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Programa de
Obras e
Inversiones del
Sector Eléctrico
POISE 2014-2028
Dirección General
Subdirección de Programación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES
DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014—2028
Subdirección de Programación
Por sus aportaciones para la elaboración de este
documento agradecemos a las Instituciones:
Secretaria de Energía (SENER)
Secretaria de Hacienda y Crédito Público (SHCP)
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE)
Centro Mario Molina
Agradecemos la colaboración de:
Subdirección de Desarrollo de Proyectos
CFE
Subdirección de Distribución
CFE
Subdirección de Generación
CFE
Subdirección de Proyectos y Construcción
CFE
Subdirección de Transmisión
CFE
Subdirección del Centro Nacional de
Control de Energía
CFE
.
Índice
INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE .................. i
LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028 ....... 1-1
CONSIDERACIONES INICIALES .........................................................................1-1
POLÍTICAS PÚBLICAS QUE RIGEN EL DESARROLLO DEL POISE ....................................1-1
Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio ....
Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE) ............1-2
Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y ........
eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo ....
(PND). ............................................................................................1-2
Abastecimiento de energía a toda la población .....................................1-2
Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores .........
y en todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento .............
Sustentable de la Energía (PRONASE). ................................................1-2
Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento ......
económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, ......
con un parque de generación diversificado en que se incremente la ..........
participación de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE). .1-3
Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto ...
invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC). .......................1-4
LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO. ESTRATEGIA NACIONAL .....
DE CAMBIO CLIMÁTICO .................................................................................1-4
LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GEI (CO2) CONSIDERADA EN ESTE EJERCICIO .................1-6
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN 2-1
GENERALIDADES ........................................................................................2-1
BASES DE PLANIFICACIÓN 2013 ......................................................................2-2
Bases Macroeconómicas ....................................................................2-3
Población ........................................................................................2-5
Precios de combustibles ....................................................................2-5
Precios de la energía eléctrica ............................................................2-6
PRONÓSTICOS GLOBAL Y SECTORIAL DE VENTAS MÁS AUTOABASTECIMIENTO ...................2-7
ESTUDIO REGIONAL DEL MERCADO ELÉCTRICO .................................................. 2-12
Distribución de la demanda máxima en 2012 ..................................... 2-12
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta ........................... 2-14
Crecimiento esperado del consumo bruto de energía .......................... 2-16
Consumo de cargas autoabastecidas................................................. 2-18
Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE .......................... 2-20
Reducción de pérdidas de energía eléctrica ........................................ 2-21
Exportación e importación de CFE .................................................... 2-24
COMPARATIVO DEL MERCADO ELÉCTRICO PARA LOS ESCENARIOS LÍNEA BASE Y DE ................
PLANEACIÓN............................................................................................ 2-24
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ......... 3-1
EVOLUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL ...................................................3-1
ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE GENERACIÓN .........................................................3-2
Capacidad efectiva instalada ..............................................................3-2
Principales centrales generadoras .......................................................3-4
Centrales hidroeléctricas ........................................................................... 3-6
Centrales con generación a base de hidrocarburos ....................................... 3-6
Centrales carboeléctricas .......................................................................... 3-7
Centrales geotermoeléctricas .................................................................... 3-7
Central nucleoeléctrica ............................................................................. 3-7
Centrales eoloeléctricas ............................................................................ 3-8
Centrales solares fotovoltaicas................................................................... 3-8
Productores Independientes de Energía (PIE) ......................................3-9
Autoabastecimiento y cogeneración ....................................................3-9
Autoabastecimiento remoto ............................................................. 3-10
GENERACIÓN BRUTA .................................................................................. 3-11
CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL .......................... 3-11
PÉRDIDAS DE ENERGÍA ............................................................................... 3-16
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión ................................... 3-16
Pérdidas de energía en el nivel de distribución ................................... 3-17
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN .................................................. 4-1
ASPECTOS PRINCIPALES DE LA PLANIFICACIÓN A LARGO PLAZO ...................................4-1
CONCEPTOS DE MARGEN DE RESERVA ................................................................4-2
PROYECTOS DE AUTOABASTECIMIENTO Y COGENERACIÓN..........................................4-5
Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para ................................
autoabastecimiento ........................................................................ 4-10
Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California ......... 4-10
Autoabastecimiento remoto ............................................................. 4-11
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración ......... 4-15
RETIROS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN .......................................................... 4-15
PROYECTOS DE REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN (RM) ...................................... 4-20
Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC .................... 4-22
DISPONIBILIDAD DEL PARQUE DE GENERACIÓN ................................................... 4-22
CATÁLOGO DE PROYECTOS ESPECÍFICOS DE GENERACIÓN ....................................... 4-24
Catálogo de proyectos hidroeléctricos ............................................... 4-24
Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño ..... 4-26
Proyectos con producción continua ................................................... 4-26
Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad ........................ 4-27
Proyectos con fuentes de energía renovable ...................................... 4-28
Proyectos termoeléctricos................................................................ 4-29
PARÁMETROS TÉCNICOS DE TECNOLOGÍAS ......................................................... 4-31
ADICIONES DE CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO .......................................... 4-32
Participación de las tecnologías de generación en el programa de ..............
expansión ..................................................................................... 4-33
Capacidad en construcción o licitación............................................... 4-34
Capacidad adicional ........................................................................ 4-39
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO ................................... 4-42
Retrasos de proyectos de generación ............................................ 4-46
Repotenciaciones ........................................................................ 4-47
Centrales eoloeléctricas ............................................................... 4-47
Tecnología de carbón limpio ......................................................... 4-48
Nueva generación limpia .............................................................. 4-48
Tecnología solar.......................................................................... 4-48
Participación de tecnologías en la expansión ................................... 4-49
Proyectos de cogeneración ........................................................... 4-50
Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental ......................... 4-50
Proyectos de ciclo combinado en el área Central ............................. 4-50
Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste ........................... 4-50
EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................................... 4-51
MARGEN DE RESERVA DE CAPACIDAD ........................................................... 4-53
Margen de reserva por sistema eléctrico ........................................ 4-53
Margen de Reserva Regional ........................................................ 4-55
DIVERSIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN / ........................................ 4-60
FUENTES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL .................................................... 4-63
EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA GENERACIÓN BRUTA Y REQUERIMIENTOS DE ......................
