apartir de carbón seguirá siendo la de mayor participación, aunque su crecimiento promedio será menor queel de otras fuentes de energía, como las fuentes renovables yel gas natural, y se estima en 1.9% anual para el periodo 2007-2025. En 2007, 42.2% de la energía eléctrica en el mundo se generó a partir del carbón. En ese año, las centrales carboeléctricas en los EUA generaron 49.0% de la electricidad total de ese país. No obstante durante años recientes se ha registrado una fuerte volatilidad en los precios del combustible, bajo las políticas actuales su uso continuará siendo atractivo, sobre todo en paísescon grandes reservas carboníferas como EUA, China, India y Australia. Sin embargo, las tendencias en su uso pueden verse afectadas en la medida en que las políticas nacionales y los acuerdos internacionales los comprometan más en la reducción de emisiones de GEI. El carbón es el combustible más intensivo en emisiones de CO2. Si se aplicaraun costo ya fuese implícito o explícito a las emisiones deCO2, la generación de electricidad a partir de otras fuentes menos intensivas o cero intensivas como las fuentes renovables o la nuclear, tendrían un mayor impulso en su competitividad y podrían reemplazar una mayor partedela generación con carbón. Si bienlas fuentesrenovables tienen limitaciones operativas que se derivan de la naturaleza intermitente (viento, energía solar) y estocástica (variabilidad hidrológica) de los recursos, la energía nuclear se orienta para atender la carga base, operando sobre periodos largos para producir la mayor cantidaddeelectricidadpor unidaddecapacidadinstalada. Por otraparte,enlo queserefierealasreservasmundialesdecarbón,deacuerdoconel documentoBP Statistical Review of World Energy 2010, al cierre de 2009 las reservas permanecieron sin cambio respecto al año anterior, ubicándose en 826,001 millones de toneladas. Las mayores reservas de carbón se encuentran en EUA (28.9%), Rusia (19.0%), China (13.9%), Australia (9.2%) e India (7.1%) (véasecuadro 1). Este hecho lesconfiere cierto grado de seguridad energética a la mayoría deestos países en el suministro del combustible para la generación de electricidad, lo cual, como ya se hamencionado, se refleja en la dominante proporción de la capacidad carboeléctrica instalada en EUA, China, India y Australia.


Reservas mundiales de carbón, 2009 País Bitumen y antracita 1. Estados Unidos de América 2. Rusia 3. China 4. Australia 5. India 6. Ucrania 7. Kazajstán 8. Sudáfrica 9. Polonia 10. Brasil 11. Colombia 12. Alemania 13. Indonesia 14. México 15. Otros

108,950 49,088 62,200 36,800 54,000 15,351 28,170 30,408 6,012 6,434 152 1,721 860 11,175

Sub-bituminoso y lignita 129,358 107,922 52,300 39,400 4,600 18,522 3,130 1,490 7,059 380 6,556 2,607 351 41,005

Relación reservas/producción

Reservas Producción totales 238,308 157,010 114,500 76,200 58,600 33,873 31,300 30,408 7,502 7,059 6,814 6,708 4,328 1,211 52,180

1,063 327 2,782 402 512 77 115 250 144 6 74 192 229 11 596

R/P (años) 224 481 41 190 114 438 273 121 52 >500 93 35 19 106 87

Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2010 .

La generación de energía eléctrica en el mundo a partir del gas natural crecerá en 2.2% promedio anual durante el periodo 2007-2025. La participación dentro de la generación total hacia el final del periodo se estima en alrededor de 20%. La creciente dependencia en algunos países respecto a este combustible ha sido resultado de las ventajas y la versatilidad que ofrecen las plantas que lo utilizan, dada su alta eficiencia en ciclo combinado, a los menores costos de inversión respecto a otras tecnologías, a periodos de construcción más cortos, a un arranque rápido para entrada en servicio, así como por la reducción de emisiones de gases de efecto invernadero y óxidos de azufre, entre otros factores. Al cierre de 2009, las reservas probadas mundiales de gas natural se ubicaron en 6,621 billones de pies cúbicos, de las cuales Rusia concentra 23.7%, Irán 15.8% y Qatar 13.5% (véase cuadro 2).


Relación reservas/producció País

1. Rusia 2. Irán 3. Qatar 4. Turkmenistán 5. Arabia Saudita 6. Estados Unidos 7. Emiratos Árabes Unidos 8. Venezuela 9. Nigeria 10. Argelia 11. Indonesia 12. Irak 13. Australia 14. China 15. Malasia 16. Egipto 17. Noruega 18. Kazajstán 19. Kuwait 32. México2 Resto del mundo

Reservas Producción probadas (mmpcd) (bpc)

R/P (años)

51,038 12,694 8,640 3,520 7,493 57,411 4,725 2,702 2,409 7,878 6,960 n.s. 4,096 8,240 6,062 6,065 10,011 3,118 1,209 6,535 78,188

84 >100 >100 >100 >100 12 >100 >100 >100 >100 44 >100 73 29 38 35 20 57 >100 7 26

1,567 1,046 896 286 280 245 227 200 185 159 112 112 109 87 84 77 72 64 63 17 733

1

Cifras al cierre de 2009. Para el dato de reservas probadas, con base en el documento Las reservas de hidrocarburos de México 2010, Pemex Exploración y Producción, p. 33. Fuente: BP Statistical Review of World Energy 2010 . 2

De acuerdo con el DOE, en los EUA, en el largo plazo se estima un aumento en la generación de electricidad a partir de gas del orden de 0.7% en promedio anual. Sin embargo, la volatilidad en el precio del combustible es un factor difícil de aislar y a su vez, representa un incentivo para la construcción de otro tipo de centrales como pueden ser las carboeléctricas, las nucleares y el desarrollo de las fuentes renovables. En países no miembros de la OCDE, la participación del gas natural en la generación total se incrementará mientras que otros combustibles reducirán su participación. Este comportamiento se observará principalmente en países asiáticos y de Europa Oriental, como también en países de África, Medio Oriente, así como Centro y Sudamérica. En años recientes, en diversos países, entre ellos México, se ha impulsado una mayor utilización del gas natural para generación eléctrica, lo cual ha sido el principal estímulo al crecimiento en la demanda del combustible. Una de


las ventajas en la utilización de este energético, deriva del desarrollo tecnológico en las turbinas de gas, lo que ha dado como resultado la puesta en operación comercial deequipos de mayor potencia y eficiencia. Por definición, las plantas deciclo combinado son diseñadaspara operar en condiciones demáximaeficiencia. Para tal fin, en muchas instalaciones se integran sistemas regenerativos y deinterenfriamiento que permiten mejorar la eficiencia al reducir el flujo de combustible requerido para alcanzar la temperatura óptima de combustión, así como disminuir el trabajo requerido para la compresión, lo cual se traduce en una mayor potencia entregada por la turbina. En la actualidad, como resultado de estas y otras estrategias de optimización, con la integración de los ciclos termodinámicos se pueden alcanzar eficiencias del ordende50% a 60%, utilizando las turbinas más avanzadasy quemando gas natural.

A nivel mundial se espera quehacia 2025 la generación de electricidad dependiente del consumo de petrolíferos decrezca paulatinamente. En muchos países, entre ellos México, se espera una marcada disminución en el uso de combustóleo y diesel. Por el contrario, en el caso Medio Oriente, se estima que el consumo de combustibles derivados del petróleo aumente ligeramente de la mano del ritmo de crecimiento económico en esaregión. Asimismo, el consumo se mantendrá en otros países que por sus condiciones geográficas y de infraestructura sólo tienen como única opción a los combustibles líquidos derivados del petróleo para generar su energía. Tal es el caso de varias zonas rurales de Asia, donde aún no hay acceso a la infraestructura de transmisión y distribución de energía eléctrica yla opción inmediata es utilizar generadoresqueutilizandiesel. En México, los destilados ligeros e intermedios del petróleo tienen un mayor valor en el sector transporte (gasolina y diesel), mientras que en el sector eléctrico su uso se concentra en las centrales termoeléctricas de mayor antigüedad dela Comisión Federal de Electricidad (CFE), que están siendo retiradas paulatinamente, así como en variosingeniosazucareros. Otrasaplicacionesdondesequemanpetrolíferosesenalgunasinstalacionesderespaldoo emergencia y, en otros casos, para la generación distribuida utilizando diesel.

En el entorno internacional, cuya agenda está marcada en gran medida por las causas y los efectos del calentamiento global, existe un renovado interés por el desarrollo de nueva capacidad y extensiones ala vida útil de las centrales nucleares en operación. Se considera que en la mayoría delas centrales que operan en países miembros de la OCDE y en países no miembros de Europa y Eurasia, se podrían otorgar extensiones a la vida útil de sus instalaciones. Esto, de manera complementaria con los reactores que se encuentran en construcción en diferentes países, refleja el papel que asume la energía nuclear como una opción tecnológica que no emite GEI. No obstante, como toda tecnología, exi el accidente de Chernobyl en 1986, han limitado el desarrollo de la energía nuclear para la generación de electricidad. Por ejemplo, los problemas que plantea el manejo y disposición de desechos radiactivos, la posibilidad de la proliferación de armamento nuclear, el desarrollo tecnológico en la seguridad de los propios reactores, etc., así como, en no pocos casos, la falta deinformación veraz respecto a sus fortalezas y debilidades, han hecho de la energía nuclear un tema tabú en muchos países.


En laactualidaden muchos paíseslaenergía nuclear es unaimportante fuente degeneración deelectricidad. Por ejemplo, en 2008 las centrales nucleoeléctricas le aportaron a Francia alrededor del 76% de su generación total, mientras que en Bélgica y República Eslovaca, segenera más del 50% de la electricidad apartir de dicha fuente. Hacia mediados de octubre de2010, se encuentran en construcción 60 reactores con capacidad neta total de 58,584 MWe4 . De éstos, en China se construyen 23 con total de 24,010 MWe, Rusia construye 11 reactores presurizados con unacapacidadconjunta de9,153 MWe, cuatro en India y cinco en Coreadel Sur con 2,506 MWe y 5,560 MWe, respectivamente. La mayoría delos reactores que están enconstrucción (57 unidades) son del tipo presurizado. El resto corresponde a reactores de agua hirviente avanzado (ABWR), reactor de agua ligera moderado con grafito (LWGR) y reactor decría rápida(FBR) (véasecuadro 3).

4

Megawatt eléctrico.


En operación comercial País

Tipos de reactores

No. de Capacidad neta unidades (MWe)

Tipos de reactores

104

100,747

BWR, PWR

1

1,165

PWR

2. Francia

58

63,130

PWR, FBR

1

1,600

EPR

3. Japón

54

46,823

BWR, PWR

2

2,650

ABWR

4. Rusia

32

22,693

PWR, FBR, LWGR

11

9,153

PWR, FBR, LWGR

5. Alemania

17

20,490

BWR, PWR

-

-

n.a.

6. Corea del Sur

21

18,665

PWR, PHWR

5

5,560

PWR

7. Ucrania

15

13,107

PWR

2

1,900

PWR

8. Canadá

18

12,569

PHWR

-

-

n.a.

9. Reino Unido

19

10,137

GCR, PWR

-

-

n.a.

10. Suecia

10

9,303

BWR, PWR

-

-

n.a.

11. China

13

10,048

PWR, PHWR

23

24,010

PWR

12. España

8

7,516

BWR, PWR

-

-

n.a.

13. Bélgica

7

5,934

PWR

-

-

n.a.

19

4,189

BWR, PHWR

4

2,506

PWR, PHWR, FBR

15. República Checa

6

3,678

PWR

-

-

n.a.

16. Suiza

5

3,238

BWR, PWR

-

-

n.a.

17. Finlandia

4

2,716

BWR, PWR

1

1,600

EPR

18. Eslovaquia

4

1,762

PWR

2

782

PWR

19. Bulgaria

2

1,906

PWR

2

1,906

PWR

20. Sudáfrica

2

1,800

PWR

-

-

n.a.

21. Brasil

2

1,884

PWR

1

1,245

PWR

22. Hungría

4

1,889

PWR

-

-

n.a.

23. México

2

1,300

BWR

-

-

n.a.

24. Rumania

2

1,300

PHWR

-

-

n.a.

25. Argentina

2

935

PHWR

1

692

PHWR

26. Eslovenia

1

666

PWR

-

-

n.a.

27. Holanda

1

487

PWR

-

-

n.a.

28. Pakistán

2

425

PWR, PHWR

1

300

PWR

29. Armenia

1

375

PWR

-

-

n.a.

30. Irán

-

-

n.a.

1

915

PWR

31. Italia3

-

-

n.a.

-

-

n.a.

32. Kazajstán3

-

-

n.a.

-

-

n.a.

1. Estados Unidos

14. India

1

No. de Capacidad net a unidades (MWe)

En construcción

A octubre de 2010. En el total se incluyen seis reactores en operación con una capacidad conjunta de 4,980 MWe, así como dos reactores en construcción con capacidad de 2,600 MWe, ubicados en Taiwán. 2


3

Desde mediados de 1990 salieron de operación los dos últimos reactores en activo en Italia, mientras que en Kazajstán no se tienenreactores en operación desde1999. BWR:BoilingWaterReactor;PWR:PressurizedWaterReactor; ABWR:AdvancedBoilingWaterReactor; PHWR:PressurizedHeavy Water Reactor; LWGR: Light Water cooledGraphite moderate Reactor; FBR: Fast Breeder Reactor; GCR: Gas Cooled Reactor. Fuente:PowerReactorInformationSystem(PRIS),International AtomicEnergyAgency(IAEA).

Las principales adiciones de capacidad nuclear mundial se están realizando en Asia no OCDE. En China e India se construyen 27 reactores con una capacidad conjunta total de 26,516 MWe. La estrategia del gobierno chino en materia de energía nuclear implica, entre otros aspectos, la transferencia y asimilación de tecnología desde países como Francia, Canadáy Rusia. El conocimiento tecnológico es asimilado y constituye la base del desarrollo propio, de tal manera queenaños recientes China haexperimentado unarápidaautosuficiencia enel diseño yconstrucción de nuevosreactoresnucleares, basadoprincipalmenteenel desarrollotecnológico francés, así comoenalgunosaspectos del ciclo del combustible. En lo que se refiere al futuro desarrollo constructivo en China, existen dos diseños que predominanen los planes yproyectos: CPR-1000 y AP o de Areva, considerado como generación II+, quetieneuna capacidad de alrededor de 1,000 MWe, con un periodo deconstrucción promedio de 52 meses y vida útil de 60 años. Con relación al AP1000, se trata del reactor detercera generación deWestinghouse, y constituyela baseprincipal paraeldesarrollodedichageneracióndereactoresenChina.Losprimeroscuatroreactoresdeestetipo quese construyen en China son: Sanmen (dos unidades de 1,115 MWe) y Haiyang (dos unidades de 1,250 MWe) y forman parte de un convenio mayor de transferencia de tecnología. Uno de los objetivos de dicho convenio, consiste en que con la construcción de los cuatro primeros reactores, Westinghouse transfiera tecnología a la compañía chinaState Nuclear Power Technology Corporation (SNPTC) y así, ésta pueda construir por sí misma los subsiguientes reactores. Este tipo de reactores tiene en promedio, desde el inicio de la obra civil hasta la primera carga de combustible, un plazo de construcción de 50 meses. En el caso deIndia, ante el escenario derápido crecimiento en la demandade energía eléctrica, el gobierno está buscando incrementar su capacidad de energía nuclear instalada. De los 4,189 MWe instalados actualmente, el gobiernohindúhaestablecidolaambiciosametadecontarconunacapacidadde20,000 MWehacia2020. Por otra parte, en Japón se construyen dos reactores del tipo ABWR, uno en la central Ohma en la prefectura de Aomori, que utilizará combustible MOX5 con una capacidad bruta de 1,383 MWe y otro de 1,373 MWe en la prefectura de Shimane. En Francia y Finlandia se construyen dos reactores (uno por país) del tipo EPR (reactor europeo de tercera generación) de 1,600 MWe cada uno. Asimismo, en Rusia se tienen 11 reactores en construcción con capacidad neta total de 9,153 MWe y enUcrania dos reactores de950 MWe cadauno. EnMedio Oriente,variospaísesestánanalizandolautilización delaenergíanuclearconfinespacíficos.En 2007, los países miembros del Consejo de Cooperación del Golfo6 en coordinación con el Organismo Internacional de Energía Atómica (IAEA, por sus siglas en inglés), concluyeron un estudio de factibilidad parael desarrollo potencial de un programa regional de energía nuclear y desalinización. Desde 2008, el gobierno delos Emiratos Árabes Unidos

5

MOX es el acrónimo eninglés decombustible óxido mixto, el cual se obtienea partir del reprocesamiento del plutonio presente en el combustible gastado de los reactores nucleares. De acuerdo con la Asociación Mundial de la Energía Nuclear (WNA), para el caso de reactores de agualigerael reciclaje simple del plutonio, convertido en combustible MOX, puede incrementar la energía derivadadel uranio originalmenteutilizadohastaen12%, ysi eluranioesreciclado, elincrementoseestimahastaen22%. 6 Los países miembros del Consejo de Cooperación del Golfo son: Arabia Saudita, Kuwait, Bahrein, Emiratos Árabes Unidos, Qatar y Omán.


ha firmado acuerdos decooperación nuclear con Francia, Japón, el Reino Unido y los EUA. Ese mismo año anunció susplanesparacontar, en2020,contrescentralesnucleoeléctricasde1,500 MWecadauna. Se puede observar que el continente europeo, así como Corea del Sur, son regiones geográficas con un importante dinamismo en la construcción de nuevas centrales nucleares. Los países no miembros de la OCDE actualmente construyen una capacidad nucleoeléctrica de 46,142 MWe. Mientras que en los países miembros, la capacidad en construcción es de 13,357 MWe. Las mayores adiciones de capacidad se realizarán en China, Rusia, Corea del Sur, Japón, India y Bulgaria. La volatilidad de los precios decombustibles fósiles y los retos que plantea el reducir las emisiones de GEI en la generación de energía eléctrica, han sido factores cuya influencia se ha reflejado en un renovado interés por la energía nuclear. Esto ha dado como resultado quemuchos gobiernos nacionales tengan en mente a la energía nuclear como un aliado estratégico para responder al crecimiento de la demanda de energía eléctrica así como para contribuir a la mitigación de las emisiones que contribuyen al calentamiento global. En el Mapa2sepuedeobservarladistribucióngeográficadelacapacidadnucleoeléctricaenoperaciónyenconstrucciónal mesdeoctubrede2010.

140 120 100 80 60 40 20 -

5 4

124

n e n ó s e i c d a r a d e i n p U o

160 140 120 100 80 60 40 20 -

114.616

a ) e t e n W T ( d a o d i d c n a a p a r e C p o

1

1.165

n n e i ó s c c e u d r a t d s i n n o U c

n e n a ó t i ) e n c e c u d r W a t T s d i ( n c o a c p a C

a ) e t e W n T d a ( o d i c d n a a p a r e p C o

n e n s ó i e c d a r a d e i p n o U

4

2

2.819 2

2

4

3.982

n n e i ó s c e c u d r a t d s i n n o U c

n e n a ó t i e c ) n c e u d r W a t T d s i n c o ( a p c a C 45 40 35 30 25 20 15 10 5 -

n e n s i e ó c d r a a e d i n p U o

a t e o ) n d e d n a a W d r i T c e p ( a o p a C

n n e ó i s c c e u d r a t d s i n n o U c

2

53 40.047

n e ó n s e i c d r a a e d i n p o U

1.937

n a ó t i e n c c ) u d r e a t d s i n W T c o a c ( p a n C e

n e n s i e ó c d a a r e d i n p U o

d o a d ) d e a n i t c a e r W a n e p p T a ( C o

a t e o ) n d e a n a W r i e c p T ( a o p a C

n n e ó i s c e c u d r a t d s i n n U o c

15

12.959


n d ó a n i ) c d e e i c c u a t r W a t p e T a n s ( n C o c

40 31

30.331

n n e ó i s c e c u d r a t d s i n n U o c

a ó n t e c n i c e u ) r a t W s i n T c o ( a p c a n C e

19.642

n e ó n s e i c a a r e i n p o U

a ) e t e W n T ( a o i c d n a a p a r e p C o

1.800

1 -

1

1

60 50 40 30 20 10 -

130.280

3

3

-

143

80 70 60 50 40 a ó n 30 t i e c n c ) 20 u e r a t W 10 s i n T c o ( a c p a C n e

Informacióncorrespondienteaoctubrede2010. Fuente:PowerReactorInformationSystem(PRIS),International AtomicEnergyAgency(IAEA).

75

n n e ó s e i c d a r a d e i n p o U

65.488

a ) e t e W n T ( d a o d i d c n a r p a a e C p o

7

8.210


a ó n t e c ) n i c d u r e a t d W s i n T c o ( a p a c n C e


Las fuentes de energía renovable son hoy en día una alternativa con un extenso potencial para disminuir la dependencia global en el consumo de combustibles fósiles. Sus aplicaciones tanto en operación como potenciales, han venido creciendo hasta abarcar prácticamente todos los usos finales de la energía en el mundo. Desde los procesos de secado o deshumidificación de granos (por ejemplo el café) a cielo abierto hasta la generación de electricidad por medio de paneles solares instalados en las sondas espaciales, las energías renovables tienen gran relevancia. Enlaactualidad,el aprovechamientodelasfuentesrenovablesparagenerarelectricidadmuestranivelesdedesarrollo asimétrico entre economías avanzadas y economías en desarrollo o emergentes. A excepción de Canadáy Turquía, donde se tienen planes para el desarrollo de grandes proyectos hidroeléctricos, en las economías OCDE la mayor partedelosrecursoshidroeléctricoseconómicamenteexplotablesyahansidodesarrollados, porloquelamayor parte del crecimientoenlasenergíasrenovablesenesospaísescorrespondenafuentesdiferentesalahidráulica,como loes el viento y la biomasa. En varios de estos países, principalmente en Europa, se han implementado políticas de estímulo paraimpulsar suaprovechamiento, por medio deincentivos financieros (feed-in tariffs)7, incentivosfiscales, fijación de cotas de mercado, entre otros instrumentos. En el caso de las economías emergentes y en desarrollo, se considera que la energía hidroeléctrica será la que aporte el mayor impulso durante los próximos años. Específicamente se proyecta un fuerte desarrollo hidroeléctrico en gran escala en China, India, Brasil y varias naciones del sureste asiático como Malasia y Vietnam. Además de la hidroeléctrica, la energía eólica tendrá una dinámica expansión en China.

Durante los años recientes, la capacidad mundial eoloeléctrica instalada ha crecido de manera vertiginosa, particularmente en Alemania y España y más recientemente en China. En Europa, el rápido crecimiento de la capacidadinstalada ha sido en gran parte propiciado por la implementación de las feed-in tariffs. Durante el periodo 1999-2009, la capacidad eólica mundial se ha expandido con una tasa de crecimiento promedio anual de 27.9%, al pasar de13,600 MW a159,213 MW (véase gráfica11).

7

Una feed-in tariff es un incentivo financiero diseñado para estimular el desarrollo de las fuentes renovables para generar electricidad. Bajo este esquema, el gobierno, a través de la legislación, obliga a las empresas del servicio público o suministradoras a comprar la electricidadproducida por generadores privados a unprecio superior al de mercado o lo suficientemente alto paraestimular la inversión en ese tipo defuentes. Esto haceposible que apesar de los altos costos de inversión asociados alas fuentes renovables, los generadores quelas utilizanalcancen un retorno positivo dela inversión.


159,213

120,903 93,927 74,223

6,100 7,600

59,091 47,620 39,431 31,100 23,900 17,400 10,20013,600

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente: Global Wind 200 9 Report ,Global WindEnergyCouncil (GWEC) y World Wind Energy Report 2009 ,WorldWindEnergy Association.

Al cierre de 2009 se tenían instalados 159,213 MW decapacidad eólica alrededor del mundo, delos cuales destaca en primer lugar EUA con 35,159 MW (22.1%), China con 26,010 MW (16.3%), Alemania con 25,777 MW (16.2%), luego España con 19,149 MW (12.0%), India 10,925 MW (6.9%), Italia con 4,850 MW (3.0%), entre otros. México ocupala posición 27 con 402 MW (0.3%) (véasecuadro 4 ygráfica 12).


Capacidad 2008 (MW)

Pais

1. EUA 2. China 3. Alemania 4. España 5. India 6. Italia 7. Francia 8. Reino Unido 9. Portugal 10. Dinamarca 11. Canadá 12. Holanda 13. Japón 14. Australia 15. Suecia 27. México Resto del mundo

Adicionesde Capacidad Participación capacidad 2009 (MW) (%) 2009 (MW)

25,237 12,210 23,897 16,689 9,587 3,736 3,404 3,195 2,862 3,163 2,369 2,235 1,880 1,494 1,067 85 7,793

9,922 13,800 1,880 2,460 1,338 1,114 1,117 897 673 334 950 5 176 383 512 317 2,434

35,159 26,010 25,777 19,149 10,925 4,850 4,521 4,092 3,535 3,497 3,319 2,240 2,056 1,877 1,579 402 10,225

22.1 16.3 16.2 12.0 6.9 3.0 2.8 2.6 2.2 2.2 2.1 1.4 1.3 1.2 1.0 0.3 6.4

Fuente: World Wind Energy Report 2009 , World Wind EnergyAssociation.

México Restodel mundo 13.4% 0.3% Dinamarca 2.2% Portugal 2.2% ReinoUnido 2.6% Francia 2.8% Italia 3.0% India 6.9%

EUA 22.1%

China 16.3% España 12.0%

Alemania 16.2%

Fuente: World Wind Energy Report 2009 , World WindEnergyAssociation.


La generación mundial deelectricidadpor fuentes eólicas también hamostrado unadinámica muy importante, al pasar de 8.9 TWh en 1996 a 164.4 TWh en 2007. En ese último año, Alemania generó 22.9% del total mundial, seguido por los EUA con 21%, España con 15.9%, India con 6.7%, Dinamarca con4.1%, China 3.9%, Reino Unido 3.0% e Italia con 2.4%. El restante 20% se genera en países como Portugal, Holanda, Canadá, Japón, Australia, entre otros. En el caso deMéxico, en 2007 generó el 0.2% mundial de la electricidad producidapor del viento. En el caso deChina, si bien ocupa el segundo lugar en cuanto a capacidad mundial instalada, su producción de electricidad aún se mantieneen niveles relativamente bajos en comparación con países de Europa o India (véase gráfica 13). Como se puede observar en esta gráfica, países como Alemania, EUA y España han incrementado en mayor proporción su generación de electricidad, como resultado, entre otros factores, de las políticas de estímulo implementadasenañosrecientes.

180.0 160.0 140.0 120.0 a r o100.0 h t t a w a r e 80.0 T

60.0 40.0 20.0 0.0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 EUA

Alemania

España

India

Dinamarca

China

ReinoUnido

Italia

Fuente: International EnergyStatistics, EnergyInformation Administration, U.S. Department of Energy (DOE).

Total


Respecto a las adiciones de nueva capacidad durante 2009, en China se instalaron 13,800 MW, seguido por EUA con 9,922 MW, luego España con 2,460 MW, Alemania 1,880 MW e India con 1,338 MW (véase gráfica 14).

13,800

9,922

2,460

a n i h C

A U E

a ñ a p s E

1,880

a i n a m e l A

2,434 1,338 1,117 1,114 950 a i d n I

a i c n a r F

a i l a t I

á d a n a C

897 o d i n U o n i e R

673 l a g u t r o P

512

383

334

317

176

5

a i c e u S

a i l a r t s u A

a c r a m a n i D

o c i x é M

n ó p a J

a d n a l o H

l e o d o d n t u s e m R

Fuente: World Wind Energy Report 2009 , World Wind EnergyAssociation

El rápido crecimiento en la capacidad instalada en centrales eólicas, es resultado de las políticas que se han implementado en varios países como estrategia de generación de energía eléctrica sustentable. Bajo esalógica, en el documento Global Wind Energy Outlook 2010, del Consejo Global de Energía Eólica (GWEC, por sus siglas en inglés), sereportandatosprospectivosdelosposiblesescenariosparaeldesarrollodelacapacidadeólicaenelmundo durante los próximos años (véasegráfica15), en los quelos principales factores de impacto correspondena políticas dereducción de emisiones de GEI, instrumentos regulatorios de estímulo, incentivos económicos para la inversión y operación de centrales eólicas, entre otros aspectos. Para el escenario de referencia, el GWEC considera las proyecciones del World Energy Outlook 2009 de la IEA. En este escenario el documento destaca las políticas


implementadasactualmente así como la continuidaden el desarrollo de las reformas de los mercados eléctricos y del gas, incluyendo a su vez la liberalización del comercio energético transfronterizo. El escenario moderado del GWEC, toma en cuenta todas las políticas deapoyo a las energías renovables vigentes o enetapa deplaneación en el mundo. Asimismo supone que todos los objetivos y metas de desarrollo de las fuentes renovables en muchos países se cumplen acabalidad. En el escenario avanzado, el documento describeel grado depenetración que la energía eólica podríaalcanzaralaluz delasgrandescrisisdeseguridadenergéticayel cambio climático.

2,500

2,000

1,500

1,000

500

0 2010

2015

Escenario dereferencia

2020

Escenario moderado

2025

2030

Escenarioavanzado

Fuente: Global Wind Energy Report 2010, GWEC.

En materia de capacidad instalada para generar electricidad a partir de recursos geotérmicos, en el contexto mundial a octubre de 2010 México ocupó la cuarta posición, con 958 MW, precedido por EUA con 3,093 MW, Filipinas con 1,904 MW e Indonesia con 1,197 MW, representando 8.9%, 28.9%, 17.8% y 11.2% del total mundial, respectivamente (véasecuadro 5 y gráfica 16).


MW

Participación (%)

3,093 1,904 1,197 958 843 628 575 536 204 167 166 445

28.9 17.8 11.2 8.9 7.9 5.9 5.4 5.4 1.9 1.6 1.5 4.1

País

1. EUA 2. Filipinas 3. Indonesia 4. México 5. Italia 6. Nueva Zelanda 7. Islandia 8. Japón 9. El Salvador 10. Kenia 11. Costa Rica Resto del mundo

Nota: Cifras al 30 de abril de 2010. Fuente: International Geothermal Association (IGA).

El Salvador 1.9%

Costa Rica 1.5% Resto del mundo 4.1%

Kenia 1.6%

Japón 5.0%

EUA 28.9%

Islandia 5.4% Nueva Zelanda 5.9% Italia 7.9% México 8.9%

Filipinas 17.8% Indonesia 11.2%

Cifras al 30 de abril de 2010. Fuente: International Geothermal Association (IGA).

Por otro lado, en los últimos años la generación de electricidad a partir de recursos geotérmicos ha variado en menor magnitud en comparación con otras fuentes renovables. El desarrollo de los yacimientos geotérmicos así como su


adecuada explotación y mantenimiento, constituye una tarea importante que se debe realizar adicionalmente al desarrollo delainfraestructura paralageneración deelectricidad. Durante el periodo 1998-2008, laenergíaeléctrica producidaa partir de fuentes geotérmicas enel mundo creció con una tasa promedio anual de 2.7%. De acuerdo con la información más reciente dela Asociación Geotérmica Internacional (IGA, por sus siglas en inglés), en 2008 los EUA generaron 25.8% del total mundial, seguido por Filipinas con 17.7%, Indonesia y México con 11.6% cada uno, luego Italia 9.1%, Nueva Zelanda 6.9%, Islandia 6.7%, Japón 4.6%, así como El Salvador y Costa Rica, con 2.3% y 1.9%, respectivamente (ver gráfica 17).

70.0

60.0

50.0 a r o 40.0 h t t a w a r e 30.0 T

20.0

10.0

0.0 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 EUA

Filipinas

Indonesia

México

Italia

NuevaZelanda

Islandia

Japón

El Salvador

CostaRica

Total

Fuente: International EnergyStatistics, EnergyInformationAdministration, U.S. Department of Energy(DOE).

Gran parte del crecimiento estimado para la generación eléctrica a partir de fuentes primarias distintas a los combustibles fósiles, proviene de expectativas de realización de grandes proyectos hidroeléctricos en Asia y Sudamérica. China tiene ambiciosos planes para incrementar su capacidad hidroeléctrica. En octubre de 2008, se


puso en operación el generador final del proyecto hidroeléctrico Tres Gargantas de 18,200 MW, además se han anunciado planes para ampliar la capacidad de este proyecto hasta 22,400 MW hacia 2012. Adicionalmente, el proyecto Xiluodu de 12,600 MW sobre el río Jisha, continúa en construcción y está programado para concluirse hacia 2020 como parte de un programa de desarrollo de 14 instalaciones hidroeléctricas. El gobierno chino se ha planteado el objetivo decontar con 300 GW de capacidad hidroeléctrica hacia 2020, mediante la construcción de varios proyectos adicionales a los que hasta aquí se han mencionado. De acuerdo con los planes del gigante asiático, este ambicioso desarrollo hidroeléctrico le permitiría incrementar la generación hidroeléctrica en 4% anual en el largo plazo. En resumen, en los países en desarrollo de Asia y América Central y Sudamérica, los proyectos hidroeléctricos en media y mayor escala dominaránlos incrementos enla utilización de energías renovables durante los próximos años. China, India y Brasil tienen planes para expandir su capacidad hidroeléctrica para satisfacer los incrementos en su demanda de energía eléctrica. Por el contrario, en Medio Oriente la hidroelectricidad no tendrá una expansión significativa, dado que en esa región sólo algunos países tienen los recursos hidráulicos necesarios para impulsar este tipo deproyectos.

La tecnología solar fotovoltaica convierte la luz solar en energía eléctrica directamente usando fotonesdela luz del sol para excitar los electrones a niveles de energía más altos. La diferencia de potencial resultante a través delas celdas solares permite el flujo de una corriente eléctrica. Aunque esta tecnología actualmente es utilizada en aplicaciones residenciales en pequeña escala, también puede ser escalada para aplicarse en centrales eléctricas mayores. Enlaactualidad,el costo delaenergíaeléctricaproducidaconpanelessolaresesdemasiadoaltodebidoaquelos componentes delos paneles son caros y la eficiencia de conversión de la energía solar en electricidad es muy baja. Desde las primeras celdas solares construidas en la década de1950, se tenían eficiencias de conversión de 5-6%, la cual con el desarrollo tecnológico ha mejorado hasta niveles de 12-18% en las modernas celdas desilicio. Esta tecnología seguirá ganando participación de mercado en países donde existen incentivos financieros respaldados por el gobierno, específicamente en el caso de Alemania, donde existe una tarifa de estímulo que contribuyeasolventarlasdesventajaseconómicasderivadasdel altocostodelatecnologíaparaenergíarenovable.La aplicación de dicha tarifa ha generado una expansión importante en el uso de energía solar fotovoltaica. Por otra parte el gobierno en Japón se ha establecido el objetivo dequehacia 2030 el 30% de todos los hogares dispongan depanelesfotovoltaicos.

La tecnología termosolar produce electricidad concentrando la radiación solar para calentar y producir vapor de agua y hacerlo pasar por una turbina de la misma forma que se realiza en una central termoeléctrica o de ciclo combinado. Existen dos tipos de concentradores solares: tipo torre y parabólicos. Gracias alos avances científicos y tecnológicos, estas tecnologías se han desarrollado notoriamente durante las últimas dos décadas y con ello se ha reducido el costo de producir electricidad apartir deconcentradores solares. Actualmente el precio dela electricidad


generada mediante concentradores puede competir con los precios de la energía comercializada en las tarifas más altas. Las plantas termosolares están siendo orientadas para competir con la generación de electricidad al por mayor, especialmente la proveniente deplantas que operan en horario punta, y se espera que su competitividadaumente en la medida quelas tecnologías de almacenamiento térmico mejoren, así como resultado de el abatimiento de costos y en función de que selleve a cabo la adopción generalizada depolíticas claras para la mitigación de las emisiones de gasesdeefecto invernadero. La tecnología termosolar con mayor utilización en el mundo es la decolectores parabólicos, los cuales se instalan mediante un arreglo de un campo de reflectores concentrados sobre un punto donde un fluido de trabajo es sobrecalentado para producir vapor. Actualmente en los EUA la capacidadtotal termosolar instaladaes de 400 MW yseestimaquehacia2030creceráa859 MW.


CAPÍTULO DOS

4

Marco regul atorio del sector el éctrico

EnesteCapítulo, sedescribenbrevementelosordenamientosjurídicos aplicablesalasactividadesdegeneración, conducción, transmisión, transformación, distribución, abastecimiento, importación y exportación de energía eléctrica. Se mencionan los nuevos instrumentos de regulación orientados a la promoción del desarrollo de las energías renovables y la cogeneración eficiente en México. Adicionalmente, se presenta la evolución observada en el otorgamientodepermisosparageneración deenergíaeléctricadurantelosúltimosaños. Paratalespermisosseindica lacapacidadautorizadayenoperación, así comolasituaciónactual delosproyectos encadamodalidad,deloscuales destacan, por su capacidad instalada y número de permisos, la producción independiente y el autoabastecimiento, respectivamente, así como la cogeneración, modalidadque representa un importante potencial de desarrollo parael ahorro y la eficiencia energética. Losprincipalesordenamientoslegalesqueregulanlaprestacióndel serviciopúblicodeenergíaeléctricason: Orgánica de la Administración Pública Federal

ovechamiento Sustentable delaEnergía

estatales

to de la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética


mento de la Ley Federal de las EntidadesParaestatales

Lasdisposicionesconstitucionalesaplicablesal sectoreléctrico, seencuentranfundamentalmenteconsignadasen losartículos25,27y28denuestraCartaMagna. Corresponde al Estado la rectoría del desarrollo nacional para garantizar que éste sea integral y sustentable, que fortalezca la soberanía de la Nación y su régimen democrático y que, mediante el fomento del crecimiento económico y el empleo y una más justa distribución del ingreso y la riqueza, permita el pleno ejercicio de la libertad y la dignidad de los individuos,gruposyclasessociales,cuyaseguridadprotegeesta c regulación y fomento de las actividades que demande el interés general en el marco de libertades que otorga esta c Asimismo, establece que l sector público tendráa sucargo, de manera exclusiva, las áreasestratégicas que se señalan en el Artículo 28, párrafo cuarto de la c gobierno federal la propiedad Conforme a lo establecido en el Artículo 27, orresponde exclusivamente a la Nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materianoseotorgaránconcesionesalosparticularesylaNaciónaprovecharálosbienesyrecursosnaturalesquese requieranparadichosfines . El Artículo 28, párrafo cuarto, precisa que no constituirán monopolios las funciones que el Estado ejerza de manera exclusiva en las áreas estratégicas que se determinan en dicho artículo, entre las que se encuentra la electricidad. Este precepto también establece que el Estado levaa cabo estas actividades estratégicas, a través de organismos y empresas querequiera para su eficaz manejo.


LaEstrategiaNacionaldeEnergíadefineel rumbodel sectorenergéticoconbaseentresgrandesEjesRectores: 1) SeguridadEnergética 2) Eficiencia Económica y Productiva, y 3) SustentabilidadAmbiental

Diversificar la disponibilidad y uso de energéticos, asegurando la infraestructura para un suministro suficiente, confiable, dealta calidad ya precios competitivos; Satisfacer lasnecesidadesenergéticasbásicasdelapoblaciónpresentey futura, y Desarrollar las capacidades humanas y tecnológicas para la producción y el aprovechamiento eficiente de la energía.

Proveer la energía demandadapor el país al menor costo posible; Contar con unaoferta suficiente, continua, dealta calidad ya precios competitivos; Aprovechar demanera eficiente los recursos energéticos; Contar con mercados nacionales vinculados alos mercados internacionales, donde las empresasdel Estado sean competitivas, eficientes financiera y operativamente, con capacidad de autogestión y sujetas a transparencia y rendicióndecuentas; Alcanzary mantener estándaresinternacionalesdeseguridadindustrial, y Desarrollar los proyectos de inversión en infraestructura adoptando las mejores prácticas.

Reducirdemaneraprogresivalosimpactosambientalesasociadosalaproducciónyconsumodeenergía; Hacer uso racional del recurso hídrico y desuelos en el sector energético, y Realizar acciones para remediar y evitar los impactos ambientales en zonas afectadas por las actividades relacionadas con la producción y consumo deenergéticos.

La Ley del Servicio Público deEnergía Eléctrica(LSPEE), publicadaenel Diario Oficial dela Federación (DOF) en 1975, establece en su Artículo 36 las atribuciones dela Secretaría de Energía parael otorgamiento depermisos para la generación deenergía eléctrica, considerando los criterios y lineamientos dela política energética nacional y oyendo la opinión de la Comisión Federal deElectricidad(CFE).


Con el objetivo deincentivar la participación departiculares en la expansión del sistema eléctrico, el Congreso de la Unión ha modificado la LSPEE en diferentes ocasiones para incorporar nuevas modalidades de generación de energía eléctrica que no seconsideran servicio público, tal es el caso de la reforma a dicha Ley publicada en el DOF el 23 de diciembre de 1992, en la cual se incorporaron las modalidades de: cogeneración, productor independiente, pequeñaproducciónyexportacióneimportacióndeenergíaeléctrica. De todas las modalidades, la producción independiente deenergía hapresentado el mayor dinamismo en cuanto a capacidad instalada serefiere, debido principalmente a su vinculación directa con los planes de expansión de CFE y a los esquemas de financiamiento que en esta modalidad se aplican. Asimismo, en la búsqueda de una mayor eficiencia energética y menor impacto ambiental, la expansión de la oferta de energía eléctrica bajo la modalidad de producción independiente se ha l evado a cabo, principalmente mediante centrales con tecnología de ciclo combinado cuyaproducción sedestinaexclusivamente ala CFE. Otras modalidades como es el caso de autoabastecimiento y cogeneración, representan diferentes áreas de oportunidad, mediante las cuales se pueden aprovechar capacidades aún no explotadas, como incrementar la eficiencia térmica de un proceso industrial, optimizar el uso decombustibles, reducir emisiones, garantizar estabilidad en frecuencia y voltaje, entre otras ventajas. En el caso de las variadas ramas industriales así como en Petróleos Mexicanos (Pemex), la posibilidad de generar energía eléctrica a costos competitivos representa un factor importante quepermiteincrementar laeficiencia desus procesos ycon ello la competitividaddelas empresas. Por otro lado, la participación de la iniciativa privadaen áreas no reservadas en forma exclusiva ala Nación, como es el caso de la generación de electricidad que se destine a fines distintos del servicio público, puede permitirle al Estado canalizar recursos hacia otras necesidades sociales y con ello, diferir la carga financiera que representa la expansión del servicio público deenergía eléctrica. Mediante los instrumentos de regulación se establecen lineamientos y mecanismos de interrelación entre los particulares yel suministrador del servicio público (CFE). Estos mecanismos seesquematizana continuación (véase figura 1) y, en las secciones 2.5, 2.6 y 2.7 se definen cadauno de ellos.


•

•

Autoabastecimiento

Cogeneración

-Contrato deinterconexión -Convenio para el servicio de transmisión de energía eléctrica -Contratoderespaldode energíaeléctrica -Convenio de compraventa de excedentesdeenergíaeléctrica

•

•

•

Pequeñaproducción

Producción independiente

Exportación

-Contrato de compra-venta de energía para pequeñoproductor

ComisiónFederal deElectricidad

-Contrato de interconexión para energíarenovableycogeneración eficiente -Convenio de servicio de transmisión deenergía eléctrica -Contrato de interconexión para fuente hidroeléctrica

•

Importación

-Convenio de servicio de transmisión para fuente hidroeléctrica -Contratos de interconexión para fuente renovable o sistema de cogeneración en pequeña y medianaescala*

* Aplicable aproyectos con capacidad de hasta 0.5 MW, los cuales no requieren permiso paragenerar energía eléctrica ** Aplicables alos instrumentos de regulación para fuentes deenergía firme, renovable eimportación. Fuente: CRE.


Desde 1995, con la expedición de la Ley de la Comisión Reguladora de Energía, este órgano cuenta con facultades de regulación en materia deenergía eléctrica, entre otras. A partir de ese año, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) se constituyó como autoridad reguladora y pasó de ser un órgano consultivo en materia de electricidad a un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía con autonomía técnica, operativa, degestión y dedecisión. El objetivo fundamental de la CRE es promover el desarrollo eficiente de las actividades a que se refiere el Artículo 2desupropiaLey,medianteunaregulaciónquepermita:salvaguardarlaprestacióndelosserviciospúblicos, fomentar una sanacompetencia, proteger los intereses de los usuarios, propiciar unaadecuadacobertura nacional y atender la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro y prestación delos servicios. En lo concerniente al sector eléctrico, la CRE tiene por objeto promover el desarrollo eficiente de las siguientes actividades: El suministro y venta deenergía eléctrica alos usuarios del servicio público; La generación, exportación e importación de energía eléctrica, querealicen los particulares; La adquisición deenergía eléctrica quese destineal servicio público, y; Los servicios de conducción, transformación y entrega de energía entre entidades que tienen a su cargo el servicio público, y entre éstas y los titulares de permisos para la generación, exportación e importación de energía eléctrica. Para la consecución de lo anterior, la CRE cuenta, entre otras, con las siguientes atribuciones en materia de energíaeléctricaestablecidasensupropiaLey: Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de generación e importación de energía eléctrica y los suministradoresdel servicio público; Participar en la determinación de las tarifas parael suministro y venta deenergía eléctrica; Aprobar los criterios y las bases para determinar el monto de las aportaciones de los gobiernos de las entidades federativas, ayuntamientos y beneficiarios del servicio público de energía eléctrica, para la realización de obras específicas, ampliaciones o modificaciones de las existentes, solicitadas por aquellos para el suministro de energía eléctrica; Verificar queen la prestación del servicio público de energía eléctrica, se adquiera aquélla que resulte de menor costo yofrezcaademás, óptimaestabilidad,calidadyseguridadparael SistemaEléctricoNacional; Aprobar las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por la adquisición de energía eléctrica que se destineal serviciopúblico; Aprobar las metodologías para el cálculo de las contraprestaciones por los servicios de conducción, transformacióny entregadeenergíaeléctrica;


Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones que, conforme a las disposiciones legales aplicables, se requieren paralarealización delasactividadesreguladas; y;

Aprobar y expedir modelos deconvenios y contratos de adhesión para la realización delasactividades reguladas,

Expediryvigilarelcumplimientodelasdisposicionesadministrativasdecaráctergeneral,aplicablesalaspersonas querealicenactividadesreguladas. En materia de regulación tarifaria, el Artículo 31 de la LSPEE establecequela Secretaría deHacienday Crédito Público, con la participación de las Secretarías deEnergía, Minase Industria Paraestatal8 y deComercio y Fomento Industrial9 y a propuesta de la CFE, fijará las tarifas, su ajuste o reestructuración, de manera que tienda acubrir las necesidadesfinancierasylasdeampliacióndel serviciopúblico, yel racional consumodeenergía.

Deacuerdoaloestablecido enlaLSPEE ysuReglamento, lasmodalidadesbajo lascualeslosparticularespueden tramitar y, en su caso, obtener permisos para la generación e importación de energía eléctrica, consisten en las siguientes: Autoabastecimiento Es la generación de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacerlasnecesidadesdepersonasfísicasomoralesynoresulteinconvenienteparael país. Cogeneración Es la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas; Es la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que setrate, y; Es la producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate. Para esta modalidades necesario que la electricidadgeneradase destine ala satisfacción de las necesidades de establecimientosasociadosalacogeneración,entendidospor tales,losdelaspersonasfísicasomoralesque: Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los combustibles que dan lugar a los procesos base de la cogeneración, o; Seancopropietariosdelasinstalacionesomiembrosdelasociedadconstituidapararealizarelproyecto.

8 9

SecretaríadeEnergía(Sener). Secretaría de Economía (SE).


. Es la generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de30 MW, destinadaexclusivamente asu venta ala CFE o a la exportación. . Eslageneración deenergíaeléctricadestinada: En su totalidad a la venta a CFE, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor de30 MW en un área determinada. Al autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica,encuyocasolosproyectosnopodránexcederde1MW. A la exportación, dentro del límite máximo de 30 MW. . Es la generación de energía eléctrica para destinarse a la exportación, a través de proyectos de cogeneración, producción independiente y pequeña producción que cumplan las disposiciones legales y reglamentarias aplicables según los casos. Los permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorionacional laenergíaeléctricagenerada,salvoqueobtenganpermisodelaCREpararealizardichaactividaden lamodalidaddequesetrate. . Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica y el consumidor de la misma. La participación de los permisionarios en la generación eléctrica se ha incrementado en los últimos años, especialmente la modalidad de producción independiente de energía, la cual en 2009 representó el 32.2% de la generación total deenergía eléctricadel servicio público.