COMBUSTIBLES ..................................................................................... 4-65
Restricciones ecológicas ............................................................... 4-65
Externalidades en la generación de energía eléctrica ....................... 4-66
Eficiencia del proceso termoeléctrico ............................................. 4-68
Composición de la generación bruta .............................................. 4-69
Combustibles fósiles requeridos .................................................... 4-71
Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva .........
generación limpia ....................................................................... 4-75
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ................................................ 5-1
INTRODUCCIÓN ..........................................................................................5-1
METODOLOGÍA PARA EXPANDIR LA RED DE TRANSMISIÓN..........................................5-1
Plan de transmisión de costo mínimo ..................................................5-1
Escenario de demanda ......................................................................5-2
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte .......................5-2
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión ........................5-2
EXPANSIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN.............................................................5-2
PROYECTOS POR ÁREA DE CONTROL ..................................................................5-4
Área Central ....................................................................................5-4
Obras principales ..................................................................................... 5-5
Red de transmisión asociada a la central Centro .......................................... 5-8
Área Oriental ...................................................................................5-9
Obras principales ................................................................................... 5-10
Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase) ........................... 5-14
Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B ........... 5-15
Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en la ..........
Segunda Temporada Abierta de Oaxaca .................................................... 5-16
Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II .................................. 5-17
Área Occidental .............................................................................. 5-18
Obras principales ................................................................................... 5-19
Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I ....................... 5-24
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I .......... 5-25
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II......... 5-26
Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces ..................... 5-27
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I 5-28
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I .... 5-29
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí .. 5-30
Área Noroeste ................................................................................ 5-31
Obras principales ................................................................................... 5-32
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II ... 5-37
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II ...... 5-38
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III .... 5-39
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II 5-40
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III5-41
Área Norte .................................................................................... 5-42
Obras principales ................................................................................... 5-43
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) ................... 5-47
Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV) ..................... 5-48
Área Noreste ................................................................................. 5-49
Obras principales ................................................................................... 5-50
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste .................
(Escobedo) ........................................................................................... 5-54
Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III ........... 5-55
Área Baja California ........................................................................ 5-56
Obras principales ................................................................................... 5-57
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III ............... 5-61
Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III ............. 5-62
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II ................. 5-63
Sistema Baja California Sur ............................................................. 5-64
Obras principales ................................................................................... 5-65
Red de transmisión asociada a la central CC La Paz .................................... 5-69
Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos .......................... 5-70
Área Peninsular .............................................................................. 5-71
Obras principales ................................................................................... 5-72
PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN .................................. 6-1
DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................6-1
Infraestructura actual de distribución ..................................................6-2
PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .....................................6-4
Introducción ....................................................................................6-4
Planificación de la red de distribución ..................................................6-4
Integración del Plan Rector de Distribución ..........................................6-5
PROGRAMA DE OBRAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................6-7
Metas y proyectos de obras ...............................................................6-7
OBRAS E INVERSIONES CON FINANCIAMIENTO EXTERNO (PIDIREGAS) ........................6-7
SISTEMAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ........................................ 6-12
Sistema de información geográfica ................................................... 6-12
Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de ........
Control de Solicitudes de Servicio (SICOSS) ...................................... 6-12
Georreferenciación de localidades sin electrificar ................................ 6-13
PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ................................. 6-13
Reducción de pérdidas de distribución ............................................... 6-13
Evolución de las pérdidas de energía de distribución ........................... 6-14
Metodología para la estimación de pérdidas de distribución ................. 6-15
Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas ..................... 6-16
ATENCIÓN A CLIENTES EMPRESARIALES Y ESTRATÉGICOS POR MEDIO DE EJECUTIVOS DE ........
CFECTIVA EMPRESARIAL ............................................................................. 6-16
Antecedentes ................................................................................. 6-16
Infraestructura actual para la atención a clientes empresariales y .............
estratégicos ................................................................................... 6-17
Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la ................
capacidad de atención a los clientes empresariales y estratégicos ........ 6-18
Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales ...................... 6-18
Objetivos .............................................................................................. 6-19
Integración ........................................................................................... 6-19
Implantación ......................................................................................... 6-19
Metas Programadas................................................................................ 6-19
TIEMPO DE INTERRUPCIÓN POR USUARIO EN DISTRIBUCIÓN ..................................... 6-20
GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN DISTRIBUCIÓN ..................................................... 6-22
Antecedentes ................................................................................. 6-22
Expectativa ................................................................................... 6-23
Efectos en las redes de distribución .................................................. 6-23
Ventajas y Desventajas ................................................................... 6-23
Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación ...................
distribuida ..................................................................................... 6-24
ELECTRIFICACIÓN RURAL ......................................................................... 6-25
Antecedentes ............................................................................. 6-25
Pobreza energética...................................................................... 6-25
Análisis de factibilidad ................................................................. 6-27
Meta de electrificación ................................................................. 6-27
PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028 ........................................ 7-1
INVERSIONES EN GENERACIÓN ........................................................................7-5
INVERSIONES EN TRANSMISIÓN .......................................................................7-6
INVERSIONES EN DISTRIBUCIÓN ......................................................................7-9
ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL .................................................. A-1
A.1
A.2
A.3
A.4
ANTECEDENTES ....................................................................................... A-1