Como un mecanismo facilitador para la participación de particulares en la generación de electricidad, el marco regulatorio cuenta con instrumentos mediante los cuales los permisionarios pueden solicitar la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La factibilidad de poder interconectarsecon la reddel servicio público, así como la certeza de contar con energía eléctrica de respaldo y la posibilidad de entregar excedentes, provee a los permisionarios de mayor flexibilidad en sus operaciones de generación e importación de energía eléctrica. Los instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de energía firme como renovable, además de contratos de interconexión para permisionarios de importación y compra-venta de energía eléctrica, como se describe a continuación: . Establece los términos y condiciones parainterconectar la central degeneración de energía eléctrica conel SEN. Este contrato proporciona al permisionario los elementos necesarios paraadministrar la demandade los centros de carga, además de permitirle calcular los pagos por los servicios conexos proporcionados por el suministrador. . Tienen por objeto que el suministrador respalde la central de generación de energía eléctrica en caso de falla, mantenimiento o ambos. El cargo por este servicio está determinado en función delastarifas publicadas por la Secretaría de Hacienday Crédito Público.


. También conocida como energía económica, establece los procedimientos y condiciones que rigen la entrega de energía eléctrica del permisionario al suministrador de acuerdo con las reglas de despacho del SEN. Este convenio considera queel permisionario pueda realizar entregas de energía económica al suministrador, para lo cual cuenta con tres procedimientos: recepción por subasta, recepción automática notificada yrecepción automática no notificada. . Establece que el suministrador recibe la energía eléctrica de la central de generación en el punto de interconexión y la transporta hasta los centros de carga del permisionario de acuerdo con la capacidadde porteo contratada para cadauno de ellos.

En 2001, la CRE aprobó una regulación específica para fuentes renovables de energía con la finalidad de fomentar el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica10. Estos instrumentos consideran las característicasdeeste tipo defuentes deenergía, como es la disponibilidad intermitente del energético primario y se incluyenconceptosúnicamenteaplicablesadichasfuentes, talescomo: Energía sobrante.- Cuando un permisionario entregaa sus centros de consumo una cantidaddeenergía mayor a la correspondiente de su potencia comprometida de porteo o cuando la demanda de los centros de consumo sea menor a la potencia entregadaen el punto de interconexión. Energía faltante.- Cuando una fuente de energía no satisface la potencia de compromiso de porteo con sus centrosdeconsumo. Potencia Autoabastecida.- Se reconoce la capacidad que la fuente de energía renovable aporta en las horas de máximademandadel SEN11. Para el caso defuentes deenergía renovable, es posible realizar compensaciones deenergía faltante con energía sobrante, es decir, si existe energía sobrante neta en un mes, esta puede utilizarse para compensar faltantes demeses posteriores, haciendo un corte anual. De esta forma y dada la intermitencia de estas fuentes, el contrato considera la flexibilidaddeestos intercambios. Por otra parte, como resultado de los mandatos que se establecen en la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE), con fecha 28 deabril de2010, sepublicó en el DOF la Resolución por la que la CRE expide el Modelo de Contrato de Interconexión para Centrales de Generación de Energía Eléctrica con Energía Renovable o Cogeneración Eficiente y sus anexos (F-RC, IB-RC, TB-RC), así como el Modelo de Convenio para el Servicio de Transmisión de Energía Eléctrica para Fuente de Energía. Dichos instrumentos, además de ser aplicables a energías renovables, se hacen extensivos a proyectosdecogeneracióneficiente.

10

Publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el7deseptiembrede2001. El 30 de enero de2006, se publicó en el DOF la modificación que permite reconocer la capacidadde los generadores apartir de energía renovabledeltipointermitente. 11


Losinstrumentosvigentesquetienenporobjetoregularlasactividadesantesmencionadas,sonlossiguientes:

Este modelo de contrato tiene por objeto realizar y mantener, durante la vigencia del mismo, la interconexión entre el Sistema Eléctrico Nacional y la fuente de energía renovable o de cogeneración eficiente del permisionario. Con la implementación de este instrumento regulatorio, se buscacrear las condiciones que reconozcanlas característicasespecíficasdecada tecnología, con el propósito dequelos costos en quese incurra con dichos proyectos resulten competitivos, a través deprocesos eficientes en la generación a partir de energíarenovable. Instrumento legal aplicable para transportar la energía eléctrica desde el sitio de la fuente de energía del permisionario hasta dondese localizan sus centros deconsumo, para uso exclusivo del solicitante (permisionario) y desus socios querequieranrecibirlaenergíaenunoomáspuntosdecarga. Mediante este contrato se regula la interconexión entre el SEN y la fuente deenergía hidroeléctrica del Permisionario tomandoencuentaquelaLAERFTE estableceunlímitede30MWparaestosproyectos. Este convenio permite regular las operaciones entre el permisionario que requiere usar el SEN para llevar energía eléctrica desde su fuente de energía hidroeléctrica hasta sus centros de consumo, solicitando el servicio de transmisión al suministrador quien l evará a cabo los estudios de factibilidad correspondientes. En caso de resultar factible el servicio, las partes celebrarán un convenio, para lo cual se sujetará a lo establecido por la CRE en la metodología de transmisión para hidroeléctricas por la que se autorizan los cargos correspondientes alos servicios de transmisión.

Este contrato es aplicable sólo a los generadores con fuente deenergía renovable y alos generadores con sistema de cogeneración en pequeña escala con capacidad de hasta 30 kW, que se interconecten a la red eléctrica del suministrador en tensiones inferiores a 1 kV, y que no requieren hacer uso del sistema del suministrador para portear energía asus cargas.

Este contrato es aplicable sólo a los generadores con fuente deenergía renovable y alos generadores con sistema de cogeneración en mediana escala con capacidad de hasta 500 kW, que se interconecten a la red eléctrica del


suministrador en tensiones mayores a 1 kV y menores a 69 kV, y que no requieren hacer uso del sistema del suministrador para portear energía a sus cargas.

A excepción de tres permisionarios establecidos en el estado deCoahuila, la totalidad de los permisionarios de importación de energía eléctrica se ubican en las áreas de control de Baja California y Noroeste, específicamente en los estados de Baja California y Sonora. Con el fin de realizar las operaciones de importación de electricidad para autoabasto, el 17 de mayo de 2004 se publicó en el DOF la resolución por la cual se aprueba el modelo de contrato deinterconexióndepermisionarios ubicadosenel áreadecontrol deBajaCaliforniaqueimportanenergía atravésdel Consejo Coordinador de Electricidad del Oeste (Western Electricity Coordinating Council -WECC-) de los EUA, el cual regula las operaciones entre CFE y los permisionarios de importación. El contrato de interconexión para permisionarios ubicados en el área de control deBaja California, tiene por objeto quela CFE realice la transmisión de energía de importación entre el punto de interconexión y el punto de carga del permisionario, de manera queeste contratosirvademarcoparatodaslasoperacionesconel permisionario.

El 20 deabril de2007, se publicó en el DOF la Resolución número RES/ 085/ 2007, por la que se apruebael modelo de contrato de compromiso de compra-venta de energía eléctrica para pequeño productor en el Sistema Interconectado Nacional, este contrato tiene por objeto realizar y mantener, durante la vigencia del mismo, la compra-venta de energía eléctrica entre el suministrador y el permisionario, así como establecer las condiciones generales para los actos jurídicos que celebren las partes relacionadas con la compra-venta y generación de energía eléctrica. Adicionalmente a los instrumentos de regulación mencionados, la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables yel Financiamiento delaTransición Energética(LAERFTE), tienepor objeto regularel aprovechamiento defuentes de energía renovables y las tecnologías limpias para generar electricidad con fines distintos a la prestación del servicio público de energía eléctrica, así como establecer la estrategia nacional y los instrumentos para el financiamiento de la transición energética. Dicha ley comprende dentro de las energías renovables, entre otras, a las que se generan a través del viento; la radiación solar; el movimiento del agua en cauces naturales o artificiales; la energía oceánica en todas sus formas; el calor de los yacimientos geotérmicos y los bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos. Para lograr sus objetivos, la Ley citada prevé la Estrategia Nacional para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, como un mecanismo mediante el cual el Estado Mexicano impulsará las políticas, programas, accionesy proyectos encaminadosa conseguir una mayor utilización y aprovechamiento de las fuentes de energía renovables y las tecnologías limpias, promover la eficiencia y sustentabilidad energética, así como la reducción dela dependencia de México de los hidrocarburos como fuente primaria deenergía. También seprevé en la Ley mencionada, la creación del Fondo para la Transición Energética y el Aprovechamiento Sustentable de la Energía, con el fin depromover los objetivos dela Estrategia. Asimismo, el 2 de septiembre de 2009, sepublicó en el DOF el Reglamento de la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética, en el cual se establecen los lineamientos para la implementación de programas y estrategias de


promoción de las energías renovables. Entre dichos programas se incluye al Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables12 , que establece las estrategias ylíneas deacción para el aprovechamiento de las energías renovables con estricto apego a las estrategias y objetivos generales del Plan Nacional de Desarrollo, del ProgramaSectorialdeEnergíaydelProgramaNacional deInfraestructuravigentes. En este sentido, la Estrategia 2 del Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables: Elaboración de Mecanismos para el Aprovechamiento de Fuentes de Energía Renovable del Programa Especial para el Aprovechamiento deEnergíasRenovables, disponelo siguiente: Elaborar el Inventario Nacional de Energías Renovables; Expedir normas, directivas, metodologías y demás disposiciones de carácter administrativo que regulen la generación de electricidad a partir de energías renovables, de conformidad con lo establecido en la Ley, atendiendo a la política energética establecidapor la Secretaría; Elaborar unametodología paravalorar lasexternalidadesasociadas con la generación de electricidad, basada enenergíasrenovables; Elaborar metodologías y disposiciones relevantes al pago de contraprestaciones por los servicios que se presten entre los suministradoresy los generadores deelectricidada partir deenergías renovables; Contar con las metodologías adecuadas que permitan pronosticar en el corto y mediano plazo la disponibilidad local y regional de las energías renovables; Identificar opciones apropiadas para el desarrollo de las energías renovables en el país y ordenarlas de acuerdoasusbeneficioseconómicos, socialesyambientales, e; Incorporar proyectos demostrativos y programas de implementación en esta materia.

Conforme a lo establecido en el Artículo 10 dela LAERFTE, así como en el Artículo 16 del Reglamento dicha Ley, la Secretaría de Energía publicó en su portal de Internet la Metodología para Valorar Externalidades Asociadas conlaGeneracióndeElectricidadenMéxico. Estametodologíaestableceel mecanismodecálculo yevaluacióndelas externalidades derivadas delas emisiones de bióxido decarbono, asociadas con la generación deelectricidady que deberá aplicar el suministrador del servicio público. La aplicación dela Metodología permitirá evaluar el impacto delas externalidades e incorporarlo en los planes de desarrollo de proyectos de energía renovable para generación eléctrica que se reflejarán en el Programa Especial parael Aprovechamiento de las Energías Renovables. La lógica del procedimiento de cálculo consiste en relacionar, paracada tecnología y combustible, el valor económico de las emisiones contaminantes del suministrador con la energía eléctrica generada en el periodo de estudio. Este resultado, correspondiente a la externalidad de cada tecnología y combustible13, deberá incorporarse en los costos de operación y mantenimiento del suministrador, con lo cual se podrán incluir las externalidades en la evaluación

12

Publicado el 6 de agosto de 2009 en el DOF.


económica de alternativas tecnológicas así como generar escenarios deemisiones eimpactos reducidos, entre otros aspectos. para establecer el procedimiento que deberán seguir los suministradores para el cálculo de los cargos correspondientes a las solicitudes deporteo de los permisionarios en tensiones diversas. Para tensiones mayores o iguales a69 kV, toma en cuenta el impacto que tienesobre la red cada servicio de porteo solicitado en forma individual, usando un modelo de flujos de corriente alterna y debe ser aplicado en los casos con y sin el servicio solicitado en las situaciones de demandamáximaymínimaenel añoenquesepretendeiniciarel porteo. En cuanto a las cargas que se encuentran en tensiones menores a 69 kV, se cuenta con los procedimientos denominados de trayectoria punto a punto o de proporcionalidad de demanda, según se trate de cargas únicas de más de 1 MW o múltiples cargas agrupadas por tipo de tarifa, con demandas menores a 1 MW. Es de señalarse que esta metodología, envía a los permisionarios una señal económica para incentivar una ubicación de la fuente de energíaquefavorezcaalSEN al reducirsuspérdidas.

queconsiste en un esquema del tipo estampilla postal paradeterminar el cargo por el porteo dela energía eléctrica, que considerala cantidaddeenergía eléctrica entregada acadauna de las cargas y el nivel detensión dela infraestructura detransmisión y transformación requeridapara dicho servicio. . La conexión a la red por parte de los permisionarios implica queestos reciban servicios del suministrador tales como regulación defrecuencia y voltaje. Con objeto de retribuir por estos servicios conexos, la metodología establece el procedimiento para determinar la contraprestación correspondiente, la cual está basada en el cargo autorizado para la demandareservada en el caso del respaldoparafalla. Esta metodología es utilizada para calcular el pago por la energía excedente quelos permisionarios entregan al suministrador en el punto deinterconexión. El CTCP está constituido por la suma de los costos variables de generación y los costos variables de transmisión. En las reglas generales de dicha metodología se prevé que para el cálculo del CTCP no se incluirá la generación mínima de despacho obligatorio por confiabilidad. Los niveles de esta generación serán establecidos y actualizados enenero de cada año y serán enviados por el suministrador a la CRE.

Al 31 dediciembrede2009, seregistraron 775 permisosvigentes, querepresentanunacapacidadautorizadade 26,977 MW, de la cual, el 80.2% está en operación con 21,639 MW. Durante ese año se otorgaron 31 nuevos permisos, de los cuales 25 corresponden ala modalidaddeautoabastecimiento, tres ala modalidaddecogeneración, uno deimportación, así como dos permisos para producción independiente, los cuales son los primeros permisos que se otorgan en dicha modalidadpara el aprovechamiento de la energía eólica. La capacidad autorizadapara cada uno de estos permisos es de102 MW.

13

ExpresadoendólaresporMWh.


La participación porcentual de cada modalidad respecto a la capacidad total autorizada es la siguiente: producción independiente representa 49.9%, seguida por el autoabastecimiento con 22.6%, la exportación con 12.5%, la cogeneración con 12.3%, los usos propios continuos 1.7%, la importación tiene 0.9% y la pequeña producción 0.1% (véasegráfica 18). De estas modalidades, al cierre de 2009 la producción independiente fue la de mayorcapacidadautorizadacon13,454MWy24 permisos.

PP* Usospropios 0.0% continuos Importación 1.7% 0.9% Cogeneración 12.3%

Producción independiente 49.9%

Exportación 12.5% Autoabastecimiento 22.6%

* PP: PequeñaProducción. Fuente: CRE.

La situación de los permisos, de acuerdo con el desarrollo del programa de obras establecido en el título del permisionario, seregistraencuatrorubros:operación,construcción, poriniciarobraseinactivos.Al cierrede2009, se registraron 4,529 MW de capacidad en proceso deconstrucción, de la cual la modalidad deexportación registró el 45.3% con 2,051 MW, seguida por el autoabastecimiento con 27.3%. Los permisos que se reportan por iniciar obras representan una capacidad de 664.3 MW, los cuales corresponden en su totalidad a la modalidad de autoabastecimiento (véasegráfica19).


100% 90%

232 450 1,330

19 0

2 15

Pequeña producción

2,782 80% 70%

Importación 2,051

Usospropioscontinuos Exportación

4,192

Cogeneración

60% 50%

422

115

664

Autoabastecimiento Producciónindependiente

40% 30%

12,653

1,236

20% 10%

801

14

0% Enoperaciónautorizada Enconstrucción Inactivos Poriniciarobras 1 Incluyelademandamáximaautorizadabajolamodalidaddeimportacióndeenergíaeléctrica. Nota:Lassumasparcialespodríannocoincidir conlostotalesdebidoalredondeo. Fuente: CRE.

A diferencia deotras modalidades, la producción independiente es la queconcentra la mayor capacidadinstalada por central, debido principalmente, a que la energía producida tiene como destino su venta a CFE para atender el servicio público de energía eléctrica. De esta capacidad, 21 permisos, cuya capacidad autorizada establecida en los mismos asciendea 12,653 MW, se encuentran en operación y tres se encuentran en proceso de construcción con unacapacidadconjuntade801 MW. Por otra parte, desde la óptica del número de permisos otorgados por la CRE, el autoabastecimiento es la modalidad con la mayor cantidad de permisos vigentes al ubicarse en 598 al cierre de 2009, con una capacidad


autorizadaque suma 6,106 MW, seguido por la cogeneración con 59 (3,318 MW), los usospropios continuos con 47 (465 MW) y la importación de energía eléctricacon 37 (233 MW).

2009

2008

12,653 12,653 12,557

2007 4,192 3,855 3,486 2,7822,6622,677 e n t n ó e i i c d c n u e d o p r e P d n i

1

o t n e i m i c e t s a b a o t u A

Demandamáximadeimportación. Fuente: CRE.

n ó i c a r e n e g o C

1,3301,3301,330 450 478 486 232 226 243 n ó i c a t r o p x E

s o u n i t n o c s o i p o r p s o s U

n ó i c a t r o p m I 1


Permisos Modalidad

Permisos vigentes

Capacidad (MW)

operando

autorizada

Generación (GWh)

operando

potencial

producidaen 2009 c

Anteriores Usospropioscontinuos a 1992 Posteriores Producción independiente a 1992 Autoabastecimiento

47

45

465

450

1,443

968

24

21

13,454

12,653

95,736

77,968

598

569

6,106

4,192

26,853

12,867

Exportación

7

4

3,381

1,330

23,737

6,914

Cogeneración

59

55

3,318

2,782

19,498

12,343

Importación Pequeñaproducción

37

36

233

3

0

19

a

232 a

776b

39

0

72

0

Notas: a Demandamáximadeimportación. b Energíaimportada. c No incluye energía importada. Lassumasparcialespodríannocoincidir conlostotalesdebidoal redondeo. Fuente: CRE.

En el cuadro 6 se ilustra la estadística del número depermisos, capacidady generación deenergía eléctrica para cada modalidad. En 2009, la energía generada seubicó en 111,061 GWh (véanse cuadro 6 y gráfica 21), lo que significóunaumentode8.1%respecto a2007. Comoresultadodelamayorcapacidadinstaladaenlamodalidadde producción independiente, ésta modalidad generó la mayor parte de la energía eléctrica de los permisionarios, aportando 70.2%, seguidapor el autoabastecimiento y la cogeneración con 11.6% y 11.1%, respectivamente. En el caso de la exportación, si bien se han otorgado permisos por una capacidad de3,381 MW, varios de ellos aún presentan una elevada incertidumbre para su realización. Asimismo, en el caso delos permisos en la modalidad de usos propios continuos, en años recientes se ha registrado una disminución en su generación de energía eléctrica, debido principalmente a que a partir de la reforma a la LSPEE de 1992, dejaron de otorgarse permisos en dicha modalidady en la actualidadsólo se reportan los permisos que se mantienen en operación y que corresponde a los permisos de mayor antigüedad, cuyos procesos consisten en generación de electricidad utilizando combustóleo y diesel, así como bagazo de caña, mayoritariamente concentrados en las industrias azucarera, papel, minería y textil, entre otras.


1,019 Usos propios continuos

1,015 968 6,207

Exportación

7,425

2007

6,914 11,466 Cogeneración

2008

12,366 12,343 12,141

Autoabastecimiento

2009

12,793 12,867

Producción independiente

71,903 76,471 77,968

Fuente: CRE.

En lo queserefierea los energéticos primarios considerados en los permisos vigentes, en 2009 la participación en la mezcla total de combustibles, destaca el gas natural que, junto con el combustóleo y el diesel en algunos casos, se aproximó al 94% de la generación total de permisionarios en ese año; mientras que la energía eólica tuvo una participación marginal de0.3%. En cuanto al autoabastecimiento y la cogeneración se refiere, la estructura de la capacidad autorizada por permisos ha cambiado a través del tiempo. A partir de las reformas a la LSPEE en 1992, la capacidad autorizada promedio por permiso otorgado alcanzaba valores de 65.5 MW (año 1999), sin embargo, en los últimos años, la capacidad promedio ha disminuido considerablemente hasta ubicarse hacia 2009 en 7.0 MW por permiso (véase gráfica 22). A diferencia de 2005, año en quese otorgaron 165 permisos de autoabastecimiento14, en el año deestudio se observa unmenor dinamismo. En la modalidadde autoabastecimiento se otorgaron 25 permisos, destacando, por su

14

Dichos permisos, en su mayoría, consistían de plantas decombustión interna que utilizan diesel para generación de electricidad en horario punta.


importancia para la diversificación de la matriz energética del país, dos permisos eólicos con capacidadconjunta de 444 MW. Para el caso de la cogeneración, se otorgaron tres permisos, de los cuales el de mayor capacidad es el proyecto de cogeneración de Pemex-Gas y Petroquímica Básica, Nuevo Pemex, así como un proyecto del sector azucarero con capacidadde35 MW para utilizar bagazo decañaen el Estado de Nayarit.

Capacidad / Permiso (MW)

180

Númerodepermisos

160 140 120 100 80 60 40 20 1999

2000

2001

2002

a

2003

2004

b

2005

c

2006

d

2007

f

2008e 2009

a

No se considera el permiso otorgado aIberdrola Energía Monterrey, con capacidad de 619 MW. Noseconsideraelpermiso otorgadoaEoliatecdel Istmo,concapacidadde164 MW. c No se consideran los permisos otorgadosa GDC Generadora, con 480 MW y Eurus, con 250 MW. d No se consideran los permisos otorgados a: Compañía de Energía Mexicana (30 MW), Generadora Pondercel (65 MW), Eoliatec del Pacífico (160 MW) y adiversos permisos dePemex(1,103.7 MW). e No se consideranlos permisos otorgados aPemex plataforma Akal-GC (7.8 MW), EmpaquesdeCartón Titán (35.2 MW), Desarrollos Mineros SanLuis (14 MW), EólicaSantaCatarina(17.5 MW) y Fuerzay Energía Bii Hioxo(226.8 MW). f Seexcluyen los permisos otorgados aDesarrollos Eólicos Mexicanos deOaxacaI (228 MW), Energía AlternaIstmeña(216 MW) y ComplejoProcesadordeGasNuevoPemex. Fuente: CRE. b

En 2009, se registraron 47 permisos vigentes de usos propios continuos que fueron otorgados por diversas Secretarías antes delas reformas de 1992, de los cuales 449.9 MW se encontraban en operación y 15 MW estaban inactivos. El más antiguo deestos permisos data de1961, mientras que, el último que seotorgó, corresponde a una


compañía cervecera en el estado de Zacatecas que tiene capacidad autorizada de 50 MW y que anteriormente utilizaba combustóleo como combustible principal, pero que en años recientes han realizado modificaciones en sus sistemas de combustión para sustituir dicho combustible por gas natural y biogás. Este último, obtenido en la propia instalaciónapartirdel procesoanaeróbicodel tratamientodeaguasresidualesdesusprocesos.

De 1997 a 2009 la CRE ha otorgado 24 permisos para producción independiente: 22 para centrales de ciclo combinado y dos para centrales eólicas. De éstas, en 2009 operaban 21 centrales de ciclo combinado con una capacidad autorizada de 12,653 MW (véase cuadro 7). La última que inició operaciones fue la central Tamazunchale, a mediados de 2007 (Tamazunchale) y al cierre de 2009 se encontraba en construcción la central Norte, en Durango. Cabe hacer mención que todos los permisos de producción independiente autorizados con la tecnología deciclo combinado operan utilizando gas natural, y su energía, como lo establece el Artículo 36, Fracc. III, delaLeydelServicioPúblicodeEnergíaEléctrica,estádestinadaexclusivamenteparasuventaalaComisiónFederal deElectricidad.


Central

MéridaIII Hermosillo RíoBravoII (Anáhuac) Saltillo Bajío(El Sauz) TuxpanII Monterrey III Campeche AltamiraII NacoNogales Mexicali TuxpanIII y IV AltamiraIII yIV ChihuahuaIII RíoBravoIII RíoBravoIV LaLagunaII AltamiraV ValladolidIII TuxpanV Tamazunchale Norte LaVentaIII OaxacaI

Empresaaccionista Tecnología

AES UniónFenosa, S.A. GasNatural México, S. A. GasNatural México, S. A. InterGen Mitsubishi Corporation Iberdrola, S.A. TransAlta Mitsubishi Corporation UniónFenosa, S.A. InterGen UniónFenosa, S.A. Iberdrola, S.A. TransAlta GasNatural México, S. A. GasNatural México, S. A. Iberdrola, S.A. Iberdrola, S.A. Mitsui Corporation Mitsubishi yKiushuElectricPower Inc. Iberdrola, S.A. UniónFenosa, S.A. IberdrolaRenovables, S.A. EnergíayRecursosAmbientales,S.A./ Energías Ambientales de Guadalajara, S.L.

Capacidad Añoenque Añode autorizada seotorgóel entradaen (MW) permiso operación

Ubicación

CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC EOL

532 253 569 248 597 536 530 275 565 339 597 1,120 1,154 318 541 547 518 1,143 563 548 1,161 597 103

1997 1998 1998 1999 1999 1999 1999 2000 2000 2000 2000 2000 2001 2001 2001 2002 2002 2003 2004 2004 2004 2007 2009

2000 Yucatán 2001 Sonora 2002 Tamaulipas 2001 Coahuila 2002 Guanajuato 2001 Veracruz 2002 NuevoLeón 2003 Campeche 2002 Tamaulipas 2003 Sonora 2003 BajaCalifornia 2003 Veracruz 2003 Tamaulipas 2003 Chihuahua 2004 Tamaulipas 2005 Tamaulipas 2005 Durango 2006 Tamaulipas 2006 Yucatán 2006 Veracruz 2007 SanLuisPotosí 2010 Durango 2010 Oaxaca

EOL

102

2009

2010

Oaxaca

1

Al 31 dediciembrede2009. Fuente: CRE.

Dicha modalidad generó el 70% de la energía eléctrica respecto al total de generación producida por los permisionarios.

La modalidad de autoabastecimiento registró 25 nuevos permisos en 2009, alcanzando un total de 598 permisos administrados (véase cuadro 8). Estos se componen principalmente por los permisos otorgados aPemex, sector industrial, comercioyservicios.


Actividades

Inversión Capacidadautorizada Energía autorizada No. depermisos (millonesde (MW) (GWh) dólares)

Industria Pemex Otros*

251 33 314

5,039 486 580

23,303 2,091 1,459

7,258 454 621

* Incluyelossectoresdeagriculturayganadería,municipal, gobierno, comercio, serviciosy turismo. Lassumasparcialespodríannocoincidir conlos totalesdebidoal redondeo. Fuente: CRE.

Enoperación 4,192 MW 3,706

1,236 664

486

14 Pemex

Privados

Enconstrucción

Por iniciar obras

Inactivos

Nota:Lassumasparcialespodríannocoincidir conlostotalesdebidoalredondeo. Fuente: CRE.

Por definición y por aspectos termodinámicos, los procesos de cogeneración son principalmente aplicables en procesos industriales, tal es el caso de la industria petrolera, petroquímica, azucarera, química, siderúrgica, vidrio, alimentos, cerveza,entreotras.En2009 seotorgarontrespermisosdecogeneración. Lamayor capacidadautorizada seconcentra en Pemexcon 2,032 MW, seguido por el sector industrial queregistra 1,152 MW. En lo concerniente a


la situación delos permisos, existen2,782 MW en operación, 422 MW en construcción y 115 MW deun permiso inactivo.

Actividades

No. depermisos

Capacidad autorizada (MW)

Energía autorizada (GWh)

Inversión (millonesde dólares)

36 19 4

1,152 2,032 135

8,042 10,485 970

1,085 2,043 121

Industria Pemex Otros*

* Incluyelossectorescomercio, municipalyservicios. Lassumasparcialespodríannocoincidir conlostotalesdebidoalredondeo. Fuente: CRE.

Enoperación 2,783 MW 1,692

1,091

422 115 Pemex

Privados

En construcción

Inactivos

Fuente: CRE.

En la modalidad de exportación no se registraron nuevos permisos, con lo que la capacidad autorizada se mantiene igual queen 2008, es decir, 3,381 MW con un total de siete permisos vigentes. De éstos, cuatro permisos


están en operación, representando el 39.3% de capacidad autorizada en esta modalidad. Para el resto, si bien tienen vigentes sus respectivos permisos, como ya se mencionó en otro apartado, existe una elevada incertidumbre en cuanto a su realización.

Permisionario

Fechade otorgamiento

Capacidad autorizada (MW)

Energía autorizada (GWh)

SituaciónantelaCRE

Ubicación

2000 2001 2001 2002 2002 2006 2008

299 680 337 15 300 601 1,150

2,425 5,835 2,952 39 830 4,056 7,600

Enoperación Enoperación Enoperación Enoperación Inactivo Inactivo Inactivo

BajaCalifornia BajaCalifornia BajaCalifornia Yucatán BajaCalifornia Sonora Sonora

EnergíaAztecaX TermoeléctricadeMexicali EnergíadeBajaCalifornia AESMéridaIII FuerzaEólicadeBajaCalifornia Generadoradel Desierto, S. A. deC. V. PromotoraValag, S.A. DEC.V.

Lassumasparcialespodríannocoincidir conlos totalesdebidoal redondeo. Fuente: CRE.

La energía de importación por particulares seubicó en 39 GWh durante 2009. Sólo se otorgó un nuevo permiso enel Estado deBaja California paraimportar hasta 6 MW de capacidad (véasegráfica 25).

1999

Fuente: CRE.

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009


CAPÍTULO TRES

Mercado el éctrico nacional 1999-2009 Como reflejo de la recesión económica de 2009, el consumo nacional de energía eléctrica decreció en 0.8% respecto a 2008. Los sectores que redujeron en mayor magnitud su consumo fueron la gran industria y la empresa mediana, seguidos por el sector comercial que registró una ligera disminución de alrededor de un punto porcentual. Por el contrario, el sector residencial mantuvo un dinamismo importante al registrar un incremento superior al 3%. Asimismo, la participación del autoabastecimiento en el consumo nacional de energía eléctrica no ha aumentado sustancialmente desde 2002, año en que entraron en operación importantes sociedades de autoabastecimiento y cogeneración en el norte del país. En este capítulo, brevemente se describe el comportamiento de las variables económicasyelconsumonacionaldeenergíaeléctrica,laevoluciónrecientedelacapacidadinstalada,generación de energía eléctrica y el consumo de combustibles en las centrales que destinan su producción eléctrica al servicio público y el autoabastecimiento. El consumo nacional de energía eléctrica se integra por dos componentes: i) las ventas internas de energía eléctrica, las cuales incluyen la energía entregada alos usuarios a partir de recursos de generación del servicio público, (incluyendo la electricidad generadapor los productoresindependientes de energía), y i ) el autoabastecimiento, que abarca a los permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos, pequeña producción e importación deelectricidad. En 2009 se registró un consumo nacional de energía eléctrica de 206,263 GWh, lo que representó una disminución de -0.8% respecto al año anterior, siendo la primera variación negativa en los últimos 10 años (véase cuadro11). Enel mismosentidoperoenmayormagnitud,laeconomíadecreció en-6.5%respectoalañoprevioala crisis. Las divisiones económicas que registraron el mayor impacto de la crisis fueron: industria manufacturera (10.2%), construcción (-7.5%), servicios (-6.6%), entre otras actividades económicas. Dentro dela manufactura, la división de productos metálicos, maquinaria y equipo tuvo una contracción de -22.1% y las industrias metálicas básicas decrecieron -19.5%. En los rubros deventas internas y autoabastecimiento de energía eléctrica, se registró undecrementode-0.8%encadauno,ubicándoseen182,518 GWhy23,745GWh,respectivamente.

Concepto variación (%)

1999

6.5

144,996 variación (%)

5.7

10,864 variación (%) 1

19.7

2000

6.7

155,349 7.1

11,027 1.5

2001

1.7

157,204 1.2

12,066 9.4

2002

1.9

160,203 1.9

12,363 2.5

2003

2.6

160,384 0.1

2004

3.9

163,509 1.9

16,608

20,463

34.3

23.2

2005

4.0

169,757 3.8

21,582 5.5

2006

3.2

175,371 3.3

22,064 2.2

2007

3.1

180,469 2.9

23,169 5.0

2008

2.1

183,913 1.9

23,946 3.4

2009

tcca(%) 19992009

-0.8

182,518

2.3

-0.8

23,745

8.1

-0.8

Para el año 2009, se incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:CFE.


En términos generales, el consumo de energía eléctrica tieneunacorrelación positiva con el ritmo de la actividad económica, lo cual implica que ante la variación anual en el PIB, el consumo de energía eléctrica experimenta un comportamiento en la misma dirección, aunqueno necesariamente en igual magnitud (véasegráfica 26). La crisis económica de 2009 ilustra dicha relación. Las divisiones intensivas en el uso de energía eléctrica en las que disminuyó el PIB sectorial fueron: sustancias químicas (-3.4%), industria manufacturera (-10.2%), industrias metálicasbásicas(-19.5%) yotras industriasmanufactureras(-3.9%).

VariaciónanualdelPIB

10.0%

VariaciónanualdelConsumonacionaldeenergíaeléctrica

8.0% 6.0% 4.0% 2.0% 0.0% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

-2.0% -4.0% -6.0% -8.0%

Fuente: INEGI y CFE.

El análisis de las ventas internas de energía eléctrica se desagrega en cinco sectores: industrial, residencial, comercial, servicios y bombeo agrícola. En orden de magnitud, el sector industrial es el principal consumidor de energía eléctrica, debido principalmente a la gran variedad de sistemas y procesos productivos que hacen uso


intensivo de este tipo de energía de manera casi continua. En 2009, este sector consumió 56.3% de las ventas internas, con 102,721 GWh, de los cuales la mayor parte corresponde al servicio general en media tensión, que incluye ausuarios de pequeñas ymedianas industrias, así como comercios y servicios medianos y grandes. Debido a la diversidad deaplicaciones en el uso de la energía eléctrica en el sector industrial, se requiere que gran parte del suministro se realice en media, alta y muy alta tensión, por lo cual, para finesestadísticos, las ventas a dicho sector se subdividenen empresamediana y gran industria. En el caso de ésta última, se incluye el consumo de los usuarios de las tarifas para servicio general en alta tensión, fundamentalmente constituido por los grandes establecimientos industriales y por los sistemas de bombeo deagua potable más importantes del país. Por otra parte, en el sector residencial se concentra 27.0% de las ventas internas, con lo cual es el segundo consumidor de energía eléctrica, seguido por el sector comercial con 7.4%, luego el bombeo agrícola con 5.1% y finalmente el sector servicios con 4.3% (véase gráfica27).

Fuente:CFE.

Los sectores que durante los últimos 10 años han mostrado el mayor dinamismo en el consumo de energía eléctrica son el residencial y servicios, al crecer en promedio 4.0% y 3.7%, seguidos por la empresa mediana con 3.2%, así como el comercial con 2.1%, mientras que el bombeo agrícola ha crecido 1.5% en promedio (véanse cuadro 12 y gráfica 28). En términos de magnitud en el consumo, el sector industrial, específicamente el sector de empresa mediana, es el que concentra la mayor proporción con 37.2%de las ventas internas.


Sector Residencial Comercial Servicios Industrial Empresamediana Gran industria Bombeo Agrícola 1

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

tmca(%) 1999-2009

33,369 10,945 5,450 87,234 49,446 37,788 7,997

36,127 11,674 5,891 93,755 53,444 40,311 7,901

38,344 12,167 5,973 93,255 54,720 38,535 7,465

39,032 12,509 6,076 94,942 55,776 39,166 7,644

39,861 12,808 6,149 94,228 56,874 37,354 7,338

40,733 12,908 6,288 96,612 59,148 37,464 6,968

42,531 12,989 6,450 99,720 61,921 37,799 8,067

44,452 13,210 6,596 103,153 65,266 37,887 7,960

45,835 13,388 6,809 106,633 67,799 38,833 7,804

47,451 13,627 7,074 107,651 69,070 38,581 8,109

49,213 13,483 7,803 102,721 67,913 34,808 9,299

4.0 2.1 3.7 1.6 3.2 -0.8 1.5

Para el año 2009, se incluye la energía vendida acosto cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales delorganismo. Fuente:CFE.

30,585 26,164 24,392

49,213 40,733

33,369 34,808

37,464 37,788

49,446

1999

2000

2001

2002

Comercial, servicios y bombeo agrícola 1

67,913

59,148

2003

2004

Residencial

2005

2006

Gran industria

2007

2008

Empresa mediana

2009 Total nacional

Para el año 2009, se incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:CFE.


El comportamiento de las ventas al sector industrial se ha caracterizado por un mayor crecimiento en el rubro de empresa mediana, con un crecimiento de 3.2% en promedio durante los últimos 10 años, mientras que las ventas a la gran industria han registrado un menor crecimiento, siendo incluso negativo, como resultado de la dinámica económica recesiva quedurante 2009 presentó su parte más álgida. Por su importancia en la economía y su alta participación en el consumo nacional de energía eléctrica, el desempeño económico de la industria manufacturera tienegran importancia en la demandade energía eléctrica del sector industrial. Como se mencionó anteriormente, al cierre de 2009 el PIB manufacturero registró un decrecimiento de -10.2%, quecontribuyó enla caídadel consumo deenergía eléctricaenel sector quellegó aun nivel de-4.6% (véasegráfica 29).

PIBIndustriamanufacturera

15%

Consumo deenergíaeléctricaen el sector industrial 10%

5%

0% 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

-5%

-10%

-15%

Fuente: CFE e INEGI.

En México se identifican cinco regionesestadísticas parael análisis del mercado eléctrico nacional (véase mapa 3). Es importante señalar quedebido a la infraestructura y operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN), CFE lo


divide en nueve regiones: Baja California, Baja California Sur, Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental yPeninsular(véaseanexo2).

Baja California Baja CaliforniaSur Sinaloa Sonora

Aguascalientes Colima Guanajuato Jalisco Michoacán Nayarit Querétaro SanLuisPotosí Zacatecas

Coahuila Chihuahua Durango NuevoLeón Tamaulipas

Distrito Federal Hidalgo EstadodeMéxico Morelos Puebla Tlaxcala

Campeche Chiapas Guerrero Oaxaca QuintanaRoo Tabasco Veracruz Yucatán

Fuente: Sener.

En el mapa 4 se muestra cada una delas regiones con la participación porcentual promedio que cada entidad federativa tieneen las ventas deenergía eléctrica dela región. En orden de magnitud descendente en el consumo de energía eléctrica, las entidades con mayor participación durante 2009 fueron: Estado de México, Nuevo León, Distrito Federal, Jalisco, Veracruz, BajaCalifornia ySonora.


Sonora 36% Sinaloa 21%

SanLuis Potosí 11%

Baja California 36%

Tamaulipas Chihuahua 19% 21%

Baja California Sur7%

Nuevo León 34%

Aguascalientes Zacatecas5% Colima 5% 4%

Querétaro 9%

Coahuila 20%

Yucatán 11%

Campeche 4% Chiapas 9%

Guanajuato 22%

Nayarit 3%

Durango 6%

Tlaxcala 4% Puebla 16%

Michoacán 14% Jalisco 27%

Morelos 5% Estadode México 35%

Guerrero 10% Veracruz 35%

Distrito Federal 33%

Oaxaca 8% QuintanaRoo 13% Tabasco 10%

Hidalgo 7%

Fuente:CFE.

En 2009, la variación de las ventas internas respecto al año anterior fue de -0.8%, registrando en la región Centro-Occidente el mayor descenso con -2.7% seguida por la región Centro con -2.0%. De ésta última, en los estadosdeTlaxcalayPueblasepresentaronlasmayoresreduccionesenlasventascon-8.8%y-6.0%.


Región variación(%) Noroeste variación(%) Noreste variación(%) Centro-Occidente variación(%) Centro variación(%) Sur-Sureste variación(%) Pequeñossistemas

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

5.7 18,505 7.4 36,404 7.2 32,801 6.6 38,239 4.4 18,970 2.1 77

7.1 19,949 7.8 39,236 7.8 35,192 7.3 40,733 6.5 20,160 6.3 80

1.2 20,480 2.7 39,989 1.9 34,909 -0.8 40,993 0.6 20,744 2.9 90

1.9 20,354 -0.6 40,863 2.2 35,570 1.9 41,280 0.7 22,046 6.3 89

0.1 21,270 4.5 39,235 -4.0 36,242 1.9 40,969 -0.8 22,582 2.4 86

1.9 22,311 4.9 39,421 0.5 37,451 3.3 41,006 0.1 23,227 2.9 93

3.8 23,195 4.0 41,221 4.6 38,843 3.7 42,111 2.7 24,294 4.6 93

3.3 24,345 5.0 42,843 3.9 40,249 3.6 42,548 1.0 25,289 4.1 97

2.9 25,145 3.3 43,644 1.9 41,708 3.6 43,350 1.9 26,512 4.8 110

1.9 25,567 1.7 44,160 1.2 42,555 2.0 43,995 1.5 27,518 3.8 118

-0.8 25,566 0.0 44,198 0.1 41,424 -2.7 43,131 -2.0 28,080 2.0 120

tmca(%) 1999-2009

3.3 2.0 2.4 1.2 4.0 4.6

1

Para el año 2009, se incluye la energía vendidaa costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:CFE.

En la región Noroeste, las ventas internas de energía eléctrica semantuvieron prácticamente en el mismo nivel durante el último año. Sonora y Baja California concentran 71.5% de las ventas. En Sinaloa y Baja California Sur (BCS) la variación porcentual anual delasventas fuede5.7% y 3.1%, respectivamente. En el caso de BCS, si bien las ventas son menores con relación a otras entidades federativas, durante los últimos 10 años han crecido 6.1% en promedio anual, lo cual en parte sedebea los nuevos desarrollos turísticos e inmobiliarios quese han establecido en la zona. Asimismo, en el estado de Baja California las ventas han aumentado en promedio 3.2% durante el periodo, como resultado del crecimiento industrial y poblacional en ciudades como Tijuana y Mexicali. Es importante tener presente que una particularidad de la región Noroeste es el clima extremoso con altas temperaturas en verano e intensos fríos en invierno, lo cual incide en el patrón de consumo de energía eléctrica en las zonas urbanas de la región, como es el caso deMexicali, donde el consumo de electricidadaumenta notoriamente durante los meses de verano(mediadosdemayo-finalesdeseptiembre) debido al usointensivo desistemasdeaireacondicionado. En 2009 la región registró unavariación marginal de 0.1%. El Estado de Coahuila presentó la mayor dinámica en las ventas de energía eléctrica con 2.1%, mientras que, a excepción de Tamaulipas, donde se registró un ligero incremento de 0.8%, en el resto delas entidades las variaciones fueron negativasquedando de la siguiente manera: Nuevo León y Durango con -1.0% cadauno y, Chihuahuacon -0.5%. Nuevo León concentra la mayor proporción de las ventas regionales con 33.8% y con una participación nacional de 8.2%. En dicha entidad se encuentra asentada una importante planta industrial y manufacturera que incluye a las ramas más intensivas en el uso de la energía eléctrica, como es el caso de la industria del vidrio, siderurgia, cemento, química, entre otras.


Durante el último año, en la región Centro-Occidente se registró una caída de 2.7% en las ventas internas de energía eléctrica. Jalisco, Guanajuato y Michoacán en conjunto representaron 63.3% de las ventas regionales de electricidad, con variaciones promedio anual de 2.7, 4.4 y -0.7% durante los últimos 10 años. No obstante su baja participación enlas ventas regionales, Nayarit registró un crecimiento de 6.4% durante el mismo periodo y de 6.0% durante el último año. El Centro-Occidente es otra de las regiones dondeexisten importantes centros de consumo de energía eléctrica y que corresponden a la diversidad de industrias intensivas en zonas como Guadalajara, Lázaro Cárdenas, Querétaro y León. En la región Centro del país, las ventas descendieron en -2.0%, reflejo de la recesión económica de 2009 y su mayor impacto en las ventas se presentó en Tlaxcala (-8.8%), Puebla (-6.0%), Hidalgo (-2.7%) y Morelos (2.0%). En el caso del Distrito Federal se registró un incremento marginal de 0.7% y su participación, en conjunto con el estado deMéxico, asciende a 67.9% de las ventas dela región y a 16.0% de las ventas totales del servicio público nacional. Además de las instalaciones industriales intensivas enel uso de la energía eléctrica en esta región, el sistema debombeo Cutzamala es un consumidor importante. Asimismo, debido a la alta densidadpoblacional en el área, las cargas atendidas enmedia y baja tensión representan la mayor proporción de las ventas en la región. Durante el periodo 2007-2009, la región Sur-Sureste ha registrado el mayor crecimiento en las ventas para el servicio público. Esta región ha mantenido un crecimiento constante al ubicarse en 3.5% en promedio anual con relacióna1999. QuintanaRoopresentó lamayortasadecrecimientopromedioanual alubicarseen8.0%duranteel periodo 1999-2009, y en el último año su participación en las ventas regionales fue de 12.8%. En el caso de Veracruz, las ventas han permanecido prácticamente constantes con variación promedio de 0.6%, mientras que la participación en las ventas regionales es de 34.9% y de 5.4% en las ventas internas totales del servicio público. Algunas empresassiderúrgicas, cementeras, papel, vidrio y cerveceras delas regiones Veracruz-Orizabay dela cuenca del Papaloapan, así como la refinería einstalaciones dela petroquímica dePemex y empresasprivadas del ramo en la región Coatzacoalcos-Minatitlán, constituyen cargaseléctricasimportantes en dicho estado yenlaregión. La entidad federativa con menor concentración de las ventas regionales es Campeche, con 4.0% y, en el contexto nacional, representa0.6%.

En términos demagnitud de las ventas, al cierre de 2009 las regiones Noreste y Centro concentraron 87,331 GWh querepresenta casi 48% del total nacional, seguido por el Centro-Occidente con22.7%, Sur-Sureste 15.4% y Noroeste 14.1%. De acuerdo con datos del II Conteo dePoblación y Vivienda 2005 del INEGI15 , en las tres primeras regiones se concentró 68.9% de la población del país, además de una participación de 84.3% en el total de la industriamanufactureraen2007. Esto explica la importante proporción delaelectricidadpara servicio público que se comercializa en estasregiones16 .

15

De acuerdo conel INEGI, los resultadospreliminaresdel Censo de Población yVivienda2010 estarándisponibles enel mes de diciembre; posteriormente,enel primertrimestrede2011, seiniciaráladifusióndelosresultadosdefinitivosatravésdediferentesmedios. 16 Destacan las zonas metropolitanas dela ciudad deMéxico, Guadalajara y Monterrey.


Con relación al número de usuarios o clientes, en 2009 se registraron más de 33.4 millones de usuarios del servicio público de energía eléctrica en todo el país. De éstos, la región Centro concentra 28.0%, seguida por el Centro-Occidente donde están establecidos 24.9% de los clientes, mientras que en la región Sur-Sureste se ubica 22.4%. El restante 24.7% correspondea las regiones Noreste y Noroeste. Por el lado de las ventas promedio por usuario del servicio público, se observa que durante el periodo 1999-2009 dicho indicador ha mostrado una tendencia a la baja, con un decrecimiento medio anual de -1.5% para el promedio nacional. Si bien las ventas internas de energía eléctrica han crecido en promedio 2.3% anual, la cobertura del servicio eléctrico ha mostrado un mayor dinamismo de alrededor de 1.5 puntos porcentuales por encima del crecimiento de las ventas entodo el país, lo cual en parte, explicadicha tendencia(véasegráfica30).

7,000 6,800

40,000

Noroeste Noreste Sur-Sureste Centro-Occidente Centro Ventaspor usuario (promedio nacional)

35,000

6,600 30,000 6,400

25,000

6,200 6,000

20,000

5,800

15,000

5,600 10,000 5,400 5,000

5,200 5,000

0 1999

2000

2001

2002

* Tasamediadecrecimientoanual1999-2009 Fuente:CFE.