NIVELES RECOMENDADOS DE OPERACIÓN (NRO) EN LAS GRANDES CENTRALES ...............
HIDROELÉCTRICAS (GCH) ........................................................................ A-3
APORTACIONES HIDRÁULICAS ..................................................................... A-6
DEGRADACIÓN EN POTENCIA POR UNIDAD DE ENERGÍA EXTRAÍDA ............................ A-8
A.5
A.6
A.7
A.8
A.9
CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA MENSUAL DISPONIBLE ........................................... A-9
CONCEPTO DE ENERGÍA ALMACENADA ........................................................... A-11
EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA ENERGÍA ALMACENADA ......................................... A-12
EXPECTATIVAS FUTURAS PARA LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA ........................... A-12
REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE UNIDADES HIDROELÉCTRICAS ..................... A-13
ANEXO B CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES .... B-1
B.1
INTRODUCCIÓN......................................................................................
B.2 PROCEDIMIENTO UTILIZADO ..........................................................................
B.2.1 Premisas y criterios aplicados ...........................................................
B.2.2 Diferencial de costos ........................................................................
B.3 RESUMEN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS ..............................................................
B.3.1 Beneficios ......................................................................................
B.3.2 Combustibles .................................................................................
B.4 CONCLUSIONES .......................................................................................
ANEXO C
B-1
B-1
B-2
B-4
B-5
B-6
B-7
B-8
GLOSARIO ................................................................................. C-1
ANEXO D ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ................................................... D-1
ANEXO E
SIGLAS Y ACRÓNIMOS .............................................................. E-1
INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE1
El sector eléctrico se distingue por una larga y fuerte tradición en materia de planificación. Hace
62 años, en 1952, Comisión Federal de Electricidad estableció un “Departamento de Planeación”
el cual se dedicaba a hacer estudios para proyectos hidroeléctricos y a realizar estudios eléctricos
con el fin de decidir la expansión de las entonces incipientes redes de transmisión.
A principios de los años 60, se comenzó a elaborar en forma estructurada el Estudio de Desarrollo
del Mercado Eléctrico, entendido como el análisis de la demanda de potencia y energía y la
elaboración de proyecciones de las mismas. Al mismo tiempo nació el Programa de Obras e
Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) cuya versión POISE 2014-2028 se presenta en este
documento.
Desde hace más de 50 años ambos documentos, el Estudio de Desarrollo del Mercado Eléctrico
y el POISE, se actualizan y publican anualmente.
En 1964 se iniciaron estudios de interconexiones eléctricas entre regiones previamente aisladas
y, en el área civil, estudios de selección de sitios para centrales termoeléctricas. Entre ese mismo
año y 1973 se prepararon las primeras proyecciones financieras.
En 1973 se estableció la “Gerencia de Planeación y Programa” la que, entre 1973 y 1976, en
colaboración con Électricité de France desarrolló una batería de modelos para la planificación
integral de los sistemas eléctricos de generación y transmisión al nivel nacional. Estos modelos
se calibraron y empezaron a utilizar formalmente en 1982.
En 1973 también se iniciaron estudios sobre el diseño de las tarifas eléctricas; exploraciones
sobre carbón y geotermia; y el desarrollo de ingeniería estandarizada para centrales
termoeléctricas.
En 1977 se formó el Comité de Planeación y Organización cuyo secretariado desarrolló los
trabajos de planificación corporativa entre ese año y 1980, cuando dicho Comité dejó de sesionar.
El secretariado tuvo a su cargo el desarrollo de modelos de planificación financiera y programas
de desempeño para cada área operativa de CFE. Los planes financieros y de desempeño sirvieron
para establecer convenios de desempeño y para adoptar políticas estratégicas de carácter
técnico, económico y financiero en CFE.
A partir de 1980 la ingeniería preliminar pasó a formar parte de la nueva Subdirección de
Construcción. Por su parte, la entonces Gerencia de Estudios antes Gerencia de Planeación y
Programa, se concentró en el desarrollo de estudios eléctricos, tecnológicos, económicos y
financieros; actividad que culminó en 1990 con la formación de la nueva Subdirección de
Programación, encargada de la planificación integral – técnica, económica, financiera y de
estructura orgánica – del sector eléctrico.
Como parte de esa década de desarrollo de procesos de planificación, en 1981 se publicó por
primera vez el documento “Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos
de Inversión en el Sector Eléctrico” (COPAR), inicialmente para proyectos de generación y poco
después se hizo extensivo a proyectos de transmisión. El COPAR ha sido una herramienta valiosa
para dar congruencia a la evaluación económica y financiera de proyectos de inversión y para su
selección e incorporación al POISE.
En los ochenta se desarrollaron nuevas versiones, más modernas, de los modelos de planificación
eléctrica, de planificación financiera, de escenarios de precios de los combustibles y de los
modelos para el diseño de tarifas eléctricas.
1
Fuente: “La función de planificación en el sector eléctrico”, José Luis Aburto Ávila, CFE, enero de 1989, y notas personales de J. L. Aburto
i
Tras años de altos índices de inflación, con ajustes a las tarifas siempre muy inferiores, para
1986 la situación financiera de CFE era precaria. Los ingresos propios no eran suficientes siquiera
para cubrir el gasto corriente, por lo que se acudía, parcialmente, al endeudamiento, para ajustar
las cuentas. En ese año los planes financieros desarrollados por la Gerencia de Estudios
permitieron llegar a un “Convenio de Rehabilitación Financiera del Sector Eléctrico”, mediante el
cual el gobierno asumió la mayor parte de la deuda de CFE y, a cambio, ésta emprendió
programas de productividad más ambiciosos.
En 1988 entraron en vigor en el país las tarifas eléctricas horarias, con estructuras basadas en
los costos marginales de largo plazo. Entre 1988 y 1991 las tarifas horarias fueron de carácter
optativo, mientras se perfeccionaban sus diseños y se capacitaba a empleados de CFE y a los
usuarios en la administración y el uso de estas tarifas. En 1991 las tarifas horarias ya fueron de
aplicación obligatoria para todos los usuarios de alta tensión y para los de media tensión con
demandas superiores a mil kW. Durante los noventa gradualmente se incorporaron a las tarifas
horarias otros usuarios de media tensión hasta alcanzar a los de 100 kW o más de demanda
(en el año 2000). Los ahorros en inversión derivados de la aplicación de estas tarifas fueron
estimados en más de 5 mil millones de dólares de aquellos años. Adicionalmente, por más de 20
años estas tarifas han generado ahorros anuales significativos en la operación de los sistemas
eléctricos y en los costos de suministro. También cabe destacar que estas tarifas inculcaron
dentro de CFE, en los usuarios de las tarifas horarias y en las autoridades, la conciencia del costo
económico del suministro. Conceptos económicos que eran totalmente desconocidos en México
son hoy en día vocabulario común para todos los interesados cuando se habla, por ejemplo, de
los Costos Totales de Corto Plazo.
En los noventa se desarrollaron modelos sectoriales de proyección de la demanda de electricidad
y durante este siglo se han incorporado explícitamente las demandas asociadas a los generadores
que operan con la modalidad de autoabastecimiento. También se han incorporado los impactos
asociados al ahorro y uso eficiente de la energía. En el mismo período se ha continuado
trabajando en el perfeccionamiento de los modelos de planificación eléctrica.
En los últimos años la atención ha estado centrada en incorporar criterios de política pública
ambiental en la planificación del sector eléctrico y en organizar a CFE para incrementar la
participación de las energías renovables intermitentes en la generación eléctrica. Estos conceptos
se detallan a lo largo de este documento.
El POISE 2014-2028 que aquí se presenta fue desarrollado en coordinación con la Secretaría de
Energía durante el segundo semestre de 2013. Fue sometido a la autorización de la Junta de
Gobierno y a la Secretaría de Energía en enero de 2014, para ser publicado en este mes de
febrero de conformidad con los lineamientos establecidos en el Plan Nacional de Desarrollo
2013-2018.
ii
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028
Consideraciones iniciales
En la planificación del sector eléctrico las estimaciones de consumo y de demanda máxima para
el mediano y largo plazos son hipótesis fundamentales para dimensionar y diseñar de manera
óptima la expansión de la capacidad de los sistemas de generación y transmisión, a fin de
satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad el suministro de energía eléctrica.
Adicionalmente se toman en cuenta las políticas públicas incluyendo las que se refieren al costo
mínimo, la seguridad del suministro, al desarrollo sostenible y al cuidado del ambiente.
En el capítulo 2 se presentan las bases macroeconómicas y de precios de combustibles que fueron
proporcionadas por la Secretaría de Energía para los diversos ejercicios de planificación y
programación de los organismos del sector.
En este capítulo se enuncian los lineamientos básicos que norman y orientan la elaboración del
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). De acuerdo con las políticas
públicas plasmadas en las diversas leyes, reglamentos, planes, programas y estrategias
nacionales y sectoriales, se ha construido el escenario de planificación para el periodo
2014 a 2028.
En este ejercicio las estimaciones de consumo y demanda máxima consideran explícitamente las
acciones necesarias para cumplir las metas específicas formuladas en: la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica y su Reglamento, el Plan Nacional de Desarrollo (PND), la Estrategia Nacional
de Energía (ENE), la Estrategia Nacional de Cambio Climático 2013 (ENCC) y el Programa
Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE).
Entre las metas consideradas se incluyen las siguientes: disminuir las pérdidas de electricidad en
las redes de transmisión y distribución a niveles comparables a estándares internacionales,
8% a diciembre de 2024; capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica
identificado en el PRONASE; y lograr la mitigación de gases de efecto invernadero que para el
2020 señala un porcentaje del 30% respecto a la línea base construida con la intensidad de
emisiones del año 2010.
Políticas Públicas que rigen el desarrollo del POISE
Las políticas públicas que norman y orientan la planificación de la expansión del sector eléctrico
nacional se pueden agrupar en seis aspectos fundamentales respecto al tipo de suministro y las
características de consumo que requiere el país: 1) mínimo costo; 2) precio competitivo;
3) acceso a la electricidad para toda la población; 4) ahorro y uso eficiente de energía;
5) seguridad, lo que a su vez implica diversificación de fuentes de energía; 6) sostenibilidad
ambiental, mediante la participación creciente de fuentes limpias de generación.
Como se describe a continuación, estos criterios provienen de ordenamientos legales y
reglamentarios, y de estrategias y programas que dan perfil a las políticas públicas que norman
la planificación de la expansión del servicio público de electricidad.
Es importante tomar en cuenta que los criterios implícitos en las distintas políticas públicas no
siempre son congruentes entre sí. Por ejemplo, algunas fuentes de generación limpia implican
mayores costos nivelados de la energía generada que otras fuentes basadas en combustibles
fósiles. Asimismo, las tecnologías disponibles para eliminar o reducir emisiones contaminantes
encarecen la inversión y generalmente la operación y el mantenimiento de las fuentes de energía
basadas en combustibles fósiles.
1-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Por otra parte, la concentración de la generación en una sola tecnología de costo mínimo actual,
conduce a una estrategia vulnerable en relación con la seguridad de suministro. Es por ello
indispensable tomar en cuenta los riesgos intrínsecos en las decisiones de inversión para
desarrollar una estrategia de expansión robusta. Cuando se cuenta con diversificación de las
fuentes de energía para generación eléctrica, ajustes en el despacho eléctrico permiten hacer
frente a fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a incrementos en su costo.
Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio
Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE)
En su artículo 36 bis la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) indica que para la
prestación del servicio público de energía eléctrica deberá aprovecharse tanto en el corto como
en el largo plazo, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para la Comisión
Federal de Electricidad. Y que para cada tecnología de producción de electricidad deberán
considerarse no sólo sus externalidades ambientales asociadas, sino la capacidad de cada una
de ellas para garantizar óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público de
electricidad.
Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y
eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo
(PND).
En la estrategia general del PND se plantea el imperativo de elevar la productividad de la
economía para llevar al país a su máximo potencial. A decir del mismo PND esto requiere un
Estado capaz de establecer programas y políticas públicas que eleven la productividad a lo largo
y ancho del país, y que alcancen a todos los sectores de la economía. Uno de ellos es el
Sector Eléctrico, que hoy se compone del Servicio Público y de los Permisionarios del
Autoabastecimiento y de la Pequeña Producción, y que tiene el cometido de apoyar con precios
competitivos, calidad en el suministro y eficiencia en los procesos de generación, control,
transmisión, transformación, distribución y comercialización del fluido eléctrico.
Abastecimiento de energía a toda la población
Desde su origen en 1937 Comisión Federal de Electricidad ha mantenido la misión de lograr la
máxima cobertura nacional del servicio público de electricidad, y de hacerlo al menor costo
posible. En 1992 las modificaciones a la LSPEE y su Reglamento, vinieron a ratificar este criterio
fundamental de la expansión del servicio público de electricidad.
Actualmente la cobertura del servicio eléctrico llega a más del 98% de la población y, en
coordinación con la política nacional de desarrollo social, CFE continúa avanzando en el empeño
de hacer asequible el servicio eléctrico a toda la población. El acceso a un mejor nivel de vida, la
consolidación de una sociedad más equitativa y el abatimiento de la pobreza en el país, exigen
el abasto universal de energía eléctrica, con más eficiencia y con tarifas competitivas.
Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores y en
todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de
la Energía (PRONASE).
Sería insuficiente tener un suministro suficiente y eficiente de electricidad si no se lograra
–al mismo tiempo– un uso más eficiente en el consumo en todos los sectores de la economía y
en los usos finales. Por un lado, es preciso que se apoye a los usuarios Residenciales,
Comerciales, de Alumbrado Público, de Bombeo de Aguas Potables y Negras, de Servicios
1-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Temporales, de Bombeo de Aguas para Riego Agrícola, de las Empresas Medianas y de las
Grandes Industrias y Comercios para que dispongan de los instrumentos y equipos más
modernos y eficientes que les permitan consumir óptimamente el fluido eléctrico. Y por otro, es
prioritario alentar al máximo las líneas de innovación tecnológica para lograr ahorro en los usos
de iluminación, en aparatos electrodomésticos -primordialmente refrigeradores y aires
acondicionados-, en acondicionamiento de viviendas y edificios tanto privados como públicos, y
en motores de uso industrial, entre otros.
El uso eficiente comprende tanto al suministro como al consumo. En cuanto al suministro del
fluido eléctrico, la ENE señala la necesidad de ejecutar programas que permitan reducir las
pérdidas de energía, primordialmente en el proceso de distribución, en el que es imprescindible
la modernización de redes y de medidores, para lograr el abatimiento de las pérdidas técnicas y
no técnicas.
Además, el ahorro y uso eficiente de la energía es la única medida que contribuye al logro
simultáneo de todos los objetivos de las políticas públicas en materia de energía: economía,
seguridad en el suministro y sostenibilidad ambiental. Finalmente, estudios internacionales
diversos coinciden en concluir que el ahorro y uso eficiente de energía es la medida de política
con mayor alcance potencial en la optimización del balance de energía tanto de países
desarrollados como en desarrollo. Por todo lo anterior, este lineamiento es el de mayor prioridad
para el sector eléctrico.
Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento
económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, con
un parque de generación diversificado en que se incremente la participación
de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE).
En el marco de estos grandes lineamientos del PND, en la Estrategia Nacional de Energía (ENE)
se ratifica que el abastecimiento de todas las formas de energía –incluida la energía eléctrica–
debe sustentar las expectativas de crecimiento económico y poblacional, no sólo de forma cada
vez más eficiente, sino con un incremento sostenido de las fuentes limpias de generación,
incluyendo a las energías renovables.
La electricidad tiene la virtud de ser una fuente limpia de energía, versátil en sus aplicaciones y
de alta eficiencia en sus usos finales. Adicionalmente la electricidad se distingue porque
prácticamente cualquier fuente de energía, primaria o secundaria, puede transformarse en
energía eléctrica. Por ello, la diversificación de fuentes de energía para generar electricidad es
una medida fundamental para promover la seguridad mediante una estrategia robusta, menos
vulnerable a las fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a elevaciones en su costo.
Asimismo, la diversificación contribuye a la sostenibilidad ambiental cuando se orienta a la mayor
participación de fuentes limpias de energía.
El POISE que aquí se presenta manifiesta una creciente dependencia del gas natural. En 2012
este combustible dio origen al 51% de la energía generada para servicio público, porcentaje que
aumentará a 66% en el año 2028 si todas las centrales identificadas como de nueva generación
limpia (NGL) utilizan otras fuentes de energía diferentes al gas natural. En el extremo opuesto,
si todas estas centrales NGL utilizaran gas natural, en 2028 el porcentaje generado con dicho
combustible alcanzaría el 79% de la energía eléctrica para servicio público. Es por ello muy
importante dar atención al desarrollo tecnológico de otras fuentes de energía limpia como son
las renovables, la energía nuclear y los combustibles fósiles con captura y confinamiento de
carbono, y a su incorporación en el POISE.
1-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto
invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC).
En el artículo 7 fracción XXXIII de la Ley General de Cambio Climático (LGCC) se señala la
responsabilidad gubernamental de desarrollar estrategias, programas y proyectos integrales de
mitigación y adaptación al cambio climático en materia de hidrocarburos y energía eléctrica. Y
en el artículo 32 se indica que la política nacional de mitigación se instrumentará con base en un
principio de gradualidad, promoviendo el fortalecimiento de capacidades nacionales para la
mitigación de emisiones y la adaptación a los efectos adversos del cambio climático, priorizando
en los sectores de mayor potencial de reducción hasta culminar en los que representan los costos
más elevados, además de atender los compromisos internacionales de los Estados Unidos
Mexicanos en la materia.
La Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENCC) es el instrumento rector de la política nacional
para enfrentar los efectos del cambio climático y transitar hacia una economía competitiva,
sustentable y de bajas emisiones de carbono y se integra por los siguientes dos temas
principales:

Adaptación a los efectos del cambio climático, que incluye escenarios climáticos, y la
evaluación y diagnóstico de la vulnerabilidad y capacidad de adaptación en el país.

Desarrollo bajo en emisiones/mitigación, que incorpora un panorama sobre las emisiones
del país, las oportunidades de mitigación, el escenario y las emisiones de línea base, y la
trayectoria objetivo de las mismas.
Línea Base de emisiones de gases con efecto invernadero.
Estrategia Nacional de Cambio Climático
La ENCC define la Línea Base de emisiones como una proyección tendencial de las emisiones de
gases con efecto invernadero, en ausencia de acciones de mitigación. Este escenario tendencial
es el punto de partida para el diseño de políticas y acciones que permitan alcanzar las metas de
reducción de emisiones en México:

Al año 2020, abatir las emisiones en un 30% en comparación con la Línea Base, y

Al 2050, reducir las emisiones a un 50% de las registradas en el año 2000.
La ENCC construye la Línea Base a partir de los datos del Inventario Nacional de Emisiones de
Gases con Efecto Invernadero (INGEI), de las Prospectivas Sectoriales y de las proyecciones de
crecimiento del PIB y de población.
Específicamente, el cálculo de las emisiones asociadas a la generación de electricidad partió del
consumo proyectado de los combustibles que se obtiene de la Prospectiva del Sector Eléctrico
2012-2026 de SENER, tal como se describe en su Anexo Metodológico II, en el cual la demanda
proyectada de estos combustibles se afecta por los factores de emisión definidos en
el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático-1996 (IPCC por sus siglas en inglés),
tanto para el sector público, como para el sector privado. Así, la Línea Base de la ENCC reporta
las emisiones de gases con efecto invernadero agregadas de ambos sectores.
1-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La Línea Base obtenida con este procedimiento se presenta en la siguiente gráfica y corresponde
a las emisiones de referencia para el sector eléctrico nacional, que incluye la generación para el
servicio público y la generación de los autoabastecedores.
Emisiones de GEI (Línea Base)
Millones de toneladas de CO2 por año
180
160
140
134
136
138
140
141
143
144
145
148
150
123
120
100
80
60
40
20
0
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020
Gráfica 1.1
Sin embargo, la proyección incorporada en el POISE, que es el elemento principal en esta
metodología, no es una proyección inercial de las condiciones observadas del sistema eléctrico
en 2010; es una proyección evolutiva ya que incorpora gradualmente nuevas tecnologías más
eficientes y cambios en la composición del parque de generación, los cuales alteran la mezcla de
combustibles fósiles consumidos y, por tanto, el volumen de emisiones.
Por ejemplo, en la Prospectiva 2012-2026, la participación en la generación bruta para el servicio
público por ciclos combinados a gas natural pasa de 46% en 2011 a 60% en 2026 en el escenario
de planificación.
La proyección de generación de esta Prospectiva también incorpora diversas acciones que
disminuyen la cantidad de energía necesaria, como son la reducción de pérdidas que se
desprende de la ENE y los programas de ahorro de energía del Programa Nacional de
Aprovechamiento Sustentable de la Energía, ambos mencionados en incisos anteriores de este
capítulo.
La Prospectiva 2012-2026 considera un aumento en los programas de ahorro de energía que
pasa de 1.4 TWh en 2011 a 39.2 TWh en 2026, lo cual representa el 8.6% del consumo de
electricidad originalmente estimado. Dicha Prospectiva considera también una reducción en las
pérdidas en redes de transmisión y distribución, que pasan de 18% en 2011 a 8% en el año
2026, lo que representa una reducción de 50 TWh, el 11% del consumo de electricidad
originalmente estimado.
1-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Línea Base de Emisiones de GEI (CO2) considerada en este ejercicio
Por lo anterior, se considera que la Línea Base descrita no refleja condiciones inerciales del año
de referencia, sino que evoluciona considerando cambios significativos que disminuyen el
volumen de emisiones, los que de ser internalizados en la Línea Base dejarían de contribuir al
logro de las metas programáticas.
Para calcular la Línea Base de emisiones inerciales que se utilizará en este ejercicio de
planificación, se aplica el mismo volumen unitario de emisiones por kWh de energía bruta
generada en el año base. Es decir que la Línea Base de emisiones se construye aplicando la
intensidad observada en el año 2010 a la generación para el servicio público de electricidad
proyectada en cada año del horizonte de planificación del POISE, sin considerar los programas
de ahorro en usos finales ni la reducción de pérdidas técnicas y no-técnicas.
En el año 2010 el parque de generación existente en el Sistema Interconectado Nacional con
8 áreas (SIN-8) tuvo una intensidad de emisiones estimada en 0.4459 millones de toneladas de
CO2 por TWh de energía bruta necesaria. Esto corresponde a emisiones totales de CO2 calculadas
en 105.81 millones de toneladas2, para una energía bruta necesaria de 237.28 TWh, destinada
al servicio público.
Para establecer el grado de cumplimiento de las metas de emisiones, en el POISE que aquí se
presenta, la trayectoria anual de Línea Base se compara con las emisiones realmente obtenidas
en el ejercicio de planificación, asociadas a la energía bruta necesaria, después de considerar los
efectos de los programas de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.
2
Esta cifra difiere de la mostrada en la Gráfica 1.1 debido a que dicha gráfica incluye las emisiones asociadas a los Autoabastecedores de energía eléctrica
1-6
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POISE 2014-2028
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN
Generalidades
En la planeación del sector eléctrico, las estimaciones de demanda máxima de potencia y
consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazos constituyen un dato fundamental
para dimensionar y diseñar de manera óptima la expansión de capacidad de los sistemas de
generación, transmisión y distribución, a fin de satisfacer con calidad, confiabilidad, estabilidad,
economía y sostenibilidad, las necesidades en materia de energía eléctrica.
Este capítulo presenta las proyecciones nacionales correspondientes al escenario de planeación
2013 para el consumo de energía eléctrica —suma de las ventas del servicio público más el
autoabastecimiento— y de la demanda máxima de potencia asociada. Asimismo, muestra las
expectativas más probables de autoabastecimiento —tanto remoto como local— de energía
eléctrica, a partir de las cuales se determina el volumen de electricidad que será suministrado
por el servicio público.
Estas proyecciones consideran explícitamente el cumplimiento de tres lineamientos y metas
oficiales que afectan el nivel y la estructura del consumo de energía eléctrica: 1) capturar el
potencial de ahorro identificado en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable
de la Energía del 2009 (PRONASE); 2) reducir en 2020 un 30% las emisiones de CO2 respecto a
la línea base señalada en el capítulo 1 y un 50% en el 2050 en relación con las emisiones
registradas en el año 2000 según se señala en la Estrategia Nacional de Cambio Climático del
2013 (ENCC); 3) lograr que a fines de 2024 las pérdidas de energía eléctrica se encuentren en
niveles comparables a los estándares internacionales (8%), en cumplimiento con la Estrategia
Nacional de Energía del 2010 (ENE10).
Mediante modelos sectoriales, las metodologías econométricas utilizadas permiten analizar y
explicar el comportamiento histórico del consumo de electricidad al especificar las variables que
resultan relevantes. Esta explicación de las trayectorias históricas del consumo de electricidad es
la base para elaborar estimaciones prospectivas de dicho consumo, siempre en términos del
comportamiento supuesto o esperado de las diversas variables que han sido consideradas en el
diseño de esos modelos.
En dichos análisis las variables son muy específicas, como el Producto Interno Bruto (PIB) o el
precio (de combustibles, electricidad o incluso, de su relación), y en otros casos son variables
de tiempo, que reflejan los efectos de los cambios técnicos graduales y 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 diversas variables que han sido reconocidas como relevantes en los modelos
econométricos. Las proyecciones así construidas no incluyen los efectos de los nuevos programas
que incidan en el comportamiento del consumo, como los del Ahorro PRONASE y de recuperación
de pérdidas no-técnicas. Por lo anterior, es necesario elaborar estimaciones sobre estos efectos
e integrarlas a las proyecciones originales derivadas de los modelos sectoriales.
En el orden macroeconómico, tradicionalmente estos supuestos se han traducido en tres posibles
escenarios para la evolución del PIB en un horizonte prospectivo de 15 años —según lo establece
desde 2010 el último párrafo de la fracción VI del artículo 33 de la Ley Orgánica de la
Administración Pública Federal— llamados de planeación, alto y bajo. El escenario de planeación
que se presenta en este capítulo se identifica como la trayectoria económica más probable, dadas
ciertas determinaciones oficiales de política económica y supuestas las estrategias
gubernamentales en el sector.
En el orden demográfico se supone una sola trayectoria.
2-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres
trayectorias de precios, normalmente identificados por tres referentes: crudo WTI, gas natural
Henry Hub y carbón entregado en el noreste de Europa (cif ARA). Estas trayectorias son la base
para estimar la evolución futura de los precios de la electricidad. En el ejercicio que aquí se
presenta sólo han sido considerados los precios de combustibles del escenario de planeación.
Finalmente, en el ámbito del cambio técnico y de los programas orientados hacia un uso más
eficiente de la electricidad, se diseñan dos estimaciones para cada uno de los tres escenarios:

Una con base en la variable tiempo de los modelos, que recoge el impacto futuro
de la evolución tecnológica y del horario de verano, y supone que el efecto de
los otros programas previos de ahorro permanece constante

La otra estimación que recoge el impacto de las estrategias y acciones del
PRONASE en el uso final de energía eléctrica, por el cambio de las normas en la
eficiencia de lámparas, refrigeradores, equipos de aire acondicionado, motores,
o por acciones como la sustitución acelerada de focos en los diversos sectores,
principalmente el doméstico
Adicionalmente, por tratarse también de nuevos programas, es necesario considerar las
trayectorias esperadas al incluir la recuperación en la facturación de una proporción de pérdidas
no-técnicas de electricidad.
Para las proyecciones regionales se requiere de la aplicación de modelos de estimación que
consideran cuatro aspectos principales:
1)
Análisis de tendencias y del comportamiento de los sectores económicos a escala
regional
2)
Estudio de algunas cargas específicas de importancia regional y nacional
3)
Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones
particulares del mercado regional
4)
Estimaciones regionales sobre los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
con mayor probabilidad de realización
Bases de planificación 2013
En primer término de la serie de bases para el ejercicio de planificación están los supuestos
económicos y demográficos para el periodo. Uno de ellos el de la trayectoria y la estructura
estimadas del Producto Interno Bruto (PIB). Otro el de la evolución de la población y,
consecuentemente, de las familias.
En segundo término están los supuestos de precios de combustibles y de precios de electricidad.
En el caso de los precios de combustibles es importante estimar las trayectorias de precios de
referencia como el crudo (West Texas Intermediate y Mezcla Mexicana de Exportación), el
residual (residual Fuel Oil. No. 6, 3.0%S Gulf Coast), el gas natural (Henry Hub, Europa, Asia
Pacífico) y el carbón (Appalachian de los Estados Unidos y Amberes-Rotterdam-Amsterdam
(cif ARA) de Europa). Y a partir de ellos, se estiman primero las trayectorias de los precios
internos: 1) combustóleo de las refinerías de México; 2) gas natural de Ventas de Primera Mano
de Reynosa y del referente en Ciudad Pemex; 3) carbón nacional de las mineras de Coahuila y
del importado para la central de Petacalco.
2-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En segundo lugar se estima la evolución de precios de electricidad por sector de usuarios:
residenciales, comerciales, de servicios, agrícolas, de empresa mediana y de gran industria. A
este respecto y como elemento complementario para la estimación de los precios medios
sectoriales residencial y a agrícola, es necesaria una estimación de la evolución de los subsidios
a estos dos grupos de usuarios.
Bases Macroeconómicas
La SENER definió para este ejercicio el escenario económico de Planeación, para utilizarse como
base de las estimaciones del consumo de electricidad.
Este escenario constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema
Eléctrico Nacional (SEN) 2013 − 2028 y la base para estimar los niveles y trayectorias del
consumo de energía por sector y región.
En el escenario de Planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante
2013 − 2028 es de 3.7 %.
En la gráfica 2.1 se muestran las tasas anuales históricas del PIB total y de las ventas más
autoabastecimiento.
Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento
Tasas medias de crecimiento anual 1990 — 2012
tm ca
10%
8%
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
-6%
-8%
PIB
Ventas más autoabastecimiento
Gráfica 2.1
En la gráfica 2.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los
escenarios de Planeación de 1996 a 2013. En general el conjunto de trayectorias económicas
muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del
anterior.
Se observa que los pronósticos del PIB de 1996 a 2000 tenían una tendencia alta. Sin embargo,
por el estancamiento del PIB real de 2001 a 2003, las proyecciones 2002 a 2004 fueron más
2-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
conservadoras. Y por los resultados económicos de 2004 a 2007, los pronósticos económicos
2005 a 2008 recuperaron cierto optimismo. Sin embargo, la retracción de 2008 y la crisis de
2009 han sido antecedente de perspectivas más conservadoras para la revisión de las bases
económicas para el pronóstico de 2008 y 2009: 2.3% y 2.7% respectivamente.
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto
Mil Mill $2003
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Real
2005
Fuente: SENER
Gráfica 2.2
En el cuadro 2.1 se indica el comportamiento histórico de las tasas de crecimiento anual del PIB
2003 — 2012.
2-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento anual del PIB en 2003 − 2012
PIB
Año
tca1/ (%)
2003
1.36
2004
4.05
2005
3.21
2006
5.15
2007
3.26
2008
1.19
2009
-5.95
2010
5.28
2011
3.89
2012
3.92
2/
2/
1/ Tasa de crecimiento anual
2/ Datos revisados con la nueva base INEGI
Fuente: INEGI
Cuadro 2.1
Población
Se utilizó la serie de población proporcionada por la SENER que integra cifras históricas
actualizadas con base en el X Censo Nacional de Población y Vivienda del 2010, que para ese
año estimó una población de 112.3 millones de habitantes en el país. La proyección para el
crecimiento de la población utilizada presenta una tasa media de crecimiento anual de 1.0%
durante el periodo de pronóstico.
Precios de combustibles
La gráfica 2.3 muestra los precios en dólares constantes de 2013 para el escenario de Planeación.
En relación con el nivel del año 2012, en el periodo de pronóstico el precio del combustóleo
nacional disminuye a una tasa media anual de -1.7%. Similarmente el del combustóleo importado
que lo hace a una tasa media anual de -1.6%. Por su parte el gas natural nacional e importado
aumentan al 5.5% y 5.3% promedio al año, respectivamente. Para los precios del carbón
nacional, se estima un incremento medio anual del orden de 2.3% y del 1.2% para el carbón
importado.
2-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Trayectorias de precios de combustibles1/
Escenario de planeación 2013 – 2028
USD13 /MMBTU
18.0
17.0
16.0
15.0
Combustóleo
14.0
importado
13.0
12.0
Combustóleo nacional
11.0
10.0
9.0
8.0
Carbón Pacífico y Golfo (<1.0 % S)
7.0
Gas importado
Gas Nacional
6.0
Gas Henry Hub
5.0
4.0
Carbón nacional (1.0 % S)
3.0
2.0
Uranio enriquecido
1.0
0.0
1/ Los precios nacionales son los promedios aritméticos de los precios entregados en planta.
Incluyen costos de transporte
Fuente: SENER
Gráfica 2.3
Precios de la energía eléctrica
Las tarifas eléctricas en 2012 continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las tarifas 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 factores fijos para recuperar
la inflación.
Las tarifas industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las
comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial la tarifa DAC, se ajustaron con factores variables
determinados mensualmente, como función de las variaciones en el costo de suministro.
En todos los casos, la proyección para el periodo de pronóstico 2013 − 2028 del precio medio de
los diferentes sectores de usuarios, se realiza con la proyección de ajustes 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 de Precios al Consumidor.
En este caso se ha considerado que se continúa con el mismo nivel de subsidio, lo que supone
una relación precio/costo fija en el periodo. En tal 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 de bombeo de aguas potables y 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
del escenario económico y del escenario de precios de combustibles preparados por la SENER.
Los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a las trayectorias de los escenarios
económico y de precios de los combustibles. En consecuencia, las relaciones precio/costo se
modifican como resultado de los diferentes movimientos de estos escenarios.
2-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La gráfica 2.4 muestra las trayectorias estimadas del precio medio total para el Escenario de
Planeación.
Trayectorias del precio medio total de electricidad
Escenario de planeación 2013 – 2028
$13/kWh
2.20
2.00
1.80
1.60
1.40
1.20
1.00
0.80
0.60
0.40
0.20
0.00
Fuente: SENER y CFE
Gráfica 2.4
Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto del de los sectores subsidiados
como de los sectores sujetos al mecanismo de ajuste automático— respecto al nivel de 2012 y
en 2013 − 2028, el precio medio total experimenta un comportamiento relativamente estable en