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009


La producción de la energía eléctrica necesaria para satisfacer el consumo nacional (ventas internas y autoabastecimiento), incluyendo los usos propios de las centrales generadoras, así como las pérdidas en los bloques detransformación, transmisión y distribución, entreotros factores, constituyen la generación total o energíabruta. Para determinar la capacidadde generación necesaria para atender la demandaagregada, debenconsiderarse las variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias) así como se debe determinar, para cada área operativa, la demanda máxima del año, esto es, el valor máximo de las demandas que se presentan en diferentes instantesdetiempoduranteunañoencadaárea. En lo concerniente a la operación y planeación del Sistema Eléctrico Nacional, CFE divide al sistema en nueve áreas. De esta manera, las áreas operativas interconectadas pueden compartir recursos de capacidad y lograr un funcionamientomáseconómicoyconfiabledel sistemaensuconjunto. AunquedesdehaceañoshanexistidoenlacesdeláreaNoroesteal NorteyOccidental, porrazonesdeestabilidad, el área Noroeste se había operado en forma independiente, y fue a partir de marzo de 2005, que dicha área se interconectó de manera permanente al resto del sistema. Esta importante integración ha permitido ahorros en generación de energía eléctrica, así como beneficios locales al evitar afectaciones de carga en las áreas Noroeste y Norte. Por otro lado, se tiene el proyecto de la interconexión del área Baja California al SIN, con lo cual se podrán compartir recursos de generación en el sistema durante las 24 horas de cada día, en prácticamente todo el país, así como efectuar transacciones de potencia y energía entre el SIN y el Consejo Coordinador deElectricidad del Oeste (WECC, por sus siglas en inglés). Hasta ahora, el proyecto ha sido diferido y su nuevafechaprogramada parael inicio deoperacioneses2014.

Lademandamáximacoincidenteeslasumadelasdemandasregistradasenlasáreasoperativasenelinstanteen que ocurre la demanda máxima del Sistema Interconectado. Dicho valor es menor que la suma de las demandas máximas anuales de cadaárea, debido a queocurren en momentos diferentes. Durante los años 2006, 2007 y 2008, la demanda máxima coincidente se presentó durante junio, mientras que en 2009, el máximo se registró en agosto con 33,568 MW, y representó unavariación de -0.3% respecto a 2008 (véase cuadro 14). Dada la interconexión en 2005 del área Noroeste, en los valoresreportados paraaños anteriores no se incluye dicha área, lo cual explica los valores más altos de demanda máxima coincidente desde que se implementólainterconexión.


Periodo Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Incremento (%) Factor decarga(%)

1999 21,746 22,467 22,509 22,697 23,191 23,321 22,485 22,828 23,421 22,778 23,189 23,596 6.3 77.6

2000 2001 23,191 24,329 23,833 24,620 24,500 24,670 23,674 25,254 24,511 24,885 23,162 24,729 24,276 24,347 24,494 24,946 25,207 25,267 24,487 25,660 24,378 25,092 25,075 25,598 6.8 77.4

1.8 77.4

2002 24,943 24,696 25,403 25,738 26,152 25,633 24,852 25,882 25,403 25,450 25,151 25,582

2003 24,789 25,652 26,403 25,815 27,433 26,325 25,602 25,748 25,530 25,439 25,840 25,998

2004 25,566 25,980 26,543 26,265 27,282 26,742 26,016 26,717 26,402 27,275 26,682 27,197

2005 28,110 28,488 29,019 29,273 30,380 30,919 29,736 30,318 31,268 30,278 29,652 29,867

2006 29,070 29,554 30,151 30,533 31,116 31,547 31,040 31,130 31,057 31,015 30,422 30,366

2007 30,292 30,187 31,524 31,024 31,686 32,577 31,217 32,156 32,218 32,021 31,202 31,232

2008 30,573 31,375 32,364 32,855 33,192 33,680 32,189 33,039 32,093 31,510 30,829 30,429

2009 29,769 30,510 31,373 31,304 32,558 33,430 33,383 33,568 33,154 33,297 31,274 32,235

1.9 78.1

4.9 76.3

-0.6 79.0

14.6 78.0

0.9 80.0

3.3 80.0

3.4 78.0

-0.3 78.4

Fuente:CFE.

En lo concerniente al factor de carga, el cual indica el comportamiento de la demanda promedio de energía eléctricaconrelaciónalademandamáximaregistradaenunmismolapsodetiempo, históricamentesehamantenido en un nivel cercano a 80%, lo cual refleja cierta uniformidad en el comportamiento de la demanda del SIN. Cabe señalar que un factor de carga cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los sistemas y equipos consumidores deenergía eléctrica conectados ala red.

El análisis de la demanda bruta por área operativa permite identificar los consumos mínimos, intermedios y máximos que se registran durante ciertos periodos en el SIN. Por ello, es relevante la magnitud de las demandas máximasencadaregiónoperativa, así comolademandamáximacoincidenteenel sistema. En 2009, el área del SIN que registró el mayor incremento respecto al año anterior en la demandamáximafue el Noroeste con 6.9%. Durante el periodo 1999-2009 las áreas Peninsular y Noroeste presentaron las mayores tasas de crecimiento promedio anual, con 5.5% y 4.0%, respectivamente. Las demandas máximas por área del sistema se presentan en las regiones Central, Occidental y Noreste, debido a las concentraciones urbanas e industriales ubicadas enesasregiones(véasecuadro15).


Área

Carga

P Norte M B P Noreste M B P Occidental M B P Central M B P Oriental M B P Peninsular M B P Noroeste M B P Baja California M B P BajaCaliforniaSur M B P Pequeños sistemas M B

P=Cargamáxima. Fuente:CFE

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2,231 1,597 1,457 4,759 3,615 3,363 5,702 4,435 4,155 7,181 4,616 4,050 4,954 3,444 3,111 839 593 539 2,217 1,464 1,298 1,491 927 803 186 125 111 20 9 7

2,421 1,723 1,569 5,245 3,874 3,571 6,062 4,732 4,438 7,439 4,885 4,321 5,058 3,633 3,318 908 654 597 2,365 1,526 1,340 1,695 1,048 905 204 132 116 21 10 8

2,516 1,806 1,649 5,558 3,933 3,574 6,157 4,701 4,379 7,700 5,048 4,462 5,291 3,657 3,296 971 703 644 2,496 1,575 1,371 1,698 1,087 952 224 136 116 22 11 9

2,660 1,859 1,682 5,676 4,062 3,706 6,345 4,827 4,491 7,737 5,141 4,567 5,373 3,801 3,453 985 729 673 2,457 1,534 1,331 1,699 1,081 945 215 136 118 22 11 9

2,720 1,896 1,715 5,688 4,106 3,756 6,632 4,999 4,638 7,874 5,252 4,672 5,434 3,891 3,550 1,043 776 718 2,491 1,596 1,399 1,823 1,211 1,076 214 141 125 22 12 9

2,853 1,963 1,667 6,148 4,256 3,797 6,523 5,157 4,364 8,047 5,394 4,049 5,425 3,954 3,430 1,087 801 636 2,606 1,668 1,417 1,856 1,170 966 234 152 122 24 12 10

2,997 2,083 1,782 6,068 4,410 3,936 7,047 5,449 4,618 8,287 5,608 4,262 5,684 4,133 3,615 1,174 824 658 2,872 1,770 1,515 1,909 1,195 984 264 166 135 24 13 10

3,113 2,140 1,831 6,319 4,590 4,090 7,106 5,621 4,775 8,419 5,767 4,371 5,882 4,275 3,703 1,268 881 703 2,916 1,823 1,540 2,095 1,266 1,039 284 183 149 25 14 10

3,130 2,216 1,894 6,586 4,688 4,184 7,437 5,891 5,016 8,606 5,931 4,505 5,786 4,375 3,842 1,275 953 763 3,059 1,897 1,602 2,208 1,287 1,051 307 197 161 28 15 12

M=Cargamedia

2008

2009

3,328 3,248 2,202 2,218 1,875 1,897 6,780 6,886 4,761 4,734 4,233 4,189 8,069 7,763 5,966 5,957 5,074 5,033 8,435 8,702 5,969 5,954 4,543 4,537 6,181 6,071 4,452 4,463 3,881 3,899 1,375 1,435 1,007 1,051 805 841 3,072 3,285 1,900 1,940 1,593 1,616 2,092 2,129 1,300 1,267 1,054 1,029 341 360 220 227 179 188 30 31 17 17 14 15

tmca(%)

1999-2009 3.8 3.3 2.7 3.8 2.7 2.2 3.1 3.0 1.9 1.9 2.6 1.1 2.1 2.6 2.3 5.5 5.9 4.5 4.0 2.9 2.2 3.6 3.2 2.5 6.8 6.2 5.4 4.7 5.9 7.4

B=Cargabase(promedio delas demandasmínimasdiarias).

La carga global de un sistema está constituida por un gran número de cargas individuales de diferentes tipos (industrial, residencial, comercial, etc.). Los instantes respectivos de conexión y desconexión de estas cargas son aleatorios, pero la potenciarequerida enun periodo dado por el conjunto decargas sigue un patrón determinado, que dependedelritmodelasactividadesenlasregionesatendidasporel sistemaeléctrico. La introducción de tarifas horarias para clientes industriales así como el horario de verano, han propiciado un cambioenlospatronesdeconsumoquesereflejaenlareduccióndelascargasdurantelashorasdemayordemanda, con el consecuente beneficio de un mejor aprovechamiento de la capacidad. En la gráfica 31 se muestran las curvas típicas de carga de las áreas del norte y sur del país, correspondientes a días hábiles y no laborables, para invierno y verano de 2009. En ellas se señala la magnitud relativa de las cargas


horariasrespectoalademandamáximaanual depotencia.Sepuedeapreciarquelosperfilesdecargadependendela región geográfica, estación del año y tipo dedía.

100% 90% a80% m i x70% á m a60% d n a50% m e D40% 30% 20% 10% 0%

Día No laborable

100% 90% 80% a 70% m i x á 60% m a d n a50% m e D40% 30% 20% 10% 0%

Día laborable

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 horas

100% 90% 80% a70% m i x60% á m a50% d n a m e40% D 30% 20% 10% 0%

Día No laborable

Día laborable

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 horas

100% 90% 80% a70% m i x á m60% a d 50% n a m e40% D 30% 20% 10% 0%

Día No laborable

Día laborable

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 horas

Día No laborable

Día laborable

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324 horas

Fuente: CFE.

en:

Las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica se clasifican deacuerdo con su uso y nivel de tensión Domésticas: 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F y DomésticadeAlto Consumo (DAC) Servicios públicos:5, 5-A y 6


Agrícola: 9, 9M, 9-CU y 9-N Temporal: 7 Generales en baja tensión:2 y 3 Generalesenmediatensión:O-M, H-M yH-MC Media tensión con cargos fijos: OMF, H-MF y H-MCF Generales en alta tensión: HS, HS-L, HT y HT-L Altatensión concargosfijos:HSF, HS-LF, HTF y HT-LF Respaldo en media tensión:HM-R, HM-RF y HM-RM Respaldo en altatensión: HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF y HT-RM Servicio interrumpible: I-15 e I-30 Todas las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, con excepción de las tarifas agrícolas de estímulo 9-CU y 9-N, que se ajustananualmente. Lastarifas del servicio enmedia tensión (MT) y alta tensión (AT) en uso general y respaldo, así como las de servicio interrumpible, tienen diferencias metodológicas respecto a las tarifas específicas. En el caso de las tarifas generales, se actualizan mediante un mecanismo de ajuste automático mensual querefleja las variaciones de los precios de los combustibles y la inflación. Asimismo, dichas tarifas tienen cargos por consumo y por demanda con diferencias regionales, horarias y estacionales. El resto de las tarifas (domésticas, servicios públicos y agrícolas) se ajustan mediante factores fijos, sin diferencias horarias (véase tabla 3, anexo 2). Las tarifas domésticas (sin incluir la DAC), lasagrícolas 9 y 9-M y las de servicios públicos, se ajustan mediante factores fijos y el resto (DAC, comercialese industriales) mediante una fórmula que incorpora las variacionesdelos precios delos combustibles ylainflación. Los factores fijos se autorizan generalmente en formaanual mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución esperada de la inflación. Por otra parte y como se ha mencionado, el ajuste automático mensual refleja los movimientos delos precios de los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad, así como las variaciones inflacionarias. Los cambios en el costo de combustibles se estiman con baseen doselementos: 1) Lasvariacionesenel precio delos combustiblesy, 2) Los cambios enlaproporción en quelos combustiblesfósiles participan en lageneración total.


Las variaciones mensuales en la componente de inflación se estiman utilizando un promedio ponderado de los Índices dePrecios al Productor de siete índicesseleccionados del Sistema de Precios Productor del Banco de México. Talesíndices correspondenaseisdivisionesdelaindustriamanufacturera yalagrandivisión delaconstrucción. Con fines estadísticos, se consideraqueel sector comercial está constituido por los clientes de las tarifasgeneralesde baja tensión y la tarifa 7. De la misma manera, enel sector industrial se incluyea los clientes de las tarifas generales y derespaldo,tantodemediacomodealtatensión. Enel sectoragrícolaseaplicanlastarifasdeestímulo parabombeo de agua de riego, mientras que en el sector servicios se incluye a los usos destinados para el alumbrado público, bombeodeaguapotableyaguasnegras,etc. Por otra parte, los subsidios a las tarifas eléctricas se definen como la diferencia entre el precio de la electricidad pagadapor los consumidores y el costo promedio de suministro. Los subsidios a los usuarios de CFE, son financiados mediante unatransferencia contable, aplicando aeste fin los recursos del aprovechamiento que CFE debe pagar al Gobierno Federal, conformealo dispuesto enel Artículo 46 delaLeydel Servicio Público deEnergía Eléctrica.

2.8 2.6 2.4

Comercial

2.2 2.0 h W k / 9 0 0 2 e d s o s e P

Servicios

1.8 1.6 1.4 1.2 1.0

Empresa mediana Residencial Granindustria

0.8 0.6 0.4 0.2 0.0 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Fuente:CFE

Agrícola


El SEN se encuentra interconectado con el exterior a través de enlaces queoperan de manera permanente y los que seutilizan en situaciones de emergencia. La razón deque estos últimos no operen de forma permanente sedebe a que técnicamente no es posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas por el riesgo de inestabilidades en el sistema eléctrico de uno u otro país. El comercio exterior de energía eléctrica serealiza a través de nueve interconexiones entre EUA y México, así como una interconexión de México con Belice y otra con Guatemala. En el caso de la interconexión MéxicoGuatemala, el 26 de octubre de 2009 se inauguró y se puso en pruebas de sincronización la infraestructura de interconexión eléctrica que consiste, del lado mexicano, en una línea de transmisión de 32 kilómetros y en la expansión de la subestación Tapachula Potencia. Del lado guatemalteco, el Instituto Nacional de Electrificación (INDE) de Guatemala construyó una línea de transmisión de 71 kilómetros y la ampliación de la subestación Los Brillantes, en el Departamento de Retalhuleu. Con esta infraestructura, CFE puede exportar 120 MW de potencia firme con la posibilidad de ampliarla hasta 200 MW. En sentido inverso, se puede importar hasta 70 MW de Guatemala. Las interconexiones varían en su capacidad y tensión de operación. En el caso de la frontera norte, cinco interconexionesoperanparasituacionesdeemergencia,esdecir, cuandoelsuministroseveafectadopordistorsiones o disturbios, así como en circunstancias en que se requiere apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de apagonesenambosladosdelafronteraMéxico-EUA. El comercio deenergía eléctrica serealiza por medio del SEN y dos consejos regionales de confiabilidad deEUA, de un total de ocho consejos que operan mediante enlaces asíncronos. El WECC abarca una superficie de aproximadamente 4.7 millones de km2, por lo que es el más grande y diverso de los consejos que integran a la CorporaciónNorteamericanadeConfiabilidadEléctrica(NERC, porsussiglaseninglés). Dichoconsejoseenlazacon el SEN enBaja California mediante dos subestacionesprincipalesubicadas en California (Miguel e Imperial Valley) a travésdeunainterconexiónsíncronaypermanente.Asimismo, existeotrainterconexión enlazonadeCiudadJuárez, Chihuahua, mediante las subestaciones Insurgentes yRivereñaquese interconectan con dos subestaciones del lado estadounidenseen la zona de El Paso, Texas. Esta última interconexión es síncrona y opera sólo en situaciones de emergenciaenunnivel detensiónde115 kV, concapacidaddetransmisiónde200 MW. Esimportanteseñalar que los mayores flujos de comercio exterior de energía eléctrica con EUA se realizan mediante las interconexiones SENWECC. Las interconexiones entre ambos sistemas en la zona de Baja California hacen factible contar con una capacidad de800 MW para líneas con un nivel detensión de230 KV (véasemapa 5). Los miembros enEUA del WECC están localizados en los estados de California, Arizona, Nuevo México y una pequeña parte de Texas, mientras que el sistemadeCFEquemantienedichasinterconexionesestáubicadoenBajaCalifornia,SonorayChihuahua. Por otra parte, el SEN tiene interconexiones con otro consejo regional de EUA, esto es, el Consejo de Confiabilidad EléctricadeTexas (Electric Reliability Council of Texas, ERCOT). Lasinterconexiones con este consejo son para emergencias, excepto la interconexión asíncrona entre las subestaciones Piedras Negras (Coahuila) y Eagle Pass (Texas), quesi bien tiene el propósito de realizar intercambios en situaciones de emergencia, de acuerdo con el tipo de interconexión asíncrona también se puede operar en forma permanente. La tensión de operación para este sistemaesde138 kV ytieneunacapacidaddetransmisiónde36 MW. CFE y ERCOT comparten 1,200 kmdefronterapara realizar el intercambio de energía eléctrica yconsideran el resto de las líneas de interconexión del norte del país. Los sistemas que mantienen el contacto con CFE son:


American Electric Power Texas Central Company y American Electric Power Texas North Company, mientras que por el lado de México, son los estados de Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas. En la frontera sur, la interconexión de Belice opera de manera permanente debido a que el sistema de ese país es pequeño y no genera problemasdeinestabilidadalSEN. En 2009 la capacidad e infraestructura de transmisión para comercio exterior en operación se mantuvo constante respecto al año anterior. Las exportaciones de electricidad se ubicaron en 1,249 GWh, mientras que las importaciones permanecieron en niveles similares al de 2008 al ubicarseen 346 GWh. El balance neto de comercio exterior deenergía eléctricaseubicó en 904 GWh (véasecuadro 16). En el sistema de Baja California, incluyendo el porteo para exportación, se operan los mayores flujos de energía con una participación del 78.8% del total al exterior.

OtayMesa(California) Tijuana, 230kV1 ImperialValley(California) - LaRosita, 230kV1 Diablo(Texas) PasodelNorte, 115 kV2 Azcárate(Texas) Reforma, 115 kV2

WECC

EaglePass (Texas) - PiedrasNegras, 138 kV2,3 Laredo(Texas) - NuevoLaredo,230kV2,3 Falcon(Texas) Falcon, 138 kV2 P.Frontera(Texas)- Reynosa,138kV2 Sharyland(Texas)- Reynosa, 138kV2,3 Brownsville(Texas)- Matamoros, 138 kV2 MilitaryHighway(Texas)- Matamoros, 69kV2

1 Interconexiónpermanente 2 Interconexióndeasistenciaenemergencia

ERCOT

Chetumal- Belice,115kV1

3 Interconexiónasíncrona

Tapachula LosBrillantes(Guatemala), 400 kV1

WECC: WesternElectricityCoordinatingCouncil. ERCOT: Electric Reliability Council of Texas. Fuente:CFE.


Entidadfederativa

Chiapas1 2

BajaCalifornia 3

Tamaulipas

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

-

-

-

-

-

-

31

66

112

164

765

770

2

1

-

-

-

-

-

2006

2007

2008

2009

1

2

2

3

22

1,037

1,072

1,211

1,197

984

16

13

4

27

4

QuintanaRoo

100

127

158

180

188

236

253

209

225

248

216

BajaCalifornia2

646

927

82

311

45

39

75

514

266

340

280

4

4

4

5

5

6

6

6

6

6

6

7

129

235

189

21

2

6

3

3

3

3

2

9

6

26

1

3

3

57

-528

-874

-56

-187

5

Sonora

6

Chihuahua

3

Tamaulipas

Balanceneto exportación-importación

-

-

882

959

-

1,204

776

1,174

1,102

904

1

Guatemala. San Diego Gas& Electric, ArizonaPublic Service, Imperial Irrigation District, SempraEnergy Tradingy CAISO (EUA). 3 American Electric Power (AEP) y SharylandUtilities (SU) (EUA). 4 BelizeElectricity Limited (BEL) (Belice). 5 TricoElectric CooperativeInc.yUnisourceEnergyServices(EUA). 6 RioGrandeElectric Cooperative,Inc.yAmericanElectric Power(EUA). Fuente:CFE. 2

Desde el punto de vista del destino final de la energía eléctrica generada, el SEN está conformado por dos sectores, el público y el privado. El sector público se integra por CFE y las centrales construidas por los Productores Independientes de Energía (PIE), los cuales entregan la totalidad de su producción eléctrica a CFE para el servicio público. Por otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de cogeneración, autoabastecimiento, usos propios continuos, pequeña producción, importación y exportación. De estas modalidades, el autoabastecimiento tieneuna fuerte presencia en diversos sectores, como el industrial, comercial y, particularmente, en el sector servicios, dondese ha registrado unimportante incremento en el número depermisos y capacidadinstaladadurante los últimos años. En términos generales, la infraestructura del SEN se conforma de las siguientes fases: generación, transformación y transmisión en alta tensión, distribución en media y baja tensión, así como ventas ausuarios finales, queincluye procesosdemediciónyfacturación.

Al cierre de 2009, la capacidad instalada nacional ascendió a 60,440 MW, de los cuales 51,686 MW corresponden al servicio público (incluyendo la capacidad contratada con el esquema PIE) y 8,754 MW a


permisionarios. La capacidad nacional instalada para generación de energía eléctrica, incluyendo exportación, representó un incremento anual de 1.7% respecto a 2008. Asimismo, durante 2009 se otorgaron 31 nuevos permisos para autosuministro, de los cuales 25 corresponden a la modalidad de autoabastecimiento, tres de cogeneración incluyendo al permiso de Nuevo Pemex, dos para producción independiente (La Venta III y OaxacaI), asícomounpermisodeimportaciónenBajaCalifornia. En términos de participación, durante 2009 CFE representó 64.4%, la extinta LFC 2.2% y los PIE 19.2% del total instalado (véase gráfica 33). El sector privado, bajo las figuras de autoabastecimiento y cogeneración, contribuye con 6.9% y 4.6% respectivamente, mientras que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidadrepresenta 2.2%.

* Considerala capacidad efectivaneta contratada por CFE. Fuente: CFE y CRE.

Como resultado de importantes adiciones y modificaciones de capacidad realizadas durante 2009, la capacidad instalada del servicio público registró un incremento neto de 581 MW respecto al año previo. Las adiciones de nueva capacidad corresponden a las unidades 10 y 11 queintegran un ciclo combinado de la central Presidente Juárez en Baja California, con 185 MW y 92 MW, respectivamente; así como a la unidad 5 de vapor con 116 MW de capacidaden la central SanLorenzo, en Puebla, que en conjunto con las unidades 3 y 4 turbogás integran un ciclo combinado, por lo que la capacidad correspondiente a cada una de las turbogás (133 MW) se reclasificó a dicha tecnología. Otras adiciones correspondieron a cuatro unidades turbogás de 32 MW cada unaen el Área deControl


Central. En cuanto a los retiros de capacidad, sólo se registró la baja de la unidad 1 turbogás de Esperanzas, en Coahuila (véase cuadro 17).

Central

Capacidad (MW)

Unidad Tecnología

Fechade adición, modificación oretiro

Ubicación

PresidenteJuárez PresidenteJuárez Iztapalapa Coapa SantaCruz Magdalena SanLorenzo Potencia SanLorenzo Potencia SanLorenzo Potencia

185.0 92.0 32.0 32.0 32.0 32.0 133.0 133.0 116.1

10 11 1 1 1 1 3 4 5

CC CC TG TG TG TG CC CC CC

15-Jul-09 15-Jul-09 20-Ago-09 24-Sep-09 24-Sep-09 24-Sep-09 30-Dic-09 30-Dic-09 30-Dic-09

BajaCalifornia BajaCalifornia Distrito Federal Distrito Federal Distrito Federal Distrito Federal Puebla Puebla Puebla

Infiernillo Chankanaab Francisco Pérez Ríos SanLorenzo Potencia SanLorenzo Potencia

40.0 1.5 30.0 -133.0 -133.0

1 2 2 3 4

HID TG TC TG TG

01-May-09 01-Oct-09 07-Dic-09 30-Dic-09 30-Dic-09

Guerrero QuintanaRoo Hidalgo Puebla Puebla

-12.000

1

TG

01-Sep-09

Coahuila

Esperanzas

Notas: CC =Ciclo Combinado Fuente:CFE.

TG =Turbogás

TC =Térmica convencional HID =Hidroeléctrica

En relación con las tecnologías basadas en el uso de gas natural, (esencialmente ciclo combinado y turbogás), durante el último año alcanzaron una participación del 38.8% del total dela capacidad para servicio público, mientras quelas centralesqueutilizancombustóleo y diesel aportaron el 25.4%. El carbónrepresentó el 9.1% de la capacidad instalada y las renovables (incluyendo las hidroeléctricas) el 24.1%. Finalmente, la capacidad nucleoeléctrica aportó el2.6%delacapacidadinstalada.


Año 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009

Hidro- Geotermo Eoloeléctrica eléctrica eléctrica 9,618 750 2 9,619 855 2 9,619 838 2 9,608 843 2 9,608 960 2 10,530 960 2 10,536 960 2 10,566 960 2 11,343 960 85 11,343 965 85 11,383 965 85

Nuclear

Carbón

1,368 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365 1,365

2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600

Termoeléctrica Ciclo Combustión Turbogás convencional combinado* interna 14,283 2,463 2,364 118 14,283 3,398 2,360 116 14,283 5,188 2,381 143 14,283 7,343 2,890 144 14,283 10,604 2,890 143 13,983 12,041 2,818 153 12,935 13,256 2,599 182 12,895 15,590 2,509 182 12,865 16,873 2,620 217 12,865 16,913 2,653 216 12,895 17,572 2,505 216

Dual 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100

35,666 36,697 38,519 41,177 44,554 46,552 46,534 48,769 51,029 51,105 51,686

* Incluye producción independiente deenergía. Fuente:CFE.

En el ámbito regional, la capacidad instalada en el servicio público se encuentra dispersa por todo el territorio nacional en función dela disponibilidad de los recursos energéticos, así como de la infraestructura de suministro de combustibles y de transmisión de energía y su ubicación respecto a los centros de demanda, entre otros factores. En el caso de la región Sur-Sureste, en la queseencuentraninstalados los principales desarrollos hidroeléctricos del país ubicados en Chiapas, Oaxaca y Guerrero, así como importantes centrales termoeléctricas al norte de Veracruz y la planta nucleoeléctrica Laguna Verde, en 2009 se concentró la mayor participación respecto al total con 34.2%, seguidaporlaregiónNorestecon25.6%(véasegráfica34).


0.3 2.3

100% 90% 80% 70%

12.4 10.4

19.7 3.4 0.9

30.8

11.9

0.8

3.3 8.2

13.9

Otrasc Fuentesalternas

28.4

60.6

26.1

27.2

39.4

d

Hidroeléctrica Ciclo Combinado

40% 30%

22.1

20% 10%

Carboeléctricab

13.4

60% 50%

15.1

40.5

35.4

Termoe ctrica convencional

43.0

15.4

15.1

0% Noroeste

Noreste

Centro-Occidente

Centro

Sur-Sureste

a

Incluye3MWdeplantasdecombustióninternamóviles Incluye dual c Incluyelascentralesturbogásycombustióninternafijas d Incluyelascentralesgeotérmica, eólicaynuclear Fuente:CFE b

Durante 2009, como resultado de las adiciones de las unidades 10 y 11 que integran un ciclo combinado en la central Presidente Juárez (277 MW), la capacidad instalada en la región Noroeste aumentó a 7,025 MW. Éstas adiciones constituyen un reforzamiento en la capacidad y soporte de voltaje del Sistema Baja California, particularmente para hacer frente alos incrementos de la demandadurante el verano. Asimismo, en el caso de Baja California Sur, debido a las característicasgeográficasy deinfraestructura degeneración y transmisión en la entidad, así como en algunas zonas de Sonora, se han efectuado movimientos temporales deunidades turbogás móviles para atenderdemandasregionalesespecíficas.


En 2009, únicamente se retiró la unidad 1 turbogás de 12 MW de la central Esperanzas en Coahuila. Considerando este retiro, la capacidadinstaladaal final del año seubicó en 13,222 MW. En el Centro-Occidente no se realizaron modificaciones durante 2009, por lo que la capacidad instalada de la regiónsemantieneen8,553MW. Durante 2009 la región Centro registró incrementos de capacidaden ciclo combinado y turbogás. En el primer caso se puso en operación la unidad 5 de la central San Lorenzo, en Puebla. Dicha unidad tiene capacidad de 116 MW. Asimismo, en esa misma central se concluyó la conversión de las unidades turbogás 3 y 4 de 133 MW cada una, para su puesta en línea como ciclo combinado en conjunto con la unidad 5. En lo que se refiere a capacidad turbogás, ésta seincrementó en 128 MW al iniciar operaciones los turbogeneradores Iztapalapa, Coapa, Santa Cruz y Magdalena,concapacidadde32 MWcadaunoenel DistritoFederal. Adicionalmente, se incrementó en 30 MW la capacidad de la unidad 2 de la central termoeléctrica Francisco Pérez Ríos, en Tula, Hidalgo. Con estas modificaciones, lacapacidadtotal delaregión esde5,229 MW. Debido a su amplia disponibilidad y diversidad de recursos energéticos primarios, la región con mayor capacidad instaladaenelpaíseslaSur-Sureste. Deestaregión, destacalacapacidadhidroeléctricainstaladaenlacuencadel Río Grijalva con 4,831 MW, así como la central nucleoeléctrica LagunaVerdecon 1,365 MW, la central dual Petacalco en la costa de Guerrero y varias centrales de ciclo combinado instaladas en la zona de Tuxpan, Veracruz. Durante 2009 las modificaciones de capacidad serealizaron en la unidad1 de la hidroeléctrica Infiernillo con un incremento de 40 MW y, en la unidad 2 de la central turbogás Chankanaab, con un incremento de 1.5 MW. De esta forma, la capacidadtotal delaregión es de17,654 MW (véasecuadro 19).


1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

tmca(%) 1999-2009

Hidroeléctrica Termoeléctricaconvencional Ciclo combinado CFE PIE Turbogás Combustión Interna Geotermica Eólica

941 2,895 665 90 620 1

941 2,895 665 88 720 1

941 2,895 725 496 229 768 137 730 1

941 2,895 734 496 238 768 137 730 1

941 2,895 1,481 496 985 768 137 730 1

941 2,895 1,493 496 997 716 146 730 1

941 2,525 1,718 721 997 584 174 730 1

941 2,485 1,720 723 997 663 174 730 1

941 2,485 1,720 723 997 663 209 730 1

941 2,485 1,720 723 997 663 209 730 1

941 2,485 1,997 1,000 997 663 209 730 1

0.0 -1.5 n.a. n.a. n.a. 0.0 8.8 1.6 0.0

Hidroeléctrica Termoeléctricaconvencional Ciclo combinado CFE PIE Turbogás Carboeléctrica

126 2,789 1,099 1,099 708 2,600

126 2,789 1,550 1,550 708 2,600

126 2,789 2,220 1,973 248 708 2,600

126 2,789 3,659 1,973 1,687 839 2,600

126 2,789 4,954 1,973 2,982 839 2,600

126 2,789 5,449 1,973 3,477 890 2,600

126 2,111 6,447 1,973 4,475 802 2,600

126 2,111 7,765 2,169 5,596 602 2,600

126 2,036 7,976 2,380 5,596 457 2,600

126 2,036 8,015 2,420 5,596 457 2,600

126 2,036 8,015 2,420 5,596 445 2,600

0.0 -3.1 22.0 8.2 n.a. -4.5 0.0

Hidroeléctrica Termoeléctricaconvencional Ciclo combinado CFE PIE Turbogás Combustión Interna Geotérmica

1,881 3,466 218 218 122 1 88

1,881 3,466 218 218 122 1 93

1,881 3,466 218 218 146 1 93

1,881 3,466 810 218 592 275 1 88

1,881 3,466 793 218 575 275 1 190

1,873 3,466 1,174 597 577 24 1 190

1,878 3,466 1,166 601 565 24 1 190

1,857 3,466 1,161 601 560 24 1 195

2,634 3,466 2,233 603 1,630 24 1 195

2,634 3,466 2,233 603 1,630 24 1 195

2,634 3,466 2,233 603 1,630 24 1 195

3.4 0.0 26.2 10.7 n.a. -15.0 0.0 8.3

Hidroeléctrica Termoeléctricaconvencional Ciclo combinado CFE Turbogás Geotérmica

695 2,474 482 482 374 42

695 2,474 482 482 374 42

695 2,474 382 382 374 15

684 2,474 489 489 623 25

684 2,474 489 489 623 40

714 2,174 1,038 1,038 640 40

714 2,174 1,038 1,038 640 40

729 2,174 1,038 1,038 672 35

729 2,220 1,038 1,038 928 35

729 2,220 1,038 1,038 928 40

729 2,250 1,420 1,420 790 40

0.5 -0.9 11.4 11.4 7.8 -0.5

Hidroeléctrica Termoeléctricaconvencional Ciclo combinado CFE PIE Turbogás Combustión Interna Dual Eólica Nuclear

5,976 2,659 664 664 372 1 2,100 2 1,368

5,976 2,659 1,148 664 484 372 1 2,100 2 1,365

5,976 2,659 1,643 664 979 385 2 2,100 2 1,365

5,976 2,659 1,651 672 979 385 2 2,100 2 1,365

5,976 2,659 2,886 672 2,214 385 3 2,100 2 1,365

6,876 2,659 2,886 672 2,214 548 3 2,100 2 1,365

6,877 2,659 2,886 672 2,214 548 3 2,100 2 1,365

6,913 2,659 3,906 672 3,234 548 3 2,100 2 1,365

6,913 2,659 3,906 672 3,234 548 4 2,100 85 1,365

6,913 2,659 3,906 672 3,234 581 3 2,100 85 1,365

6,953 2,659 3,906 672 3,234 583 3 2,100 85 1,365

1.5 0.0 19.4 0.1 n.a. 4.6 15.3 0.0 48.9 0.0

Región

1

Plantas móviles de combustión interna. Notas:Lostotalespodríannocoincidirdebidoal redondeo. Fuente:CFE.


En 2009 la capacidad instaladapor permisionarios en el país aumentó 2.0% respecto a 2008. Los productores independientes representan 59.1% de dicha capacidad, quienes han generado el mayor crecimiento, seguido por el autoabastecimiento (véasegrafica35).

2009

12,653

0 5 4

4,192

2008

12,653

8 7 4

3,855

2007

12,557

6 8 4

2006

8 3 5

11,478

2005

6 5 5

9,277

2004

8,212

2003

4 5 5

7,671 9 5 2,799 5

2002

3,868

2001

7 7 6 1 2,302 5 , 1 5

4 7 5

3,927

2,662

3,486 4,110

2,677

4 2 4 , 1

1,330 1,330 0 3 3 , 1

0 1,563 3 3 , 1

0 1,511 3 3 , 1

7 2 1,330 4 , 1

3,678 3,136

2,782

0 3 3 , 1

2 315 1 , 1

6 3 1 , 1

1 2 2,164 2 2000 532 2 5 1 ,

Producción Independiente b UsosPropiosContinuos Autoabastecimiento Cogeneración Exportación

1

a

No incluyelacapacidadenoperaciónqueatiendealademandamáximadeimportación. Se refiere a la capacidadautorizadaen operación reportada por los permisionarios a la CRE. Fuente: CRE. b

Al cierre de 2009 la generación total de energía eléctrica, incluyendo el autosuministro, se ubicó en 268,200 GWh, una variación de -0.4%. De este monto, CFE y la extinta LFC generaron 58.5%, los productores independientes de energía 29.1%, autoabastecimiento 4.8%, cogeneración 4.6%, exportación 2.6% y usos propios continuos0.4%.


En 2009 2009,, la la generación tot total al de energía eléctri ctrica para el servici servicio o público ascendió a 235,1 235,107 07 GWh (vé (véase gráfica 36) 36), lo lo que representa una variaci riación de -0.3% 0.3% respecto al año previ previo. La La generación de electri ctricida cidad en la central central dual de Petacalco Petacalco fue fuela que presentó el mayor dinam dinamismo, al incrementar su generación neración en5,41 5,415 5 GWh, para regresar a niveles eles de operación ración normal de 12,2 12,299 99 GWh anuales. Cabe Cabe recordar que en 2008, 2008, la generación ración de electrici ctricida dad en esta central tral se redujo casi en 50% 50%respecto a la energía producida en 2007, 2007, debido al vencimiento de un contrato contrato de suministr nistro o de carbón y a la ausencia ncia deofertas ofertas quecumplieran con las las bases de la lilicitaci citación ón para el suministro, tro, esencialmente en el aspecto económico. Esto Esto derivó en la la interrupci terrupción del suministro tro de carbón desde finalesdeeseaño, situaci situación ónque, haciael cierre cierrede2009, 2009, yaestabacompletamentenorm normalizada. La generación deelectrici ctricida dad con base en los los hidrocarb hidrocarburos representa 68.9 68.9% % de la generación total total. En 200 2009, 9, la brechaentre la generación de las centr central ales decicl ciclo combinado (11 (113, 3,90 900 0 GWh) y la generación ción eléctrica ctrica de las centrales centrales de combustóleo stóleo y/ y/ o gas gas (va (vapor), por), turbogás y combustión stión interna interna(48,087 48,087 GWh) continuó continuó am amplián pliándose. Cabe señalar que la partici articipa pación ción de este tipo tipo de centrales ha disminuido de 48.4% 48.4% en 1999 1999 a 20.5% 20.5% en 2009, 2009, como result resultado de un mayor despacho decentral centrales de ciclo lo combinado binado yel paulatitino reti retiro de unidad unidades generadoras que util utilizan combustóleo. óleo. En el caso de las centrales carboeléctricas ctricas y la central ntral dual, su partici participac pación en la generación total total se ubicó en12.4 12.4%. %. En lo lo que serefi refiere alas central ntrales basadas en fuen fuentes renovables, las las hidroeléctri roeléctricas cas redujeron su producción en 32%, 32%, como resultado de quela generación en el Sistem tema Hidroel Hidroeléctri ctrico Grij Grijalva fue fue baja en el prim primer semestre de 2009 2009 en comparación con 200 2008, 8, en el cual se tuvo una alta generación una vez vez que se corrigi corrigió el tap taponamiento aguas abajo de Malpaso (El (El Caído); o); además, en el periodo periodo delluvias de2009 2009 los escurrim currimientos fue fueron del ti tipo seco. En el caso de la energía rgía eóli ólica, ésta se mantuvo prácticam cticamente invariab variable respecto a 2008 2008 con 249 249 GWh. En resumen, la electrici ctricida dad producida cida a parti rtir de fuen fuentes renovables se ubicó en 33,43 33,434 4 GWh, lo lo que representa el 14.2 14.2% % del tot total al generado para el servicio io público en el país. La La partici articipa pación ción porcentual de cada fuente renovable respecto altotal total eslasiguiente:centraleshidroeléctri hidroeléctrica cas11.2 11.2%, %, centralesgeotérmicas2.9%, 2.9%, eóli eólica cass0.1%; 0.1%; mientras quela generación nucleoeléctri ctrica ca representó 4.5% 4.5% del tot total al.


218,971 192,761

197,106

201,059 203,555

225,079

232,552

235,871

235,107

208,634

Eoloeléctrica

Tu Turbogásycombustión interna

180,917

Geotermoeléctrica Dual Nucleoeléctrica

Carboeléctrica Hidroeléctrica Te Termoeléctricaconvencional Cicl Ciclocombinado

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

Fuente: Fuente:CFE. CFE.

Al cierre cierre de 2009, 2009, 51. 51.8% 8% de la electrici ectricida dad generadapara servici rvicio o público se obtuvo a parti rtir de la combustión del gas natural, 16. 16.7% 7% a parti rtir decombustóleo, bustóleo, 11.2% 11.2% de centrales hidroeléctr ctriicas, 12.4% 12.4% del carbón, 4.5% 4.5% dela energía nuclear, 3.0% 3.0%a parti rtir de geotermia y viento, mientras que el restante 0.5% 0.5% proviene provienedel diesel (vé (véasegráfica 37) 37). Esta Esta composición ión en la generación eléctrica ctrica resulta de la sustit sustitución decombustól tóleo por gas natural a travé través de la repoten otenciaci ciación de unidades de vapor convencional cional y la construcción construcción de nuevas centrales de cicllo o combinado bajo el esquema de contrataci contratación ón de productores roductores inde independientes.


60%

50%

51.8%

47.6% 39.2%

40%

30% 29.4% 20%

10%

18.1% 16.7%

15.0% 10.0%

5.5% 3.1% 0.7% 0% 1999 2000 Combustóleo

12.0% 11.2% 4.4% 3.2% 0.6% 2001

2002

Gasnatural

2003 Diesel

2004 Carbón

2005

2006

Hidráulica

2007 Uranio

2008

12.4% 11.2% 4.5% 3.0% 0.5% 2009

Geotermiay eólica


El combustibleconmayordinamismoparalageneración cióneléctri ctrica,elgasnatural, tural, destacanotori notoriamente.En 199 1999 la generación ración basada en dicho dicho combusti bustible representaba 15.0%, 15.0%, y 10 años después aumentó al 51. 51.8% 8% de la generación total total, lo lo que representa un crecimiento promedio anual de 16.2 16.2%. %. Por Por otra otra parte, la la parti rticipa cipación ción del combustóleo óleo en la generación ción de electrici ctricida dad disminuyó de 47.6% 47.6% a 16. 16.7%, 7%, es decir, un decremento promedio anual de7.6% 7.6% (vé (véase gráfica ráfica38). 38) .


Ta Tasamediade crecimiento anual (%)

250.0

Eólica Geotermia Uranio Hidráulica

200.0

Carbón

150.0

Diesel Gasnatural

100.0

50.0

Combustóleo 0.0 1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009


La capacidad cidad de generación máxim áxima autori autorizada de energía rgía eléctri ctrica ca es la que se establ stablece en los permisos para generación ración deelectri ctrici cidad dadotorgados otorgados por la la CRE. Cabe Cabeseñalar quela generación ración efecti efectiva va quese produce en un año específicopuedevariar riaryubicarsepordebajodelaautori autorizada. En 2009 2009 la generación de energía eléctrica éctrica de los permisionari sionarios se ubicó en 111,2 111,224 24 GWh, registrand trando un incremento de1.5% 1.5% respecto al año previo (vé (véasegráfica39) 39).


2009 2008

9 1 12,141 0 , 1

72,607

2006

3 2 2 , 1

60,944

2005 2004 2003

2001

5 1 0 , 12,793 1

76,007

2007

2002

8 6 9 12,867

78,131

31,171 19,949 5 5 0 3 6 4 , ,6,270 4 1

15,377

46,281

2 9 14,368 3 , 1

7,253 6,095

46,334

7 0 5 , 13,853 1

2 7,184 2 4 , 4

6 9 3 10,617 6,664 0 5 5 , , 1 2

5 5 8 7,973 8 5 , 4 , 4 1

5 1 8 , 4

12,343 12,366

11,466

6,914 7,425

7 0 2 , 6

7,812 6,932

b

Producción Independiente UsosPropiosContinuos Autoabastecimiento Cogeneración Exportación

5 1 0 3 3 2000 5 3 7 0 4 4 , , , 4 , 1 1 6 3

a

No incluye energía importada. Se refiere a la generación reportadapor permisionarios a la CRE. Fuente: CRE. b

De acuerdo con el Programa Especial de Cambio Climático 2009-2012 (PECC 2009-2012), publicado en el DOF ensuversiónvespertinael 28 deagosto de2009, los procesosdegeneración yusodelaenergíaconstituyenel principal emisor de gases de efecto invernadero (GEI), con el 60.1% de las emisiones totales, que en 2006 se ubicaron en 715.3 millones de toneladas debióxido decarbono equivalente (MtCO2e). Dichas emisiones incluyen bióxido de carbono (CO2), metano (CH4) y óxido nitroso (N2O), expresados en términos de CO2 equivalente. En particular, en los procesos de generación de energía eléctrica se emitieron 112.5 MtCO2e, lo que representa casi 16% del total nacional. Esto como resultado principalmente de la composición del parque de generación en México, enlaqueloscombustiblesfósilesaportanmásde75% delageneración deelectricidadparaserviciopúblico.


Para reducir las emisiones derivadas dela generación de energía eléctrica, en dicho Programa seestablecen acciones deeficiencia energética, uso defuentes renovables de energía, secuestro y almacenamiento geológico de carbono, así como mayor uso dela energía nuclear. Tales acciones estándelineadas sobrelos siguientes ejes: Fomentar la generación de electricidad con tecnologías bajas en carbono en el Sistema Eléctrico Nacional (SEN). DesarrollarproyectosdeeficienciaenergéticaquereduzcanemisionesdeGEI enel SEN. Reducir las fugas dehexafluoruro de azufre (SF6) enel sistema de transmisión y distribución del SEN. Incrementar la generación de electricidad con fuentes de energía eólica geotérmica, hidráulica y solar, que seantécnica, económica, ambiental y socialmente viables. Fomentar la participación del sector privado en la generación de energía eléctrica con fuentes renovables de energía y en la cogeneración. Fortalecer las capacidades nacionales para la eventual aplicación de tecnologías de captura y almacenamiento geológico del CO2 generadoporlaindustriaenergéticadel país. Por el lado de los usos y consumo de energía eléctrica, el PECC establecelos objetivos demitigación en los sectores residencial, comercial y administración municipal, Administración Pública Federal (APF), industria y turismo. Los objetivossonlossiguientes: Impulsar el ahorro de energía eléctrica en viviendas y edificios a través de programas del Fideicomiso para el AhorrodeEnergíaEléctrica(Fide). por tecnologías eficientes, así como la sustitución de lámparas incandescentes por tecnologías ahorradoras parailuminación enel sector residencial. Fortalecerlasaccionesdeahorro deenergíaenel sectorresidencialmedianteinstrumentosnormativos. Promoverlaconstruccióndeviviendaquegaranticeel usoeficientedelaenergía. Promover la utilización detecnologíasparaaprovechar demanera sustentable la biomasa. Reforzary ampliarelprogramadeahorro deenergíaeléctricaenlaAPF. Promover la eficiencia energética en el sector industrial parareducir emisionesdeGEI. Reducir la demandadeenergía yagua asociadas al sector turístico.

El margen de reserva (MR) se define como la diferencia entre la capacidad efectiva de generación del sistema eléctricoy lademandamáximacoincidente, expresadacomoporcentajedelademandamáxima. Deacuerdoconeste concepto, para satisfacer la demandade energía eléctrica, la capacidad del sistema debe ser mayor que la demanda máxima anual. Por lo tanto, factores como la capacidad efectiva de las plantas, su disponibilidad, así como el mallado dela reddeterminan en granmedida la confiabilidaddel abasto deenergía eléctrica. La importancia de la capacidad de reserva radica primordialmente en la confiabilidad del suministro de energía eléctrica por lassiguientes razones:


Laenergíaeléctricadebeproducirseenelinstanteenqueesdemandada,esdecir, noesposiblealmacenarla. La capacidad del sistema está sujeta a reducciones como consecuencia de salidas programadas de plantas por mantenimiento y eventos fortuitos como fallas, degradaciones, fenómenos climatológicos, etc. Asimismo, el margen dereservaoperativo (MRO) es otro indicador dela capacidad de reserva y sedefine como la diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentaje de la demandamáxima(véase gráfica 40). Para el cálculo del margen dereserva y el margen de reserva operativo, en el casodelsistemaeléctriconacional, seadoptóel métododeterminístico,basadoenvalorespromediodedisponibilidad delascentralesgeneradorasyenel comportamiento estacional delademanda17 . La composición del parque de generación es dinámica, cadaaño seincorporan centrales cuya tecnología ofrece mayoresíndicesdedisponibilidad,loquerepercuteenunadisponibilidadequivalentemayor detodoel parque.

Capacidad efectiva

Capacidad efectiva Mantenimiento programado Falla, degradación y causas ajenas Margen de reserva Demanda máxima b ruta coincidente

Margen de reserva operativo Demanda máxima b ruta coincidente

Fuente:CFE.

El valor mínimo adoptado para el MRO en la planificación del Sistema Interconectado Nacional es de 6%, con estevalorseobtieneel MRcorrespondiente. Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es el caso de la península deBaja California, el margen de reserva se determina de manera separada en función de sus curvas de carga ydemandas máximas. En el sistema Baja

17

En noviembre de2004, CFE preparó parasu Junta de Gobierno el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva, en el cual se determina, con base en la variación de la disponibilidad del parque generador, que el MRO es el criterio que debe observarse en la planificación delageneración.


California seadmite como valor mínimo de capacidadde reserva (después de descontar la capacidad no disponible por mantenimiento) lo que resulte mayor de: a) La capacidad dela unidad mayor o b) 15% de la demandamáxima. EnloconcernientealsistemaBajaCaliforniaSur,seasumecomovalor mínimodecapacidaddereserva,el total dela capacidad de las dos unidades generadoras mayores. Hacia fi hasta ubicarsedurante 2000 y 2001, por debajo de los valores mínimos adoptados de 27% y 6%, respectivamente. A partir de 2002, debido a la entrada en operación de varios proyectos de generación así como al menor crecimiento en la demandade energía eléctrica, la capacidaddereservadel SEN volvióaubicarseporarribadelosvaloresmínimosadoptados(véasegráfica41).

41.3

43.3 40.0

42.5

43.4

38.0

31.8 28.7

28.0 21.0

24.3

23.2

20.3 15.5

15.4

14.0 10.8

9.2

7.5

7.0

2002

2003

4.2 1.2 1999

2000

2001

2004

Margen dereserva(sin autoabastecimiento)

2005

2006

2007

2008

2009

Margen dereservaoperativo

Fuente:CFE.

Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es el caso de la península deBaja California, el margen de reserva se determina de manera separada en función de sus curvas de carga ydemandas máximas. En el sistema Baja California seadmite como valor mínimo de capacidadde reserva (después de descontar la capacidad no disponible por mantenimiento) lo que resulte mayor de: a) La capacidad dela unidad mayor o b) 15% de la demandamáxima. EnloconcernientealsistemaBajaCaliforniaSur,seasumecomovalor mínimodecapacidaddereserva, el total dela capacidad de las dos unidades generadoras mayores.


El balance de energía eléctrica describela evolución dela oferta yla demandadeenergía eléctrica anivel nacional durante los últimos 10 años. A partir del balance se puede identificar la importante presencia de la tecnología de ciclo combinado en la generación total, los flujos de energía para autoabastecimiento remoto, los usos propios en generación, transmisión ydistribución, pérdidas, entre otros rubros (véasecuadro 20).

Concepto

Termoeléctricaconvencional Dual Ciclo combinado Turbogás1 Combustión interna1 Hidroeléctrica Carboeléctrica Nucleoeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica

Autoabastecimiento, cogeneracióny excedentes2

Sector industrial Sector residencial Sector comercial Sector agrícola Sector servicios

1

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

85,104 11,234 15,526 2,077 382 32,713 18,251 10,002 5,623 6

89,891 13,569 17,752 5,228 420 33,075 18,696 8,221 5,901 8

90,395 14,109 25,377 5,456 467 28,435 18,567 8,726 5,567 7

79,300 13,879 44,765 6,394 555 24,862 16,152 9,747 5,398 7

73,743 13,859 55,047 6,933 751 19,753 16,681 10,502 6,282 5

66,334 7,915 72,267 2,772 610 25,076 17,883 9,194 6,577 6

65,077 14,275 73,381 1,358 780 27,611 18,380 10,805 7,299 5

878

811

1,043

2,176

6,528

9,112

87,234 33,369 10,945 7,997 5,450

93,755 36,127 11,674 7,901 5,891

93,255 38,344 12,167 7,465 5,973

94,942 39,032 12,509 7,644 6,076

94,228 39,861 12,808 7,338 6,149

96,613 40,733 12,908 6,968 6,288

Incluyeunidadesfijasymóviles. Para autoabastecimiento remoto. 3 Incluyeajuste estadístico. 4 Incluyeporteoparaexportaciónhasta2006. Fuente:CFE. 2

2006

2007

2008

tmca 2009 1999-2009 (%)

51,931 49,482 13,875 13,375 91,064 102,674 1,523 2,666 854 1,139 30,305 27,042 17,931 18,101 10,866 10,421 6,685 7,404 45 248

43,325 6,883 107,830 2,802 1,234 38,892 17,789 9,804 7,056 255

43,112 12,299 113,900 3,735 1,241 26,445 16,886 10,501 6,740 249

-6.6 0.9 22.1 6.0 12.5 -2.1 -0.8 0.5 1.8 44.8

99,720 103,153 106,633 42,531 44,452 45,835 12,989 13,210 13,388 8,067 7,959 7,804 6,450 6,596 6,809

107,651 47,451 13,627 8,109 7,074

102,721 49,213 13,483 9,299 7,803

1.6 4.0 2.1 1.5 3.7


Las pérdidas de energía eléctrica incluyen las pérdidas técnicas y no técnicas en la red de transmisión y distribución. Este rubro en 2009 representó 17.9% de la energía disponible18 . Las pérdidas no técnicas se derivan principalmente de los usos ilícitos del servicio público de energía eléctrica, los cuales tienen varias vertientes: crecimientodel sectorcomercialinformal, asentamientoshumanosirregulares,evasióndel pago,etc.

La infraestructura de transmisión y distribución del SEN hace posible la transformación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica a lo largo de todo el país. Esta infraestructura es operadapor áreas de control quemantienen la confiabilidade integridaddel sistema. Las áreas supervisan asu vez que la demanday la oferta de energíaeléctricaestén balanceadasencualquier instante. Al cierrede2009, la red detransmisión y distribución aumentó en8,570 kmrespecto al año previo, con lo que cerró el año con unalongitud total de 812,282 km. La red de transmisión está constituidapor líneas de400 kV y 230 kV que tienen unaparticipación de6.0%, por líneas de 161 kV a 69 kV con 5.8% y por líneas en tensión de 34.5 kV a 2.4 kV, con 48.2%, la red en baja tensión representa30.8% y las líneas pertenecientes al áreadecontrol Central en queoperabala extinta LFC, con 9.2%.

Red de transmisión troncal.- Integrada por líneas de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta tensión (400 kV y 230 kV) paraconducir grandes cantidades deenergía entre regiones alejadas. Se alimentan de las centrales generadoras y abastece las redes de subtransmisión y las instalaciones de algunos usuarios industriales. El incremento neto en estas líneas durante 2009 fue de 245 km, con lo quela extensión total llegó a 48,701 km. Redes de subtransmisión.- Son de cobertura regional y utilizan líneas en alta tensión (69 kV a 161 kV). Estas suministran energía a redesdedistribución en media tensión y acargasdeusuarios conectadas enalta tensión. Lalongituddeestainfraestructuraseubicóen47,386 km Redes dedistribución en media y baja tensión.- Suministran la energía transmitidaen el rango de 2.4 kV a 34.5 kV dentro de zonas relativamente pequeñas. En 2009 la longitud en media tensión registró el mayor incremento con 4,703 km, mientras quelas líneas de baja tensión aumentaron en 4,067 km. Su longitud asciende a 641,783 kmen conjunto.

18

La energía disponible del sistema se integrapor la suma dela generación neta, el autoabastecimiento remoto, excedentes y la energía importada.


Red dela extinta LFC.- Al cierre de 2009 permaneció sin cambios respecto al año previo, quedando con una longitud total de 74,413 kmen niveles detensión de6.6 kV a 400 kV, incluyendo líneas subterráneas, además de líneas dedistribución enbajatensión.

En 2009, la red de transmisión y distribución nacional (véase cuadro 21), se integró de 96,086 kmde líneas entre 400 kV y 69 kV, 391,780 kmdelíneas de34.5 kV a 2.4 kV, 250,003 kmdelíneasenbajatensión, 74,413 kmcorrespondientes a la extinta LFC y 23,002 kmde líneas subterráneas. De 1999 a 2009, la red nacional de transmisión y distribución se expandió en 174,905 km. Las líneas que registraron la mayor expansión en la redson las de 13.8 kV al aumentar 55,858 kmdurante el periodo. En segundo lugar están las líneas correspondientes ala extinta LFC queaumentaron en 45,809 kmdurante el mismo lapso.

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

tmca 2009 1999-2009 (%)

ComisiónFederaldeElectricidad1

608,773

622,718

632,025

643,807

658,067

676,690

688,420

700,676

712,790

729,299

737,869

1.9

400 kV 230 kV 161 kV 138 kV 115 kV 85 kV 69 kV 34.5 kV 23 kV 13.8 kV 6.6 kV 4.16 kV 2.4 kV Bajatensión Líneassubterráneas

12,399 21,224 456 1,018 34,151 185 3,490 58,996 23,323 233,232 428 67 93 211,969 7,742

13,165 21,598 508 1,029 34,971 186 3,441 60,300 23,756 239,748 428 60 94 215,369 8,065

13,695 22,644 516 1,051 36,199 186 3,360 61,756 24,663 246,304 429 49 94 221,079 9,039

14,503 24,058 614 1,086 38,048 140 3,381 62,725 25,826 251,771 429 49 98 221,079 9,039

15,999 24,776 470 1,340 38,773 140 3,364 63,654 26,366 257,462 429 49 98 225,147 9,737

17,831 25,886 486 1,358 40,176 140 3,245 64,768 27,435 264,595 429 16 61 230,264 12,443

18,144 27,147 475 1,369 40,847 141 3,241 66,287 27,940 269,390 411 16 62 232,950 14,447

19,265 27,745 475 1,398 42,177 141 3,157 67,400 28,568 273,249 411 16 39 236,635 16,626

19,855 28,164 547 1,418 43,292 141 3,067 69,300 29,095 278,119 411 16 50 239,315 19,031

20,364 28,092 547 1,439 42,701 77 3,066 70,448 29,841 286,306 411 17 54 245,936 20,271

20,900 27,801 549 1,470 42,295 77 2,995 71,778 30,694 289,090 138 17 62 250,003 23,002

5.4 2.7 1.9 3.7 2.2 -8.4 -1.5 2.0 2.8 2.2 -10.7 -12.8 -3.9 1.7 11.5

28,604

29,277

29,838

30,493

69,008

74,413

10.0

Extinta Luz y Fuerza del Centro2

70,221

71,132

72,383

73,361

74,413

1

Incluyelíneassubterráneasapartirde2001. A partir del Decreto por el quese extingueel organismodescentralizado Luz y Fuerza del Centro, publicadoel 11 de octubre de2009 en el DOF. Fuente:CFE. 2

En lo concerniente a subestaciones y transformadores, al cierre de2009 se registró una capacidad instalada de 265,133 Megavolt Amperes (MVA), lo cual representa un incremento de 4.6% respecto al año anterior. De esta


capacidadinstalada, 147,133 MVA le correspondena subestaciones de transmisión y 87,050 MVA a subestaciones dedistribución de CFE, mientras que las subestaciones correspondientes a la extinta LFC permanecieron en 30,951 MVA (véasecuadro22).

Subestaciones

2000

CFE Distribución Transmisión

2001

164,916 57,070 107,846 19,837

Extinta LFC1

2002

173,305 59,749 113,556 24,351

2003

183,783 64,076 119,707 25,801

2004

191,711 66,638 125,073 26,063

198,508 69,667 128,841 27,107

2005

205,773 71,066 134,707 28,757

2006

210,488 73,494 136,994 29,714

2007

218,028 76,340 141,688 30,666

Fuente:CFE.

28

250 27

180 29

1 5 230

330

2

6

140 8

220 235

3

30

2100 350

60

11

260

7

250 31

40

4

9

240

200

32

REGIONES 1) Sonora Norte

19) Acapulco

3) Mochis

20) Temascal

4) Mazatlán

21) Minatitlán

5) Juárez

22) Grijalva

8) Río Escondido 9) Monterrey 10) Huasteca 11) Reynosa 12) Guadalajara 13) Manzanillo 14) AGS - SLP

14 14

18) Oriental

2) Sonora Sur

6) Chihuahua 7) Laguna

900 260

600 12

26) Cancún 27) Mexicali 28) Tijuana 29) Ensenada 30) C. Constitución

31) La Paz 15) Bajío 32) Cabo San Lucas 16) Lázaro Cárdenas 17) Central

750

750

24 15

400 13

17 950 16

150

750

460

240 19

100 26 45

18

1700

23) Lerma 24) Mérida 25) Chetumal

10

650

25

3100 23

2100 1400 20

21 21

150 2200

1000

22

2008

222,580 78,786 143,794 30,951

2009

234,182 87,050 147,133 30,951

tmca 2000-2009 (%) 4.1 4.0 4.8 3.5 5.1


43 800 44

46

520

250 47

230 45 7 150

2

1

180

600 8 500

400

12

350 3

9

380

400

2400

4 48

13

250

80

500

16

90

14

1300 11 300 17

5 49 130

1350

900

10

1100

300

50

15 1340

1150

19

200 6

300

REGIONES 1) Hermosillo 2) Nacozari 3) Obregón

18) Valles 19) Huasteca 21) Tepic

5) Culiacán

22) Guadalajara

10) Durango 11) Laguna 12) Río Escondido 13) Nuevo Laredo

23

1100

23) Aguascalientes 24) San Luis Potosí 25) Salamanca 26) Manzanillo 27) Carapan 28) Lázaro Cárdenas 29) Querétaro 30) Central

18 1000

200 1200 950 21

20

1600

31

29

40

1450

1950

22

550

1300 25

3500 1350 310

700

1700

750

26

27 480

36) Coatzacoalcos

39 32 33 1500

2200 350

270

42) Chetumal 43) WECC(EUA)

32) Veracruz

39) Lerma

16) Monterrey 17) Saltillo

33) Puebla

40) Mérida

34) Acapulco

41) Cancún

36 1425

37 1850

35

1870

350 38

37) Tabasco

31) Poza Rica

280

250

3015

34

38) Grijalva

15) Matamoros

250

600

30 1800

450 28

35) Temascal

14) Reynosa

Fuente:CFE.

900

850

20) Tamazunchale

4) Los Mochis 6) Mazatlán 7) Juárez 8) Moctezuma 9) Chihuahua

1100

24

44) Tijuana 45) Ensenada 46) Mexicali 47) San Luis Río C.

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

700 41 150 42



CAPÍTULO CUATRO 5

Prospectiva del sector el éctrico nacional 20102025 6

En el contexto de la planificación del sector eléctrico, un insumo indispensable parael dimensionamiento del plan óptimo de expansión de la capacidad de generación y transmisión, es la estimación de la demanday el consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazo. En este capítulo se presentan las proyecciones de la demanda y consumo de electricidad, las cuales consideran, entre otras variables, la evolución esperada de la economía, las acciones y metas planteadas en materia deahorro de energía, los programas dereducción de pérdidas no técnicas, así como la atención a cargas reprimidas en el Área de Control Central. En lo concerniente a la oferta, se incluyen los programas de requerimientos y retiros de capacidad, programa de requerimientos de combustibles, el autoabastecimiento de energía eléctrica, así como los proyectos de transmisión (enlaces, líneas, subestaciones) necesarios parasatisfacerel crecimiento del consumo deenergía eléctrica en nuestro país para los próximos años.

Enel ordenmacroeconómico, lossupuestos utilizadosenlaproyeccionessirvendebaseparaelplanteamientodetres posibles escenarios para la evolución del PIB en un horizonte prospectivo de 15 años: Planeación, Alto y Bajo. El escenario de planeación se identifica como la trayectoria más probable, dadas ciertas determinaciones oficiales de política económica y con base en las estrategias gubernamentales en el sector. El escenario bajo recoge la visión tendencial, la cual no incorpora ningunamedida o intervención depolítica pública hacia el futuro y sólo considera la evolución inercial durante los años recientes. Mientras que, en el escenario alto, se proyecta la evolución del sector eléctrico ante mayores cambios estructurales de la economía. En el orden demográfico se supone una sola trayectoria, tanto de la población como de la vivienda. En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres trayectorias de precios, normalmente identificados por las trayectorias de los tres referentes: crudo WTI, gas natural Henry Hub y carbónentregado en el noreste de Europa(cif ARA). Estas trayectoriasson la basepara estimar la evolución futura delos precios deelectricidad. Adicionalmente, en el ámbito del cambio técnico y de los programas orientados hacia un uso más eficiente de la electricidad, se diseñaron dos estimaciones paracadauno delos tresescenarios. Unacon baseenlavariable tiempo utilizada en los modelos, que recoge el impacto futuro dela evolución tecnológica y del horario deverano y supone que el efecto de los otros programas previos de ahorro permanece constante. Y otra estimación, que recoge el impacto del Pronase en el uso final de energía eléctrica, por el cambio de las normas en la eficiencia de lámparas, de refrigeradores, de equipos de aire acondicionado, de motores, o por acciones como la sustitución acelerada de focos enlos diversos sectores, principalmente el doméstico. Adicionalmente, por tratarsetambiéndenuevosprogramas, es necesario considerar las trayectorias esperadas tanto por la recuperación en la facturación de pérdidas no-técnicas de


electricidad, como por el efecto de la incorporación al suministro de solicitudes de servicio de la extinta LFC cuya atención habíasidopostergada. Finalmente, para el caso de las proyecciones regionales se aplican modelos de estimación que consideran principalmentecuatro aspectos: 1)

Análisis detendenciasydel comportamiento delos sectoreseconómicosaescalaregional;

2)

Estudio dealgunas cargasespecíficasdeimportanciaregional ynacional;

3)

Actualización anual delassolicitudesformalesdeservicio einvestigacionesparticularesdel mercadoregional;

4)

Estimaciones regionales sobre los proyectos deautoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad derealización.

Para un PIB que se estima crecerá 3.5% en promedio durante el periodo 2010-2025, en el actual ejercicio de planeaciónseproyectaquelasventasmásautoabastecimiento deelectricidadaumentaránaunatasamediaanual de 4.3%. El año anterior se estimó un crecimiento medio anual de 3.6%. Así, en este ejercicio y considerando las estimaciones de ahorro, reducción depérdidas y atención acargasreprimidas, el consumo pasará de206.3 TWh en 2009 a 404.7 TWh en 2025. Ésta última cifra resulta deunaproyección inicial de408.4 TWh en 2025, un ahorro derivado del Pronase estimado en 37.5 TWh, una recuperación en la facturación de 29.8 TWh por la disminución de pérdidas no-técnicasy la incorporación anual de4.0 TWh por cargas reprimidas (véansecuadro 23 y gráfica42). En términos porcentuales, de la proyección original del consumo para todo el periodo, el ahorro equivale a 7.3% del total, la reducción de pérdidas a 4.2%, y la atención de cargas reprimidas a 1.2%. En consecuencia, dados los movimientos de sustracción del ahorro y adición de la energía recuperada en la facturación por las dos razones antes indicadas, el consumo final del periodo representa el 98.1% del originalmente estimado.

tmca(%) 2010-2025*

Concepto

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Ventas más autoabastecimiento(proyección inicial)

215.9 223.4 232.0 241.8 252.4 263.6 275.3 287.6 300.5 313.8 327.6 342.2 357.6 373.8 390.8 408.4

4.4

Ventasparaserviciopúblico(proyeccióninicial)

191.1 196.9 201.6 208.2 218.0 229.2 240.9 253.2 266.0 279.4 293.1 307.7 323.1 339.3 356.3 373.9

4.6

(-) AhorroelectricidadPronase (=) Ventasserviciopúblico(considerandoahorro)

0.6

4.8

9.2 11.7 15.7 18.7 20.3 22.2 24.2 26.1 28.1 30.0 32.0 33.9 35.8 37.5

n.a.

190.5 192.1 192.5 196.5 202.3 210.4 220.6 230.9 241.9 253.2 265.1 277.7 291.1 305.4 320.5 336.4

3.9

(+) Ventasporreduccióndepérdidasnotécnicas

0.0

1.2

2.5

3.9

5.3

6.8

8.4 10.2 12.1 14.1 16.3 18.6 21.1 23.8 26.7 29.8

n.a.

(+) Ventasporatencióndecargasdeprimidas

0.3

2.6

3.4

4.0

4.0

4.0

4.0

n.a.

(=) Ventasparaserviciopúblico(conacciones) Autoabastecimiento

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

4.0

190.7 196.0 198.4 204.4 211.6 221.2 233.1 245.2 258.0 271.4 285.4 300.3 316.2 333.2 351.3 370.2

4.5

24.8 26.4 30.4 33.6 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5 34.5

2.4

* Tasa media de crecimiento anual, referida a 2009. La cifra deventas paradicho año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados dela CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:SeneryCFE


450 404.7 TWh

400 350

Consumoautoabastecido tmca*=2.4%

370.2 TWh

300 h 250 W T

Consumoautoabastecido tmca=5.8%

200

206.3TWh 182.5 TWh

150 Ventasparaservicio público tmca=3.7%

100.2TWh 100

Ventas paraservicio público (consideralosahorros de Pronase, reducción de pérdidas no técnicas y atención decargas reprimidas) tmca*=4.5%

92.1TWh 50 0 1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

* Tasa media de crecimiento anual referida a2009. La cifra de ventas para ese año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:SeneryCFE.

Las proyecciones dela evolución del consumo nacional de energía eléctrica están correlacionadas con la economía, medida en términos del PIB (véase gráfica 43). Desde finales de 2008 la actividad económica nacional se vio afectada por la crisis financiera internacional, cuyo impacto sobre la economía mexicanaen el siguiente año se reflejó enun retroceso del PIB de-6.5%.


12.0 10.0

Ventas servicio público 4.4% tmca 1980-2009

8.0

Consumo nacional de energía eléctrica 4.5% tmca 1980-2009

6.0

Ventas 4.5% tmca 2010-2025

4.0 ) % ( l 2.0 a u n a n ó i c 0.0 a i r a 1980 V

PIB3.5%tmca 2010-2025

1985

1990

-2.0

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

PIB 2.3% tmca 1980-2009

-4.0 -6.0

PIB Variación anual 2009 -6.5%

-8.0 -10.0

Consumonacional de electricidad 4.3% tmca 2010-2025

PIB(apreciosde2003)

Consumonacional deelectricidad

Ventastotalesdeenergíaeléctricaparael serviciopúblico

1

Para el periodo 2010-2025 considera las acciones de ahorro eléctrico derivadas del Pronase, las ventas por reducción de pérdidas no técnicasyporatencióndecargasdeprimidas. Fuente:SeneryCFE.

El sector tarifario industrial tiene el mayor peso específico en el comportamiento del consumo nacional de energía eléctrica durante el periodo dadasu composición eintensidad en el consumo deelectricidad. Análogamente, la dinámica del consumo en dicho sector se encuentra estrechamente correlacionada con la evolución del PIB sectorial, en este caso, el PIB de la industria manufacturera, para el cual se estima un crecimiento medio anual de 3.9%duranteelhorizontedeplaneación(véasegráfica44).


15.0

10.0

Consumodeelectricidad enel sector industrial 4.7% tmca 1980-2009

PIBsector manufacturero 2.1% tmca 1980-2009

Consumosector industrial 4.6% tmca 2010-2025

5.0

) % ( l a u n a 0.0 n ó i 1980 c a i r a V

PIB manufactura 3.7% tmca 2010-2025

1985

1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

-5.0

-10.0

PIB manufacturero variación anual 2009 -10.2%

-15.0 PIBmanufactura(a preciosde2003)

Consumosectorindustrial

Fuente:SeneryCFE.

El estudio del mercado eléctrico requieredel análisis dela información histórica sobre el consumo de electricidad, entendido como las ventas facturadas a los diversos tipos de usuarios y del comportamiento del autoabastecimiento, así como su relación con la evolución de la economía, los precios de los combustibles y los precios de la energía eléctrica para los diferentes tipos de usuarios. Adicionalmente, es imperativo considerar los ajustes históricos en el consumo derivados de un uso más eficiente de electricidad por la evolución tecnológica y la aplicación de programas incluyendo los apoyos financieros para la sustitución de equipos de aire acondicionado, focos incandescentes, refrigeradores, motores y bombas, entre otros equipos.


Las metodologías econométricas que se aplican en los modelos sectoriales de pronóstico, permiten explicar el comportamiento histórico del consumo de electricidad al especificar las variables que resultan relevantes. Esta actividad de explicación de las trayectorias históricas del consumo de electricidad es la base para elaborar estimaciones prospectivas de dicho consumo, siempre entérminos del comportamiento supuesto o esperado de las diversasvariablesquehansidoconsideradasenel diseñodeesosmodelos. En dichos análisis lasvariablesson enalgunoscasos muyespecíficas, como el Producto Interno Bruto (PIB) o el precio (decombustibles, deelectricidad o, incluso, desu relación), y enotros son variablesdetiempo, que reflejan los efectos de los cambios técnicos graduales y de los programas específicos de ahorro y uso eficiente de electricidad. En consecuencia, la construcción de trayectorias prospectivas del consumo de electricidad supone la determinación de estimaciones prospectivas de las diversas variables que han sido reconocidas como relevantes en los modelos econométricos. Las proyecciones así construidas, naturalmente no incluyen los efectos de los nuevos programas que incidan en el comportamiento futuro del consumo, como los del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2009-2012 (Pronase), la reducción de pérdidas no técnicas y la atención a cargas reprimidas del área Central. Por lo anterior, las estimaciones sobre estos efectos se realizan en forma exógena a dichastécnicaseconométricasysusresultadosseintegranalasproyeccionesoriginalesderivadasdelosmodelos.

En concordancia con una delas principales metas desustentabilidad ambiental de la Estrategia Nacional de Energía capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el Pronase la Sener preparó tres escenarios prospectivos de ahorro de energía eléctrica para el periodo 2010-2025, Planeación, Alto y Bajo. Su construcción suponeuna hipótesis respecto a la participación del ahorro sectorial en el consumo total y al nivel de éxito de las áreas de oportunidad en las que se busca capturar el potencial de ahorro en el consumo de electricidad. En los tres casos, se han considerado los cinco rubros de uso final de la energía eléctrica indicados en Pronase: iluminación, equiposdehogarydeinmuebles,acondicionamientodeedificaciones,motoresindustrialesybombasde agua agrícolas y de servicios públicos. Asimismo su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: residencial, comercial, servicios, agrícola, empresa mediana y gran industria. La trayectoria del ahorro estimado se muestraenel cuadro24


Sector

Ventasparaserviciopúblico Residencial Comercial Servicios Industrial Empresamediana Granindustria Bombeoagrícola

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

621 495 66 10 51 33 17 0

4,802 1,615 178 691 2,281 1,197 1,083 38

9,159 11,705 15,663 18,740 20,272 22,228 24,182 26,131 28,082 30,009 31,980 33,902 35,815 37,497 5,629 8,200 11,894 14,704 15,964 17,222 18,473 19,720 20,953 22,180 23,406 24,602 25,772 26,862 326 267 368 475 577 687 796 904 1,012 1,119 1,225 1,329 1,426 1,514 730 779 821 852 923 985 1,049 1,113 1,178 1,232 1,300 1,367 1,435 1,476 2,398 2,346 2,420 2,505 2,559 3,042 3,520 3,999 4,492 4,979 5,489 5,988 6,499 6,899 1,308 1,308 1,392 1,483 1,555 1,846 2,134 2,422 2,718 3,010 3,314 3,614 3,918 4,168 1,090 1,038 1,028 1,022 1,004 1,196 1,387 1,577 1,775 1,970 2,175 2,374 2,581 2,730 75 113 160 202 249 291 343 395 447 498 559 616 681 747

Fuente: Sener.

En el escenario deplaneación, 71.7% del total deahorro de 37.5 TWh en 2025 se registraría en el sector residencial. Esta fuerte participación se deriva de importantes cambios en la norma oficial mexicanade eficiencia energética de lámparas para uso general y en la sustitución de focos incandescentes por halógenos primero, y por lámparas fluorescentescompactasdespués. Como se muestra en la gráfica 45, para el escenario Alto el ahorro total en 2025 sería de 40.5 TWh y para el escenarioBajode34.8 TWh.En amboscasosconlamismaparticipacióndel sectorresidencial.


45.0 40.5TWh

40.0

37.5TWh 35.0

34.8TWh

30.0 25.0 Bajo Planeación Alto

20.0 15.0 10.0 5.0 0.0 2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

0.0 0.6 4.8 9.2 11.7 15.7 18.7 20.3 22.2 24.2 26.1 28.1 30.0 32.0 33.9 35.8 37.5

0.0 0.6 4.8 9.1 11.6 15.5 18.4 19.9 21.7 23.4 25.2 26.9 28.5 30.2 31.8 33.4 34.8

0.0 0.6 4.8 9.2 11.8 15.9 19.1 20.7 22.8 25.0 27.2 29.4 31.6 33.9 36.2 38.5 40.5

Fuente:SeneryCFE.

Se trata de energía eléctrica que es consumida, pero no facturada. El logro de estas metas dependerá como se indica en la Estrategia Nacional de Energía de tres acciones: 1) asignación oportuna de recursos financieros y físicos, 2) incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la administración de la demanda como redes y medidoresinteligentes, y 3) modificación del marco legal paratipificar el robo de energía eléctricacomo delito federal grave. Bajo el supuesto de un éxito significativo en el desarrollo de esas acciones para lograr las metas propuestas, en el escenario deplaneaciónsehaestimadoqueen2025 sealcanzaráuntotaldeenergíaenlafacturación de29.8TWh por reducción de pérdidasno técnicas (véasegráfica 46). En los sectores residencial y comercial se lograría el 73% dedicha recuperación.


35.0 33.3 TWh 29.8 TWh

30.0

26.2 TWh

25.0

20.0 Bajo Planeación Alto

15.0

10.0

5.0

0.0 2010

2015

2020

2025

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

0.0 1.2 2.5 3.9 5.3 6.8 8.4 10.2 12.1 14.1 16.3 18.6 21.1 23.8 26.7 29.8

0.0 1.2 2.5 3.8 5.1 6.5 8.1 9.7 11.4 13.1 15.0 17.0 19.1 21.3 23.7 26.2

0.0 1.2 2.6 4.0 5.4 7.0 8.8 10.7 12.8 15.0 17.5 20.1 23.0 26.1 29.6 33.3

Fuente:CFE.

En el caso de las cargas reprimidas, es decir, solicitudes de servicio no atendidas por la extinta LFC, a las que seles proporcionará el servicio enun plazo máximodedos años, para los tres escenarios seestima unaenergía de4 TWh (véasegráfica47).


4.5 4.0 3.5 3.0 2.5 2.0 1.5 1.0 0.5 0.0 2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Fuente:CFE.

En el escenario de planeación la trayectoria del ahorro derivado del Pronase representaría 37.5 TWh en el año 2025, correspondiente a 9.2% del consumo originalmente estimado de 408.4 TWh (véase gráfica 48). Asimismo, la trayectoria del autoabastecimiento hacia el mismo año se ubica en 34.5 TWh, es decir, 8.4% del consumo. En consecuencia, el total de energía eléctrica a satisfacer por el servicio público (ya descontado el ahorro y el autoabastecimiento) seríade336.4 TWh.


450 408.4 TWh

400 Ahorroderivado dePronase

350

370.9 TWh 336.4 TWh

Consumoautoabastecido tmca*=2.4%

300 h 250 W T

Consumoautoabastecido tmca=5.8%

200

206.3 TWh

182.5 TWh

150

Ventasparaservicio público (considera ahorrosdePronase) tmca*=3.9%

Ventasparaservicio público tmca=3.7%

100.2 TWh 100 92.1 TWh 50 0 1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

* Tasa media de crecimiento anual referida a2009. La cifra de ventas para ese año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:SeneryCFE.

A este resultado se añade el efecto de la reducción de pérdidas y atención a cargas reprimidas en las ventas del servicio público, como se muestra en la gráfica 46. La reducción de pérdidas por 29.8 TWh en 2025, representa un incremento de 8.9% en dichas ventas, en tanto que la atención a cargas reprimidas de 4.0 TWh en ese mismo año representa el 1.2%. Globalmente estos dos factores significan 33.8 TWh, correspondientes a un incremento de 10.1% en las ventas del servicio público enel año 2025.


400 370.2 TWh 366.2 TWh

350 Atencióna cargas reprimidas

336.4 TWh

300 Recuperación depérdidas notécnicas 250 h W T 200

182.5TWh Ventasdelservicio público (considera ahorrosdePronase) tmca*=3.9%

150 92.1TWh

Ventasdelservicio público tmca=3.7%

100 50 0 1990

1995

2000

2005

2010

2015

2020

2025

1

No incluyeautoabastecimiento. * Tasa media de crecimiento anual referida a2009. La cifra de ventas para ese año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente:CFE.

El sector de usuarios con mayor dinamismo en las ventas del servicio público será el industrial, con una tasa media de crecimiento anual de5.1% (véasecuadro 25). Con eso elevará su participación en las ventas del servicio público del 56.3% al 61.1% en el periodo. Y dentro dela industria, los usuarios del sector granindustria los más grandes consumidores del país tendrán un consumo quehará crecer las ventas deeste sector 6.1% al año en el


periodo. En cambio, el sector residencial — al que se destinarán de manera primordial las nuevas acciones de ahorro de energía—, bajará de una participación actual de 27.0% en las ventas del servicio público a 22.3% en 2025.

Sector

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

tmca (%) 2010-2025

Ventas Ventas para para servici servicio públic públicoo 190,71 190,714 4 195,97 195,970 0 198,36 198,369 9 204,41 204,410 0 211,60 211,602 2 221,20 221,205 5 233,05 233,053 3 245,16 245,161 1 257,97 257,970 0 271,36 271,362 2 285,36 285,365 5 300,29 300,290 0 316,21 316,218 8 333,19 333,191 1 351,25 351,254 4 370,22 370,226 6 R es es id ide nc nc ia ia l 4 9, 9, 36 369 50 ,8 92 92 49 ,3 ,39 3 4 9, 9, 67 67 2 4 8, 8, 90 906 49 ,2 10 10 51 ,2 ,280 53 ,5 ,52 1 5 5, 5, 96 962 58 ,6 10 10 61 ,4 ,48 2 6 4, 4, 81 81 9 6 8, 8, 56 567 7 2, 2, 73 73 7 7 7, 7, 33 33 9 8 2, 2, 39 39 6 Com er ercia l 13, 75 752 14, 87 872 15, 81 815 17,008 17, 99 991 19, 02 025 20, 15 156 21, 34 342 22, 60 601 23, 93 938 25,355 26, 86 865 28, 46 467 30, 17 177 32,008 33, 95 952 Servicios 7, 35 351 7,104 7,462 7,863 8, 26 269 8,720 9,170 9,658 10 10,175 10 10,724 11 11,307 11 11, 93 937 12 12,595 13 13,299 14 14,049 14 14,868 Indu Indust stria riall 111,0 111,055 55 113,7 113,793 93 116, 116,21 214 4 120 120,2 ,211 11 126,6 126,610 10 134,2 134,218 18 142, 142,18 188 8 150 150,1 ,172 72 158, 158,53 532 2 167 167,1 ,132 32 175, 175,97 977 7 185 185,11 ,118 8 194 194,7 ,712 12 204, 204,79 791 1 215 215,3 ,323 23 226, 226,08 080 0 Empr Empres esaa medi median anaa 70,0 70,050 50 72,3 72,314 14 75,7 75,776 76 79,4 79,468 68 83,1 83,168 68 87,0 87,008 08 91,1 91,121 21 95,3 95,366 66 99,8 99,839 39 104 104,3 ,396 96 109 109,1 ,141 41 114 114,1 ,136 36 119 119,3 ,380 80 124 124,9 ,923 23 130 130,6 ,682 82 136 136,4 ,447 47 Gr an an i nd ndu st st riri a 4 1, 1, 00 005 41 ,4 79 79 4 0, 0, 43 43 8 4 0, 0, 74 743 4 3, 3, 44 442 47 ,2 10 10 5 1, 1, 06 06 7 5 4, 4, 80 806 58, 69 693 62 ,7 ,73 5 66 ,8 ,83 6 7 0, 0, 98 982 75, 33 331 7 9, 9, 86 86 8 84 ,6 ,64 1 8 9, 9, 63 633 Bom be be o a gr grí ccoola 9, 18 186 9,310 9, 48 486 9, 65 657 9, 82 826 10, 03 032 10, 25 259 10, 46 468 10, 69 698 10, 95 959 11, 24 244 11, 55 551 11, 87 877 12, 18 187 12, 53 535 12, 93 931 Exportación 1, 573 1,573 1,573 1,573 1, 573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573

4.5 3. 3 5. 9 4.1 5.1 5.1 4.5 4.5 6 .1 2 .1 1. 5

1

Considera los ahorros derivados del Pronase, las acciones en materia de reducción de pérdidas, así como la atención a cargas deprimidas del Área Central. Nota: La tasa de crecimiento está referida a 2009. La cifra de ventas para dicho año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente: Sener y CFE

En el cuadro 26 se muestra la proyección de ventas descontando los ahorros de energía considerando la distribución sectorial o por grupo de usuarios. Luego, en el cuadro 27 se reporta la estimación de las ventas asociadas a la reducción de pérdidas no técnicas que al final del horizonte representan un beneficio de 29.8 TWh y, por último, en el cuadro 28 se presentan las ventas asociadas a las cargas reprimidas en el área Central C entral (ámbito de la extinta LFC) y cuyo consumo se estima en 4.0 TWh anuales. Cabe mencionar que las cifras del cuadro 25 son el resultado de integrar los datos de los cuadros mencionados, que se muestran a continuación.

Sector

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

Ventas Ventas para para servic servicio io públic públicoo 190,45 190,455 5 192,14 192,146 6 192,45 192,450 0 196,51 196,517 7 202,30 202,305 5 210,41 210,411 1 220,59 220,595 5 230,93 230,939 9 241,85 241,855 5 253,2 253,229 29 265,05 265,059 9 277,67 277,676 6 291,10 291,102 2 R es es id ide nc nc ia ia l 49 ,2 ,29 4 4 9, 9, 71 714 4 7, 7, 52 529 47 ,1 ,15 1 4 5, 5, 89 892 45 ,6 ,672 47 ,1 ,16 0 4 8, 8, 78 784 50 ,5 ,56 4 5 2, 2, 50 506 5 4, 4, 62 621 57 ,1 ,15 3 6 0, 0, 02 029 Com er ercia l 13, 71 716 14, 02 029 14, 35 359 14, 93 936 15,378 15, 83 836 16, 33 330 16,838 17, 37 371 17, 93 933 18,521 19, 14 143 19, 78 787 Servicios 7,339 6,774 6, 874 7,013 7,181 7,378 7,546 7,734 7,930 8,135 8,351 8,587 8,820 Indu Indust stria riall 110,9 110,919 19 112,4 112,419 19 114, 114,40 403 3 118 118,0 ,072 72 124,4 124,456 56 132, 132,04 049 9 139 139,9 ,996 96 147, 147,96 963 3 156 156,3 ,303 03 164,8 164,882 82 173, 173,70 700 0 182 182,8 ,823 23 192,3 192,392 92 Emp Empresa resa med mediana iana 69,9 69,999 99 71,7 71,790 90 75,0 75,081 81 78,6 78,641 41 82,3 82,326 26 86,1 86,152 52 90,2 90,245 45 94,4 94,473 73 98,9 98,927 27 103 103,4 ,464 64 108 108,1 ,184 84 113 113,1 ,159 59 118 118,3 ,378 78 Gr an an i nd ndu st st riri a 40, 92 92 0 40 ,6 ,62 8 3 9, 9, 32 323 39 ,4 ,43 1 4 2, 2, 12 129 4 5, 5, 89 897 49 ,7 ,75 1 5 3, 3, 49 490 57 ,3 ,37 6 61 ,4 ,41 8 6 5, 5, 51 515 69 ,6 ,66 4 7 4, 4, 01 014 Bombeo agrícola 9,186 9,211 9, 28 285 9,345 9,398 9,477 9,563 9,620 9,687 9,772 9,867 9,970 10,074 Exportación 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573 1,573

305,37 305,377 7 63 ,2 ,260 20,464 9,065 202, 202,44 444 4 123 123,8 ,893 93 7 8, 8, 55 551 1 0, 0,144 1,573

2024

2025

tmca (%) 2010-2025

320,52 320,520 0 336,39 336,399 9 6 6, 6, 84 84 6 7 0, 0, 82 827 21, 17 179 21, 93 938 9,320 9,612 212 212,9 ,942 42 223, 223,67 673 3 129 129,6 ,621 21 135 135,3 ,358 58 8 3, 3, 32 32 0 8 8, 8, 31 316 1 0, 0,233 10,349 1,573 1,573

Nota: La tasa de crecimiento está referida a 2009. La cifra de ventas para dicho año (182.5 TWh) incluye la energía vendida a costo cero a los empleados de la CFE, así como los usos propios facturados y locales del organismo. Fuente: CFE.

3.9 2. 3 3. 1 1 .3 5.0 4.4 4.4 6. 0 0 .7 1.5


Sector

Ventaspara servicio vicio público Residencial Comercial Servicios Industrial Empresamediana Gran industria Bombeo agrícola

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

1,233 435 477 210 12 12 98

2,523 891 977 429 25 25 201

3,897 1,376 1,509 663 39 39 312

5,300 1,868 2,049 901 53 53 428

6,797 2,393 2,625 1,155 68 68 556

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

259 74 37 12 136 51 85 -

2,591 743 365 121 1,362 511 851 -

3,396 973 479 159 1,785 670 1,115 -

3,996 1,145 563 187 2,101 788 1,312 -

3,997 1,146 563 187 2,101 788 1,313 -

3,997 1,146 563 187 2,101 788 1,313 -

4,008 1,149 565 187 2,107 791 1,316 -

4,008 1,149 565 187 2,107 791 1,316 -

4,011 1,150 565 188 2,109 791 1,317 -

4,011 1,150 565 188 2,109 791 1,317 -

4,022 1,153 567 188 2,114 793 1,321 -

4,011 1,150 565 188 2,109 791 1,317 -

4,011 1,150 565 188 2,109 791 1,317 -

4,011 1,150 565 188 2,109 791 1,317 -

4,022 1,153 567 188 2,114 793 1,321 -

4,011 1,150 565 188 2,108 791 1,317 -

8,449 10,214 12,103 14,122 16,283 18,603 21,104 23,802 26,712 29,816 2,971 3,589 4,249 4,954 5,708 6,516 7,388 8,328 9,340 10,420 3,261 3,939 4,664 5,439 6,268 7,157 8,115 9,148 10,261 11,448 1,436 1,736 2,058 2,401 2,768 3,163 3,588 4,046 4,541 5,069 84 102 121 141 163 186 211 238 267 298 84 102 121 141 163 186 211 238 267 298 696 848 1,011 1,187 1,377 1,581 1,803 2,043 2,302 2,581

Fuente: CFE.

Sector

Ventasparaservicio público Residencial Comercial Servicios Industrial Empresamediana Gran industria Bombeo agrícola

Fuente: CFE.

En el análisis sis de la evoluci volución ón reciente reciente de la economía se presentan las tasas de crecim crecimiento prom promedio anual registrada tradas en el consumo nacional de electrici ectricida dad y su desagregación ción sectorial sectorial. Con fifines comparativos, rativos, se describe scribe la evolución histórica histórica (2000(2000-2009) 2009) y prosp prospectiva ctiva (2010(2010-2025) 2025) dedichas dichas varia riables. Durante el periodo histórico, el consumo nacional de electrici ectricidad creció 2.8% 2.8% en promedio anual, mientras quepara el periodo riodo prospectivo ctivo destaca la expectati xpectativadeun crecim crecimiento que es punto y medio mayor queen la última década (véa (véase cuadro 29) 29). La La parte rte princi principal (91 (91.5 .5%) %) de la atención tención a ese consumo deelectrici ctricida dad seguirá provini roviniend endo del servici servicio o público deenergía eléctri ctrica, ca, que de acuerdo a las proyecciones royecciones crecerá más que el consum consumo autoabastecido. autoabastecido. Y en parti articular, cular, de las ventas del servicio io público, las las destina estinadas al sector industrial rial crecerán por encima delas de cualquier sector, a una tasamedia anual de 5.1%. 5.1%.


2000-20 -2009 % Consumoautoabastecido Ventasparaserviciopúblico Residencial Comercial Servicios Agrícola Industrial Empresamediana Granindustria

8.1 2.3 4.0 2.1 3.7 1.5 1.6 3.2 -0.8

Prospectiva 2010-2025 2010-20 -2025 2010-20 -2025 1 % % 2.4 4.6 4.4 3.5 2.2 1.1 5.2 4.6 6.2

2.4 4.5 3.3 5.9 4.1 2.1 5.1 4.5 6.1

1

Para el periodo 201 20100-20 2025 25 considera considera todas todas las acciones cciones en materia ateria de ahorro de energía, reducci reducción de pérdidas no técnicas, técnicas, así como la prestación prestación del servici servicio o a cargas no atendidas. Nota: Nota: Las tasas de crecimiento histórica histórica y prospectiva ctiva están referenciadas a1999 1999 y 2009 2009,, respectivam ctivamente. La cifra cifra de ventas parael últi últim mo año (18 (182. 2.5 5 TWh) TWh) incluye incluye la energía vendida a costo cero a los empleados dela CFE, CFE, así como los los usos propios facturados facturados y locales del organismo Fuente:CFE. CFE.

El consumo bruto bruto se integra ntegraconsiderand considerando las las ventas deenergía, rgía, el autoabastecim autoabastecimiento remoto, oto, llas as pérdidas y usos propios. Enlos losprocesosdeconducciónycom comercialilizacióndela laenergíaeléctrica éctricasepresentanpérdidastantotécni técnicas como no técnicas (por (por acciones ilí ilícitas citas). En En feb febrero de 2010 la Sener publicó licó la Estrateg Estrategia Nacional Nacional de Energía, la la cual establ establece alcanzar un nivel nivel de pérdidas comparable con estánda estándares inter internaci nacionales de 8% com como meta para el periodo riodo deplanificación. Para lograr lo lo anterior anterior y como cada área presenta un nive nivel depérdida rdidas dif diferente, se lllleva a cabo unproceso dereducción reducción gradual. Las pérdidas érdidasno técnicas técnicas seincorporan ncorporana las las ventas ntas ypor otra otra parte rte sereducen lastécnicasal valor objetivo objetivode8%. Para el estudio studio regional del mercado eléctri ctrico, el país se divide ide en 145 145 zonas 124 124 corresponden a las 13 Divisiones Divisiones de de Distri Distribu bución originales originales y 21 a las las nue nuevas del Valle Valle de de México y11 pequeñossistem sistemasaislados,6 de loscuales cualesrecibenenergía rgíadeimportaci portación. ón. Laszonasasuvezseagrupanen9áreas.


Áreadecontrol

2025

tmca*(%) (%) 2010-2025

19,428 20,334 20,827 21,358 21,882 22,483 23,180 23,972 24,855 25,765 26,647 27,606 28,654 29,797 31,019 32,326 33,736

3.5

2009

Norte

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

Noreste

41,497 43,266 44,065 46,747 48,712 50,694 52,786 55,220 57,508 59,850 62,300 64,706 67,142 69,663 72,230 74,839 77,548

4.0

Occidental

52,179 55,623 55,794 56,054 57,526 59,140 61,274 63,720 66,179 68,779 71,511 74,327 77,826 81,417 84,786 88,346 92,066

3.6

Central

52,158 53,824 57,424 58,320 59,842 60,618 61,716 63,555 65,430 67,448 69,774 71,899 74,290 76,889 79,665 82,643 85,723

3.2

Oriental

39,118 41,145 41,894 41,785 42,642 43,331 44,478 46,094 47,845 49,693 51,534 53,515 55,512 57,745 60,151 62,683 65,367

3.3

Peninsular

9,926 10,189 10,713 11,185 11,728 12,379 13,034 13,751 14,514 15,326 16,212 17,176 18,221 19,339 20,528

5.0

Noroeste

16,997 17,195 17,977 18,987 19,651 20,273 21,076 21,924 22,780 23,713 24,458 25,475 26,518 27,803 29,075 30,444 31,905

9,426

4.0

BajaCalifornia

12,084 12,206 12,280 12,393 12,803 13,285 13,850 14,507 15,095 15,767 16,418 17,168 17,977 18,822 19,719 20,665 21,649

3.7

BajaCaliforniaSur 2

Pequeñossistema temas

9,676

1,989

2,049

2,109

2,182

2,306

2,434

2,583

2,756

2,926

3,128

3,359

3,599

3,871

4,159

4,485

4,831

5,198

6.2

147

150

154

158

164

170

176

184

192

201

210

219

230

242

255

269

283

4.2

* Referidaa2009. 1 Incluye ventas, autoaba autoabastecim stecimiento remoto, oto, pérdidas yusos propios. ropios. 2 Sistem temasaislados ladosqueabastecenapequeñaszonasopoblaci ciones onesalejada jadasdelared rednacional. Fuente: Fuente:CFE. CFE.

La demanda total total a abastecersepor el sistem sistema eléctrico ctrico corresponde a la del servici servicio o público, más la de los los proyectos deautoabastecimiento querequieren servicios ios de transmisión y derespaldo. Para efectos de la planificación del SIN, SIN, se incluye cluye la demandade cargas con autoaba utoabasteci stecim miento rem remoto oto debido a la necesidad de considerar considerar los los servici servicios os de interconexión y port porteo, eo, mientras que la del autoabastecimiento local local se conside considera inde independiente del sistem sistema, a menosquerequiera quieraservicio ioderespaldo. En los los años recientes (19 (1999 99--2009 2009)), el creci crecimiento de la demanda máxima bruta no coinci coincidente del SIN SIN fue fue de 3.0%, 3.0%, entanto tanto queladel servici rvicio o público sin sincargasremotas otas fuede2.3%. 2.3%. Este Estecomportam portamiento ascendenteen la demanda del SIN SIN ha sido sido im impulsado, pulsado, en parte, rte, por la entrada ntrada en operación operación de algunas socieda sociedades de autoabastecim autoabastecimiento que inici iciaron aron operaciones operaciones desde 2002 2002 y que atiende atienden a numerosas cargas remotas otas en las las áreas Noreste Noreste y Occide Occidental. ntal. Se estim stima que para el periodo riodo 2009 2009--2025 2025,, la demanda máxima bruta del sistem tema podría alcanzar un crecimiento promedio anual de 3.7%, 3.7%, mientras que la del servicio io público de3.6% 3.6% (vé (véasegráfica gráfica 50). 50).


59,625

60,000 DemandamáximaSIN, 2010-2025 tmca*=3.7%

50,000

Autoabastecimiento remoto

40,000 33,568 W 30,000 M

55,592

31,491

Demandamáximaservicio público, 2010-2025 tmca*=3.6%

20,000

10,000

0 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

* Tasamedia decrecimiento anual referidaa 2009. Fuente:CFE.

La demandabruta es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica en un instante dado. Esta se integra por la demanda del servicio público, así como por la atendida por centrales de autoabastecimiento y cogeneración que requieren servicios de transmisión y respaldo. Toda esta energía es satisfecha por el parque de generación del servicio público y el sector privado a través de la infraestructura de transmisión, transformación y distribución deenergía eléctricanacional. Para determinar la capacidad y ubicación de las nuevas centrales generadoras así como la expansión óptima dela red detransmisión, es necesario calcular la potencia y energía que serequiere en cadauno de los centros de consumo del país. El punto de partidaes el estudio regional de las ventas deenergía eléctrica, enel cual se analiza su evolución en cada zona geográfica. Las proyecciones regionales se fundamentan en estudios estadísticos de tendencia, complementados con estimaciones basadas en las solicitudesdeservicio degrandes consumidores. Los resultados se ajustan para encuadrar con el pronóstico de las ventas nacionales, definidas previamente con base en una metodologíaeconométrica.


En el Cuadro 31 se indican las cifras correspondientes a la demandabruta por área, representadamediante tres categorías: demanda máxima anual, demanda media y demanda base. En nuestro país, el área de control con la mayor demanda es el área Central, que en 2009 registró una demanda máxima de 8,702 MW. Por otro lado, se prevéquedurante el periodo 2010-2025 los principales incrementos anuales dela carga máximase presenten en las áreas de Baja California Sur, con 6.2%, y Peninsular con 5.1% en promedio anual. En 2009 la magnitud de la carga máximaenlaprimeradeestasregionesseubicóen360MW,mientrasqueenlaúltimafuede1,435 MW.

Áreadecontrol Norte

Noreste

Occidental

Central

Oriental

Peninsular

Noroeste

BajaCalifornia

BajaCaliforniaSur

Pequeñossistemas

P M B P M B P M B P M B P M B P M B P M B P M B P M B P M B

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

3,385 2,321 1,977 7,090 4,938 4,313 8,175 6,350 5,300 9,000 6,144 4,693 6,272 4,638 4,028 1,520 1,081 891 3,617 1,963 1,780 2,229 1,289 1,077 371 234 194 32 17 15

3,466 2,378 2,024 7,226 5,029 4,396 8,206 6,369 5,320 9,595 6,555 5,003 6,383 4,724 4,100 1,552 1,109 910 3,665 2,052 1,803 2,237 1,298 1,081 382 241 199 32 18 16

3,555 2,431 2,076 7,667 5,321 4,664 8,249 6,381 5,348 9,720 6,639 5,068 6,349 4,699 4,078 1,585 1,136 929 3,826 2,162 1,883 2,246 1,307 1,085 394 248 206 33 18 16

3,658 3,759 3,875 3,997 4,155 4,308 4,455 4,603 4,791 4,982 5,186 5,390 5,640 2,498 2,567 2,646 2,729 2,837 2,941 3,042 3,143 3,271 3,401 3,541 3,680 3,851 2,137 2,196 2,264 2,335 2,427 2,516 2,602 2,689 2,798 2,910 3,029 3,148 3,295 8,011 8,349 8,700 9,083 9,485 9,871 10,276 10,643 11,074 11,490 11,914 12,310 12,791 5,560 5,786 6,025 6,285 6,564 6,831 7,111 7,365 7,663 7,951 8,244 8,519 8,851 4,873 5,079 5,293 5,525 5,770 6,005 6,251 6,475 6,737 6,990 7,247 7,489 7,781 8,499 8,745 9,078 9,449 9,837 10,237 10,654 11,044 11,595 12,130 12,632 13,127 13,717 6,567 6,751 6,995 7,254 7,555 7,851 8,163 8,462 8,884 9,294 9,679 10,058 10,510 5,510 5,670 5,886 6,126 6,378 6,637 6,908 7,160 7,518 7,865 8,190 8,511 8,893 9,976 10,106 10,290 10,568 10,884 11,214 11,604 11,925 12,358 12,792 13,256 13,716 14,268 6,831 6,920 7,045 7,235 7,469 7,700 7,965 8,185 8,481 8,777 9,094 9,408 9,786 5,202 5,269 5,365 5,510 5,675 5,847 6,050 6,218 6,443 6,670 6,912 7,152 7,440 6,499 6,615 6,801 7,051 7,342 7,629 7,915 8,200 8,533 8,879 9,253 9,620 10,062 4,809 4,888 5,019 5,190 5,404 5,615 5,826 6,035 6,280 6,535 6,810 7,080 7,406 4,174 4,249 4,368 4,529 4,716 4,900 5,084 5,267 5,481 5,703 5,943 6,179 6,463 1,664 1,733 1,814 1,906 2,005 2,109 2,228 2,348 2,492 2,642 2,804 2,969 3,162 1,199 1,253 1,315 1,386 1,464 1,546 1,633 1,720 1,826 1,935 2,054 2,175 2,317 975 1,015 1,063 1,117 1,175 1,236 1,306 1,376 1,460 1,548 1,643 1,740 1,853 3,936 4,025 4,148 4,266 4,408 4,583 4,727 4,910 5,125 5,373 5,619 5,867 6,166 2,243 2,314 2,406 2,496 2,600 2,707 2,792 2,900 3,027 3,174 3,319 3,466 3,642 1,937 1,981 2,041 2,099 2,169 2,255 2,326 2,416 2,522 2,644 2,765 2,887 3,034 2,321 2,404 2,506 2,618 2,729 2,855 2,981 3,117 3,282 3,446 3,619 3,791 3,992 1,358 1,413 1,478 1,550 1,622 1,699 1,774 1,855 1,954 2,051 2,154 2,257 2,376 1,122 1,162 1,211 1,265 1,319 1,379 1,440 1,506 1,586 1,665 1,749 1,832 1,929 417 441 468 498 530 566 608 650 701 753 812 872 941 263 278 295 314 334 357 383 410 442 475 512 550 593 218 230 244 260 277 296 318 339 366 393 424 455 491 35 36 37 38 40 42 44 46 48 51 53 56 59 19 19 20 21 22 23 24 25 26 28 29 31 32 17 17 18 18 19 20 21 22 23 24 26 27 28

tmca*(%) 20102025 3.5 3.5 3.5 3.9 4.0 3.9 3.6 3.6 3.6 3.1 3.2 3.1 3.2 3.2 3.2 5.1 5.1 5.1 4.0 4.0 4.0 4.0 3.9 3.7 6.2 6.0 6.1 4.0 3.9 4.3

P=Cargamáxima M=Cargamedia B=Cargabase. * Tasamedia decrecimiento anual, referida a 2009. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

El programa de expansión de capacidad incluye las centrales en proceso de construcción o licitación, y la capacidad adicional. Esta última se refiere ala capacidad futura que selicitará en función de su fecha programada de iniciodeoperación.


El programa de capacidad adicional requerida para atender la demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años, se realiza con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de generación y transmisión que logran el menor costo total de largo plazo. Dicho programa de expansión considerael tiempo demaduración de cada proyecto, queinicia con la planeación de una nueva central generadora, el proceso de licitación, contratación, construcción y termina hasta su entrada en operación comercial, paralo cual en promedio transcurren decuatro a seis años, dependiendo del tipo decentral y del combustible a utilizar, entre otros factores. En el caso delos proyectos de transmisión se requiere deun proceso que vadetresacincoañosprevioal iniciodeoperacionesdelanuevainfraestructura. Adicionalmente, el programa de expansión de capacidad toma en cuenta otros elementos como son: la configuración del sistema de generación (retiros de unidades obsoletas e ineficientes, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas: SistemaInterconectado Nacional (SIN), BajaCalifornia yBajaCaliforniaSur. En el desarrollo de la planeación se evalúan diferentes alternativas. Es importante mencionar que 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, la posibilidad de compartir recursos de generación del SIN para atender la demandapunta del sistema Baja California y, en los periodos de menor demanda en dicho sistema, exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía base (geotérmica y ciclo combinado), aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas. Con esta interconexión, se reducirán los costos totales de inversión en infraestructura degeneración y producción. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades paraefectuar transacciones de potencia yenergía con diversascompañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. La entrada en operación de esta interconexión se ha programado para 2014. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema deBaja California Sur al SIN. Un beneficio importante será el de posponer o en su caso no llevar a cabo proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental derivadodeestaalternativa.

Al cierre de 2009, el margen dereserva del SIN (incluyendo la capacidaddeautoabastecimiento remoto) se ubicó en 47.3% y el margendereservaoperativo en20.3%. Se estima que el MR semantendrá alto hasta 2015, año en que seubicaríaalrededorde27%yseguiríadescendiendohastaalcanzaren2025 unvalorcercanoa19%. Mientrasque, elMRO,alcanzarávalorespordebajode10% paraestablecerseenunnivel de6.0% desde2020 enadelante(véase gráfica 51). El ajuste del margen de reservase dificulta por el tiempo querequiere un proyecto degeneración desde su planeación hasta el inicio de operaciones, así como por la vida útil de las plantas y los enlaces de transmisión existentes. Para ajustar paulatinamente el margen dereservaal valor deseado, se ha reprogramado la fechadeinicio deoperacióndelosproyectosqueaúnnoestánenprocesodelicitaciónoconstrucción. Con base en las estimaciones del crecimiento de la demanda de energía eléctrica, es prioritario contar con la capacidadrequerida en el programa deexpansión, dado que existen regiones en las que durante ciertos periodos del año (generalmente en verano), la demanda máxima supera a la capacidad instalada, lo que podría generar requerimientosdeflujosdepotenciaysoportedevoltajedesdeotrasregionesmedianteloscorrespondientesenlaces de transmisión. Sin embargo, independientemente del nivel del margen de reserva del SIN, también existen


restricciones de capacidad detransmisión en dichos enlaces, lo cual podría generar cuellos debotella. En el caso de Baja California, por encontrarseaislado del SIN en ocasiones se recurre a la importación deenergía.

53 48.0 46.0 47.1 47.3 44.7 42.7 42.4

43

33.733.3 32.230.4

33.4 30.3

33

27.1

24.3

23.9

23 21.5

14.0

15.5

13

3

20.3 17.917.9 17.1 17.1 15.6 15.4

10.8

1.2

2000

7.5 7.0 4.2

2005

2010

26.1 23.1 22.521.3 20.4 19.719.619.219.218.8 12.6 11.7 9.2 9.0

2015

7.8

6.0 6.0 6.0 6.0 6.06.0

2020

2025

-7 Margendereserva

Margendereservaoperativo

1

Consideralacapacidaddel servicio público y autoabastecimiento remoto. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

En el caso de las centrales con tecnología de ciclo combinado y turbogás, su capacidad se ve afectada por las condiciones detemperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a las altas temperaturas que se registran durante los periodos de verano, época en la que se presenta la demandamáxima. Por esta razón, para el cálculo del MR y MRO, se han considerado degradaciones estacionales de capacidad por temperatura de 8.6% y 5.6% parael parquedegeneraciónabasedegasdelasáreasdelnorteyáreasdel sur, respectivamente.


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 reservaglobal supone la disponibilidad decapacidaddetransmisión a fin dellevar la potencia y la energía acualquier lugar del sistema. En áreas deficitarias en capacidad de generación, se realizan estudios para asegurar la reserva de generación y transmisión regional. Cuando la puesta en operación de las centrales generadoras en áreas deficitarias se retrasa por algún motivo, la confiabilidad del suministro depende de la capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otrossistemas. En estos casos, los indicadores de reserva global no son aplicables y sedebe calcular el margende reserva local. En este tipo de análisis se considera la capacidad de generación local y la capacidad de importación de energía provenientedel restodel sistema. Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es el caso de la península deBaja California, el margen de reserva se determina de manera separada en función de sus curvas de carga ydemandas máximas. En el sistema Baja California seadmite como valor mínimo de capacidadde reserva (después de descontar la capacidad no disponible por mantenimiento) lo que resulte mayor de: a) La capacidad de la unidadmayor o, b) 15% dela demandamáxima (véase Cuadro 32). En lo concerniente al sistema Baja California Sur, se asume como valor mínimo de capacidad de reserva,el total delacapacidaddelasdosunidadesgeneradorasmayores.

Capacidadinstalada(MW) Interconexión al SIN (MW) 1 ImportacióndeEUA (MW) Capacidad total (MW) 2 Demanda(MW) 3 Reservadecapacidad(MW) Margendereserva(%) 4

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2,326 2,402 2,398 2,518 3,041 3,046 3,037 3,057 3,024 3,541 3,496 3,737 3,722 4,268 4,266 4,266 -277 -165 -27 81 259 -113 88 37 240 -106 94 271 237 171 184 151 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 54 2,563 2,573 2,582 2,669 2,764 2,882 3,011 3,139 3,283 3,428 3,585 3,775 3,962 4,162 4,360 4,591 2,229 2,237 2,246 2,321 2,404 2,506 2,618 2,729 2,855 2,981 3,117 3,282 3,446 3,619 3,791 3,992 334 336 337 348 361 376 393 409 428 447 468 492 517 543 569 599 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0

1

A partir de 2014, el sistema Baja California se interconectará al Sistema Interconectado Nacional (SIN) mediante un enlace de transmisión de 300 MW decapacidad. 2 Consideraimportacióndeenergíaenperiodosdeverano,así comodegradacionesestacionales. 3 No incluye exportación. La demandade 2010 corresponde ala real. 4 Criteriodereserva:15% delademandamáxima. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

Como parte del proceso de planeación y de manera sistemática, anualmente se revisan las fechas de operación programadas para los proyectos de generación, con base las demandas y consumos observados, así como en los cambios de las expectativas económicas del país y de la evolución regional en materia de desarrollo urbano e industrial. En este sentido, se han efectuado ajustes a las adiciones de capacidad para cumplir en lo posible con los criterios dereserva de capacidad.


El programa de expansión del SEN se determina seleccionando las obras de generación y transmisión que minimizan costos actualizados de inversión, operación y energía no servida en el periodo de planificación (programa deexpansión óptimo). También seanalizan sistemáticamente diversas configuracionesdeproyectos, que seevalúan técnicayeconómicamenteenel marcodelsistemaeléctrico. Paraesteprocesoseutilizanmodelosdeoptimizacióny simulación. Los elementos principales queintervienen en estos estudios son los siguientes: Demandamáximayenergíanecesaria Autoabastecimientoy cogeneración Sistemadegeneración existente Capacidadporretirar Disponibilidaddel parquedegeneración Costosdeinversiónengeneraciónytransmisión Preciodecombustibles Una de las premisas básicas para la elaboración del programa de expansión 2010-2025 radica en considerar la diversificación de las fuentes de generación, con una especial orientación hacia las fuentes renovables. En lo que concierne a los combustibles fósiles, con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para las centrales eléctricas y con ello asegurar el abastecimiento, CFE ha implementado como alternativa la importación de gas natural licuado (GNL), con lo que ha impulsado la instalación de las terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo deMéxico, del Occidente del país y de la península de Baja California. Para el Centro del país, caracterizado como áreaimportadora de energía, se han programado proyectos de ciclo combinado para iniciar operaciones a partir de 2013. Estos tienen un carácter estratégico en la expansión del SEN, ya quemejoraránsustancialmentelaconfiabilidadycalidaddel suministro deenergíaeléctricaenestaregión. Dentro de las estrategias para diversificar las fuentes de generación de electricidad se ha programado la construcción de nueva capacidad eoloeléctrica por 2,023 MW, que iniciará operaciones entre 2010 y 2016. Adicionalmente, se licitará capacidad geotermoeléctrica por 357 MW, que iniciará operaciones durante 2011 y 2020. Asimismo, se licitará un proyecto solar de 5 MW enescala piloto queentrará en operación en 2012. Hacia los últimos años del horizonte de planeación 2010-2025, se considera la incorporación de proyectos denominadoscomodeNuevaGeneraciónLimpia19 , los cuales, contribuirán a diversificar la canasta de generación del SEN. Asimismo, en el actual programa decentrales generadoras seha incluido el concepto deNuevas Tecnologíasde 19

Algunas opciones posibles son: ciclo combinado ycarboeléctrica concaptura ysecuestro deCO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación decapacidad.


Generación donde se consideran proyectos deciclo combinado con eficiencias mejoradas y nuevas tecnologías para lageneración distribuida. En este contexto, es importante mencionar que en el Cuarto Informe de Labores de la Secretaría de Energía, se publicó la evolución reciente dela participación de las fuentes primarias de energía que se utilizan parageneración de electricidad, en la cual se da seguimiento a la composición del parque de generación en congruencia con los indicadores y metas establecidas en el Programa Sectorial deEnergía 2007-2012 (véase cuadro 33).

CAPACIDAD DE GENERACIÓN POR FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA, 2007-2010 (Porcentaje)

Concepto

Datos anuales Observado 2008 2009

2007

Total

Enero-junio Meta 2010

2010r/

2009

Variación*/

100

100

100

100

100

100

-

Combustóleo

28

28

26

26

26

25

Gas natural

37

38

38

38

38

38

-1 2 -

Carbón

9

7

9

9

9

11

1/

18

19

19

18

19

19

Pequeñas hidroeléctricas

4

3

3

4

3

3

Otros renovables

2

2

2

3

2

2

Nuclear

3

3

3

3

3

3

Grandes hidroeléctricas

-

Lasgran es i roe ctricastienenuna capaci a e generaci n igua o mayora70 megawatts. r rasreaes. r/ Calculadocomodiferenciaen puntos porcentuales. FUENTE:Secretara eEnerga.Comisi nFe era e Electricidad.

El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del servicio público y la proyección deadiciones decapacidaddepermisionarios deautoabastecimiento y cogeneración. Por unaparte, las adiciones decapacidadde permisionarios permiten, dentro del marco regulatorio vigente, el aprovechamiento del potencial de generación de electricidad en varios sectores y ramas industriales que por las características de sus procesos, ofrecen posibilidades deahorro deenergía y mitigación decostos. Por otra parte, abre la posibilidad para que diferentes tipos de usuarios contribuyana diversificar lasfuentes desuministro deenergía eléctrica. Durante el periodo 2010-2025, el programa de expansión del servicio público requerirá adiciones de capacidad bruta por 37,655 MW delos cuales, 5,218 MW son de capacidad terminadaen 2010, en construcción o licitación, 32,041 MW de capacidad adicional en proyectos que aún no se han licitado y 396 MW en proyectos de rehabilitación y modernización (véase cuadro 34). Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de autoabastecimiento remoto y cogeneración de4,968 MW, considerando los proyectos del sector privado al igual que


el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex con 260 MW decapacidadpara porteo, así como proyectos eólicos del Istmo de Tehuantepec y un paquete de 3,000 MW de capacidad programada para el aprovechamiento de energías renovablesa partir de2015 (véasecuadro 35).

ServicioPúblico ComisiónFederal deElectricidad Capacidad en construcción o licitación 2 Capacidadadicional Rehabilitaciones ymodernizaciones (RM) 3 Autoabastecimiento remoto

1,624 1,624 1,277 346 262

923 1,299 3,142 923 1,299 3,142 903 1,294 1,743 5 1,399 20 947 297 446

567 2,115 2,215 1,889 2,127 1,957 3,168 3,880 1,651 5,562 3,010 2,526 37,655 567 2,115 2,215 1,889 2,127 1,957 3,168 3,880 1,651 5,562 3,010 2,526 37,655 5,218 537 2,115 2,215 1,889 2,127 1,957 3,168 3,880 1,651 5,562 3,010 2,526 32,041 30 396 17 350 100 350 300 200 300 250 300 250 300 300 4,968

1

Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. Incluye32MWdetecnologíaturbogáseneláreaCentral. 3 Incluyeproyectos derehabilitación y modernización (RM) deLagunaVerde, Río Bravo, Francisco Pérez Ríos (Tula), Central Hidroeléctrica (CH) Villita y CH Infiernillo (396.2 MW). Fuente:ComisiónFederal deElectricidad. 2

El programa de autoabastecimiento a 2014 considera aquellos proyectos para autoabastecimiento y/ o cogeneración,conaltaprobabilidadderealización. Posterior aeseañoseconsideranbloquesdeautoabastecimientoa base de fuentes renovables, de los cuales aun no se cuenta con ubicación precisa en el territorio nacional, pero que podrían desarrollarse por particulares con base en el marco legal aplicable para el aprovechamiento de las energías renovables. La capacidad estimada que se podría instalar asciende en total a 3,000 MW durante el periodo 20152025 (véase cuadro 35). Con la incorporación deesta capacidad y las adiciones programadas parael servicio público durante todo el periodo 2010-2025, será posible alcanzar, hacia el final del mismo, las metas de participación de fuentesrenovablesdeenergíay generación limpiaplanteadasenlaEstrategiaNacional deEnergía. En el caso del bloque de capacidad eoloeléctrica, esta pudiera instalarse principalmente en la región del Istmo de Tehuantepec. La capacidad solar podría aprovechar los altos niveles de radiación solar en el norte del país. El desarrollo de proyectos de biomasa se asocia a su vez con la posible realización de proyectos de cogeneración particularmente en ingenios azucareros, donde es posible aprovechar las necesidades de vapor y electricidad conjuntamente. Asimismo, se prevé la realización de proyectos minihidráulicos en la zona del Golfo de México y el surestedel país, zonasconlos recursoshídricosmásimportantes.


1

PROYECTO MunicipiodeMexicali EólicaStaCatarina BII NEE STIPA EnergíaEólica Eléctricadel ValledeMéxico EnergíaSanPedro Electricidaddel Istmo HidroeléctricaArco Iris BioeléctricadeOccidente Eoliatecdel Istmo(1 raetapa) FuerzaEólicadel Istmo (1raetapa) PiasaCogeneración CompañíadeEnergía Mexicana

TIPO EO EO EO EO CI HID HID BIO EO EO TC HID

MW MES 10.0 Ene 17.5 Ene 26.4 Abr 67.5 Abr 1.6 Ago 19.8 Sep 0.8 Nov 24.1 Nov 21.3 Dic 30.0 Dic 13.4 Dic 29.7 Dic

ÁREA PROYECTO BC Eoliatecdel Pacífico NESEoliatecdel Istmo (2° etapa) ORI FuerzaEólicadel Istmo (2° etapa) ORI DesarrollosEólicosMéxicanos NESGenermex ORI FuerzayEnergíaBII HIOXO(UF) OCC OCC ORI ORI ORI ORI

TIPO EO EO EO EO CC EO

MW 160.0 142.0 50.0 228.0 140.2 226.8

MES Sep Sep Sep Oct Nov Dic

ÁREA ORI ORI ORI ORI NES ORI

PROYECTO GamesaEnergía Hidroatlixco

TIPO EO HID

MW MES 288.0 May 8.5 Dic

ÁREA PROYECTO ORI PemexLázaro Cárdenas ORI PemexIndependencia PemexCactus PemexCosoleacaque PemexPajaritos PemexEscolin PemexLaVenta PemexPetroquimicaMorelos Nuevo Pemex CDPemex PemexRef A. Dov. PemexSalamanca Vientosdel Itsmo EnergíaAlternaIstmeña

TIPO TG TG TG TG TG TG TG TG CC TG TG TG EO EO

MW -5.2 -54.0 -27.0 -17.0 -15.5 -28.0 -14.0 -25.6 260.0 -20.3 -2.1 -1.5 180.0 215.9

MES Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ene Ago Ago

ÁREA ORI ORI ORI ORI ORI ORI ORI ORI ORI ORI ORI OCC ORI ORI

PROYECTO ElectricidaddeOriente

TIPO HID

MW MES 16.6 Ene

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI EnergíaEólicaI Mini Hidro I

TIPO EO HID

MW 300.0 50.0

MES Sep Sep

ÁREA ORI ORI

BLOQUESDE CAPACIDAD Mini Hidro II BiomasaI

TIPO HID BIO

MW MES 50.0 Sep 50.0 Nov

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI EnergíaEólicaII OCC Mini Hidro III

TIPO EO HID

MW 300.0 50.0

MES Sep Sep

ÁREA ORI ORI

BLOQUESDE CAPACIDAD EnergíaEólicaIII

TIPO EO

MW MES 300.0 Sep

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI Solar I Mini Hidro IV BiomasaII

TIPO SOLAR HID BIO

MW 100.0 50.0 50.0

MES Abr Sep Nov

ÁREA NOR ORI OCC

BLOQUESDE CAPACIDAD EnergíaEólicaIV

TIPO EO

MW MES 300.0 Sep

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI Solar II Mini Hidro V BiomasaIII

TIPO SOLAR HID BIO

MW 150.0 50.0 50.0

MES Abr Sep Nov

ÁREA NOR ORI OCC

BLOQUESDE CAPACIDAD EnergíaEólicaV

TIPO EO

MW MES 300.0 Sep

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI Solar III Mini Hidro VI BiomasaIV

TIPO SOLAR HID BIO

MW 150.0 50.0 50.0

MES Abr Sep Nov

ÁREA NOR ORI OCC

BLOQUESDE CAPACIDAD EnergíaEólicaVI

TIPO EO

MW MES 300.0 Sep

ÁREA BLOQUESDE CAPACIDAD ORI Solar IV BiomasaV

TIPO SOLAR BIO

MW 200.0 100.0

MES Abr Nov

ÁREA NOR OCC

Capacidadde autoabastecimiento remoto. Incluye los bloquesde capacidadparafuentes renovables apartir de 2015. Fuente: Sener, CFE y Pemex.


Hacia 2025 se prevérealizar retiros de capacidadobsoleta e ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 11,093 MW (véase gráfica 52).

Totala diciembrede2009

Retiros

Adiciones3

Totala diciembrede2025

1

No incluyeautoabastecimiento Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. 3 Incluyeproyectos derehabilitación y modernización (RM) deLagunaVerde, Río Bravo, Francisco Pérez Ríos (Tula), Central Hidroeléctrica (CH) Villita yCH Infiernillo (396.2 MW), así como 32 MW deturbogásenel ÁreaCentral. Fuente:CFE. 2

La capacidad terminada, en construcción o licitación considerada en esta prospectiva asciendea 5,218 MW, que consiste en centrales programadas para iniciar operaciones durante el periodo 2010-2013. Este programa está integrado por: 2,616 MW de tecnología de ciclo combinado, la central Carboeléctrica del Pacífico con 678 MW que inició operaciones en 2010, lascentrales eólicas La VentaIII y OaxacaI-IV queenconjunto adicionan 507 MW, 54 MW de capacidad geotermoeléctrica correspondiente a las fases A y B de la central Humeros, programadas para iniciar operaciones en 2011 y 2012, respectivamente y la central hidroeléctrica La Yesca con 750 MW queiniciará operacionesen2012 (véasecuadro36). Con relación al tipo de financiamiento, 1,726 MW de capacidad en construcción o licitación corresponden al esquemadeProductor IndependientedeEnergía(PIE) y3,492 MWcomoObraPúblicaFinanciada(OPF).


La distribución geográfica de la capacidad terminada, enconstrucción o licitación deCFE, se presenta enel Mapa 7. En la costa del Estado de Guerrero, la Carboeléctrica del Pacífico tiene una capacidad bruta de 678 MW; en el Istmo deTehuantepec se construyen las centrales eólicas La Venta III, Oaxaca I y OaxacaII-IV, quecontribuirán a diversificar el parquedegeneración en nuestro país al aportar 507 MW decapacidaddeenergíarenovable, así como las fasesA y B del proyecto geotermoeléctrico Humeros, en Puebla y la central hidroeléctrica La Yesca en Nayarit. Durante el año en curso inició operaciones la central de ciclo combinado Norte, en Durango, con capacidadbruta de 466 MW y además, para 2011 y 2012 se tiene programado el inicio de operación de las unidades 1 y 2 repotenciadas de la central Manzanillo I, respectivamente, que en conjunto representarán 920 MW de ciclo combinado. Otras centrales de ciclo combinado que se encuentran en construcción son: Norte II en Chihuahua, con 459 MW y Agua Prieta II enSonora, de477 MW. Esta última integrará un campo termosolar queaportará10 MW eléctricosalacapacidaddelacentral.

Ubicación

Tecnología

Fechadel concurso

Modalidadde licitación o financiamiento

Central Guerrero Durango

TG CAR CC

2005 2003 2005

OPF OPF PIE

32 678 466

OaxacaI OaxacaII, III y IV Manzanillo I repU1 Manzanillo I repU2 LaYescaU1 y U2 Guerrero Negro III BajaCaliforniaSur III (Coromuel) LaVentaIII HumerosfaseA HumerosfaseB NorteII (Chihuahua) AguaPrieta II 1

Oaxaca Oaxaca Colima Colima Nayarit BajaCaliforniaSur BajaCaliforniaSur Oaxaca Puebla Puebla Chihuahua Sonora

EOL EOL CC CC HID CI CI EOL GEO GEO CC CC

2008 2009 2009 2009 2007 2009 2009 2008 2008 2009 2008 2009

PIE PIE OPF OPF OPF OPF OPF PIE OPF OPF PIE OPF

101

SantaRosalíaII Salamanca FaseI BajaCaliforniaIII (LaJovita) BajaCaliforniaSur IV (Coromuel)

BajaCaliforniaSur Guanajuato BajaCalifornia BajaCaliforniaSur

CI TG CC CI

2010 2010 2010 2010

OPF OPF PIE OPF

Proyecto

TG áreacentral Carboeléctrica del Pacífico Norte(LaTrinidad)

Capacidadbruta(MW) 2010

2011

2012

2013

304 460 460 750 11 43 101 27

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustióninternatipodiesel EOL: Eoloeléctrica CAR: CarboeléctricaTG: PIE: Productor independiente de energía OPF: Obrapúblicafinanciada 1 Terceraconvocatoria, incluye10 MWdecamposolar.

27 459 477 15 470 294 43

Turbogás


Nota:Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidir conlos totales. Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

AguaPrietaII (477 MW) GuerreroNegroIII (11 MW)

BajaCaliforniaSurIII (Coromuel) (43MW)

NorteII (Chihuahua) (459MW) Norte (La Trinidad) (466MW)

LaYescaU1yU2 (750MW) TGdel áreacentral ManzanilloIrepU1 (32 MW) (460MW) HumerosFaseAyB ManzanilloIrepU2 (2x27MW) (460MW) Carboeléctrica del Pacifico (678MW)

Nota: Debido al redondeo de cifras, lassumasy los totales podrían no coincidir exactamente. Fuente:CFE.

LaVentaIII 101.4 MW OaxacaI (101.4 MW)

OaxacaII, III y IV (3x101.4MW)


Hasta finales de noviembre de 2010 en que se concluyó la elaboración del plan de expansión 2010-2025, la capacidadenprocesodelicitaciónquedóintegradapor822 MW, delosquedestacanlos proyectosSalamancaFaseI cuya licitación culminó en diciembrede2010 y queiniciarásu construcción el mismo año, y Baja California III (La Jovita), con capacidades esperadas de 470 MW y 294 MW, respectivamente, programados para iniciar operaciones en2013 (véase Mapa8).

Baja CaliforniaIII (LaJovita) (294 MW)

SantaRosalíaII (15 MW) BajaCaliforniaSurIV (Coromuel) (43 MW)

SalamancaFaseI (470MW)

Nota: Debido al redondeo de cifras, lassumas ylos totales podrían no coincidir exactamente. Fuente:CFE.

En cada ejercicio de planeación, los proyectos del plan de expansión que no han sido licitados, representan la mayor proporción de la nueva capacidad programada para el servicio público durante los próximos años. Estos proyectossaldránalicitaciónenfunción delafechaprogramadadeentradaenoperación.


Para el ejercicio deplaneación 2010-2025, en lo quese refiere a la capacidadadicional para licitación futura, se considera la instalación de 32,041 MW durante el periodo 2012-2025 (véase cuadro 37). Esta capacidad es susceptible de instalarse mediante diversos esquemas de inversión, siendo factible la participación privada bajo licitacionesenlasmodalidadesdeproducciónindependientedeenergíayobrapúblicafinanciada. En la ubicación y el tipo de tecnología de estos proyectos, la ley prevé la posibilidad de que los particulares puedan proponer una ubicación diferente a la programada y el tipo de tecnología a utilizar en los proyectos de generación, aún cuando esto involucre transmisión adicional para legar al punto de interconexión preferente, y a los deinterconexión alternativos especificados por CFE enlasbases delicitación. Con lo anterior, se daapertura aotras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad querequiereel servicio público, conformea lo establecido enla ley. Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa deexpansión del sector eléctrico, 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 definanciamiento, 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 incluidos en el programa actual, quepor su naturaleza contribuyana la reducción de emisiones degases deefecto invernadero a la atmósfera, se buscará obtener los recursos provenientes dela comercialización dedichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fin de que sean económicamente viables y puedan avanzar de su programación a su ejecuciónypuestaenmarcha. En lo que se refiere a las tecnologías consideradas en los requerimientos de capacidad adicional, los ciclos combinados20 representan 63.2% del total a instalarsedurante 2012-2025, con 20,243 MW, la capacidad que se identifica como nueva generación limpia21 21.5% con 6,899 MW, hidroeléctrica 8.2% con 2,641 MW, eoloeléctrica 4.7% con 1,516 MW, geotermoeléctrica 0.9% con 304 MW, mientras que el restante 1.5 % se asignará a diversos proyectos turbogás, combustión interna y un proyecto solar de5 MW en escala piloto (véanse mapas 9 y 10).

20

Incluye nuevas tecnologías de generación, como ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida. 21 Algunas opciones posibles son: ciclo combinado y carboeléctricas con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación decapacidad.


Proyecto

Ubicación

Tecnología

PilotoSolar PD SuresteI y II Oaxaca BajaCaliforniaII TGFaseI BajaCalifornia GuerreroNegroIV BajaCaliforniaSur Centro Morelos SantaRosalíaIII BajaCaliforniaSur BajaCaliforniaII (Mexicali) BajaCalifornia AzufresIII FaseI Michoacan RumorosaI y II BajaCalifornia NorteIII (Juárez) Chihuahua BajaCaliforniaSur V (Coromuel) BajaCaliforniaSur SuresteIII Oaxaca HumerosIII Puebla RumorosaIII BajaCalifornia Centro II Morelos Noreste(Escobedo) Nuevo León LosCabosTGI BajaCaliforniaSur SuresteIV Oaxaca Noroeste(El Fresnal) Sonora BajaCaliforniaSur VI (Coromuel) BajaCaliforniaSur Occidental I (Bajío) Aguascalientes Mexicali BajaCalifornia ValledeMéxico II Estado deMéxico LaParotaU1 Guerrero LaParota U2 Guerrero Copainalá Chiapas Manzanillo II repU1 Colima NoresteII (Monterrey) Nuevo León AzufresIII FaseII Michoacan NoresteIII (Monterrey) Nuevo León ValledeMéxico III Estado deMéxico BajaCaliforniaIV (Ensenada) BajaCalifornia NorteIV (Chihuahua) Chihuahua El Pescado(Balsas) Guerrero SistemaPescados(LaAntigua) Veracruz BajaCaliforniaSur VII (LaPaz) BajaCaliforniaSur Xúchiles(Metlac) Veracruz GuerreroNegroV BajaCaliforniaSur RíoMoctezuma Hidalgo, Querétaro Mérida Yucatán Manzanillo II repU2 Colima AzufresIV Michoacan Salamanca Guanajuato Hermosillo Sonora JorgeLuque Estado deMéxico NoresteIV (Sabinas) Coahuila BajaCaliforniaV (SLRC) Sonora BajaCaliforniaSur VIII (Todos Santos) BajaCaliforniaSur GuadalajaraI Jalisco Occidental II (Bajío) SanLuisPotosí Central (Tula) Hidalgo Tenosique Chiapas-Tabasco SantaRosalíaIV BajaCaliforniaSur NorteV (Torreón) Coahuila NoresteV (Sabinas) Coahuila Mazatlán Sinaloa BajaCaliforniaVI (Mexicali) BajaCalifornia Oriental I y II Veracruz BajaCaliforniaSur IX (TodosSantos) BajaCaliforniaSur PacíficoII y III Guerrero Central II (Tula) Hidalgo Paso delaReina Oaxaca Acala Chiapas NoroesteII y III Sonora Cruces Nayarit Valladolid Yucatán Central III (Tula) Hidalgo NoresteVI Tamaulipas NorteVI (Juárez) Chihuahua BajaCaliforniaSur X (TodosSantos) BajaCaliforniaSur Occidental II (Bajío) Aguascalientes

SOLAR EOL TG CI CC CI CC GEO EOL CC CI EOL GEO EOL CC CC TG EOL CC CI CC GEO CC HID HID HID CC CC GEO CC/ NTG CC CC CC HID HID CI HID CI HID CC CC GEO CC CC CC/ NTG NGL CC NGL CC/ NTG CC CC/ NTG HID CI CC NGL CC/ NTG CC/ NTG NGL NGL NGL CC/ NTG HID HID NGL HID CC CC/ NTG NGL CC/ NTG NGL CC/ NTG

Capacidadbruta(MW) 2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

5 608 124 7 660 11 276 50 200 954 43 304 54 100 660 1,034 105 304 772 43 470 100 601 225 225 225

HID: Hidroeléctrica; CC: Ciclo combinado; CI: Combustióninternatipodiesel; TG: Turbinadegas; CC/ NTG: Ciclo combinado/ Nuevatecnologíadegeneración; SOLAR:Solarfotovoltaico.

460 520 25 520 601 565 918 17 120 86 54 7 190 567 460 75 629 836 601 700 591 86 453 470 1,160 420 7 944 700 867 554 1,400 86 1,400 580 540 135 1,400 490 540 580 1,041 459 86 940

EOL: Eoloeléctrica; GEO: Geotermoeléctrica; NGL: Nuevageneraciónlimpia;


Nota:Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

Mexicali BajaCaliforniaII TG (100MW) RumorosaI,II yIII FaseI (3x100MW) (124 MW) BajaCaliforniaII(Mexicali) (276 MW) BajaCaliforniaIV (Ensenada) NorteIII (Juárez) PilotoSolar (565 MW) (5MW) Noroeste(El Fresnal) (954 MW) (772 MW) GuerreroNegroIVyV (2 x7 MW)

NorteIV (Chihuahua) (918MW)

SantaRosalíaIII (11 MW)

BajaCaliforniaSurV,VI (Coromuel) BajaCaliforniaSurVII (LaPaz) (2x43MW) (86 MW) LosCabosTGI (105 MW)

Solar fotovoltaico

NoresteIII (Monterrey) (520 MW) Occidental I (Bajío) (470 MW)

5

Eólica

1,516

Hidroeléctrica Ciclo combinado Ciclo Combinado/NTG Combustión interna Turbogás

1,056

Geotermoeléctrica

Noreste (Escobedo) NoresteII ( Monterrey) (1,034 MW) (520MW)

8,491 520 197 229 229

Manzanillo II rep.U1 (460MW)

RíoMoctezuma aPescados (190 MW) Sistem (LaAntigua) (120 MW) CentroyCentroII AzufresIII ValledeMéxico (2 x660 MW ) FasesIyFaseII II y III SuresteIyII (50 MW y25 MW) (2x601MW )HumerosIII Xúchiles (2x304MW) (54 MW) (Metlac) LaParotaU1yU2 (54 MW) (2x225MW) El Pescado SuresteIII y IV Copainalá (Balsas) (2 x304 MW) (225 MW) (17 MW)

NTG: Nuevatecnología de generación. Ciclos combinados con eficiencia mejoraday nuevas tecnologías para generación distribuida. Nota:Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. Fuente:CFE.


BajaCaliforniaVI (Mexicali) (554 MW)

BajaCaliforniaV (SLRC) (591 MW) NoroesteIIyIII (2x700MW)

Norte VI (Juárez) (459 MW)

Hermosillo (836 MW) SantaRosalíaIV (7 MW)

Noreste IV y V (2 x700 MW) NorteV( Torreón) (944MW)

BajaCaliforniaSurVIII, IXyX (TodosSantos) (3x86 MW)

Ciclo combinado Ciclo Combinado/NTG

5,037

Hidroeléctrica

1,585

Nueva Generación Limpia Geotermoeléctrica

6,899

Combustión Interna

Mazatlán (867 MW) Cruces (490 MW)

Occidental III (Bajío) (940 MW)

6,194

75 7

Manzanillo II rep. U2 (460 MW)

GuadalajaraI (453 MW) AzufresIV (75 MW) PacíficoIIy III (2x700MW)

NoresteVI (1,041 MW)

OccidentalII (Bajío) (470 MW) Salamanca (629 MW)

Valladolid (540MW) Orientall yII (2x700MW)

Mérida (567 MW)

JorgeLuque (601 MW) Cen tral (Tula) Central II y III (Tula) (1,160 MW) (2X580 MW) PasodelaReina (540 MW)

Tenosique (420 MW) Acalá (135 MW)

NTG: Nuevatecnología de generación. Ciclos combinados con eficiencia mejoraday nuevas tecnologías para generación distribuida. Nota:Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. Fuente:CFE.

Como parte del proceso deplaneación del sector, continuamente se revisan los programas de requerimientos de capacidad y las fechas de entrada en operación de cada central, lo cual, con base en los criterios de reserva de capacidad, así como en las expectativas de crecimiento de la demanda de energía eléctrica y en función de las correspondientes autorizaciones presupuestales, determina si lo proyectos deben diferirse, modificarseo en su caso, cancelarse (véase cuadro 38). Además, los resultados de las licitaciones también determinan la fecha de entrada en operacióndelosproyectos.


Norte (LaTrinidad) Carboeléctricadel Pacífico BajaCaliforniaII TGFaseI CerroPrietoV RíoMoctezuma Occidental I (Bajío) Occidental II (Bajío) SalamancaFaseII Mérida NorteIV (Chihuahua) Tenosique Hermosillo ManzanilloII repU2 GuadalajaraI NorteV (Torreón) Oriental I yII PasodelaReina Carboeléctricadel PacíficoII Carboeléctricadel PacíficoIII Mazatlán Occidental III (Bajío) Valladolid Cruces NoroesteII yIII Central II (Tula)

466 678 124 107 92 470 470 629 567 918 420 836 460 453 944 1,400 510 700 700 867 940 540 475 1,400 580

Ene Feb Jun Jun Abr Abr Abr Abr Abr Abr Sep Abr Abr Abr Abr Abr Sep Abr Abr Ago Abr Ago Abr Abr Sep

2010 2010 2011 2012 2014 2015 2016 2017 2018 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2020 2020 2021 2021 2021 2022 2022 2023 2023 2023

Norte (LaTrinidad) Carboeléctricadel Pacífico BajaCaliforniaII TGFaseI Mexicali RíoMoctezuma Occidental I (Bajío) Occidental II (Bajío) Salamanca Mérida NorteIV (Chihuahua) Tenosique Hermosillo ManzanilloII repU2 GuadalajaraI NorteV (Torreón) Oriental I yII PasodelaReina PacíficoII yIII

466 678 124 100 190 470 470 629 567 918 420 836 460 453 944 1,400 540 1400

Ago Mar Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Sep Jul Abr Abr Abr Abr Sep Abr

2010 2010 2013 2017 2019 2017 2021 2020 2020 2019 2021 2020 2020 2021 2022 2023 2023 2023

Mazatlán Occidental III (Bajío) Valladolid Cruces NoroesteII yIII Central III (Tula)

867 940 540 490 1,400 580

Abr Abr Abr Abr Abr Sep

2023 2025 2024 2024 2024 2024

Fuente: Comisión Federal de Electricidad.

El programa de retiros de capacidad se basa en los costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Estos criterios permiten evaluar la conveniencia de mantener o retirar de operación algunas centrales. También se debe considerar la eficiencia y los niveles de emisiones de las centrales de mayor antigüedad. En este sentido, en la presente planeación se consideró el retiro de 11,093 MW de capacidad del servicio público durante el periodo 2010-2025. Es importante señalar queeste programa no es definitivo, pues con la finalidaddeoperar con mayores márgenes deeficiencia y competitividad, la CFE evalúa, en función de los criterios quese acaban de mencionar, así como de la problemática específica en cada caso, qué unidades y cuáles centrales deben salir de operación, rehabilitarse o modernizarse, así como las fechas para dichas acciones. Los retiros programados de mayor magnitud serán realizados en los siguientes años: 2013, saldrán de operación las unidades 3 (300 MW) y 4 (250 MW) dela central termoeléctrica Salamanca, así como las unidades 1 a 3 de la termoeléctrica Valle de México (450 MW); 2020, se retirarán las unidades 2, 1 y 5 de la termoeléctrica de Tula


(960 MW) y; 2023, cuando se retirarán varias unidades delas termoeléctricas de Tula, Mazatlán, Villa deReyes y Puerto Libertad (véase cuadro 39 y grafica 53).

2,341

1,128

1,106

1,009

978 724

700

633

283

261

540 316

320

320

326

2022

2025

110 2010

2013

Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

2016

2019


CENTRAL NACHI - COCOM II SANTA ROSALA JORGE LUQUE JORGE LUQUE SALAMANCA LERMA CAMPECHE LAS CRUCES UNIVERSIDAD FUNDIDORA CH VEZ CD. OBREGÓN LEONA EL VERDE TECNOL GICO MONCLOVA PARQUE CULIAC N CERRO PRIETO I

UNIDAD 1 y2 6 1 y2 3 y4 1 y2 1 1, 2 y3 1 y2 1 1 y2 1 y2 1 y2 1 1 1 y2 2 1 1 y2

TIPO TC CI TC TC TC TC DTG TG TG TG DTG TG TG DTG TG DTG DTG GEO

MW MES ÁREA CENTRAL 49.0 ENE PENINSULAR LERMA CAMPECHE 2.0 ENE AISLADOS NONOALCO 64.0 NOV CENTRAL NONOALCO 160.0 NOV CENTRAL LECHERA 316.0 NOV OCCIDENTAL LECHERA 37.5 NOV PENINSULAR LECHERA 43.0 NOV ORIENTAL NONOALCO 24.0 NOV NORESTE LECHERA 12.0 NOV NORESTE LERMA ( CAMPECHE ) 28.0 NOV NORTE LERMA CAMPECHE 28.0 NOV NOROESTE FELIPE CARRILLO PUERTO 24.0 NOV NORESTE DOS BOCAS 24.0 NOV OCCIDENTAL 26.0 NOV NORESTE 48.0 NOV NORESTE 18.0 NOV NORESTE 30.0 NOV NOROESTE 75.0 NOV BC

UNIDAD TIPO 2 TC 2 TG 1 TG 2 TG 3 TG 1 TG 3 y4 TG 4 TG 3 TC 4 TC 1 y2 TC 1, 2 y5 CC

MW 37.5 32.0 32.0 32.0 32.0 32.0 84.0 42.0 37.5 37.5 75.0 226.0

CENTRAL VALLE DE M XICO VALLE DE M XICO VALLE DE M XICO SALAMANCA SALAMANCA MEXICALI MEXICALI MEXICALI SANTA ROSALA CERRO PRIETO I SANTA ROSALÍA

UNIDAD 1 2 3 3 4 1 3 2 5,8 4 3,4

TIPO TC TC TC TC TC DTG DTG DTG CI GEO CI

MW MES ÁREA CENTRAL 150.0 ABR CENTRAL VALLE DE M XICO 150.0 ABR CENTRAL VALLE DE M XICO 150.0 ABR CENTRAL VALLE DE M XICO 300.0 MAY OCCIDENTAL AZUFRES 250.0 MAY OCCIDENTAL AZUFRES 26.0 NOV BC AZUFRES 18.0 NOV BC AZUFRES 18.0 NOV BC FRANCISCO VILLA 3.8 NOV AISLADOS FRANCISCO VILLA 37.5 NOV BC SAMALAYUCA 2.4 NOV AISLADOS SAMALAYUCA

UNIDAD 4 3 2 3 4 5 2 4 5 1 2

MW MES ÁREA CENTRAL 28.0 ABR CENTRAL HUMEROS 6 32.0 ABR CENTRAL HUMEROS 6 28.0 ABR CENTRAL HUMEROS 6 5.0 ABROCCIDENTAL HUMEROS 6 5.0 ABROCCIDENTAL HUMEROS 6 5.0 ABROCCIDENTAL LOSCABOS 5.0 ABROCCIDENTAL LOSCABOS 150.0 NOV NORTE LOSCABOS 150.0 NOV NORTE 158.0 NOV NORTE 158.0 NOV NORTE

CENTRAL M. LVAREZM. MANZANILLO M. LVAREZM. MANZANILLO HUINALÁ HUINALÁ HUINALÁ HUINALÁ HUINALÁ

UNIDAD TIPO 3 TC 4 TC 1 CC 2 CC 3 CC 4 CC 5 CC

MW 300.0 300.0 62.3 62.3 62.3 62.3 128.3

CENTRAL C. RODRGUEZ RIVERO GUAYMASII C. RODRGUEZ RIVERO GUAYMASII

UNIDAD TIPO 3 TC 4 TC

MW MES 158.0 NOV 158.0 NOV

CENTRAL GUADALUPE VICTORIA ( LERDO) GUADALUPE VICTORIA LERDO

UNIDAD TIPO 1 TC 2 TC

MW MES 160.0 NOV 160.0 NOV

CENTRAL CHANKANAAB CHANKANAAB CANC N CANC N G MEZ PALACIO G MEZ PALACIO G MEZ PALACIO CERRO PRIETO I

UNIDAD 1 2 1 2 1 2 3 5

TIPO DTG DTG DTG DTG CC CC CC GEO

TIPO TG TG TG GEO GEO GEO GEO TC TC TC TC

MES ÁREA CENTRAL UNIDAD TIPO ABR OCCIDENTAL TIJUANA 1 Y 2 1 TG ABR OCCIDENTAL CD. CONSTITUCI N 1 DTG ABR NORESTE C. RODRÍGUEZ RIVERO ( GUAYMASI 2 TC ABR NORESTE C. RODRÍGUEZ RIVERO ( GUAYMASI 1 TC ABR NORESTE ABR NORESTE ABR NORESTE

MW MES 14.0 ABR 14.0 ABR 14.0 ABR 14.0 ABR 73.4 MAY 73.4 MAY 93.0 MAY 30.0 NOV

ÁREA CENTRAL NOROESTE M RIDA II NOROESTE M RIDA II FCO. P REZROS TULA FCO. P REZROS TULA FCO. P REZROS TULA

REA CENTRAL NORTE FCO. PÉREZRÍOS (TULA) NORTE FCO. P REZROS TULA FCO. PÉREZRÍOS (TULA) FCO. P REZROS TULA FCO. PÉREZRÍOS (TULA) FCO. P REZROS TULA J. ACEVES POZOS MAZATL N II J. ACEVES POZOS MAZATL N II J. ACEVES POZOS MAZATL N II VILLA DE REYES S. L.P. VILLA DE REYES S. L.P. PUERTO LIBERTAD PUERTO LIBERTAD FELIPE CARRILLO PUERTO FELIPE CARRILLO PUERTO FELIPE CARRILLO PUERTO

MW 60.0 33.2 84.0 84.0

MES ÁREA ENE PENINSULAR FEB CENTRAL FEB CENTRAL JUN CENTRAL JUN CENTRAL JUN CENTRAL JUN CENTRAL JUN CENTRAL SEP PENINSULAR SEP PENINSULAR NOV PENINSULAR NOV ORIENTAL

CENTRAL HUMEROS 6 HUMEROS 6 HUMEROS 6 DOS BOCAS DOS BOCAS DOS BOCAS CERRO PRIETO I SANTA ROSALA SANTA ROSALÍA SANTA ROSALA

MES ÁREA CENTRAL ABR BC ALTAMIRA ABR BCS AZUFRES JUL NOROESTE AZUFRES JUL NOROESTE AZUFRES PUNTA PRIETA II PUNTA PRIETA II LA PAZ LA PAZ

UNIDAD TIPO 1 GEO 2 GEO 5 GEO 3 CC 4 CC 6 CC 3 GEO 9 CI 10 CI 11 CI

UNIDAD TIPO 3 GEO 4 GEO 7 GEO 6 GEO 8 GEO 2 DTG 1 DTG 3 DTG

UNIDAD TIPO 3 y4 TC 10 GEO 9 GEO 6 GEO 1 TC 2 TC 1 DTG 2 DTG

MW MES ÁREA 5.0 ENE ORIENTAL 5.0 ENE ORIENTAL 5.0 ENE ORIENTAL 63.0 JUN ORIENTAL 63.0 JUN ORIENTAL 100.0 JUN ORIENTAL 37.5 NOV BC 1.6 NOV AISLADOS 1.6 NOV AISLADOS 1.6 NOV AISLADOS

MW MES 5.0 ABR 5.0 ABR 5.0 ABR 5.0 ABR 5.0 MAY 27.4 NOV 30.0 NOV 27.2 NOV

MW MES ÁREA 500.0 ABR NORESTE 5.0 ABROCCIDENTAL 5.0 ABR OCCIDENTAL 5.0 ABR OCCIDENTAL 37.5 NOV BCS 37.5 NOV BCS 18.0 NOV BCS 25.0 NOV BCS

UNIDAD TIPO 1 TC 2 TC 2 TC 1 TC 5 TC

MW 84.0 84.0 330.0 330.0 300.0

MES ÁREA CENTRAL UNIDAD TIPO ABR PENINSULAR PRESIDENTE JU REZ 5 TC ABR PENINSULAR PRESIDENTE JU REZ 6 TC NOV CENTRAL NOV CENTRAL NOV CENTRAL

MW MES 160.0 ABR 160.0 ABR

UNIDAD TIPO 1 CC 2 CC 6 CC 4 CC 5 CC 3 CC 2 TC 1 TC 3 TC 1 TC 2 TC 1 TC 2 TC 4 CC 5 CC 3 CC

MW 69.0 69.0 107.0 72.0 72.0 100.0 158.0 158.0 300.0 350.0 350.0 158.0 158.0 70.0 70.0 80.0

MES REA CENTRAL MAR CENTRAL PUERTO LIBERTAD MAR CENTRAL PUERTO LIBERTAD MAR CENTRAL EL SAUZ MAR CENTRAL EL SAUZ MAR CENTRAL EL SAUZ MAR CENTRAL EL SAUZ ABR NOROESTE ABR NOROESTE ABR NOROESTE ABROCCIDENTAL ABROCCIDENTAL NOV NOROESTE NOV NOROESTE NOV PENINSULAR NOV PENINSULAR NOV PENINSULAR

MW MES REA 158.0 MAR NOROESTE 158.0 MAR NOROESTE 52.0 ABROCCIDENTAL 52.0 ABROCCIDENTAL 52.0 ABROCCIDENTAL 68.0 ABROCCIDENTAL

UNIDAD TIPO 3 TC 4 TC 1 CC 2 CC 3 CC 4 CC

ÁREA PENINSULAR PENINSULAR PENINSULAR PENINSULAR NORTE NORTE NORTE BC

TC: Termoeléctricaconvencional CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica DTG: Turbogásdiesel. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

ÁREA ORIENTAL ORIENTAL ORIENTAL ORIENTAL ORIENTAL BCS BCS BCS

TG: Turbogás

CI: Combustión interna

ÁREA BC BC


Se estima que la capacidad de generación eléctrica en el servicio público registrará un incremento neto de 26,562 MW, al pasar en 2009 de 51,686 MW a 78,248 MW22 (véase gráfica 54). La región con el mayor incremento será la Sur-Sureste, donde la capacidad total registrará adiciones netas por 7,252 MW, debido al incremento en la instalación de centrales hidroeléctricas, eólicas, una central carboeléctrica, así como la capacidad denominadacomo nueva generación limpia, que se asignará a las tecnologías que resulten de mayor conveniencia conforme al marco regulatorio vigente. En el caso de la región Centro, la capacidad instalada aumentará en 3,075 MWencentralesdeciclocombinadoyrenovables(véasecuadro40).

2.6% 1.9% 0.2%

53,541 51,686 52,301 52,525

63,425 60,290 61,784 57,425 58,663 55,578 55,420

65,465

69,025

70,357

73,578

78,248 76,048 0.0% 8.8% 2.0% 1.4% 2.7% 6.5% 6.9% 0.7% 2.8% 8.6%

24.9% 19.1% 9.1% 0.4% 4.8% 22.0% 40.5% 34.0%

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Ciclo combinado Ciclo combinado / Nueva tecnología de generación Combustión interna Termoeléctrica convencional Eólica Nucleoeléctrica Solarfotovoltaico( ro ecto iloto)

Hidroeléctrica Turbogás Carboeléctrica Plantas móviles Geotérmica Nueva generación limpia Total

Nota: El dato para2009 es real. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

22

Dicho incremento es resultado de sumar, a la capacidad existente, la capacidad terminada, en construcción o licitación, la capacidad adicional ylosproyectos derehabilitación ymodernización.Finalmente,serestanlosretirosprogramados.


Tipo

Hidroeléctrica

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

941

1,997

1,997

1,997

1,997

2,768

3,044

3,044

3,816

3,816

3,816

4,381

5,217

5,808

5,808

5,808

5,808

5,808

Ciclo combinado/ NTG

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

1,421

1,421

1,421

Turbogás

663

605

605

605

667

667

583

688

594

551

551

551

551

551

551

551

551

Combustióninterna

209

207

218

270

314

325

368

368

411

411

505

505

505

512

512

512

512

1

1

1

1

1

201

301

301

301

301

301

301

301

301

301

301

301

2,485

2,485

2,485

2,485

2,485

2,485

2,485

2,485

2,317

2,242

1,926

1,926

1,606

1,606

674

358

358

Geotérmica

730

655

655

618

580

580

580

580

680

680

680

680

680

680

680

680

650

Solar fotovoltaico (piloto)

-

-

-

Nuevageneraciónlimpia(NGL)

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

Hidroeléctrica

126

126

126

126

126

126

126

126

126

126

126

Ciclo combinado

Eólica Termoeléctricaconvencional

Ciclo combinado

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

5

86

86

172

1,572

1,658

126

126

126

126

126

126

8,015

8,481

8,481

8,481

8,940

8,940

9,894

10,551

10,551

11,071

11,989

11,989

11,989

12,933

12,933

12,933

12,693


-

-

-

-

-

-

-

-

-

520

520

520

520

520

520

520

979

Turbogás

445

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

265

Carboeléctrica

2,600

2,600

2,600

2,600

2,600

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

2,630

Termoeléctricaconvencional

2,036

2,036

2,036

2,036

2,036

1,420

1,420

1,420

1,420

920

920

920

920

600

600

600

600

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

700

1,400

1,400

1,400

2,441

Hidroeléctrica

2,634

2,754

2,774

3,524

3,524

3,524

3,524

3,524

3,524

3,524

3,714

3,714

3,714

3,714

3,714

4,204

4,204

Ciclo combinado

2,233

2,233

2,693

3,153

3,153

3,153

3,153

3,153

3,623

4,083

4,083

5,172

5,642

5,642

5,642

5,418

5,418


-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

453

453

453

453

1,393

Turbogás

24

-

-

-

470

470

470

470

470

470

470

470

470

470

470

470

470

Nuevageneraciónlimpia(NGL)

Combustióninterna Termoeléctricaconvencional Geotérmica Hidroeléctrica Ciclo combinado

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

1

3,466

3,150

3,150

3,150

2,600

2,600

2,600

2,000

2,000

2,000

2,000

2,000

2,000

2,000

1,300

1,300

1,300

195

195

195

195

195

225

225

225

225

235

235

310

310

310

310

310

310

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

729

1,420

1,420

1,420

1,420

2,080

2,080

2,740

2,740

3,341

3,942

3,942

3,942

3,942

3,942

3,453

3,453

3,453


-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

601

1,761

1,761

2,341

2,921

2,921

Turbogás

790

822

536

536

536

448

448

448

448

448

448

448

448

448

448

448

448

2,250

2,056

2,056

2,056

1,606

1,606

1,606

1,606

1,606

1,606

1,606

646

646

646

646

646

646

40

40

67

79

79

79

107

107

107

107

107

107

107

107

107

107

107

Hidroeléctrica

6,953

6,953

6,953

6,953

6,953

6,953

6,953

6,953

7,628

7,628

7,819

7,819

8,239

8,239

8,914

8,914

8,914

Ciclo combinado

3,906

3,906

3,680

3,454

3,454

3,454

3,454

3,454

3,454

3,454

3,454

4,021

4,021

4,021

3,801

4,341

4,341

583

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

540

484

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

2,100

Carboeléctrica

-

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

678

Eólica

85

186

592

592

1,200

1,200

1,504

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

1,808

Termoeléctricaconvencional

2,659

2,573

2,385

2,385

2,385

2,385

2,385

2,385

2,385

2,385

2,385

2,217

2,217

2,217

2,217

2,217

2,217

Nucleoeléctrica

1,365

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

1,561

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

-

2,800

2,800

2,800

3

3

3

Termoeléctricaconvencional Geotérmica

Turbogás Combustióninterna Dual

Nuevageneraciónlimpia(NGL) Plantasmóviles

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

3

Nota:Noincluyeautoabastecimientolocalni remoto. Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidirconlostotales. 1 IncluyeCFE, PIE y los proyectos de rehabilitación ymodernización (RM) deLagunaVerde, Río Bravo, Francisco Pérez Ríos (Tula), Central Hidroeléctrica(CH) VillitayCHInfiernillo (396.2 MW). 2 A partir de 2012 se incluye la capacidadde 5 MW asignada aun proyecto solar enescala piloto, cuya ubicación aún no se hadefinido. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.


Se estima que durante el periodo 2009-2025 en la región Noroeste, la capacidad instaladaaumentaráa 12,200 MW, debido principalmente a la instalación de ciclos combinados de mayor eficiencia (5,232 MW), centrales eoloeléctricas (300 MW), así como la realización deproyectos de nuevageneración limpia (1,658 MW).

En 2009, se mantuvo invariable la capacidad instalada en ciclos combinados la región Noreste, manteniendo así, la mayor participación regional de dicha tecnología con 8,015 MW, lo que a su vez representó 15.5% del total nacional instalado para el servicio público. Paradicha región se proyecta un incremento neto de 6,512 MW durante el periodo 2009-2025, para ubicarse en 19,734 MW hacia el final del mismo. La importante presencia de productores independientes en la región, hace de ésta, un área geográfica estratégica en lo que se refiere a la generacióndeenergíaeléctricayconsumodegasnatural. Asimismo, se ha programado añadir capacidadpor 2,441 MW de nueva generación limpia, la cual, como se ha mencionado, implica el desarrollo de fuentes de generación con un impacto mínimo al medio ambiente, particularmente en lo que a emisiones de CO2 se refiere. En el rubro de la generación carboeléctrica, sólo se tiene contempladoagregar capacidadmedianteun proyecto derehabilitación y modernización en la central termoeléctrica Río Bravo (Emilio Portes Gil). Dicho incremento será de 30 MW en la unidad 3 de la central, mediante la instalación deunacalderadelechofluidizadoqueutilizarácarbónyentraráenoperación enmayode2014.

La capacidad en esta región ascenderáa 13,095 MW hacia-2025. El mayor incremento se reflejará en los ciclos combinados, seguido por la generación hidroeléctrica y la geotermia. Asimismo, como resultado del programa de retiros de capacidad, hacia el último año se observará una disminución de 2,166 MW de capacidad en centrales termoeléctricas basadas en combustóleo.

En la región Centro las adiciones de capacidad se realizarán mediante los proyectos de las centrales Centro, Centro II, Valle deMéxico II y III, la modernización de la central JorgeLuque, así como los proyectos Central, Central II y III enTula. Estos proyectos iniciaránoperaciones en diferentes años y representan unacapacidadbruta de5,443 MW de ciclo combinado de mayor eficiencia. Adicionalmente, se esperan incrementos en la capacidad geotermoeléctrica mediante el proyecto Humeros en Puebla fases A y B, de 27 MW cada uno, programado para iniciaroperacionesen2011 y2012, respectivamente,así comoel proyecto HumerosIII con54 MWen2015.


La región Sur-Sureste concentra la mayor diversidad de tecnologías de generación eléctrica en el país. La riqueza en recursos naturales tanto renovables como fósiles es una de las principales razones de tal composición. Para esta región se esperan adiciones netas de capacidad por 7,252 MW durante el periodo 2009-2025. Paraesta región se ha programado instalar 507 MW de capacidad eoloeléctrica23 durante el periodo 2010-2011 y 1,216 MW durante 2013-2016. Adicionalmente, se considera el desarrollo de varios proyectos hidroeléctricos en Guerrero, Veracruz, Oaxaca, Chiapas y Tabasco, por una capacidad de 1,961 MW. Hacia el final del periodo de estudio, en 2023, se considera desarrollar 1,400 MW en los proyectos Oriental I y II en Veracruz, bajo el criterio de utilizar tecnologías limpias como podría ser la carboeléctrica con captura y secuestro de CO2 e incluso, la opción nucleoeléctrica. En ese mismo año se pondrían en operación los proyectos Pacífico II y III, en Guerrero, con capacidad similar y utilizando tecnologías limpias. En la península de Yucatán, como parte de las estrategias para un soporte devoltaje más robusto, se hanprogramado lascentrales de ciclo combinado Mérida de 567 MW en 2020, así como Valladolid de 540 MW en 2024. Finalmente, están por concluir las obras de rehabilitación y modernización de las dos unidades de la central nucleoeléctrica Laguna Verde en Veracruz. Con dicha repotenciación se previó un incremento en la capacidad de la planta en 196 MW, con lo que se alcanzaría una capacidad de 1,561 MW el cierre de 2010, sin embargo dicha capacidad se confirmará o modificará como resultado de las pruebas que se realicen para la aceptación de las unidades1y2 delacentral.

Al cierrede2009, la generación deenergía eléctricadel servicio público ascendió a235,107 GWh, lo cual representó una variación de -0.3% respecto al año previo. Se estima que la generación de electricidad del servicio público aumentará a una tasa promedio anual de 3.6% durante el periodo 2009-2025, para ubicarse en 414,604 GWh hacia el último año (véase gráfica55).

23

Proyectos LaVenta III (101.4 MW) y OaxacaI-IV (405.6 MW).


Nucleoeléctrica 5% Hidroeléctrica 11% Eoloeléctrica 0% Geotermoeléctrica 3% Carboeléctrica 12% Combustión interna 1% Turbogás 2%

Termoeléctrica convencional 18%

Ciclo combinado 48%

Nucleoeléctrica Hidroeléctrica Termoeléctrica convencional 3% 10% 2% Eoloeléctrica 2% Geotermoeléctrica 2% Carboeléctrica 11% Combustión Ciclo combinado interna 58% 1% Turbogás 0% Nueva Generación Limpia 11%

1

Real. Fuente:CFE.

En la gráfica 55, hacia 2025 se observa un incremento de diez puntos porcentuales en la participación de la tecnología de ciclo combinado. Esto se debe a la incorporación de nuevos ciclos combinados con una eficiencia de conversión mejorada y a una mayor sustitución del combustóleo por el gas natural en los procesos de generación. Asimismo, para los años finales del periodo se haprogramado la entrada en operación de centrales con procesos de generación limpia, las cualesincorporaránlos sistemasdecaptura y secuestro de carbono.

Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se considera la eficiencia térmica de las plantas, los precios de los combustibles, valores mínimos operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. La canasta de tecnologías consideradas en el PRC es el criterio quedefineel tipodecombustiblerequerido. El combustible con el mayor crecimiento en su utilización será el gas natural, con 3.2% en promedio anual, el carbón se incrementará en 2.1% mientras que el combustóleo mostrará la mayor disminución anual con 8.3%, seguido por el diesel con 5.1% (véase cuadro 41). Se prevé que la utilización del coque de petróleo como combustible para la generación del servicio público inicie en 2013, como resultado de un cambio detecnología en la central Altamira unidades 1 y 2 de 150 MW (de combustóleo a coque). Otra central que será repotenciada en ese mismo año es Río Bravo unidad 3, de 300 MW (de combustóleo a carbón, e incremento de capacidad a 330 MW). En ésta última, seconsidera utilizar la tecnología decaldera delecho fluidizado para obtener unacombustión limpia del coque de petróleo.


Combustible Combustóleo Gasnatural Nacional Importación GNL Diesel Carbón Nacional Importado Coquedepetróleo

Combustible Combustóleo Gasnatural Nacional Importación GNL Diesel Carbón Nacional Importado Coquedepetróleo

Unidades

2009*

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Mm / día MMm3 / día MMm / día MMm / día MMm3 / día Mm / día MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año

26.5 76.6 38.8 23.7 14.1 1.1 13.7 8.5 5.2 -

23.6 74.3 37.2 20.2 16.9 0.9 15.9 9.1 6.8 -

20.1 72.7 34.7 20.1 17.9 0.8 18.0 10.0 8.0 -

18.0 75.2 33.6 19.7 22.0 0.4 17.8 9.8 8.0 -

17.8 75.6 29.5 18.3 27.8 0.3 18.4 10.4 8.0 0.3

17.8 74.7 28.6 17.4 28.6 0.4 19.0 11.0 8.0 0.4

17.3 80.0 28.7 19.5 31.7 0.3 19.0 11.0 8.0 0.4

16.6 84.9 30.7 22.5 31.7 0.4 19.0 11.0 8.0 0.4

15.6 90.6 33.3 25.5 31.8 0.3 19.0 11.0 8.0 0.4

Unidades

2018

2019

2020

Mm3 / día MMm3 / día MMm3 / día MMm / día MMm3 / día Mm3 / día MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año

14.5 97.8 40.5 25.5 31.9 0.5 19.1 11.1 8.0 0.4

14.3 103.1 45.7 24.6 32.8 0.4 19.0 11.0 8.0 0.4

10.8 113.3 53.4 26.5 33.4 0.5 19.0 11.0 8.0 0.4

2021 9.8 117.7 57.5 27.7 32.5 0.4 19.0 11.0 8.0 0.4

2022 9.7 122.3 62.7 27.6 32.0 0.5 19.0 11.0 8.0 0.4

2023 7.9 124.0 61.5 30.5 32.0 0.4 19.0 11.0 8.0 0.4

2024 6.8 123.0 60.7 30.6 31.8 0.5 19.1 11.1 8.0 0.4

2025 6.7 127.4 63.7 31.8 31.9 0.5 19.0 11.0 8.0 0.4

tmca% 2009-2025 -8.3 3.2 3.2 1.8 5.3 -5.1 2.1 1.6 2.8 n.a.

1

No incluye el consumo asociado alos proyectos de centrales clasificadoscomo nuevageneración limpia. * Observado. MM: millones; M: miles. Fuente:CFE.

Como ya seha mencionado en anteriores apartados deeste capítulo, parael programa de expansión 2010-2025 sería de 6,899 MW. En este bloque se agrupan diversas opciones tecnológicas para la expansión del sistema de generación, con la importante característica de tratarse de una canasta tecnológica que produciría niveles de emisiones de CO2 prácticamente nulos. En consecuencia, la demanda de combustibles asociadaa la generación de electricidadde dicho bloque seha simulado para cadaproyecto en específico y para uno o más posibles combustibles, quedando de la siguiente manera: Capacidad de 1,041 MW utilizando gas natural, con eficiencia bruta de conversión a energía eléctrica de 52%, correspondiente a la tecnología de los nuevos ciclos combinados 5,600 MWutilizandocarbón 258 MW utilizando combustóleo


Los resultados de las simulaciones de generación de electricidad y consumo de combustibles para los proyectos programadoscomoNGLsepresentanenel cuadro42.

Noreste IV (Sabinas) A/, B/, C/ , D/ Río Escondido, Coahuila Baja California Sur VIII A/, C/, F/ (Todos Santos)

Los Cabos, BCS

Noreste V (Sabinas) A/, B/, C/, D/ Río Escondido, Coahuila

700 86 700

Oriental I y II A/, B/, D/, E/

Veracruz

Baja California Sur IX A/, C,/ F/ (Todos Santos)

Los Cabos, BCS

Pacífico II y III A/, B/, D/

Lázaro Cárdenas, Michoacán

1,400

Noroeste II y III A/, B/, C/, D/ , E/

Hermosillo, Sonora

1,400

NoresteVI A/, B/, C/

Matamoros, Tamaulipas

1,041

BajaCaliforniaSurX (Todos Santos)

A/, C/, F/

Los Cabos, BCS

1,400

86

86

GWh Carbón(MMt/ año) 1/ Gas (MMm3/ día) GWh 3 Combustóleo (m / día) 1/ GWh Carbón(MMt/ año) 1/ Gas (MMm3/ día) GWh Carbón(MMt/ año) 1/ Uranio (t/ año) Gas (MMm3/ día) GWh 3 Combustóleo (m / día) 1/ GWh Carbón(MMt/ año) 1/ Gas (MMm3/ día) GWh Carbón(MMt/ año) 1/ Uranio (t/ año) Gas (MMm3/ día) GWh 3 Gas (MMm / día) 1/ GWh Combustóleo (m3/ día) 1/

3.9 33.1 6.2

4,821 2.0 2.5 616 2.0 4,821 2.0 2.5 9,642 3.1 26.1 5.0 616 2.0 10,824 3.4 5.3 6,556 2.1 17.7 3.3

4.8

0.1

2.6 3.2 2.5 2.6 3.2 3.9 33.1 6.4 2.5 3.9 6.0

2,674 1.1 1.4 511 1.7

4,807 2.0 2.5 623 2.1 1,379 0.6 0.7

4,807 2.0 2.5 619 2.0 4,807 2.0 2.5 5,347 1.7 14.4 2.8 507 1.7 6,003 1.9 3.0

2.5

4,807 2.0 2.5 619 2.0 4,807 2.0 2.5 9,614 3.1 26.0 5.0 619 2.0 10,793 3.4 5.3 9,609 3.0 26.0 4.8 4,427 2.3 488 1.6

Tecnologías probables: A: Gasificación, B: Ciclo combinado, C: Importación, D: Carboeléctrica, E: Nucleoeléctrica, F: Combustióninterna 1/ Combustibleutilizadoenlasimulación Fuente:CFE.

Al considerar el consumo de combustibles correspondiente a los resultados de la simulación reportados en el cuadro 42,laproyecciónquedacomoseilustraenel cuadro43.


Combustible Combustóleo Gas natural Nacional Importación GNL Diesel Carbón Nacional Importado NGL Coquedepetróleo Combustible Combustóleo Gasnatural Nacional Importación GNL Diesel Carbón Nacional Importado NGL Coquedepetróleo 1

Unidades

2009*

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

Mm3 / día MMm3 / día MMm3 / día MMm3 / día MMm3 / día Mm3 / día MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año

26.5 76.6 38.8 23.7 14.1 1.1 13.7 8.5 5.2

23.6 74.3 37.2 20.2 16.9 0.9 15.9 9.1 6.8

20.1 72.7 34.7 20.1 17.9 0.8 18.0 10.0 8.0

18.0 75.2 33.6 19.7 22.0 0.4 17.8 9.8 8.0

17.8 75.6 29.5 18.3 27.8 0.3 18.4 10.4 8.0

17.8 74.7 28.6 17.4 28.6 0.4 19.0 11.0 8.0

17.3 80.0 28.7 19.5 31.7 0.3 19.0 11.0 8.0

16.6 84.9 30.7 22.5 31.7 0.4 19.0 11.0 8.0

15.6 90.6 33.3 25.5 31.8 0.3 19.0 11.0 8.0

0.3

0.4

0.4

0.4

0.4

Unidades Mm3 / día MMm3 / día MMm3 / día MMm3 / día MMm3 / día Mm3 / día MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año MM ton/ año

-

-

-

-

2018

2019

2020

2021

14.5 97.8 40.5 25.5 31.9 0.5 19.1 11.1 8.0

14.3 103.1 45.7 24.6 32.8 0.4 19.0 11.0 8.0

10.8 113.3 53.4 26.5 33.4 0.5 19.0 11.0 8.0

0.4

0.4

0.4

10.1 117.7 57.5 27.7 32.5 0.4 20.1 11.0 8.0 1.1 0.4

2022 10.0 122.3 62.7 27.6 32.0 0.5 21.6 11.0 8.0 2.6 0.4

2023 8.5 124.0 61.5 30.5 32.0 0.5 26.7 11.0 8.0 7.7 0.4

2024 7.5 123.1 60.7 30.6 31.8 0.5 31.7 11.1 8.0 12.6 0.4

Incluye el consumo asociado a los proyectos de centrales clasificados como nuevageneración limpia. * Observado. MM: millones; M: miles. Fuente:CFE.

2025 7.6 130.4 66.7 31.8 31.9 0.5 32.6 11.0 8.0 13.6 0.4

tmca% 2009-2025 -7.5 3.4 3.4 1.8 5.3 -4.6 5.6 1.6 2.8 n.a. n.a.


Se estima que entre 2009 y 2025 la participación del gas natural en la mezcla de combustibles fósiles para generacióneléctricaenMéxicoaumentede57.7%a67.2%, mientrasqueel carbóntendríael mayorincrementoen su participación al pasar de 17.5% a 27.6%. La utilización del combustóleo se reducirá de 23.9% en el total de combustiblesfósiles en 2009 a 4.3% en2025 (véasegráfica56).

Diesel 0.9% Carbón 17.5% Gasnatural licuado 12.4% Gasnatural (importación fronteranorte) 15.0%

Combustóleo 23.9%

Gasnatural (origennacional) 30.3%

Carbón generaciónlimpia 12.3%

Coquede Diesel petróleo 0.3% 0.6% Combustóleo 4.3%

Carbónimportado 7.7% Gasnatural (origennacional) 32.3%

Carbónnacional 7.7%

Gasnatural licuado 16.9%

Gasnatural (importación fronteranorte) 16.5%

Gasnatural (origennacional parageneración limpia) 1.5%

Nota: Parael año 2009 las cifras son reales. Fuente:CFE.

Vista a lo largo del horizonte de planeación, la proyección del uso de combustibles fósiles en el parque de generación indica una importante disminución en los volúmenes del combustóleo requerido, esto es, una baja de 7.5% en promedio anual. Por el contrario, el carbón y el gas natural registrarán los mayores incrementos promedio anuales con 6.0% y 4.1%, respectivamente. Estas tendencias estarán impulsadas por los cambios que se experimentarán en la generación termoeléctrica al recurrir cada vez menos a centrales convencionales que usan combustóleo yorientar la generación deelectricidadhacia procesos máseficientes y conmenor impacto ambiental24 . En la gráfica 57 se pueden observar dichas tendencias paracadacombustible durante todo el periodo.

24

En el caso del carbón, se prevé licitar las nuevascentrales considerando incluir la opción de captura ysecuestro de CO2. En lo que se refiere al gas natural, deberárecurrirsealaimportacióndegasenfaselíquida(GNL) yutilizarloencentralesdeciclocombinadodealtaeficiencia.


8,000 7,000

Coquedepetróleo

6,000

2009-2025 tmca=n.a.

Carbón 2009-2025 tmca=6.0%

5,000

a í d / s e 4,000 l u o j a r e T 3,000

Diesel2009-2025

tmca=-4.5%

Gasnatural2009-2025

2,000

tmca=4.1%

1,000

Combustóleo 2009-2025

tmca=-7.5%

2009

2011

2013

2015

2017

2019

2021

2023

2025

Nota: Parael año 2009 las cifras sonreales. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

Los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración han incrementado su participación en los últimos años, por lo que representan una capacidad importante en el SEN. Estos proyectos atienden parte del consumo nacional de energía eléctrica e impactan en el sistema del servicio público al requerir servicios de transmisión y respaldo. Esquemáticamente (véase figura2), el análisis y planeación del SEN incluye las centrales deautoabastecimiento y cogeneración para valorar su impacto en laexpansión del sistemadegeneración, dado que la localización geográfica delas nuevas plantas deautoabastecimiento y cogeneración, así como la de sus cargas locales yremotas, tieneuna incidencia importante sobre el margen dereservaregional y la expansión dela reddetransmisión.


Capacidadde plantasparael servicio público

RED DE TRANSMISI ÓN

Capacidaddeplantas deautoabastecimiento ycogeneración Demanda autoabastecida enformalocal

Demandade usuariosdel servicio público Demanda autoabastecidaen formaremota (porteo)


Por el lado de la oferta; se considera la capacidad de las plantas destinadas al servicio público (CSP) y la de autoabastecimiento y cogeneración (CAC). En la demanda, se incluyen los requisitos de los usuarios del servicio público(DSP), asícomoladeautoabastecedoresycogeneradoresconlossiguientescomponentes: Demandaremota (DAR): correspondea las cargas ubicadas en sitios alejados de la central generadora, las cualessonalimentadasmediantelareddetransmisióndelserviciopúblico. Demanda local (DAL): corresponde a la carga que se encuentra ubicada cercana al sitio de la central generadoray no hace uso dela red de transmisión y/ o distribución del servicio público. Desde 2004 la mayor capacidad instalada por parte de permisionarios se concentra en sociedades de autoabastecimiento y cogeneración, tales como: Iberdrola Energía Monterrey, Tractebel, Termoeléctrica Peñoles, Termoeléctrica del Golfo, Energía Azteca VIII y Enertek. Asimismo, Pemex tiene una importante capacidad autorizadaparaautoabastecimiento y cogeneración destinadaparala satisfacción de unaparte desus necesidades de energía eléctrica. En términos decapacidadinstaladaparaautoabastecimiento remoto, destacanlos permisos deIberdrolaEnergía Monterreycon 530 MW, Termoeléctrica Peñoles y del Golfo con 230 MW cadauna, así como Tractebel Energía de Monterrey, con 229 MW. En el caso de Pemex, se encuentra en construcción el proyecto de cogeneración del CPG Nuevo Pemex, quecubrirá la totalidaddelas necesidadesdeenergíaeléctrica del complejo y dispondrá de 260 MW de capacidad para porteo. En los cuadro 44 y 45 se presenta la proyección de capacidad de autoabastecimiento remoto y la capacidad total de autoabastecimiento, respectivamente, tanto del sector privado como Pemex. Cabe mencionar que, en dicho cuadro, no se incluye la capacidad estimada como bloques de generación con energía renovable a partir de 2015, dado que para esa oferta de capacidad aún no se cuenta con permisos ni trámites de registro antelaCRE.


Arancia Enertek Micase IberdrolaEnergíaMonterrey EnergíaAztecaVIII EnergíayAguaPuradeCozumel Termoeléctricadel Golfo TermoeléctricaPeñoles Hidroelectricidaddel Pacífico ImpulsoraMexicanadeEnergía BioenergíadeNuevoLeón Tractebel (Enron) Agrogen ProveedoradeElectricidaddeOccidente(Chilatan) Italaise PemexCosoleacaque PemexLázaroCárdenas PemexIndependencia PemexPetróleosMexicanos(Independencia) PemexPetroquímicaMorelos PemexPajaritos PemexEscolín PemexLaVenta PemexCactus CDPemex PemexSalamanca PemexRef AntonioDovali MexicanadeHidroelectricidadMexhidro GeneradoraPondercel BSM EnergíadeVeracruz HidroeléctricaCajóndePeña Proenermex ProcterandGamble ParquesEcológicosdeMéxico Eurus Hidrorizaba Eoliatecdel Istmo(1aEtapa) Eléctricadel ValledeMéxico BII NEESTIPA EnergíaEólica FuerzaEólicadel Istmo(1ra.Etapa)

2009

2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 17 5 45 10 26 16 28 14 27 20 2 2 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 17 5 45 10 26 16 28 14 27 20 2 2 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 17 5 45 10 26 16 28 14 27 20 2 2 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 17 5 45 10 26 16 28 14 27 20 2 2 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 53 15 2 1 6 11 50 250 1

9 75 7 530 77 12 230 230 17 15 12 229 6 29 1 53 15 2 1 6 11 50 250 1

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FuerzaEólicadel Istmo(2da.Etapa) Eoliatecdel Istmo(2aEtapa) Eoliatecdel Pacifico,SAPI deCV DesarrollosEólicosMexicanos FuerzayEnergíaBII HIOXO(UniónFenosa) GamesaEnergía EnergíaAlternaIstmeña(Preneal) Vientosdel Itsmo(Preneal) NuevoPemex EólicaSantaCatarina MunicipiodeMexicali EnergíaSanPedro Electricidaddel Istmo BioelectricadeOccidente HidroeléctricaArcoIris CompañíadeEnergíaMexicana PiasaCogeneración Genermex Hidroatlixco ElectricidaddeOriente 1

18 10 2 20 24 1 30 13

18 10 2 20 24 1 30 13 140

18 10 2 20 24 1 30 13 140 9

Noincluyelosbloquesdenuevacapacidaddefuentesrenovablesadesarrollarseporelsectorprivadodurante2015-2025(3,000 MW). Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidir conlostotales. Fuente:Sener, CFE, PemexyCRE.


Proyectosexistentes(sinPemex) Pemex Arancia Enertek Micase IberdrolaEnergíaMonterrey EnergíaAztecaVIII EnergíayAguaPuradeCozumel Termoeléctricadel Golfo TermoeléctricaPeñoles Hidroelectricidaddel Pacífico ImpulsoraMexicanadeEnergía BioenergíadeNuevoLeón Tractebel (Enron) Agrogen ProveedoradeElectricidadde Occidente (Chilatan) Italaise MexicanadeHidroelectricidadMexhidro GeneradoraPondercel BSM EnergíadeVeracruz HidroeléctricaCajóndePeña Proenermex ProcterandGamble ParquesEcológicosdeMéxico Eurus Hidrorizaba Eoliatecdel Istmo(1aEtapa) Eléctricadel ValledeMéxico BII NEESTIPA EnergíaEólica FuerzaEólicadel Istmo(1ra. Etapa)

2009

2010

2011

2012

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2,778 2,124 29 120 11 619 131 32 250 260 9 24 13 284 12 19 5 36 65 13 1 11 45 80 250 6

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FuerzaEólicadel Istmo(2da. Etapa) Eoliatecdel Istmo(2aEtapa) Eoliatecdel Pacifico, SAPI deCV DesarrollosEólicosMexicanos FuerzayEnergíaBII HIOXO(UniónFenosa) GamesaEnergía EnergíaAlternaIstmeña(Preneal) Vientosdel Itsmo(Preneal) ReconfiguraciónMinatitlán MaderoNuevo CombustiblesLimpiosMinatitlán NuevoPemex CombustiblesLimpiosCadereyta CombustiblesLimpiosMadero

45

45

45 25 45

45 25 45 314 30 35

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EólicaSantaCatarina MunicipiodeMexicali IndustriaPapeleraMexicana(PlantaUruapan) EnergíaSanPedro Electricidaddel Itsmo BioelectricadeOccidente HidroeléctricaArcoIris CompañíadeEnergíaMexicana PiasaCogeneración Genermex ComisiónEstatal del AguadeBajaCalifornia Hidroatlixco ElectricidaddeOriente

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Notas: 1 Noincluyelosbloquesdenuevacapacidaddefuentesrenovablesadesarrollarseporelsectorprivadodurante2015-2025(3,000 MW). Incluye autoabastecimiento local, usos propios, autoabastecimiento remoto yexcedentes. Debidoal redondeodecifras,lassumaspodríannocoincidir conlostotales. Fuente:Sener, CFE, PemexyCRE.


En el Mapa11 se muestra la ubicación geográfica delasnuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración.

MunicipiodeMexicali (2010: 10 MW)

EólicaSanta Catarina(2010: 17.5 MW) EnergíaSanPedro(2010: 1.6 MW) Genermex(2011:140.2 MW)

BioeléctricadeOccidente (2010: 24.1 MW) HidroeléctricaArcoIris (2010: 0.8 MW)

Cia.deEnergíaMexicana Piasa Cogeneración (2010: 13.4 MW) (2010: 29.7 MW) Nuevo Pemex ( 2013: 260 MW) Hidroatlixco Eoliatecdel Istmo (1ª etapa) (2010: 21.3 MW) (2012: 8.5 MW) Eléctricadel Valle deMéxico (2010: 67.5 MW) -ElectricidaddelIstmo(2010: 19.8MW) BII NEE STIPA Energía Eólica (2010: 26.4 MW) -ElectricidaddeOriente(2014:16.6) FuerzaEólicadelIstmo(1ªetapa) (2010:30MW) TemporadaAbierta(2011:806.8MW) TemporadaAbierta(2012:288 MW) TemporadaAbierta(2013:395.9MW)

1

En el mapa únicamente se ilustran los proyectos con alta probabilidadde realización y quecuentan con unplan de obras definido. No se incluyen los bloques de nuevacapacidad defuentes renovables a desarrollarsepor el sector privado durante 2015-2025 (3,000 MW), cuya distribución estimada es la siguiente:eoloeléctrica (1,800 MW), solar (600 MW), biomasa (300 MW) y minihidráulica (300 MW). Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

Las adiciones de capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda esperada a costo mínimo se determinanconbaseenlossiguientescriterios: Seguridad.- Capacidad para mantener operando en sincronismo las unidades generadoras, inmediatamente después deunacontingenciacrítica de generación o detransmisión.


Calidad.- Posibilidad demantener el voltaje y la frecuencia dentro de los rangos aceptables. Confiabilidad.- Reducción del riesgo esperado dela energía que no es posible suministrar debido a posibles fallas deloselementosdel sistema. Economía.- Disminución de los costos deoperación del sistema eléctrico. Los proyectos a incorporar a la red de transmisión se evalúan mediante modelos probabilísticos y determinísticos que permiten calcular los costos deproducción y los parámetros del comportamiento eléctrico de la red en régimen estable ydinámico, así como los índices de confiabilidad. Con base en el estado actual de la red de transmisión y el programa de expansión del sistema degeneración, se haconformado un plandetransmisión para 2010-2025, en el cual se pretendenincorporar al sistema ennivelesde tensión de69 kV a 400 kV 24,750 kmdelíneas, 78,013 MVA en subestaciones reductoras y 13,903 MVAr de compensación reactiva. El programa de transmisión contiene proyectos ya definidos con estudios de factibilidad técnica y económica para los próximos cinco años. Para 2015-2025, la definición deeste plan tieneasociadauna mayor incertidumbre, ya que existe la posibilidadde cambios relativos en el crecimiento de la demandaregional, así como ajustes en la ubicación de centrales. En el Mapa 12 se muestra la capacidad de los enlaces entre regiones, incluyendolosrefuerzosdetransmisiónprogramadoshasta2014.


43 800 390 44 46 47 520 300 350 45 1

700

2

7 600 8

300

550

400 3 400

430

9

250

4

12 2400

545 13

16 1350 80 14 15 300 1300 17 400 1680 5 49 1100 10 270 1150 1100 19 50 300 200 1100 24 6 18 23 900 1100 Regiones 1200 1000 1000 200 20 18)Valles 1) Hermosillo 950 2) Nacozari 21 19) Huasteca 1450 1600 3) Obregón 20) Tamazunchale 29 31 1950 4) Los Mochis 22 550 1300 4000 21) Tepic 25 600 5) Culiacán 1350 22) Guadalajara 2600 700 750 6) Mazatlán 23) Aguascalientes 310 30 32 26 7) Juárez 27 24) SanLuis Potosí 1200 480 450 1500 340 8) Moctezuma 2200 25) Salamanca 33 36 37 9) Chihuahua 28 2200 3250 26) Manzanillo 1750 1290 35) Temascal 350 270 10) Durango 27) Carapan 1200 35 1500 11) Laguna 36) Coa tzacoa l c os 34 28) LázaroCárdenas 38 12) Río Escondido 29) Querétaro 42) Chetumal 37) Tabasco 13) NuevoLaredo 30) Central 43) WECC(EUA) 38) Gr ijalva 14) Reynosa 31) PozaRica 44) Tijuana 48) VillaConstitución 15) Matamoros 39) Campeche 32) Veracruz 45) Ensenada 49) La Paz 40) Mérida 16) Monterrey 33) Puebla 46) Mexicali 17) Saltillo 41) Cancún 47) SanLuis Río C. 50) LosCabos 34) Acapulco 48 90

700

11

930 41 40 770 150 42 39


En lo quese refiere al SIN, como se hamencionado, se han realizado estudios quedeterminaron la conveniencia deinterconectar el áreaBajaCalifornia al SIN. Dichainterconexión serealizarácon unenlaceasíncrono de300 MW de capacidad como primera etapa y se ha programado su entrada en operación hacia 2014. No obstante y de acuerdo con información de CFE, está pendiente verificar si se trata de un enlaceen corriente alterna o directa, con lo quelacapacidaddetransmisión podríamodificarse. En el cuadro 46, se presenta un resumen de la expansión de la capacidad de transmisión de los principales enlaces internos y externos a las áreas decontrol integrantes del SEN, que incrementan la capacidaddetransmisión entre las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros de consumo, para el periodo 20102014. En este contexto, lasprincipales líneasdetransmisión en construcción (400 kV y 230 kV) sumanun total de 3,171 km-circuito (véasecuadro 47)


Región

ENLACE Región

Nacozari Nacozari LosMochis Mazatlán Mazatlán Moctezuma Río Escondido Río Escondido Matamoros Manzanillo Veracruz Temascal PozaRica Puebla Tabasco Campeche Mérida Tijuana Mexicali LaPaz

Moctezuma Hermosillo Culiacán Culiacán Tepic Chihuahua Chihuahua Nuevo Laredo Reynosa Guadalajara Temascal Puebla Central Central Campeche Mérida Cancún Ensenada S. LuisR. Colorado LosCabos

1/

Tensión kV

Capacidadinicial 2010 MW

Aumentode capacidad MW

Capacidadtotal 2014 MW

4001/ , 230 4001/ , 230 4002/ , 230 400, 230 400 1/ 400 , 230 400 400, 230 400, 230, 138 400, 230 230 400 400 400, 230 4003/ , 230 4003/ , 230, 115 4003/ , 230, 115 230, 115, 69 230, 161 230, 115

180 150 500 900 850 500 350 380 1,340 1,700 250 3,015 3,500 1,800 780 580 770 230 250 240

120 550 200 200 50 50 80 165 340 900 90 235 500 400 420 190 160 120 140 30

300 700 700 1,100 900 550 430 545 1,680 2,600 340 3,250 4,000 2,200 1,200 770 930 350 390 270

LíneadeTransmisión(LT) aisladaen400 kV,operacióninicial230kV. LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2011. 3/ LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2014. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad. 2/


Líneadetransmisión SabancuyII - Concordia LaVentaII - JuchitánII SeisdeAbril - PI PuertoPeñasco CárdenasII - ComalcalcoOriente DeportivaEntqEstadio- SanBernabe TecamacEntqTizayuca - Texcoco TapeixtlesPotencia- Tecomán Juile- CerrodeOro IxtepecPotencia - Juile Malpaso- MacuspanaII TabascoEntq. Malpaso - MacuspanaL1 TabascoEntq. Malpaso - MacuspanaL2 Tabasco- Escárcega LagunaVerde- ManlioFabioAltamirano LasGloriasEntq. - VilladeGarcía- Aeropuerto TulaCT - Nochistongo EdznaEntq. - Escárcega- Ticul Choacahui - PI Guamúchil Dos CerroPrietoII - ParqueIndustrial SanLuis TulaCT - Teotihuacan MezcalapaSwitcheo- CárdenasII El Fresnal - Cananea EncinoII Entq. - FranciscoVilla- ChihuahuaNorte EncinoII Entq. - FranciscoVilla- Ávalos(L1) LaJovitaEntq. - PresidenteJuárez- Ciprés RegiomontanoEntq. - Huinalá- Lajas LaPaz Entq. - Tuxpan- Texcoco(L3) LaCiénega- OaxacaPotencia Temascal II - OaxacaPotencia LagoEntq. - Madero- Esmeralda Teotihuacan- Lago Tesistan- Zapopan NiñosHeroes- Tesistan Nacozari - Hermosillo5 SeisdeAbril - Cucapah Nacozari - Hermosillo5 SantaAnaNogales- Aeropuerto El LlanoEntqAguascalientesPot - CañadaL1

Tensión Númerode (kV) circuitos 230 230 230 230 230 230 230 400 400 400 230 230 400 400 400 230 230 400 230 230 230 230 230 230 230 400 400 230 230 230 400 230 230 400 400 400 230 400

2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1 2 2 2 4 2 2 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2

Longitud (km-c)

Inicio de operación

87.0 17.8 109.7 48.0 8.0 18.0 46.1 154.2 271.6 103.3 8.2 9.2 177.1 169.4 34.2 44.0 61.0 117.0 54.1 66.0 44.9 150.8 15.6 15.6 18.4 26.8 66.0 26.5 132.9 28.8 52.2 47.2 9.4 201.0 390.0 201.0 100.0 40.0

Ene-10 Jun-10 Jun-10 Jul-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Sep-10 Oct-10 Dic-10 Dic-10 Mar-11 May-11 Jun-11 Nov-11 Dic-11 Jul-12 Oct-12 Oct-12 Oct-12 Oct-12 Abr-13 May-13 May-13 May-13 Mar-14 Mar-14 Mar-14 Mar-14 Abr-14 Abr-14 Abr-14 Jun-14 Oct-14


En el cuadro 48 se muestra la evolución de la capacidad de transmisión entre enlaces bajo condiciones de demanda máxima. El mayor uso de dichos enlaces se presenta debido a operaciones de mantenimiento en las unidades generadoras, a la salida forzada de elementos de generación y/ o transmisión, así como a condiciones de demanda máxima del sistema.


Región Nacozari Nacozari Hermosillo Obregón LosMochis Mazatlán Mazatlán Juárez Moctezuma Chihuahua Laguna Durango Mazatlán Laguna RíoEscondido RíoEscondido Reynosa Matamoros RíoEscondido Reynosa Monterrey Saltillo Huasteca Valles Tamazunchale Huasteca Huasteca Monterrey Tepic Manzanillo Guadalajara Guadalajara Guadalajara Guadalajara LázaroCárdenas Carapan Aguascalientes SanLuisPotosí Querétaro Salamanca LázaroCárdenas Acapulco Veracruz Veracruz Veracruz Grijalva Grijalva Coatzacoalcos PozaRica Temascal Grijalva Querétaro LázaroCárdenas PozaRica Puebla Tabasco Campeche Mérida Mérida Tijuana Tijuana CFE-ACBC Mexicali Mexicali VillaConstitución LaPaz

Enlace Región Moctezuma Hermosillo Obregón LosMochis Culiacán Culiacán Tepic Moctezuma Chihuahua Laguna Durango Aguascalientes Durango Saltillo Chihuahua NuevoLaredo NuevoLaredo Reynosa Monterrey Monterrey Huasteca Aguascalientes PozaRica SanLuisPotosí Querétaro Valles Tamazunchale Saltillo Guadalajara Guadalajara Aguascalientes Salamanca Carapan LázaroCárdenas Carapan Salamanca Salamanca Aguascalientes SanLuisPotosí Querétaro Acapulco Puebla Puebla Temascal PozaRica Temascal Coatzacoalcos Temascal Puebla Puebla Tabasco Central Central Central Central Campeche Mérida Cancún Chetumal Mexicali Ensenada WECC(EUA) SanLuisRíoColorado Hermosillo LaPaz LosCabos

2010 Tensión kV 4001/,230 4001/,230 230 4001/,230 4002/,230 400,230 400 230 4001/,230 230 4001/,230 230 400,230 400,230 400 400,230 138 400,230,138 400,230 400,230 400 400 400,230 400 400 400 400 400,230 400 400,230 400 400 400,230 400 400 400,230 400,230 400,230 230 400, 230 4001/,230,115 230 400 230 400 400 400 400 230 400 400,230 400,230 400,115 400 400,230 4003/,230 3/ 400 ,230,115 4003/,230,115 230,115 230 230,115,69 230 230,161 400 115 230,115

180 150 400 400 500 900 850 600 500 250 400 200 350 300 350 380 80 1,340 2,400 1,350 1,100 1,150 1,000 1,100 1,450 1,100 1,200 1,300 1,950 1,700 950 550 700 480 450 750 1,600 900 200 1,300 350 270 1,500 250 600 1,870 1,850 1,425 310 3,015 1,200 1,350 2,200 3,500 1,800 780 580 770 150 520 230 800 250 90 240

2011

2012 Capacidad MW 180 250 150 300 400 400 400 400 700 700 1,100 1,100 900 900 600 600 500 500 250 250 400 400 200 200 350 350 300 300 350 350 380 380 80 80 1,340 1,680 2,400 2,400 1,350 1,350 1,100 1,100 1,150 1,150 1,000 1,000 1,100 1,100 1,450 1,450 1,100 1,100 1,200 1,200 1,300 1,300 1,950 1,950 2,150 2,600 950 950 550 550 700 700 480 480 450 450 750 750 1,600 1,600 900 900 200 200 1,300 1,300 350 350 270 270 1,500 1,500 250 340 600 600 1,500 1,500 1,750 1,750 1,290 1,290 310 310 3,250 3,250 1,200 1,200 1,350 1,350 2,200 2,200 4,000 4,000 2,200 2,200 780 780 580 580 770 770 150 150 520 520 250 250 800 800 390 390 90 240

90 240

2013

2014

300 500 400 400 700 1,100 900 600 550 250 400 200 350 300 430 380 80 1,680 2,400 1,350 1,100 1,150 1,000 1,100 1,450 1,100 1,200 1,300 1,950 2,600 950 550 700 480 450 750 1,600 900 200 1,300 350 270 1,500 340 600 1,500 1,750 1,290 310 3,250 1,200 1,350 2,200 4,000 2,200 780 580 770 150 520 350 800 390

300 700 400 400 700 1,100 900 600 550 250 400 200 350 300 430 545 80 1,680 2,400 1,350 1,100 1,150 1,000 1,100 1,450 1,100 1,200 1,300 1,950 2,600 950 550 700 480 450 750 1,600 900 200 1,300 350 270 1,500 340 600 1,500 1,750 1,290 310 3,250 1,200 1,350 2,200 4,000 2,200 1,200 770 930 150 520 350 800 390 300 90 270

90 270


1/

LíneadeTransmisión(LT) aisladaen400 kV,operacióninicial230kV. LT aisladaen400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2011. 3/ LT aisladaen400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2014. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad. 2/


Subestación

Cantidad Equipo1/

MazatlánII Banco 8 Chapultepec Banco 2 CañadaBanco 3 Tabasco Bancos1 y2 Ticul II Bancos2 y3 JardínBanco 1 (SF6) LasGloriasBanco 1 (SF6) TesistánBanco 5 EdznaBanco 1 Choacahui Banco 1 GuaymasCereso Banco 1 Hermosillo Cuatro Banco 4 ValledePueblaBanco 1 Centenario Banco 1 AmatlánII Banco 3 Anáhuac PotenciaBanco 2 DosBocasBanco 7 (SF6) PapantlaBanco 1 Cerro deOro Banco 1 GuadalajaraIndustrial Banco 1 El Mayo Banco 1 Comalcalco PotenciaBanco 1 Pantepec Banco 2 Guerreño Banco 1 Regiomontano Banco 1 LaMalincheBanco 1 Tepic II Banco 5 Huatulco PotenciaBanco 1 Lago Bco 1 y2 Playadel CarmenBanco 3 SeisdeAbril Bco 3 TorreonSur Bco 5 NiñosHeroesBco 3 (SF6) Querétaro I Banco 1 (Sustitución) ValledeTecománBanco 1 1/

T: Transformador; AT: Autotransformador. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

4 1 4 7 7 4 4 4 4 4 4 3 1 1 3 3 4 4 4 1 4 4 3 4 4 4 3 4 6 3 4 3 1 3 3

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

Capacidad Relación de (MVA) transformación 500 50 500 875 875 300 500 500 300 500 133 225 40 40 100 225 300 500 500 60 300 300 100 500 500 300 100 300 660 100 500 375 100 225 100

400 / 115 230 / 34.5 400 / 115 400 / 230 400 / 230 230 / 115 400 / 115 400 / 69 230 / 115 400 / 230 230 / 115 230 / 115 230 / 13.8 230 / 13.8 230 / 115 400 / 115 230 / 115 400 / 115 400 / 115 230 / 23 230 / 115 230 / 115 230 / 115 400 / 138 400 / 115 230 / 115 230 / 115 230 / 115 400/ 230 230 / 115 400 / 230 400/ 115 230/ 69 230 / 115 230 / 115

Inicio de operación Abr-10 Jun-10 Sep-10 Sep-10 Oct-10 Dic-10 Dic-10 May-11 May-11 Jun-11 Jul-11 Nov-11 Nov-11 Abr-12 May-12 May-12 May-12 Jun-12 Jun-12 Jul-12 Jul-12 Jul-12 Abr-13 Abr-13 Abr-13 May-13 Sep-13 Dic-13 Mar-14 Abr-14 Abr-14 May-14 Jun-14 Jun-14 Sep-14


Subestación El PalmarCEV IxtepecPotenciaCEV JuileMVAr EscárcegaCEV EscárcegaMVAr Ticul II MVAr TecnológicoCEV Choacahui MVAr LaPazCEV HuatulcoPotenciaMVAr Hermosillo5 MVAr SeisdeAbril MVAr Hermosillo5 MVAr Compensación 45 MVAr 2/ Compensación 36 MVAr 2/ Compensación31.5 MVAr 2/ Compensación 30 MVAr 2/ Compensación 30 MVAr 2/ Compensación22.5 MVAr 2/ Compensación 15 MVAr 2/ Compensación7.5 MVAr 2/ Compensación6MVAr 2/

Equipo CompensadorEstáticodeVAr 1/ CompensadorEstáticodeVAr 1/ Reactor CompensadorEstáticodeVAr 1/ Reactor Reactor CompensadorEstáticodeVAr 1/ Reactor CompensadorEstáticodeVAr 1/ Reactor Reactor Reactor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor

Tensión Capacidad(MVAr) (kV) 230 400 400 400 400 400 230 400 400 230 230 400 230 115 138 161 138 115 115 115 115 115

50.0/ 150.0 300.0/ 300.0 75.0 300.0/ 300.0 233.3 175.0 75.0/ 200.0 175.0 300.0/ 300.0 18.0 28.0 133.3 28.0 315.0 36.0 31.5 30.0 420.0 225.0 465.0 180.0 6.0

Iniciode operación May-10 Sep-10 Sep-10 Oct-10 Oct-10 Oct-10 Ene-11 Jun-11 Sep-11 Dic-13 Abr-14 Abr-14 Abr-14 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014 2010-2014

1/

Inductivo/capacitivo. Estos valores consideranla compensación capacitiva en derivación a instalarse enlas diferentes subestaciones del SEN. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad. 2/

Como parte de las acciones necesarias para garantizar la seguridad, integridad y confiabilidad del SEN, CFE ha implementado una red de telecomunicaciones con fibra óptica instalada sobre la red troncal de potencia, cuyo


principal objetivo es incrementar la seguridad del sistema eléctrico al per particularmente através delos sistemasdetele-protección y tele-control25. El uso principal de la red de fibra óptica es como medio decomunicación y operación del Sistema Eléctrico Nacional, con dosobjetivos primordiales: Operar la generación, transmisión y subtransmisión de energía eléctrica desde los centros de generación hasta los centros deconsumo; Incrementar la disponibilidad, confiabilidad, y seguridaddel SEN y mitigar riesgosasociados. Actualmente, y desdehacemás dediez años, la CFE cuenta con una rednacional de fibra óptica, que proporciona a lapropiaempresalosserviciosdecomunicacióndigitaldealtacapacidad,confiabilidadycalidadqueserequierenpara la seguridad y operación del Sistema Eléctrico Nacional, así como para los sistemas de información técnicoadministrativos de los procesos sustantivos de generación, transmisión, distribución, control y construcción. Hoy en día, seaprovechanmásde22 mil kilómetros delareddefibraópticaconquecuentaCFE. Las redes inteligentes o smart grid , permiten incorporar tecnología digital (sistemas de información y de comunicaciones) en cada etapa dela generación, transmisión, distribución y consumo de energía eléctrica con varios objetivos como reducir costos, mejorar eficiencias, minimizar impactos ambientales, expandir mercados y brindar mejores servicios. Al implementar los sistemas de generación con aplicaciones inteligentes de transmisión, distribución y consumo, la red inteligente resultante puede hacer posible el logro de importantes beneficios en capacidad, confiabilidad,gestióndelademandaasícomoofrecerun valoragregadoalosusuarios. La CFE contempla que en un tiempo razonablemente corto realizará una incorporación masiva de Tecnologías de Información yComunicaciones(TIC) alaoperacióneléctrica, lo cual lepermitirámejorarlaeficienciadesusprocesos mediante la implementación de plataformas tecnológicas que permitan integrar y automatizar su cadena de valor. Algunasdelasaplicacionesdelasredesinteligentessonlassiguientes: o o o o

o o

o o o o

25

Captura y secuestro de CO2 Gasificación integradacon ciclo combinado Diseñonuclearavanzado(reactoresgeneraciónIV) Gestión de activos (monitoreo remoto, sistemas expertos, mantenimiento predictivo, gestión tecnológica, ubicación geo-referenciada) Gestiónderiesgo Energíasrenovables Medición sincronizada defasores Sistemas inteligentes deprotección Subestacionesinteligentes Cabledealtatemperatura

Sistemas que deben ser capaces de actuar, verificando ambos extremos de la línea de conducción de energía y el estado de las subestaciones,enlapsosdetiempomedidosenmilisegundos, asegurandodeestamaneraelsuministrodeenergíaeléctrica.


o

o o o

Transmisión flexible de Corriente Alterna (automatización de compensación de reactivos y regulación de tensión) CorrienteDirectaenaltatensión Gestión deactivos Gestiónderiesgo

o    

Automatización de equipos Medicióndecalidaddelaenergía Monitoreo detransformadores Otrasaplicaciones

o     

Monitoreodeinterrupcióndeservicio Manejodefallas Balanceo decargas Lecturacentralizada Otrasaplicaciones

o    

Validacióndeconsumo Desconexión remota Balanceo decargas Otrasaplicaciones

o         

Redes locales domésticas Administración dela demanda Electrodomésticosinteligentes Integracióndecontrolesdeedificios Vehículos eléctricos híbridos Micro-almacenesdeenergía Generacióndistribuidaconrecursosrenovables Tarifas horarias apetición del cliente Etc.

Para el periodo 2011-2025, los recursos estimados para cumplir con el programa de expansión del sistema eléctrico nacional, ascienden a 1,264,838 millones de pesos de 2010 (véase cuadro 51). Esta cantidad considera los rubros de inversión en generación, transmisión, distribución, mantenimiento y otras inversiones. Incluye la


inversión arealizarse por medio delos esquemas deobra pública financiada, producción independiente deenergía, así comolainversiónpresupuestariadeCFE. La composición de la inversión total es la siguiente: 50.9% para generación, 16.0% para transmisión, 20.4% para distribución, 12.1% para mantenimiento y 0.6% para otras inversiones. Del total requerido, 22.1% corresponde a Obra Pública Financiada; 10.7% a Producción Independiente de Energía; 40.8% a obras presupuestales y el restante 26.4% a esquemas financieros aún por definir.

Concepto

Ciclos Combinados (PIE) Centrales eólicas (PIE) Inversión Privada (OPF)

Hidroeléctricas Geotermoeléctricas Ciclos Combinados Unidades Combustión Interna Rehabilitación ymodernización

Inversión Presupuestal

Hidroeléctricas Rehabili tacionesyModernizaciones

Obras con Esquema por definir

Nuevageneraciónlimpia Nuevastecnologías

Inversión Privada (OPF)

ProgramadeTransmisión


ProgramadeTransmisión ModernizacióndeTransmisión(ST yT) Modernizacióndesistemasdecontrol (CENACE) ModernizaciónÁreaCentral

Inversión Privada (OPF)

Programadesubtransmisión


Programadesubtransmisión Programadedistribución Modernizacióndedistribución ProgramadedistribuciónÁreaCentral

UnidadesGeneradoras(PIE) Obra presupuestal

UnidadesGeneradoras(CFE)

Obras con Esquema por definir

1

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2,504 7,162 17,207 2,161 495 9,160 1,679 3,712 1,582 160 1,422 -

8,066 12,244 25,313 1,077 106 13,350 1,640 9,140 1,446 272 1,174 -

10,097 2,102 8,641 1,531 656 5,504 456 494 1,579 415 1,164 -

4,440 5,188 10,467 3,734 1,488 4,667 578 1,013 383 630 -

14,541 10,481 8,897 4,518 435 3,850 94 1,201 563 638 -

8,007 7,886 14,374 4,481 1,155 8,178 560 1,137 523 614 4,104 232 3,872

5,923 16,034 4,612 1,037 10,244 141 1,083 435 648 11,460 3,704 7,756

4,964 16,642 4,699 434 10,120 1,389 1,082 433 649 13,552 11,859 1,693

1,052 25,093 6,083 945 17,919 146 1,327 686 641 36,549 31,705 4,844

19,807 5,029 1,304 13,455 19 1,201 482 719 60,291 49,238 11,053

14,038 5,094 8,676 268 1,377 633 744 68,404 64,223 4,181

6,534 4,115 2,405 14 1,120 454 666 54,722 41,901 12,821

7,086 3,267 3,819 940 273 667 49,362 41,324 8,038

2,327 1,322 1,005 774 64 710 25,858 16,170 9,688

696 696 4,657 2,230 2,427

59,594 45,063 192,460 51,723 8,055 112,352 6,984 13,346 17,558 5,776 11,782 328,959 262,586 66,373

2,684 2,684 5,677 944 3,456 586 691

4,430 4,430 7,658 1,235 4,843 611 969

4,073 4,073 9,574 2,911 4,994 670 999

2,129 2,129 11,728 4,855 5,128 719 1,026

6,490 6,490 8,476 2,164 4,604 787 921

5,362 5,362 6,797 1,787 3,458 860 692

4,305 4,305 6,913 1,435 3,789 931 758

3,012 3,012 7,002 1,004 4,156 1,011 831

3,540 3,540 7,725 1,180 4,557 1,077 911

5,105 5,105 8,819 1,702 4,998 1,119 1,000

6,136 6,136 9,796 2,045 5,483 1,171 1,097

7,533 7,533 11,007 2,512 6,016 1,276 1,203

5,436 5,436 11,059 1,812 6,606 1,320 1,321

3,758 3,758 11,321 1,253 7,252 1,366 1,450

2,522 2,522 11,764 840 7,965 1,366 1,593

66,515 66,515 135,316 27,679 77,305 14,870 15,462

2,093 2,093 18,276 1,920 6,354 5,500 4,502

2,820 2,820 19,263 2,754 6,156 5,408 4,945

1,768 1,768 20,281 4,102 6,021 5,514 4,644

127 127 19,404 3,303 6,056 5,442 4,603

1,654 1,654 14,637 551 6,157 3,453 4,476

2,024 2,024 14,757 675 6,203 3,453 4,426

2,683 2,683 15,160 894 6,347 3,453 4,466

2,835 2,835 15,445 945 6,649 3,453 4,398

2,653 2,653 14,940 884 6,306 3,453 4,297

1,676 1,676 15,627 559 6,870 3,453 4,745

45 45 14,324 15 6,723 3,453 4,133

33 33 14,677 11 6,614 3,453 4,599

51 51 14,943 16 6,898 3,453 4,576

208 208 14,087 69 6,703 3,000 4,315

100 100 11,930 34 6,761 503 4,632

20,770 20,770 237,751 16,732 96,818 56,444 67,757

1,952 6,702 6,702 431

1,952 6,723 6,723 444

1,974 6,890 6,890 457

1,989 7,203 7,203 471

2,013 7,162 7,162 485

2,024 7,468 7,468 500

2,036 7,661 7,661 515

2,038 7,917 7,917 530

2,040 8,074 8,074 85 546

2,040 8,342 8,342 85 562

2,040 8,578 8,578 184 579

2,040 8,769 8,769 578 596

2,040 8,872 8,872 693 614

2,040 8,599 8,599 1,496 632

2,040 8,675 8,675 1,825 651

30,258 117,635 117,635 4,946 8,013

Costos instantáneos de las obras (se excluyen los costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.9 pesos/ dólar. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

Total


140,000

Inversiónpresupuestal

Inversiónprivada

Inversionesconesquemapordefinir

120,000

100,000

80,000

60,000

40,000

20,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

1

Costos instantáneos de las obras (se excluyen los costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.9 pesos/ dólar. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

A continuación se presenta unacartera de proyectos que cuentan con estudios de factibilidad y estimaciones de costo,enlacual seconsideran: a) Proyectos típicos, con capacidades y tecnologías de generación disponibles comercialmente, como es el caso delascentralestermoeléctricasydeciclocombinado. b) Proyectos específicos, los cuales requieren de un diseño especial para el aprovechamiento de los recursos primarios. Es el caso delos proyectos hidroeléctricos, eoloeléctricos ygeotermoeléctricos.


Las principales características físicas y económicas de los proyectos típicos considerados en el análisis de la expansión del SEN se muestran en el cuadro 52.

Central Térmicaconvencional

Vidaeconómica Factordeplanta Usospropios (años) típico (%) 30 0.75 5.8 30 0.65 6.2 30 0.65 6.4 30 0.65 8.3

Turbogás1 Aeroderivadagas Aeroderivadagas Industrial gas Industrial gas F Industrial gasG Aeroderivadadiesel

41.9 102.2 84.4 186.9 266.3 39.4

37.67 40.67 29.85 33.14 35.57 37.67

30 30 30 30 30 30

0.125 0.125 0.125 0.125 0.125 0.125

1.3 2.2 1.2 1.2 1.1 1.6

Ciclo combinadogas1 1Fx1 2Fx1 3Fx1 1Gx1 2Gx1

281.9 565.5 849.2 400 799.8

51.08 51.24 51.30 52.76 52.86

30 30 30 30 30

0.80 0.80 0.80 0.80 0.80

2.2 2.2 2.2 2.0 2.1

Combustióninterna2

42.2 2 x18.4 3 x3.6

45.07 44.19 37.81

25 20 20

0.65 0.65 0.65

3.9 7.3 9.1

Carboeléctrica C. supercríticas/ desulfurador C. supercríticac/ desulfurador

2 x350 700 700

37.87 43.09 43.09

30 30 30

0.80 0.80 0.80

7.2 6.4 10.6

1400

34.54

60

0.90

3.5

Nuclear(ABWR) 1

Potencia Eficienciabruta (MW) (%) 2 x350 37.58 2 x160 36.39 2 x84 32.45 2 x37.5 30.69

La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de15°C, humedad relativade60% y presión atmosférica anivel del mar. 2 La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 15550:2002; ISO 3046-1:2002: temperatura ambiente de 25°C, humedadrelativade30%ypresiónbarométricade1.0 bar. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.


Asimismo, se incluyen los proyectos termoeléctricos actualmente en evaluación (véase cuadro 53). Estos representanunacapacidadadicionalde9,130 MW. Para hacer factible su construcción, se requieren varios estudios a fin deseleccionar el sitio así como el posible impacto ambiental. Con objeto de ubicar las centrales, se realiza la evaluación técnica de los insumos principales (disponibilidad del predio, interconexión al SEN, suministro de agua, combustible, e infraestructura de acceso); la evaluación económico-financiera (costos de inversión y operación); la evaluación social; así como los aspectos legales y la normatividad ambiental aplicable a cada sitio candidato, considerando siempre la mejor opción para el país.

Númerode unidades

Capacidadtotal factible (MW)

Observaciones

CC BajaCaliforniaIII (Ensenada)

1 x 294

294.0

Sitio LaJovita

CIBajaCaliforniaSurIII (Coromuel) CI BajaCaliforniaSurIV(Coromuel) CI GuerreroNegroIII CI GuerreroNegroIV CI SantaRosalíaII CI SantaRosalíaIII

1 x43 1 x43 2 x 5.5

43.0 43.0 10.8 7.0 15.0 11.0

Sitio SanFrancisco Sitio SanFrancisco SitioVizcaíno Sitio Vizcaíno, estudiosenproceso Sitio Mina Enproceso

Área

Proyecto

BajaCalifornia BajaCaliforniaSur

4 x3.63

Noreste

CC Noreste(Escobedo)

2 x 517

1,034.0

Escobedo,NuevoLeón

Noroeste

CC AguaPrietaII (híbrido) 1/

1 x 477

477.0

Sitio EjidoAguaPrieta

Norte

CC NorteII (Chihuahua) CC NorteIII (Juárez)

1 x 459 2 x 477

459.0 954.0

SitioElEncino En proceso

Occidental

ManzanilloI Repotenciación U1 ManzanilloI Repotenciación U2 ManzanilloII Repotenciación U1 ManzanilloII Repotenciación U2

760.0 760.0 760.0 760.0

CT ManuelÁlvarez CT ManuelÁlvarez CT Manzanillo II CT Manzanillo II

CogeneraciónSalamancafaseI Occidental I

1 x 470

470.0 470.0

SitioRefineríaSalamanca Enproceso

ValledeMéxicoII ValledeMéxicoIII Centro

1 x 601 1 x 601 1x600

601.0 601 600

CT Valle de México CT ValledeMéxico Enproceso

Central

1/

Incluye 10 MW decampo solar. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.


Por otra parte, de los proyectos hidroeléctricos, La Parota (450 MW) se encuentra en etapa de diseño y los proyectos deIxtayutla(530 MW) y Paso dela Reina (540 MW), en Oaxaca, seencuentran en etapadeestudio de factibilidad (véasecuadro 54). En el cuadro 55 se presentan los proyectos deampliaciones de capacidad en centrales hidroeléctricas.

Área

Proyecto

Ubicación

Noreste Noroeste Norte Norte Norte Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental

PAEB Monterrey 5 Guatenipa Urique LaMuralla Madera Jiliapan San Cristóbal MascotaCorrinchis MascotaEl Carrizo Amuchiltite Puerto Vallarta Pinihuán El Meco Arroyo Hondo LasCruces La Parota 2 SistemaXúchiles Reforma Colorado Cuanana El Tigre Independencia Atoyaquillo Tenosique(Kaplan) Co ainalá (Ka lan) 3 Omitlán Acala(Bulbo) Ixtayutla Paso delaReina Rehabilitación Bombaná Cosautlán SistemaHidroeléctrico Pescados El Pescado Ostutla

Nuevo León Sinaloa Chihuahua Durango Chihuahua Querétaro / Hidalgo Jalisco Jalisco Jalisco Jalisco Jalisco SanLuisPotosí SanLuisPotosí Jalisco Nayarit Guerrero Veracruz Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca Tabasco/ Chiapas Chiapas Guerrero Chiapas Oaxaca Oaxaca Chiapas Veracruz/ Puebla Veracruz Guerrero Guerrero

1

Númerode unidadesxpotencia porunidad1 2 x 100 2 x 50 2 x 42 2 x 68 2 x 200 2 x 40 2 x 37 2 x 17 2 x 85 1 x 18 1 x 14 1 x3 1 x3 2 x 38 2 x 240 2 x 225 2 x 67.5 2 x 30 2 x 40 2 x 19 2 x 35 2 x 17 3 x 140 3 x 75 2 x115 3 x 45 2 x 265 2 x 270 2 x 6.5 2 x 8.5 2 X 103

Capacidad total1 (MW) 200 100 84 136 400 80 74 34 170 18 14 3 3 76 480 450 54 135 60 80 38 70 34 420 225 230 135 530 540 13 120 17 206

Generación media anual (GWh) 292 263 242 296 700 536 146 51 446 97 76 24 23 220 796 1,313 436 197 263 350 166 307 149 1,930 489 789 277 1,596 1,572 66 100 401 99 690

Nivel de estudio4 F P P P F F P P P P P P P F F D F P P P P P P F F F F F F RM F F F F

Potenciaexpresadaalasalidadel generador. La potencia y generación incluyenla minicentral de la presareguladora Los Ilamos. 3 Consideralas condicionesactuales dela C. H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados. 4 P:Prefactibilidad;F: Factibilidad; D:Diseño;RM:Rehabilitación yModernización. 5 Parael casodeenergíadebaseexcedente, seproponenproyectos quepuedantransformarestaenergíaenenergíadepunta. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad. 2


Área

Proyecto

Númerodeunidadesx Ubicación potencia por unidad1

Central Noroeste Noroeste Occidental Occidental

VillitaAmpliación Ampliación Mocúzari Ampliación Oviáchic Ampliación Zimapán 2 Ampliación SantaRosa

Michoacán Sonora Sonora Hidalgo Jalisco

2 x 75 1 x7 1 x6 2 x 283 1 x 49

Generación Nivel de media anual1 estudio3 (GWh)

Capacidad1 (MW) 150.0 6.7 6.0 566.0 49.0

49.0 41.6 26.3 706.4 41.0

D F F D F

1

Lapotenciaygeneracióncorrespondenalaampliación. La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presaZimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14. 3 D: diseño F: factibilidad. Fuente:CFE. 2

Finalmente, en el cuadro 56 se presentan los proyectos geotermoeléctricos, eoloeléctricos y solares que se encuentran en etapa de estudio por parte de CFE. Dependiendo de su viabilidad, estos proyectos podrían incorporarse en los programas de expansión de capacidaden el corto plazo.

Área

Proyecto

Occidental Occidental Oriental BajaCalifornia BajaCalifornia BajaCalifornia Occidental Occidental

LosAzufresIII (FaseI) LosAzufresIII (FaseII) LosHumeros III NuevoLéonI NuevoLéonII SaltilloI CerritosColorados1aetapa CerritosColorados2aetapa

Noroeste Sur BCS Noroeste Noroeste Noroeste 1

Númerode unidades

Potenciapor Capacidad(MW) unidad(MW)

Entidadfederativa

Generación mediaanual (GWh)

Nivel de estudio1

1 1 2 1 1 1 1 2

50.0 25.0 2 x27 53.5 26.6 53.5 26.6 26.6

50.0 25.0 54.0 53.5 26.6 75.0 75.0 75.0

Michoacán Michoacán Puebla BajaCalifornia BajaCalifornia BajaCalifornia Jalisco Jalisco

398.4 186.2 396.1 398.4 186.2 398.4 186.2 372.3

F P F P P P P P

EólicoNoroeste EólicoSur BajaCaliforniaSur

n.d. n.d. n.d.

n.d. n.d. n.d.

100.0 100.0 30.0

Sonora-Chihuahua Chiapas- Oaxaca BajaCaliforniaSur

219.0 262.8 52.6

P P P

CampoSolarCC AguaPrietaII FotovoltaicoSantaRosalía Termosolar- geotérmicoCerroPrieto

n.d. n.d. n.d.

n.d. n.d. n.d.

10.0 1.0 50.0

Sonora BajaCaliforniaSur BajaCalifornia

26.3 2.6 87.6

L F P

F: factibilidad; P: prefactibilidad; n.d.: No disponible. Fuente:ComisiónFederal deElectricidad.

L: Enproceso delicitación.


ANEXO UNO

Escenario macroeconómico y supuestos básicos

Para el periodo de pronóstico, el escenario de Planeación se caracteriza por una tasa media de crecimiento anual (tmca) del Producto Interno Bruto (PIB) de3.5%. Los escenarios Alto y Bajo por tasas medias de crecimiento anual de4.2% y 2.8%.

En 2009, las tarifas eléctricas continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las residenciales (excepto la doméstica de alto consumo (DAC)), las agrícolas, las de bombeo de aguas potables y negras, y las de alumbrado público, se incrementaron mediante factoresfijos para recuperar la inflación. Lastarifasindustrialesdealtay media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial, la tarifa DAC, lo hacen automáticamente con factores variables que se determinan mensualmente, como función de las variaciones en el costo desuministro. En todos los casos, la proyección parael periodo depronóstico 2010 2025 del precio medio de los diferentes sectores deusuarios, se realiza con la proyección deajustes anuales. En un caso tarifas sujetas a movimientos derivados de la inflación el ajuste anual depende de las previsiones inflacionarias del periodo, expresadas en el Índice Nacional dePrecios al Consumidor. En este caso seha considerado unaligera racionalización de los subsidios sin quese alcance el equilibrio desu relación precio/ costo. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas del sector Residencial 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y del sector Agrícola 9CU y 9N. Asimismo la tarifa 6 debombeo de aguaspotablesy negras. En el otro caso tarifas sujetas a ajustes automáticos mensuales vinculados a los movimientos del costo de suministro el ajuste anual resulta de esas mismas previsiones inflacionarias del periodo y de los movimientos de los precios de combustibles. Ambos determinantes provienen de los escenarios económicos y de precios de combustiblespreparadospor laSENER. Para los tres escenarios, los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a la trayectoria de cada escenario económico y a los precios de los combustibles. En consecuencia, en los tres casos las relaciones precio/ costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de esos escenarios. Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios tanto del de los sectores subsidiados y el de los sectores sujetos al mecanismo deajuste automático el precio medio total aumenta en los tres escenarios parael periodo 2010-2025 con tasasmediasanualesde0.7%, 1.3% y 0.2%, en los escenarios dePlaneación, Alto y Bajo, respectivamente.


En la gráfica 59 se muestran los precios en dólares constantes de 2010 para el escenario de Planeación. Con relación al 2009, el precio del combustóleo nacional crece a una tasa media anual de 2.5% y el importado de 2.0%. Por su parte el gas natural aumenta 4.8% en promedio al año en el caso nacional y 5.0% el importado. Para los precios del carbón nacional, se estima un pequeño incremento medio anual del orden de 0.4% y para el importado un decremento anual medio de 0.1%.

18.0 17.0 16.0 15.0 14.0 13.0 12.0 11.0 10.0 9.0 8.0 7.0 6.0 5.0 4.0 3.0 2.0 1.0 0.0 2000

2005

2010

2015

2020

2025

Fuente: Sener y CFE.

Se utilizaron las cifras de población y vivienda particular habitada más recientes, elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). A partir de estas proyecciones y con datos oficiales del Instituto Nacional de


Estadística y Geografía (INEGI), se estimó la trayectoria de vivienda total, suma de viviendas individuales y colectivas, así como viviendas ocupadas o desocupadas. La proyección para el crecimiento de la población presenta una tmca de 0.6% durante el periodo de pronóstico. Y de 2.2% y 2.4% anual en promedio para las viviendas totales y las viviendas particulares habitadas. Estos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias: de 3.4 miembros en el 2009 a sólo 2.5 habitantes por vivienda particular habitada en el 2025.

Las proyecciones de autogeneración se determinaron de acuerdo con los trabajos que realiza año con año el Grupo de Trabajo de Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. En este Grupo se analizaron los proyectos de autogeneración con mayor probabilidad de llevarse a cabo, tanto de empresas públicas como del sector privado, destacando por su capacidad e importancia estratégica, los proyectos de Nuevo Pemex, GDC Generadora y los proyectos eólicos de temporada abierta en el Istmo de Tehuantepec. Adicionalmente, por parte de CFE se propuso un programa de adiciones de capacidad de autoabastecimiento con energías renovables a partir de 2015. Dicho programa considera bloques anuales de capacidad que se agregan al programa establecido en el Grupo de Trabajo, los cuales sólo consideran los proyectos con permiso ante la CRE y que en su evaluación arrojaron una alta probabilidad de realización. Las adiciones de los bloques de energía renovable representan una capacidad de 3,000 MW.

A partir de la estimación del consumo nacional de energía eléctrica, se descuenta de éste la energía correspondiente al ahorro estimado por la implementación de las acciones y estrategias de abatimiento establecidas en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2007-2012 (Pronase). El cálculo de tal ahorro está fundamentando en una hipótesis del nivel de éxito en las áreas de oportunidad en las que se pretende capturar el potencial de ahorro en el consumo de electricidad. En ese sentido, se plantearon tres escenarios de ahorro que consideran los cinco usos de la energía eléctrica indicados en Pronase: iluminación, equipos de hogar y de inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores industriales y bombas de agua agrícolas y de servicio público. Asimismo, se considera su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: residencial, comercial, servicios, agrícola, empresa mediana y gran industria. Como resultado, en el escenario de planeación la trayectoria del ahorro representaría 37.5 TWh en el año 2025, correspondiente al 9.2% de una suma total de ventas más autoabastecimiento sin ahorro de 408.4 TWh estimada inicialmente para ese año 2025.

Bajo el supuesto de un éxito significativo en el desarrollo de las acciones establecidas en la Estrategia Nacional de Energía para la reducción de las pérdidas no técnicas de energía eléctrica, a saber: 1) asignación oportuna de recursos


financieros y físicos; 2) incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la administración de la demanda como redes y medidores inteligentes; y 3) modificación del marco legal para tipificar el robo de energía eléctrica como delito federal grave; en el Escenario de Planeación se ha estimado que en 2025 se alcanzará un total de energía recuperada en la facturación de 29.8 TWh.

En el caso de las cargas reprimidas, es decir, solicitudes de servicio no atendidas por la extinta LyFC, a las que se les proporcionará el servicio en un plazo máximo de dos años, para los tres escenarios se estiman alrededor de 4 TWh para los tres escenarios.


ANEXO DOS

Model os econométricos sectorial es para l a proyección del mercado el éctrico

SAT

Donde: UR=Númerodeusuariosdel sectorresidencial VT =Númerodeviviendastotales(particularesycolectivas;ocupadasydesocupadas) SAT=Coeficientedesaturacióndeusuarios=URt/ VTt RSAT =(1-SATt)/ SATt T =Tiempo VISAT =Variable indicadora deun ajuste deerror

Donde: VU =Ventas porusuario del sector residencial SAT=Coeficientedesaturacióndeusuarios=URt/ VTt CP/ VT =Consumo privado por vivienda total P =Precio delaelectricidad en el sector residencial PRED =Relación del índice deprecios de los electrodomésticos del INPC respecto al INPC global (2003=100) T =Tiempo

Donde: U =Númerodeusuariosdelsector comercial UR=Númerodeusuariosdel sectorresidencial CP/ VT =Consumo privado por viviendatotal T =Tiempo


Donde: VU =Ventas por usuario del sector comercial CP/ VT =Consumo privado por viviendatotal P =Precio dela electricidad en el sector comercial T =Tiempo

Donde: V =Ventas del sector alumbrado público PIB =Producto InternoBruto global P =Precio dela electricidad en el sector alumbrado público UR=Númerodeusuariosdel sectorresidencial

Donde: U =Usuarios del sector bombeo deaguas negras y potables PREL =Precio de la electricidad en el sector bombeo/ precio de la electricidad en el sector de empresa mediana UR=Númerodeusuariosdel sectorresidencial 1/ T =Recíproco del tiempo

Donde: VU =Ventas por usuario del sector bombeo de aguasnegras y potables CP/ VT =Consumo privado por viviendatotal P=Preciodelbombeodeaguasnegrasypotables T =Tiempo VIVUB =Variable indicadora por migración deusuarios

Donde: V=Ventasenel sectortemporal


FBKF =Formaciónbrutadecapital fijo P =Precio enel sector temporal

Donde: V =Ventastotales PIB =Producto InternoBruto global PIMA =PIB de la industria manufacturera PEC =Precio en el sector empresa mediana/ precio del combustóleo T =Tiempo

Donde: CE =Consumo del modelo del sector de gran industria =ventas del sector público de Gran Industria (GI) + autoabastecimiento cargasimportantes GI Cargas importantes=Sersiinsa, Hylsa ylos acueductos CutzamalayTijuana Mexicali PIB =Producto InternoBruto global PIBDI =PIB delos giros económicos intensivos en el consumo deelectricidad PIBMQ =PIB delos giros económicos demaquinaria y equipo K =Acervo decapital fijo bruto (total Banxico 59 ramasdeactividad) PIB/K =Relación producto/ capital PEG=Precioenel sector granindustria/precio del gasnatural PEC =Precio en el sector granindustria/precio del combustóleo T =Tiempo

Donde: U =Usuarios del sector bombeo agrícola P =Precio enel sector bombeo agrícola SCR=Superficiecosechadaderiego T =Tiempo VIVUG=Variableindicadoradereclasificación deusuarios


Donde: VU =Ventas por usuario del sector sector bombeo agrícol rícola a PLU PLU =Preci =Precipi pitación pluvial vial enel prim primer semestre del año P=Preci =Precio omediorealdelkWhenelsector debombeoagrícol rícola a SCR/ U =Sup =Superfici erficie e cosechadaderieg riego por usuario rio del sector ctor bombeo agrícol rícola a

Fuente:CFE. CFE.


ANEXO TRES

Ta T abl as r egional es Noroes Noroeste

Hermos Hermosillo illo Nacozari Obregón Los Mochis

Norte Norte

Culi Cul iacán Mazat azat lán Juá rez rez Moctezuma Chihuahua

Laguna Noreste

Durango Rí o Escondido Nuevo Laredo Monterrey Saltillo Reynosa Matamoros Tamazunchale Huasteca Valles

Occidental Occidental

Guadalajara Guadalajara Tepic Manzanillo Aguascalientes San Luis Potosí Salamanca Quer Queré é t aro aro

Carapan

Lá zaro zaro Cárdena rd enas s

Pto. Peñasco Nogales Hermos o Cananea Nacozar Guaymas Cd. Obregón Navooa El Fuerte LosMoc s Guasave Cua Cu ac n Mazatlán Cd.Juárez Moctezuma Nvo. CasasGrandes C ua ua Cuauhtémoc Delicias Camargo Parral Torre n Gómez Palacio Durango Piedras PiedrasNegras NuevaRosita Ro Escon o NuevoLaredo Monterrey Monclova Cerralvo Sat o Reynosa R oBravo Matamoros Tamazunc ae Altamira Tampico C . V ctora Cd.Valles Mante RíoVerde Guadalajara C . Guzman Tepic PuertoVa arta Manzanillo Colima Zacatecas Aguascalientes Le n SanLuisPotosí Mate uaa Irapuato Guanajuato Saam Saamanca Celaya Quer taro SanLuis Luis de laPaz laPaz SanJuandelRío Uruapan Morelia Zamora Apatzingan P tzcua tzcuaro LázaroCárdenas Infiernillo

Fuente:Comisión isiónFederal deElectricidad Electricidad.

Cd. de México Toluca Cuernavaca Tula Pac uca Orie riental ntal Poza oza Rica ica PozaRica Xalapa Tuxpan Veracruz Veracruz Boca e Ro Puebla Puebla Te uac n SanMartínTexmelucan Tlaxcala Cuaut a Acapulco Acapulco C pancngo Zihuatanejo Temascal Orizaba Oaxaca Juchitán Huatuco PuertoEscondido Sa naCruz Coatzacoalcos Coatzacoalcos Minatitlán Grijalva San Crsto Crsto a TuxtlaGutiérrez Tapac ua Tabasco Cárdenas Macuspana V a ermosa Penins ninsular ular Lerm Lerma a Escárcega C ampot n Campeche C . e Carmen Mé rida Mérida Motul T cu Cancún Cancún Va a o Cozumel Tizimín Chetumal C etuma Baja California Mexicali Mexicali San Luis Luis Rí o Colora Col orado do San Lus Ro Coora o Tijuana Tiju juana Tecate Ensenada Ensena a BCS Vill Villa a Constitu titución CiudadConstitución nstitución La Paz LaPaz Los Cabos Cabo San Lucas SanJos e Ca o Centra tral

Centra tral


7

4 5 8

6

3

9 1 2

Fuente:Comisión isiónFederal deElectricidad Electricidad.


tmca 2009 1999-2009 (%) (%) 2.4 -0.9

Área

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

Variación(%)

5.7

7.2

1.2

2.0

0.5

2.0

4.0

3.3

3.0

1.9

Noroeste Variación(%)

10,541 5.2

11,015 4.5

11,259 2.2

11,229 -0.3

11,699 4.2

12,312 5.2

12,974 5.4

13,356 2.9

13,907 4.1

13,959 0.4

14,131 1.2

3.0

Norte

Variación(%)

11,701 5.3

12,651 8.1

13,197 4.3

13,576 2.9

13,882 2.3

13,413 -3.4

14,112 5.2

14,427 2.2

14,833 2.8

14,784 -0.3

15,260 3.2

2.7

Variación(%)

25,629 7.9

27,565 7.6

27,773 0.8

28,633 3.1

27,006 -5.7

27,975 3.6

29,085 4.0

30,464 4.7

30,753 0.9

31,435 2.2

30,832 -1.9

1.9

Occidental Variación(%)

31,724 6.7

34,049 7.3

33,758 -0.9

34,858 3.3

35,454 1.7

36,205 2.1

37,585 3.8

38,884 3.5

40,538 4.3

41,318 1.9

40,138 -2.9

2.4

Central - CFE Variación(%)

2,645 4.7

2,669 0.9

2,684 0.6

2,762 2.9

2,768 0.2

2,759 -0.3

3,017 9.4

2,959 -1.9

2,967 0.3

3,004 1.2

3,079 2.5

1.5

Central - ExtintaLFC Variación(%)

27,563 4.0

29,422 6.7

29,611 0.6

29,233 -1.3

28,859 -1.3

29,036 0.6

29,474 1.5

29,693 0.7

30,012 1.1

30,361 1.2

30,115 -0.8

0.9

Subtotal Central Variación(%)

30,208 4.1

32,091 6.2

32,295 0.6

31,995 -0.9

31,627 -1.2

31,795 0.5

32,491 2.2

32,652 0.5

32,979 1.0

33,365 1.2

33,194 -0.5

0.9

Oriental

Variación(%)

22,983 2.9

24,439 6.3

24,742 1.2

25,576 3.4

25,628 0.2

25,976 1.4

27,304 5.1

28,163 3.1

29,161 3.5

29,864 2.4

29,728 -0.5

2.6

Peninsular Variación(%)

4,169 5.3

4,525 8.5

4,869 7.6

5,125 5.3

5,431 6.0

5,741 5.7

5,893 2.6

6,341 7.6

6,952 9.6

7,462 7.3

7,675 2.9

6.3

BajaCalifornia Variación(%)

7,020 10.6

7,939 13.1

8,195 3.2

8,115 -1.0

8,519 5.0

8,868 4.1

8,981 1.3

9,622 7.1

9,755 1.4

9,944 1.9

9,720 -2.2

3.3

BajaCaliforniaSur Variación(%)

944 9.4

995 5.4

1,026 3.2

1,007 -1.9

1,052 4.5

1,131 7.5

1,239 9.5

1,365 10.2

1,481 8.5

1,665 12.4

1,719 3.2

6.2

Pequeños Sistema temas 2 Variación(%)

77 8.0

80 4.0

90 12.9

89 -1.4

86 -3.4

93 8.1

93 0.0

97 4.3

110 13.4

118 6.8

120 2.5

4.6

Exportación

131

195

271

344

953

1,006

1,291

1,299

1,451

1,452

1,249

25.3

Noreste

1

No incluyeautoabastecimiento. Sistem temasaislados ladosqueabastecenapequeñasopoblaciones cionesalejada jadasdela larednacional. Fuente:Comisión isiónFederal deElectricidad Electricidad. 2


1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

tmca(%) 1999-2009

7,020 944 7,167 3,374

7,939 995 7,497 3,518

8,195 1,026 7,546 3,713

7,678 1,007 7,783 3,886

8,050 1,051 8,089 4,080

8,391 1,130 8,514 4,276

8,496 1,239 9,022 4,438

9,105 1,365 9,073 4,802

9,223 1,481 9,489 4,952

9,409 1,665 9,305 5,188

9,155 1,717 9,207 5,486

2.7 6.2 2.5 5.0

6,847 7,748 2,155 13,000 6,654

7,493 8,299 2,289 13,946 7,209

7,609 8,753 2,269 13,880 7,478

7,783 8,958 2,334 14,421 7,367

8,053 8,741 2,347 12,806 7,288

8,132 8,229 2,461 13,034 7,565

8,772 8,373 2,599 13,702 7,775

9,120 8,552 2,549 14,537 8,085

9,330 8,690 2,723 14,718 8,183

9,188 8,929 2,740 15,084 8,219

9,145 9,119 2,712 14,935 8,287

2.9 1.6 2.3 1.4 2.2

Aguascalientes Colima Guanajuato Jalisco Michoacán Nayarit Querétaro SanLuis Potosí Zacatecas

1,898 1,284 5,668 7,945 6,537 549 3,921 3,624 1,375

2,092 1,345 6,278 8,492 6,891 577 4,178 3,920 1,419

2,138 1,249 6,335 8,711 6,074 614 4,313 3,985 1,490

1,817 1,289 6,818 9,520 6,320 818 3,184 4,124 1,680

1,792 1,163 6,817 9,554 6,913 850 3,106 4,355 1,692

1,826 1,215 7,023 9,625 7,402 910 3,265 4,693 1,492

2,043 1,340 7,575 10,049 7,072 972 3,375 4,821 1,596

2,152 1,426 7,914 10,462 7,274 1,039 3,409 4,934 1,639

2,210 1,482 8,252 10,752 7,590 1,098 3,581 5,050 1,693

2,187 1,516 8,637 10,955 7,657 1,181 3,651 5,044 1,727

2,147 1,529 9,103 11,135 5,974 1,253 3,632 4,656 1,994

1.2 1.8 4.9 3.4 -0.9 8.6 -0.8 2.5 3.8

Distrito Federal Hidalgo México Morelos Puebla Tlaxcala

12,496 2,523 14,477 1,731 5,783 1,229

13,251 2,742 15,349 1,965 6,068 1,358

13,638 2,731 15,162 1,970 6,075 1,417

13,187 3,247 15,201 1,973 6,203 1,469

13,252 3,274 14,732 1,993 6,244 1,474

13,296 3,014 14,868 2,015 6,218 1,595

13,367 2,959 15,441 2,117 6,462 1,765

13,376 3,105 15,449 2,161 6,636 1,821

13,551 3,141 15,649 2,252 6,909 1,848

13,945 3,151 15,557 2,336 7,236 1,770

14,037 3,067 15,241 2,370 6,803 1,614

1.2 2.0 0.5 3.2 1.6 2.8

Campeche Chiapas Guerrero Oaxaca QuintanaRoo Tabasco Veracruz Yucatán

583 1,306 1,896 1,273 1,658 1,650 8,676 1,928

627 1,397 2,018 1,377 1,859 1,870 8,974 2,039

692 1,522 2,127 1,482 2,010 2,017 8,727 2,167

737 1,759 2,291 1,995 2,170 2,056 8,824 2,214

815 1,820 2,399 2,014 2,288 2,138 8,780 2,328

846 1,912 2,469 2,083 2,457 2,301 8,721 2,438

889 2,038 2,574 2,142 2,473 2,399 9,248 2,531

918 2,116 2,622 2,171 2,770 2,481 9,559 2,652

966 2,241 2,733 2,180 3,220 2,605 9,802 2,765

1,032 2,381 2,660 2,304 3,540 2,724 9,979 2,898

1,114 2,530 2,719 2,397 3,596 2,952 9,798 2,974

6.7 6.8 3.7 6.5 8.0 6.0 1.2 4.4

70 1 6

72 1 6

82 1 7

80 2 7

76 3 7

82 3 8

82 3 8

86 3 8

98 3 8

107 4 7

109 5 7

4.5 13.2 2.1

Región BajaCalifornia BajaCaliforniaSur Sonora Sinaloa Chihuahua Coahuila Durango NuevoLeón Tamaulipas

Norte Sur Importación



Aplicación Tipo de Usuario

1 l

a i c n e d i s e R

l a i c r e m o C l a r o p m e T s o c i l b ú p s o i c i v r e S

5

a l o c í r g A

Tarifa

Tensión de suministro

1

Baja

1A

Baja

1B

Baja

1C

Baja

Por energía en tres niveles: - Básico - Intermedio 2 - Excedente

l a n o i c a t s E

X

X

X

X

X

X

1D

Baja

X

X

1E

Baja

X

X

1F

Baja

X

X

DAC

Baja

Fijo y por energía

X

X

2

Baja

Fijo y por energía en tres niveles

3

Baja

7

Baja

5

Baja/media

5-A

Baja/media

6

Baja/media

9

Baja

4

a i r a r o H

e l b i p m u r r e t n I

Política de precios administrados

X

9M

Media Baja/media

Política de precios administrados.

X Fijo y por energía Por energía con cuatro niveles

Servicio al que se aplica

Particularidades

Uso exclusivamente doméstico, para cargas que no sean consideradas de alto consumo de acuerdo con la t arifa DAC, conectadas individualmente a cada vivienda.

25°C7. Localidades con tmmmv de 28°C Localidades con tmmmv de 30°C Localidades con tmmmv de 31°C Localidades con tmmmv de 32°C Localidades con tmmmv de 33°C

Uso exclusivamente doméstico, individualmente a c ada vivienda Ajuste mensual automático considerada de alto consumo o que por las c aracterísticas del servicio así se requiera. que considera las variaciones en los precios de los combustibles, así Demanda hasta de 25 kW Cualquier uso, excepto aquellos para como la variación de un los cuales se fija específicamente su índice de precios productor tarifa. que se construye como Demanda de más de 25 kW promedio ponderado de seis divisiones seleccionadas de la industria manufacturera y Cualquier uso temporal, exclusivamente donde y cuando la capacidad la división construcción. de las instalaci ones del suministrador permitan prestar el servicio.

Por energía

9-CU

Ajuste mensual

Localidades con tmmmv6 de

Por demanda y energía

Servicio a semáforos, alumbrado público y ornamental por temporadas, de calles, plazas, parques y jardines públicos

En las zonas conurbadas del Distrito Federal, Monterrey y Guadalajara. En todo el país excepo las circunscripciones que rige la tarifa 5.

Servicio público de bombeo de agua potable y aguas negras. X

Bombeo de agua utilizada en el riego de tierras dedicadas al cultivo de productos agrícolas y alumbrado local

X

Tarifa de estímulo, a solicitud del usuario.

X Política de precios administrados. Por energía

9-N

Baja/media

X

O-M

Media

X

X

H-M

Media

X

X

X

H-MC

Media

X

X

X

O-MF

Media

X

X

H-MF

Media

X

X

H-MCF

Media

X

Operación de los equipos de bombeo y rebombeo de agua para riego agrícola por los sujetos productivos inscritos en Tarifa de estímulo nocturna, a el padrón de beneficiarios. solicitud del usuario.

Servicio general en media tensión, con demanda menor a 100 kW. Ajuste mensual automático Cualquier uso, suministrado en media tensión y con demanda de 100 que considera las kW o más. variaciones en los precios de los combustibles así como la variación de un Servicio general en media tensión para corta utili zación. Aplic a en las índice de precios productor regiones Baja California y Noroeste, con demanda de 100 kW o más. de siete divisiones económicas. n.a.

Servicio general en media tensión con cargos fijos, c on demanda menor a 100 kW. Aplica sólo para los usuarios que soliciten inscribirse en este servicio.

X

n.a.

Servicio general en media tensión con cargos fijos, c on demanda de 100 kW o más. Aplica sólo para los usuarios que soliciten inscribirse en este servicio.

X

X

n.a.

Servicio general en media tensión para corta utili zación. Aplic a en las regiones Baja California y Noroeste, con demanda de 100 kW o más, siempre que el usuario solicite este servicio.

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

n.a.

X

X

X

n.a.

X

X

X

n.a.

X

X

X

n.a.

Media

X

X

X

3

Media

X

X

X

HM-RM

Media

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

X

Falla

X

X

X

Mantenimiento programado

3

H-S

H-SL

3

3

H-T

l a i r t s u d n I

Cargos

l a n o i g e R

H-TL

3

H-SF

3 3

H-SLF H-TF

3

H-TLF

3

HM-R HM-RF

HS-R HS-RF

3

HS-RM

3

3

HT-R

HT-RF

3

HT-RM

3

Por demanda y energía

Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel transmisión Alta, nivel transmisión Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel transmisión Alta, nivel transmisión

Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel subtransmisión Alta, nivel transmisión Alta, nivel transmisión Alta, nivel transmisión

Fijo, por demanda y energía. Aplic a en el servicio de respaldo para falla y mantenimiento

Ajuste mensual automático que considera las variaciones en los precios de los combustibles así como la variación de un índice de precios productor de siete divisiones económicas.

Servicios que por las características de su demanda soliciten inscribirse en este servicio.

Ajuste mensual automático que considera las variaciones en los precios de los combustibles, así Servicios de respaldo a productores como la variación de un externos, que por las características índice de precios productor de utilización de su demanda soliciten que se construye como inscribirse en este servicio promedio ponderado de seis divisiones seleccionadas de la industria manufacturera y la división construcción.

Falla y mantenimiento, con demanda de 500 kW o más Falla, con demanda de 500 kW o más Mantenimiento programado, con demanda de 500 kW o más Falla y mantenimiento Falla Mantenimiento programado Falla y mantenimiento


1

La aplicación de estas tarifas en cada región depende dela temperatura mínima promedio en verano. En el caso de la tarifa 1, ésta se aplica anivel nacional todo el año, mientras que la tarifa DAC se aplica únicamente cuando el consumo mensual promedio del usuario es superior a al límite superior de alto consumodefinidoparacadalocalidadyparacadatarifadomésticacontratada. 2

Cuando el consumo mensual es mayor a1,200 kWh, en la tarifa 1F se aplican cuatro niveles, al dividirseel rango intermedio en bajo y alto.

3

EnlaregiónBajaCaliforniaduranteel verano(del 1º demayoal sábadoprevioalúltimodomingodeoctubre),seaplicanlos siguientesperiodoshorarios: intermedio, semipunta y punta. 4

Tarifas I-15 e I-30 para bonificación de demanda interrumpible.

5

El 21dediciembrede2007sepublicóenelDiarioOficial delaFederaciónunacuerdoqueestableceuncargode40 centavosporkWhenlatarifa9-CU, así como cargosde 40 y 20 centavos por kWhparalos consumos diurnos y nocturnos, respectivamente, en la tarifa 9-N. 6

Temperaturamediamensualmínimaenverano.

7

Seconsideraráqueduranteunañoalcanzóellímiteindicadocuandoregistrelatemperaturamediamensual durante dosmesesconsecutivosomás,según los reportes elaborados por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales. Fuente:CFE.


No. Nombredela central

Municipio

10 E Novi o PutarcoEíasCa es 11 Comedero (Raúl J. Marsal) 12 Bacurato 14 Huites (LuisDonaldoColosio) 30 PuertoLi erta 31 GuaymasII CarosRo ríguez Rivero 32 MazatlánII (JoséAcevesPozos) 33 Presi enteJuárez 36 TopolobampoII (JuandeDiosBátiz) 40 Cerro Prieto 42 SanCarlos (AgustínOlacheaA.) 43 BajaCai orniaSur I 52 PuntaPrietaII 56 E Fuerte 27 eSeptiem re 60 Humaya 65 Hermosillo 66 Hermosi o PIE 67 TresVírgenes 82 Mexicai PIE 84 NacoNogales( PIE )

Soyopa Sonora Cosalá Sinaloa Sinaoa eLeyva Sinaoa Choix Sinaloa Pitiquito Sonora Guaymas Sonora Mazatlán Sinaloa Rosarito BajaCai ornia Ahome Sinaloa Mexicai BajaCai ornia SanCarlos BajaCaliforniaSur LaPaz BajaCai orniaSur LaPaz BajaCaliforniaSur E Fuerte Sinaoa Ba iraguato Sinaoa Hermosillo Sonora Hermosi o Sonora Mulegé BajaCaliforniaSur Mexicai BajaCai ornia AguaPrieta Sonora

HID HID HID HID TC TC TC TC/ CC TC GEO CI CI TC HID HID CC CC GEO CC CC

n.a. n.a. n.a. n.a. COM COM COM GAS COM n.a. COM yDIE COM yDIE COM n.a. n.a. GAS GAS n.a. GAS GAS

Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste BajaCai ornia Noroeste BajaCai ornia BajaCalifornia BajaCai ornia BajaCalifornia Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Aislados BajaCai ornia Noroeste

24 26 27 28 29 38 39 45 46 50 68 69 72 73 75 76 77 78 79 80 83 85 89

Atamira RíoBravo Delicias C . Juárez Lerdo RíoEscon i o Nava C . Juárez Pesquería Gómez Paacio Acuña Chihuahua RamosArizpe Gómez Palacio Va eHermoso ValleHermoso Va eHermoso S. N. Garza Atamira Atamira Juárez Atamira Tamazunchale

TC CC/ TC TC TC TC CAR CAR CC CC/ TG CC HID CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC CC

COM yGAS COM yGAS COM yGAS COM yGAS COM K K GAS GAS GAS n.a. GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS

Atamira Río Bravo EmiioPortesGi FranciscoVilla Samaayuca Lerdo (GuadalupeVictoria) Río Escon i o JoséLópez Porti o CarbónII SamaayucaII HuinaláI yII Gómez Paacio LaAmista El Encino (ChihuahuaII) Sati o PIE LaLagunaII ( PIE ) Río Bravo II PIE Río Bravo III ( PIE ) Río Bravo IV PIE MonterreyIII ( PIE ) Atamira II PIE Atamira III yIV PIE ChihuahuaIII ( PIE ) AtamiraV PIE Tamazunchale

Entidadfederativa

Tamauipas Tamauipas Chihuahua C i ua ua Durango Coa uia Coahuila C i ua ua NuevoLeón Durango Coa uia Chihuahua Coa uia Durango Tamauipas Tamaulipas Tamauipas NuevoLeón Tamauipas Tamauipas Chihuahua Tamauipas SanLuisPotosí

Tecnología Combustible Áreadecontrol CFE Númerode unidades generadoras

Capacidad Generación Factor efectiva bruta deplanta MW GWh (%)

3 2 2 2 4 4 3 11 3 13 3 2 3 3 2 2 1 2 1 1

135 100 92 422 632 484 616 1,093 320 720 104 79 113 59 90 227 250 10 489 258

434 355 316 911 2,382 1,488 2,576 4,310 1,583 4,880 651 504 616 350 318 1,567 2,025 37 2,261 2,092

36.7 40.5 39.2 24.7 43.0 35.1 47.7 45.0 56.5 77.4 71.3 73.0 62.5 67.2 40.4 78.8 92.5 42.8 52.8 92.6

Noreste Noreste Norte Norte Norte Noreste Noreste Norte Noreste Norte Noreste Norte Noreste Norte Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Norte Noreste Noreste

4 4 5 2 2 4 4 6 8 3 2 5 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1

800 511 300 316 320 1,200 1,400 522 978 200 66 619 248 498 495 495 500 449 495 1,036 259 1,121 1,135

1,634 264 1,010 617 1,346 8,707 8,179 4,340 4,623 1,163 85 4,541 1,815 3,767 2,924 2,194 2,725 3,597 3,689 6,779 1,665 8,214 8,086

23.3 5.9 38.4 22.3 48.0 82.8 66.7 95.0 54.0 66.4 14.7 83.7 83.7 86.4 67.4 50.6 62.2 91.5 85.1 74.7 73.4 83.6 81.3

8 Vi ita JoséMaríaMoreos 13 AguamilpaSolidaridad 15 AguaPrieta VaentínGómez Farías 20 Manzani o Manue varez Moreno 21 ManzanilloII 22 Saamanca 23 VilladeReyes 49 E Sauz 53 Azufres 55 Cupatitzio 58 Cóbano 61 Lerma Tepuxtepec 62 SantaRosa Manue M. Diéguez 74 Colimilla 81 E Sauz Bajío PIE 90 El Cajón(LeonardoRodríguez Alcaine)

LázaroCár enas Mic oacán Tepic Nayarit Zapopan Jaisco Manzani o Coima Manzanillo Colima Saamanca Guanajuato VilladeReyes SanLuisPotosí P. Esco e o Querétaro Cd. Hidalgo Michoacán Uruapan Mic oacán G. Zamora Michoacán Contepec Mic oacán Amatitán Jaisco Tonalá Jalisco S. Luis e aPaz Guanajuato SantaMaríadel OroNayarit

HID HID HID TC TC TC TC CC GEO HID HID HID HID HID CC HID

n.a. n.a. n.a. COM COM COM yGAS COM GAS n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. GAS n.a.

Centra Occidental Occi enta Occi enta Occidental Occi enta Occidental Occi enta Occidental Occi enta Occidental Centra Occi enta Occidental Occi enta Occidental

4 3 2 4 2 4 2 7 15 2 2 3 2 4 1 2

300 960 240 1,200 700 866 700 603 195 72 52 74 61 51 495 750

921 1,366 197 3,400 3,891 400 3,092 4,260 1,498 386 238 221 172 2 4,162 569

35.1 16.2 9.4 32.3 63.5 5.3 50.4 80.7 87.9 60.8 52.2 34.0 32.1 0.4 96.0 8.7

9 16 17 18 19 54 59 63 91

J. Gain o Zimapán Tua Acoman Tutitán Tatauquitepec Chignautla Zi uateuta Cuautlancingo

Pue a Hidalgo Hi ago Esta o eMéxico Esta o eMéxico Pue a Puebla Pue a Puebla

HID HID TC/ CC TCyCC TC/ TG HID GEO HID CC

n.a. n.a. COM yGAS GAS GAS n.a. n.a. n.a. GAS

Centra Occidental Centra Centra Centra Orienta Oriental Centra Oriental

10 2 11 10 8 4 8 3 3

109 292 2,065 1,087 362 220 35 37 382

312 1,167 8,514 6,065 286 549 325 135 235

32.7 45.6 47.1 63.7 9.0 28.5 105.9 41.6 7.0

V. Carranza Chicoasén Tecpatán Ostuacán SanMiguel Apaxta LaUnión Tuxpan Campeche Méri a Valladolid o ucero LaUnión Palizada Me e ín Tihuatlán Méri a Mérida Tuxpan Tuxpan Tuxpan Va a oi Juchitán

C iapas Chiapas C iapas C iapas Oaxaca Guerrero Guerrero Veracruz Campeche Yucatán Yucatán eracruz Guerrero Campeche Veracruz Veracruz Yucatán Yucatán Veracruz Veracruz Veracruz Yucatán Oaxaca

HID HID HID HID HID HID HID TC/ TG TC TC/ TG TC/ CC

n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. n.a. COM yGAS COM COM yGAS COM yGAS

Orienta Oriental Orienta Orienta Oriental Orienta Central Orienta Peninsular Peninsuar Peninsular rena 2 COM yK Occi enta GAS Peninsular GAS Orienta COM Oriental COM yDIE Peninsuar GAS Peninsular GAS Orienta GAS Oriental GAS Orienta GAS Peninsuar n.a. Oriental

5 8 6 4 6 3 6 7 4 3 5

900 2,400 1,080 420 354 600 1,040 2,263 150 198 295 , 2,100 252 452 117 79 484 495 983 495 525 85

2,299 4,725 3,107 1,493 1,213 822 2,140 7,220 609 1,035 1,807 , 12,299 862 2,530 320 1 2,299 3,825 7,451 3,961 3,737 249

29.2 22.5 32.8 40.6 39.1 15.6 23.5 36.4 46.4 59.6 69.9 . 66.9 39.0 63.9 31.2 0.1 54.2 88.2 86.5 91.4 81.3 33.5

Necaxa Zimapán (FernandoHiriart Balderrama) Tua FranciscoPérez Ríos Vae eMéxico incuye3U'sTG JorgeLuque incuye4 U's eTGLec ería Mazatepec Humeros Pata SanLorenzo

1 Angostura BeisarioDomínguez 2 Chicoasén (Manuel MorenoTorres) 3 Mapaso 4 Peñitas 5 Temascal 6 Caraco CarosRamírez U oa 7 Infiernillo 25 Tuxpan A o o López Mateos 34 Lerma (Campeche) 35 Méri aII 37 Valladolid (FelipeCarrilloPuerto) aguna er e 44 Petacaco PutarcoEíasCa es 47 Campeche ( PIE ) 48 DosBocas 51 PozaRica 57 Nac i-Cocom 64 Mérida III ( PIE ) 70 Tuxpan II PIE 71 Tuxpan III y IV ( PIE ) 86 TuxpanV PIE 87 Va a oi III PIE 88 LaVenta

DUAL CC CC TC TC/ TG CC CC CC CC CC EOL

6 1 6 3 3 1 1 1 1 1 104

HID: Hidroeléctrica, TC: Térmica convencional, CC: Ciclo Combinado, TG: Turbogás, CAR: Carbón, NUC: Nuclear, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna, COM: Combustóleo, DIE: Diesel, K: Carbón, UO2: Óxido deUranio. Fuente: CFE.


Hidroeléctrica C ic lo c om bin ad o Turbogás

2,858

2,575

2,045

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

2,476

1 1,6 49

1 2,2 75

1 2, 80 0

1 2,3 63

1 4, 47 2

1 7, 10 7

1 7, 18 5

1 8,9 08

2 0,6 04

2 1, 65 9

2 3, 02 6

2 6, 62 6

2 9, 59 5

3 0, 48 7

3 5,1 80

3 8,1 15

3 9, 30 4

330

197

223

150

82

108

69

129

312

379

252

316

221

330

242

347

350

1,235

1,368

1,367

1,612

1,910

1,966

2,191

2,269

2,546

2,619

3,075

3,194

3,123

3,110

3,081

3,104

2,958

Eólica

0

2

2

2

2

437

960

1,104

1,077

1,077

1,079

1,083

1,079

1,079

1,080

1,083

1,080

Nueva generación limpia (NGL)

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

511

623

1,126

7,788

11,334

Combustión interna

T ermoe léctri ca c onv encion al

9,2 50

8,283

8,16 1

7 ,854

7,698

7,751

7,656

7,8 12

7,267

7,157

7 ,012

3,858

3,281

3,249

2,2 95

1,085

1,009

Geotermoeléctrica

4,918

4,306

4,083

4,263

4,068

4,300

4,377

4,391

4,896

5,296

5,097

4,055

4,124

4,081

3,880

4,038

4,015

0

0

0

14

18

18

18

18

18

18

18

18

18

18

18

18

18

Piloto solar Hidroeléctrica C ic lo c om bin ad o Turbogás Nueva generación limpia (NGL) C ar bo elé ctr ic a Lecho fluidizado Termoeléctrica convencional Hidroeléctrica C ic lo c om bin ad o

287

265

213

271

271

271

271

271

271

271

271

271

271

271

271

271

271

5 3,2 15

5 6,5 75

6 2, 58 7

6 0,7 14

5 6, 60 8

5 3, 89 3

5 9, 13 1

6 3,6 58

6 9,0 73

7 1, 31 8

7 6, 43 0

8 1, 11 6

7 8, 55 4

7 9, 68 2

7 9,9 33

7 6,3 29

7 5, 80 0

302

1

0

59

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4,427

1 6,8 86

2 0, 11 5

1 9, 83 5

1 9,4 15

2 0, 63 1

2 1,8 39

2 1, 83 9

2 1,8 96

2 1, 83 9

2 2, 02 9

2 1, 83 9

2 1, 89 7

2 1,8 39

2 1, 84 6

2 1,8 46

2 1, 91 1

2 1, 84 6

0

0

0

0

1,464

2,098

2,138

2,145

2,138

2,138

2,138

2,145

4,812

8,324

11,752

11,787

11,752

4,870

4,549

4,583

4,667

3,509

3,337

1,958

1,975

2,030

1,295

1,119

623

648

562

0

0

0

4,339

7,978

6,234

9,063

9,078

9,740

9,955

9,941

9,941

9,941

9,941

9,943

9,943

9,943

9,943

9,943

9,943

1 6,5 09

1 2,6 71

1 4, 77 5

2 0,7 33

2 2, 65 0

2 1, 10 5

2 3, 14 4

2 3,2 07

2 6,1 00

3 0, 67 6

3 3, 02 5

4 0, 05 3

4 8, 47 6

5 0, 19 5

5 0,1 98

4 7,9 10

5 1, 95 3 3,638

Turbogás

0

0

0

0

2,858

3,638

3,638

3,648

3,638

3,638

3,638

3,648

3,638

3,638

3,638

3,700

Combustión interna

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

10,783

9,411

8,471

7,404

6,837

6,621

6,488

5,354

4,008

2,840

2,317

1,349

1,345

1,461

360

0

0

1,498

1,358

1,382

1,352

1,358

1,558

1,563

1,576

1,576

1,661

1,639

2,046

2,206

2,168

2,147

2,203

2,178

Hidroeléctrica

2,373

3,038

2,259

2,374

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

2,088

C ic lo c om bin ad o

6 ,4 79

5 ,2 49

4 ,9 66

5 ,1 49

5 ,1 83

9 ,5 90

1 0 ,7 07

1 5,0 07

1 5 ,9 63

2 0, 69 0

2 4, 60 4

2 5, 67 4

3 0, 86 4

3 8, 28 5

3 7,1 79

4 0 ,6 78

4 4, 60 1

Termoeléctrica convencional Geotermoeléctrica

Turbogás

191

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Generación distribuida

1,717

1,253

737

986

559

554

558

559

697

774

548

695

775

548

548

550

548

T ermoe léctri ca c onv encion al

8,6 00

7,482

6,08 0

6 ,038

5,224

5,046

5,122

5,0 58

4,962

5,125

5 ,133

4,771

2,028

1,352

1,3 52

1,356

1,352

325

340

541

584

676

659

859

898

908

895

895

910

895

921

882

898

921

Geotermoeléctrica H id ro el éc tr ic a

1 6,5 87

2 3, 26 4

1 9, 49 0

1 7 ,0 43

1 9, 10 3

1 9, 83 9

1 9 ,8 33

1 9,6 73

2 0,0 09

2 1, 17 7

2 1 ,8 64

2 2, 46 9

2 3, 37 0

2 4 ,8 24

2 5, 39 0

2 6 ,9 06

2 7, 07 6

C ic lo c om bi nad o

2 6,0 48

2 5,7 85

2 7, 06 6

2 5,9 10

2 5, 51 7

2 4, 55 6

2 5, 48 6

2 5, 43 9

2 6,2 53

2 6, 12 9

2 5, 97 3

2 7, 70 2

2 7, 87 0

2 7,5 31

2 6, 72 9

2 7, 06 9

2 8,0 92

1,195

212

419

130

129

129

129

129

129

129

129

128

129

130

133

131

115

6

6

6

7

7

7

7

7

7

8

8

8

8

9

9

9

9

1 2,2 99

1 8, 54 8

2 0, 44 2

2 0,5 03

2 0, 44 2

2 0,4 20

2 0, 44 3

2 0,4 58

2 0, 40 5

2 0, 40 5

2 0, 40 5

2 0, 46 5

2 0,4 43

2 0, 44 2

2 0,4 42

2 0, 50 2

2 0, 44 2

249

331

1,268

2,138

3,828

4,304

4,885

5,992

6,486

6,486

6,486

6,505

6,492

6,486

6,498

6,505

6,486

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

11,350

20,466

20,406

Turbogás Combustión interna C ar bo elé ctr ic a Eólica Nueva generación limpia (NGL) T ermoe léctri ca c onv encion al N uc le oe lé ct ri ca

Fuente: CFE.

9,6 07

9,522

7,42 3

6 ,902

6,882

6,882

6,857

6,9 24

6,864

6,898

6 ,948

6,430

6,325

6,325

6,3 19

6,325

6,310

1 0, 50 1

7 ,1 80

1 2,2 61

1 1, 38 7

1 1, 80 7

1 1, 80 7

1 1, 35 4

1 1,8 41

1 1, 80 7

1 1, 35 4

1 1, 80 7

1 1, 84 1

1 1, 35 4

1 1,8 07

1 1, 80 7

1 1,3 87

1 1, 80 7


2010

2011

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

tmca (%)* 2010-2025

Noroe ste

2 6, 13 4

2 6,9 41

2 7,95 6

2 9,0 52

30 ,1 96

3 1,6 23

3 3,2 48

3 4,8 01

3 6,51 6

38 ,31 1

40 ,21 6

4 2,2 92

44 ,5 04

4 6,8 82

4 9,4 20

5 2,1 07

4 .6

Noreste

46,069

46,703

47,139

48,733

50,862

53,452

56,548

59,522

62,597

65,848

69,102

72,479

76,012

79,635

83,421

87,396

4.4

C en tr o- Oc ci de nt e

4 4, 35 3

4 4, 41 4

4 4, 11 1

4 4, 86 0

4 6, 31 3

4 8, 44 3

5 0,9 24

5 3,5 09

5 6, 19 9

5 8, 95 5

6 1, 85 5

6 4, 93 8

6 8, 22 5

7 1, 74 7

7 5, 48 9

7 9, 41 5

4 .2

Centro

44,801

47,834

48,991

50,760

52,326

54,376

57,125

60,146

63,378

66,839

70,528

74,447

78,631

83,130

87,955

93,023

4.9

Sur-Sure ste

2 9, 23 3

2 9,9 50

3 0,04 1

3 0,8 69

31 ,7 64

3 3,1 65

3 5,0 55

3 7,0 23

3 9,11 2

41 ,23 4

43 ,48 0

4 5,9 42

48 ,6 42

5 1,5 82

5 4,7 43

5 8,0 45

4 .6

125

128

131

136

141

146

153

160

167

175

184

193

203

214

226

239

4.4

Pequeños sistemas

Nota: Considera las acciones en materia de ahorro de energía derivadas del Pronase, así como los programas de reducción de pérdidas no técnicas y de atención de cargas deprimidas en el Área Central. * Tasa media de crecimiento anual, referenciada a 2009. Fuente: CFE.


ANEXO CUATRO

Lista de Normas Oficiales Mexicanas en Eficiencia Energética Eléctrica NOM-0 28-ENER-2010

06/12 /2 010

EFICIENCIA ENER GÉTICA DE LÁMPARAS PARA USO GENERAL. LÍMITES Y MÉTODOS DE PR UEBA.

NOM-016-ENER-2010

20/10/2010

EFICIENCIA ENERGÉTICA DE MOTORES DE CORRIENTE ALT ERNA, TRIFÁSICOS, DE INDUCCIÓN, TIPO JAULA DE ARDILLA, EN POTENCIA NOMINAL DE 0,74 6 A 373 KW. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y MARCADO.

NOM-005-ENER-2010

03/02/2010

EFICIENCIA ENERGÉTICA DE LAVADORAS DE ROPA ELECTRODOMÉSTICAS. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

NOM-019-ENER-2009

02/07/2009

EFICIENCIA TÉRMICA Y ELÉCTRICA DE MÁQUINAS TORTILLADORAS MECANIZADAS. LÍMITES, MÉTODO DE PRUEBA Y MARCADO.

NOM-022-ENER/SCFI-2008

11/12/2008

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y REQUISITOS DE SEGURIDAD AL USUARIO PARA APARATOS DE REFRIGERACIÓN COMERCIAL AUTOCONTENIDOS. LÍMITES, MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO.


26/08/2008

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y REQUISITOS DE SEGURIDAD DE LÁMPARAS FLUORESCENTES COMPACTAS AUTOBALASTRADAS. LÍMITES Y MÉTODOS DE PRUEBA.


04/08/2008

EFICIENCIA ENERGÉTICA Y REQUISITOS DE SEGURIDAD AL USUARIO EN ACONDICIONADORES DE AIRE TIPO CUARTO. LÍMITES, MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

NOM-004-ENER-2008

25/07/2008

EFICIENCIA ENERGÉTICA DE BOMBAS Y CONJUNTO MOTOR-BOMBA, PARA BOMBEO DE AGUA LIMPIA, EN POTENCIAS DE 0,187 KW A 0,746 KW. LÍMITES, MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

NOM-011-ENER-2006

22/06/2007

EFICIENCIA ENERGÉTICA EN ACONDICIONADORES DE AIRE TIPO CENTRAL, PAQUETE O DIVIDIDO. LÍMITES, MÉTODOS DE PRUEBA Y ETIQUETADO.

NOM-001-SEDE-2005

13/03/2006

Instalaciones Eléctricas (utilización).

NOM-013-ENER-2004

19/04/2005

Eficiencia energética para sistemas de alumbrado en vialidades y áreas exteriores públicas.

NOM-014-ENER-2004

19/04/2005

Eficiencia energética de motores eléctricos de corriente alterna, monofásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, enfriados con aire, en potencia nominal de 0,180 kW a 1,500 kW. Límites, método de prueba y marcado.

NOM- 01 0- ENER -2 00 4

1 8/0 4/2 00 5

Ef ic ien ci a en er géti ca d el c on ju nto mo to r bo mba s umer gi bl e ti po p oz o p ro fu nd o. L ími tes y méto do d e p ru eba .

NOM-007-ENER-2004

15/04/2005

Eficiencia energética en sistemas de alumbrado en edificios no residenciales.

NOM-015-ENER-2002

15/01/2003

Eficiencia energétic a de refrigeradores y congela dores ele ctrodoméstic os. Límites, métodos de prueba y etiquetado.

NOM-016-ENER-2002

13/01/2003

Eficiencia energética de motores de corriente alterna, trifásicos, de inducción, tipo jaula de ardilla, en potencia nominal de 0,746 a 373 kW. Límites, método de prueba y marcado.

NOM-008-ENER-2001

25/04/2001

Eficiencia energética en edificaciones, envolvente de edificios no residenciales.

NOM-001-ENER-2000

01/09/2000

Eficie ncia energética de bombas verticales tipo turbina con motor externo eléctrico vertical. Límit es y método de prueba.

NOM-002-SEDE-1999

13/07/1999

Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución.

NOM-018-ENER-1997

24/10/1997

Aislantes térmicos para edificaciones. Características, límites y métodos de prueba.

NOM-006-ENER-1995

09/11/1995

EFICIENCIA ENERGÉTICA ELECTROMECÁNICA EN SISTEMAS DE BOMBEO PARA POZO PROFUNDO EN OPERACIÓNLÍMITES Y MÉTODOS DE PRUEBA.

NOM-009-ENER-1995

08/11/1995

Eficiencia energética en aislamientos térmicos.

Fuente: Secretaría de Economía



ANEXO CINCO

Gl osario detérminos Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de adelantos tecnológicos. Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o sustitución delos componentes dañados en centrales cuya capacidad sehadegradado. Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente) acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), porel derechodeusarlo(s) duranteunperíododeterminado. Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de una sociedad de particulares mediante una central generadorapropia. Es el suministro a cargo deproyectos de autoabastecimiento localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando la red de transmisióndel serviciopúblico. Es la potencia máximaa la cual puedesuministrar energía eléctrica una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario. Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aúnno sehainiciado. De acuerdo con laLSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podránser cubiertas con proyectosdegeneraciónprivadosolapropiaCFE. Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no comprometida. Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o sistemadegeneración.


Es la capacidad de una unidadgeneradora que sedetermina tomando en cuenta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte dela unidad. Capacidaddelos recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periododecenalquecomprendeelestudio. Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene generalmente cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo condicionesdediseño. Es la potencia máximaque se puede transmitir a través de unalíneade transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída devoltaje, límite deestabilidad, etc. Es igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se requiere para los usos propios delas centralesgeneradoras. Capacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimientodecontratosdecompradecapacidad. Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad. Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria oambas


Energía entregadaa los usuarios con recursos degeneración del servicio público, (CFE, LFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, yatravésdecontratos deimportación. Gráfica que muestra la variación dela magnitud dela carga alo largo de un periodo determinado. Es la reducción obligada de la capacidad de una unidad como consecuencia de la falla o deterioro de uno desus componentes o por cualquierotracondiciónlimitante. Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades detiempo del intervalo (MWh/ h). Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva se indica el promedio de las demandas mínimas diarias). Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/ h). Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional y estacional de los patrones deconsumo dela energía eléctrica. Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda máxima no coincidente es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el número de horasdel año (MWh/ h). Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora estuvo disponible paradar servicio, independientemente de


quese hayarequerido o no su operación. Este índice secalcula como el cociente entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidaddisponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%. Energía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de aguaalmacenado y del consumo específico parala conversión deenergía. Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia, importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales ylaenergíadeexportación. Es la energía total entregada ala redy es igual a la generación neta de las centrales del sistema más la energía de importaciones de otros sistemas eléctricos, más la energía adquirida de excedentes de autoabastecedoresy cogeneradores.

que ocurre cuando los fotones de la luz del sol excitan a niveles de semiconductor sobre el cual incide. Cuando esta propiedad de la luz es combinada con las propiedades de dichos materiales, los electrones fluyenatravésdeunainterfazysecreaunadiferenciadepotencial.

La tecnología termosolar produce electricidad concentrando la radiación solar para calentar y producir vapor de agua y hacerlo pasar por una turbina de la misma forma que se realiza en una central termoeléctricaodeciclo combinado. Es la relación entre la demandamedia y el valor de la demanda máxima registradas enun periodo determinado. El factor decargase acerca ala unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el factor de cargaes cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo delos equipos.


Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno significa que las demandas máximas no ocurren simultáneamente. Es un indicador del grado de utilización de la capacidad de unidades generadorasenunperiodoespecífico. Secalculacomoel cocienteentre lageneraciónmediadelaunidadysucapacidadefectiva. Gas natural que sale libre de gases ácidos de algunos yacimientos de gas no asociado o queha sido tratado en plantas endulzadoras. Mezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano que se encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa con el crudo,o bienenyacimientosquenocontienenaceite. Gas Natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos más pesadosqueel metano. Tambiénseobtienedelasplantasdeproceso. Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), queha sido licuado por compresión y enfriamiento, parafacilitar su transporte y almacenamiento. Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en las terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía es utilizada paraalimentar los equipos auxiliares dela propiacentral (usos propios) y el resto es entregado a la red de transmisión (generación neta). Es la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central. Estado donde la unidad generadora esta inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía por causa de alguna acción programada o fortuita tal como: mantenimiento, falla, degradación de capacidady/ ocausasajenas.


Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora esta fueradeoperación acausadela ocurrencia dealgún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por problemasdefuncionamiento enalgunosdesuscomponentes. Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una unidad generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la central. Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo no disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios de conservacióndelequipoprincipal Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demandamáxima. Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Donde la capacidad disponible es igual a la capacidadefectiva del sistema, menos la capacidadfuera de servicio por mantenimiento, falla, degradación y causasajenas.


Margen de reserva= Ca Capacidad pacidad efectiva bruta – Demanda máxima bruta coincidente Demanda máxima bruta coincidente Margen de reserva operativo =

x 100%

Capacidad efectiva bruta disponible – Demanda máxima bruta coincidente Demanda máxima bruta coincidente

x 100%

Donde: Capacidad efectiva bruta disponible = Capacidad efectiva bruta – Capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación o causas ajenas. Los valores mínimos adoptados para la planeación del Sistema Interconectado (SI) y del área noroeste, son los siguientes: Margen de reserva = 27% Margen de reserva operativo = 6% Estos niveles se consideran adecuados cuando no hay restriccioness en la red de transmisión. Para el área de Baja California se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva, después de descontar la capacidad indisponible por mantenimiento, lo que sea mayor de: a) La capacidad de la unidad mayor ó b) 15% de la demanda máxima. Para el área de Baja California Sur se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad de las dos unidades mayores.

Unidaddepotenciaiguala1,000,000 deWatts. EnergíaconsumidaporunacargadeunMW duranteunahora. Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW), que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte dela energíaeléctricaencalor disipadoenlosconductoresoaparatos. Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica. Desarrollo de unaunidad de generación construida por particulares, con la finalidad deabastecer los requerimientos de energía eléctrica propia o entrelosmiembrosdeunasociedaddeparticulares. Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación, interconectados para el transportedeenergía.. Conjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía


eléctrica. Es la forma en que todos los generadores conectados a una red de corriente alterna deben mantenerse operando para garantizar una operación estable del sistema eléctrico. En esta forma de operación, la velocidadeléctricadecadagenerador(velocidadangulardel rotorpor el número de pares de polos) se mantieneigual a la frecuencia angular del voltajedelaredenelpuntodeconexión. Integrado por los participantes públicos y privados, conectados a la red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión y distribución deenergíaeléctrica. Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del sistemaanteladesconexiónsúbitadealgunosdesuselementos. Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar y edificaciones necesarias para la conversión o transformación de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace entre dos o máscircuitos. Comisión Federal deElectricidad. Potencia electromotriz medidaen voltios entre dos puntos.


ANEXO SEIS 1

2

Abreviaturas y sigl as ABWR

AdvancedBoilingWaterReactor

APF

Administración PúblicaFederal

AT

Altatensión

BP

British Petroleum

bpc

Billonesdepiescúbicos

BWR

BoilingWaterReactor

CAR

Carboeléctrica

CAC

Capacidaddeplantasdeautoabastecimiento y cogeneración

CAT

ConstrucciónArrendamiento-Transferencia

CC

Ciclo combinado

Cenace

Centro Nacional deControl deEnergía

CFE

Comisión Federal deElectricidad

CI

CombustiónInterna

CNA

Comisión Nacional del Agua

CO2

Dióxidodecarbono

Conuee

Comisión Nacional parael Uso EficientedelaEnergía

Conapo

Consejo Nacional dePoblación

COPAR CRE

Costos yParámetros deReferenciaparalaFormulacióndeProyectosdeInversión ComisiónReguladoradeEnergía

CSP

Capacidaddeplantasparael servicio público

CTCP

Costo Total deCorto Plazo

DAC

TarifaDomésticadeAlto Consumo


DAL

Demandaautoabastecidadeformalocal

DAR

Demandaautoabastecidadeformaremota

DOE

Department of Energy

DOF

Diario Oficial dela Federación

DSP

Demandadeusuariosdel servicio público

EDF

Électricité deFrance

EIA

EnergyInformation Administration

EMA

EntidadMexicanadeAcreditación

EOL

Eoloeléctrica

EPE

El PasoElectric Company

ERCOT

Electric ReliabilityCouncil of Texas

EUA

EstadosUnidosdeAmérica

FBR

Fast Breeder Reactor

Fide

Fideicomisoparael Ahorro deEnergíaEléctrica

FRCC

FloridaReliability CoordinatingCouncil

GCR

GasCooledReactor

GEO

Geotermoeléctrica

GNL

GasNatural Licuado

GW

Gigawatt

GWh

Gigawatt-hora

HID

Hidroeléctrica

IAEA

International Atomic EnergyAgency

IEA

International EnergyAgency

IIE

Instituto deInvestigacionesEléctricas

IMP

Instituto Mexicano del Petróleo


km-c

Kilómetro-circuito

kV

Kilovolt

kW

Kilowatt

kWh

Kilowatt-hora

LSPEE

Ley del Servicio PúblicodeEnergíaEléctrica

LWGR

Light WaterGraphiteReactor

mmpcd

Millonesdepiescúbicos diarios

MR

MargendeReserva

MRO

MargendeReservaOperativo

MT

Mediatensión

MVA

Megavolt ampere

MW

Megawatt

MWe

Megawatt eléctrico

MWh

Megawatt-hora

n.a.

No aplica

NERC

North AmericanElectric Reliability Corporation

NGL

NuevaGeneraciónLimpia

NOM

NormaOficial Mexicana

NPCC

Northeast PowerCoordinatingCouncil

NTG

NuevasTecnologíasdeGeneración

OCDE

Organización paralaCooperaciónyel Desarrollo Económico

OLADE

Organización LatinoamericanadeEnergía

OPF

ObraPúblicaFinanciada

Pronase

ProgramaNacional parael Aprovechamiento SustentabledelaEnergía

PEF

Presupuesto deEgresosdelaFederación


Pemex

PetróleosMexicanos

PHWR

PressurizedHeavy WaterReactor

PIB

Producto InternoBruto

PIE

Productor Independiente deEnergía

PRC

ProgramadeRequerimientos deCapacidad

PRIS

Power Reactor InformationSystem

PWR

PressurizedWaterReactor

R/ P

Relación reservas-producción

SE

SecretaríadeEconomía

SEN

SistemaEléctrico Nacional

Sener

SecretaríadeEnergía

SERC

SoutheasternElectric Reliability Council

SIN

SistemaInterconectadoNacional

SPP

Southwest PowerPool

SOx

Óxidosdeazufre

TA

TemporadaAbierta

TC

TermoeléctricaConvencional

TG

Turbogás

TGM

TurbogásMóvil

Tmca

Tasamediadecrecimiento compuesto anual

TWh

Terawatt-hora

VFT

VariableFrequencyTransformer

WECC

WesternElectricity CoordinatingCouncil


Consul ta basepara l a el aboración de l a Prospectiva

Comisión Federal deElectricidad. MéxicoD.F., 2010.

Información básica para evaluar financiera y económicamente los proyectos presentados en el programa de expansión del sector eléctrico. Identifica los costos y parámetros de referencia paraevaluar las diferentes tecnologías en el mercado, y elegir la demínimo costo.


En este documento se presenta la información relativa ala capacidad efectiva de generación actualizada al 31 de diciembre de 2009. La información contenida está organizadacon amplio nivel de detalle, específicamente en lo que se refiere acapacidad instalada (de placa y efectiva) para todas las centrales degeneración de energía para servicio público.


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 dela infraestructura, a fin debrindar un servicio público deelectricidad seguro y eficiente.

Officeof IntegratedAnalysisandForecasting. EnergyInformationAdministration,U.S. Department of Energy. Washington, D.C., 2010.


Este documento presenta una evaluación de las perspectivas energéticas internacionales hacia 2035, elaborada por la EIA. Las proyecciones del International Energy Outlook 2010 (IEO) están divididas de acuerdo a la Organización parala Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), entre países miembros y no miembros. El IEO se enfoca exclusivamente sobre la energía comercializada y, por tanto, las fuentes de energía que no están siendo comercializadasnoestánincluidasenlasproyecciones. Energy Information Administration, U.S. Department of Energy. Washington, D.C., 2010.

El International Energy Statistics es un portal de internet donde se encuentran disponibles las principales estadísticas energéticas por país y por fuente de energía. Las principales series corresponden a: reservas, producción, consumo, comercio exterior, así como indicadores deintensidades energéticas ydeemisiones por el uso de laenergía en más de200 países. Esta información se puede descargar en archivos en formato deExcel a través del siguiente link: http:// tonto.eia.doe.gov/cfapps/ ipdbproject/ IEDIndex3.cfm

International EnergyAgency(IEA). Paris Cedex 15-France, 2010.

Diversas publicaciones y bases de datos de estadísticas energéticas internacionales. La IEA es una agencia autónoma vinculada con la OCDE y establecida en París, Francia. La junta directiva de la agencia está integrada por los representantes de los ministerios de energía de cadapaís miembro.

International Atomic EnergyAgency(IAEA). Viena,Austria.2010.

El Power Reactor Information System(PRIS) es un sistema de información que cubre dos tipos de datos: información general y de diseño sobre reactores nucleares e información relativa a la experiencia operacional en plantas nucleares en todo el mundo. El PRIS hace posible la identificación de reactores nucleares y sus principales características. Asimismo, permite determinar el estatus y tendencias mundiales, regionales o por cada país en el desarrollodelaenergíanuclear.


http:/ / www.energia.gob.mx

SecretaríadeEnergía

http:// www.cfe.gob.mx

Comisión Federal deElectricidad

http:/ / www.pemex.gob.mx

PetróleosMexicanos

http:/ / www.conuee.gob.mx

ComisiónNacional parael UsoEficientedelaEnergía

http:// www.cre.gob.mx

Comisión Reguladora deEnergía

http:// www.fide.org.mx

Fideicomisoparael AhorrodeEnergíaEléctrica

http:/ / www.iie.org.mx

Instituto deInvestigacionesEléctricas

http:// www.imp.mx

Instituto Mexicano del Petróleo

http:/ / www.inin.mx

InstitutoNacionaldeInvestigacionesNucleares

http:/ / www.cnsns.gob.mx/

ComisiónNacional deSeguridadNucleary Salvaguardias

http:// www.energy.gov/

U.S. Department of Energy

http:/ / www.eia.gov/

U.S. EnergyInformation Administration

http:/ / www.nrel.gov/

NationalRenewableEnergyLaboratory

http:/ / www.ieej.or.jp/aperc/

Asia Pacific Energy ResearchCentre

http:/ / www.iea.org/

International EnergyAgency

http:// www.iaea.org/

International Atomic EnergyAgency

http:/ / www.imf.org/ external/ index.htm

FondoMonetario Internacional

http:// www.oecd.org/

Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico

http:/ / www.worldenergy.org/

Consejo Mundial deEnergía

http:/ / www.olade.org.ec/intro

OrganizaciónLatinoamericanadeEnergía

http:// www.wwindea.org/ home/ index.php

WorldWindEnergyAssociation

http:// www.gwec.net/

Global Wind Energy Council

http:/ / www.geothermal-energy.org/

International Geothermal Association

http:// www.solarpaces.org/ inicio.php

SolarPowerandChemicalEnergySystems



Notas aclaratorias

¾

La suma de los datos numéricos o porcentuales en el texto, cuadros, tablas, gráficas o figuras, podría no coincidir con exactitud con los totales, debido al redondeo de cifras.

¾

La información correspondiente al último año histórico (2009) está sujeta a revisiones posteriores.

¾

De manera análoga al caso de suma de cifras, el cálculo manual de tasas de crecimiento promedio anual podría no coincidir en forma precisa con los valores reportados debido al redondeo de cifras.

¾

En la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE), las cifras reportadas bajo el concepto capacidad autorizada y capacidad en operación no necesariamente deben coincidir con las cifras reportadas bajo el concepto de capacidad neta contratada por CFE.


Sector Electrico

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