el periodo, con una tasa media anual del orden del 0.1%.
Pronósticos global y sectorial de ventas más autoabastecimiento
La estimación de ventas más autoabastecimiento para un periodo dado está correlacionada con
el pronóstico del PIB para el mismo lapso. Como se muestra en la gráfica 2.2, en los años
anteriores al 2008, la estimación del PIB había sido cada vez menor. En consecuencia los
pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también mostraron ese
comportamiento. Sin embargo, de 2008 en adelante estos pronósticos del PIB han sido muy
similares. Así lo han sido también los pronósticos del agregado de ventas más autoabastecimiento
de 2008 al presente.
Este año, el pronóstico del PIB en 2013 — 2028 es muy cercano al del ejercicio anterior, con un
optimismo moderado, dada la recuperación de la economía en 2010 y su crecimiento en 2011 y
2012. Sin embargo, dado que en 2013 se espera un crecimiento menor al supuesto en el ejercicio
anterior, la trayectoria económica en este ejercicio de planeación es inferior a la del ejercicio
anterior.
Así, y en correspondencia con todos los supuestos de ahorro y de recuperación de pérdidas
no-técnicas en la facturación, en el actual pronóstico de ventas más autoabastecimiento durante
2-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
2013 — 2028 se prevé una evolución ligeramente inferior a la del ejercicio anterior. En términos
generales —y en relación al pronóstico del ejercicio anterior— se espera un rezago de un año en
los volúmenes anuales de ventas más autoabastecimiento. Véase gráfica 2.5.
En el capítulo de planificación de la generación se analizan los efectos debidos al pronóstico de
consumo y demanda en 2013 — 2028.
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
TWh
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Real
Gráfica 2.5
En el cuadro 2.2 se muestran las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento
en 2003 — 2012.
2-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento
2003 — 2012
(V + A)1/
Año
1/
2/
tca2/ (%)
2003
2.57
2004
3.94
2005
4.00
2006
3.19
2007
3.14
2008
2.07
2009
-0.77
2010
3.74
2011
7.17
2012
2.10
Ventas más Autoabastecimiento
Tasa de crecimiento anual
Cuadro 2.2
Durante 1991 — 2012, las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.0% como consecuencia
de una evolución anual de 3.8% de la electricidad consumida por los usuarios del Servicio Público
y de 5.5% del autoabastecimiento. Desde 2010 el volumen de la autogeneración fue mayor a los
26 TWh anuales, y para 2013 se estima un volumen ya cercano a los 30 TWh, que representan
poco más del 12% de la suma de ventas más autoabastecimiento.
Considerando todos los supuestos descritos en el capítulo 1, se estima que en 2013 — 2028
las ventas más autoabastecimiento del escenario de planeación crecerán en promedio 4.4% al
año. Véanse gráfica 2.6 y cuadro 2.3.
Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica histórico y prospectivo
Escenario de planeación
TWh
500
Proyección de ventas m ás autoabastecimiento de
energía eléctrica con ahorros PRONASE y
recuperación de pérdidas no-técnicas 2013 – 2028
tm ca 4.4%
Ventas m ás autoabastecimiento de
energía eléctrica 1990 – 2012
tm ca 4.0%
450
469.4
399.4
400
372.3
Consum o autoabastecido
tm ca 6.3%
350
Energía recuperada
en la facturación
2013-2028
300
234.1
250
Consum o autoabastecido
tm ca 5.5%
200
207.7
150
100.2
100
Ventas del servicio público con
ahorro PRONASE y recuperación
de pérdidas no-técnicas
tm ca 4.1%
Ventas del servicio público
tm ca 3.8%
50
0
Fuente: SENER y CFE
Gráfica 2.6
2-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta consumir en
2028 será de 469.4 TWh.
Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del
autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 4.2% en promedio al año, para
llegar a 399.4 TWh en 2028. Este volumen de energía suministrada por el servicio público en
2028 ya incluiría 27.1 TWh facturados como resultado de los programas de recuperación de
pérdidas no-técnicas del Sector Eléctrico Nacional.
Proyección de las ventas más el autoabastecimiento de energía eléctrica (GWh)
Escenario de planeación
1.-Ventas más
2.-Ahorro
autoabastecimiento PRONASE
(Original)
Sector
3.-Diferencia
(1-2)
4.-Recuperación
de pérdidas
no-técnicas
5.-Ventas más
autoabastecimiento
(3+4)
6.-Consumo
7.-Ventas del
autoabastecido servicio público
(5-6)
2012
236,641
1,667
234,974
850
235,824
26,413
209,411
2013
238,947
2,480
236,467
1,161
237,628
29,039
208,590
2014
249,419
5,348
244,071
2,394
246,465
37,441
209,024
2015
261,089
9,754
251,335
3,701
255,036
41,408
213,627
2016
273,844
14,547
259,297
5,043
264,340
46,054
218,286
2017
287,184
20,517
266,667
6,433
273,100
54,403
218,697
2018
302,126
22,470
279,656
8,089
287,745
60,923
226,823
2019
317,237
24,419
292,818
9,999
302,817
62,958
239,860
2020
332,742
26,378
306,364
12,093
318,457
63,987
254,470
2021
348,843
28,298
320,545
14,366
334,911
64,539
270,372
2022
365,538
30,268
335,270
16,825
352,095
65,568
286,527
2023
382,849
32,190
350,659
19,484
370,143
66,269
303,874
2024
401,114
34,110
367,003
22,371
389,375
66,821
322,554
2025
420,107
35,786
384,321
23,441
407,762
67,850
339,912
2026
440,082
37,460
402,622
24,572
427,194
68,402
358,792
2027
461,142
39,160
421,982
25,769
447,752
69,103
378,649
2028
483,234
40,909
442,325
27,025
469,351
69,983
399,367
(2013-2028)1/
4.6%
22.1%
4.0%
24.1%
4.4%
6.3%
4.1%
tmca %
1/ Tasa media de crecimiento anual referida a 2012
Fuente: SENER y CFE
Cuadro 2.3
En el cuadro 2.4 se presentan las tasas de crecimiento medio anual de ventas más
autoabastecimiento de energía eléctrica y sus componentes sectoriales, tanto para 2002 — 2012
como en 2013 — 2028.
Este comportamiento resulta de considerar las estimaciones derivadas de la aplicación de los
nuevos programas de ahorro, primordialmente el de iluminación por los cambios de la NOM.
También las trayectorias que se estiman representarán para cada sector la recuperación de
energía actualmente consumida pero no facturada.
En el mismo cuadro 2.4 se destaca la expectativa de un crecimiento del agregado de ventas más
autoabastecimiento de electricidad, punto y medio mayor en el periodo prospectivo (4.4%) que
en la última década (3.0%). Aunque en este ejercicio la trayectoria del autoabastecimiento es
mayor que la del anterior, la parte principal (82.6%) de la atención a ese consumo de electricidad
seguirá proviniendo del servicio público de electricidad en todo el periodo de pronóstico.
La dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las ventas a la industria
y a los grandes comercios. En 2012 estas ventas representaron 58.6% de las totales: 36.7% al
sector empresa mediana y 21.9% al sector gran industria.
2-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En el periodo de pronóstico estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en la
misma magnitud: 4.5%. Por lo que conjuntamente lo harán a esa misma tasa media anual de
4.5%, ligeramente superior al 4.2% de las ventas totales.
Así, en 2028 llegarán a representar 61.8% de las ventas totales del servicio público, como
expresión del mayor crecimiento relativo de las ventas del sector industrial respecto a las de
otros sectores, derivado del dinamismo conjunto de la empresa mediana y de la gran industria.
Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal,
crecerán 3.9% al año en conjunto, un punto porcentual menos que el ejercicio de planeación de
2012 (4.9 por ciento).
Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un dinamismo ligeramente menor
al del ejercicio anterior que fue de 1.7%. En este ejercicio su crecimiento anual será de 1.2%.
Ver cuadro 2.4.
Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de electricidad
Historia y escenario de planeación
2002-20121/ 2013-20282/
tmca
tmca
Ventas más autoabastecimiento
3.0%
4.4%
Consumo Autoabastecido
7.4%
6.3%
Ventas del Servicio Público
2.6%
4.2%
Desarrollo Normal
2.6%
3.9%
Residencial
2.9%
3.8%
Comercial
1.3%
4.1%
Servicios
3.1%
4.1%
Agrícola
3.4%
1.2%
Industrial
2.5%
4.5%
Empresa Mediana
3.1%
4.5%
Gran Industria
1.5%
4.5%
1/ tmca referida a 2001
2/ tmca referida a 2012
Fuente: SENER y CFE
Cuadro 2.4
2-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Estudio regional del mercado eléctrico
Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en nueve áreas o sistemas,
integrado por 149 zonas, 6 zonas de exportación y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados
—seis de los cuales reciben energía de importación—.
Los pronósticos de la demanda en energía y potencia eléctricas, se realizaron para dos escenarios:
de planeación y línea base.
Para la elaboración del escenario de planeación, se toman en cuenta:

Los escenarios del consumo nacional y sectorial de electricidad

La proyección del ahorro de energía derivado del PRONASE

La evolución histórica de las pérdidas totales de energía —técnicas y no-técnicas— en
zonas y áreas, así como la aplicación del Programa de Reducción de Pérdidas derivado de
la ENE

El comportamiento y evolución de las ventas en los sectores tarifarios, zonas y áreas

La caracterización y evolución de las cargas autoabastecidas remotamente

Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas
importantes —con demanda de potencia superior a 1 MW y que en su mayoría
corresponden al sector industrial—

La evolución de la demanda máxima en bancos de transformación

Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios
propios recibidos por transmisión y distribución

El comportamiento histórico de los factores de carga, a corto y mediano plazos acorde
con planes y factores de diversidad de las zonas y áreas
En coordinación con la SENER, se acordó la importancia de elaborar un escenario línea base del
mercado eléctrico, el cual considera algunas de las premisas del escenario de planeación sin
incluir el efecto de las políticas derivadas del PRONASE y ENE, es decir:

Programa de ahorro de energía —sin ahorros de electricidad—

Programa de reducción de pérdidas —porcentaje de pérdidas de electricidad constantes en
función del 2012—
Más adelante se muestra un comparativo en consumo bruto del SEN y demanda máxima bruta
del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para los escenarios de planeación y línea base.
Distribución de la demanda máxima en 2012
En el cuadro 2.5 y diagrama 2.1 se muestra su conformación.
2-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Distribución de la demanda máxima en 2012
Sistemas
Interconectado Nacional
(MW)
(%)
38,000
93.3
2,302
5.6
389
1.0
31
0.1
40,722
100.0
Baja California
Baja California Sur
Aislados
Total no coincidente
Cuadro 2.5
Demanda máxima1/,2/ por área y zona (MW) 2012
Sistema Eléctrico Nacional
Mexicali
S. L. Río
Colorado
1,271
284
Tijuana
Tecate
Juárez
779
1027
Nogales
Casas
Grandes
547
Ensenada
213
280
Caborca
245
7
4
2,302
Hermosillo
5
3,870
3,725
1,060
300
382
Sabinas
Camargo
Cd. Obregón
12
402
114
340
Parral
168
Santa
Rosalía
Nuevo Laredo
Monclova
Navojoa
13
Cerralvo
414
372
Guasave
La Paz
655
Monterrey
Matamoros
4,347
416
Saltillo
861
Montemorelos
Torreón
729
212
Loreto
12
365
Durango
145
C. del Oro
314
Culiacán
170
6
Victoria
7,798
Mante
Sombrerete
758
167
Reynosa
69
Gómez Palacio
Los Mochis
Matehuala
24
236
81
122
Mazatlán
355
Zacatecas
481
Cabo
San Lucas
S. L. Potosí
137
48
Irapuato
Chapala
1,545
163
Puerto
Vallarta
La Piedad
205
Salamanca
Zacapu 217
52
153
Manzanillo
689
115
144
Apatzingán
Norte
6
Noreste
7
Baja California
8
Baja California Sur, incluye
Guerrero Negro y Santa
Rosalía
9
Peninsular
3
Motul
8,975
561
Querétaro
Morelos
729
427
Zihuatanejo
83
124
Acapulco
407
102
Xalapa
179
Tlaxcala
S. Martín
407
157
920
87
129
Tecama- Orizaba
259
chalco
237 Tehuacán
111
244
Los Tuxtlas
46
Coatzacoalcos
183
77
542
Chontalpa
315
Tehuantepec
179
Los Ríos
2
166
6,656
56
Oaxaca
Chetumal
Villahermosa
741
Huajuapan
Tuxtla
Gutiérrez
San
Cristóbal
153
297
Tapachula
189
Diagrama 2.1
2-13
9
100
Veracruz
702 Papaloapan
Córdoba
Puebla
Huatulco
1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren
2/ Incluye exportación
230
1,583
Carmen
184
Iguala Matamoros
57
Chilpancingo
180
Teziutlán
2,298
3,558
Campeche
288
VDM Norte
3,935
Lázaro
Cárdenas
395
Riviera
Maya
Ticul
Poza Rica
VDM Centro
VDM Sur
87
Cancún
52
63
1
236
Pátzcuaro
46
Huejutla
82
8,651
899
503
Tizimín
39
Mérida
S. J. del Río
Morelia
Uruapan
89
Noroeste
5
Celaya
Zamora
Colima
234
597
331
Cd. Guzmán
Occidental
4
Valles
187
584
145
Guadalajara
Oriental
3
León
Los Altos
Tepic
2
743
836
627
Central
Tampico
Río Verde
Aguascalientes
177
1
368
500
213
8
46
Piedras Negras
558
Cuauhtémoc
170
Guerrero Negro
Villa
Constitución
ÁREA
Chihuahua
Guaymas
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta
El pronóstico para el SIN muestra en la gráfica 2.7 una tendencia al alza. La evolución histórica
en 2003 — 2012 presenta un crecimiento de 3.0%, y en 2012 registró un incremento de 2%.
Durante 2013 — 2028 se espera una tasa media anual de 4.0%, lo anterior se indica en el
diagrama 2.2.
Comparación de los pronósticos de la demanda máxima bruta del SIN
Escenario de planeación
MW
75,000
70,000
65,000
60,000
55,000
50,000
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
2005
2006
2007
2008
2009
Fuente: DME 2005 a 2013
Gráfica 2.7
2-14
2010
2011
2012
2013
Real
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento medio anual de la demanda máxima bruta por área (%)
Escenario de planeación
3.1
2.8
3.4
7
4.6
1
2
3
4
5
6
7
8
4.8
4.7
4
3.4
6.1
5.7
6.1
3.5
3.4
3.2
5
8
4.2
4.4
9
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
(incluye Guerrero Negro
y Santa Rosalía)
Peninsular
6
3.5
3
3.7
4.1
4.9
1
1.1
9
2.5
3.0
2.2
Sistema Interconectado Nacional
Evolución histórica
2003-20121/ 3.0
4.7
4.9
3.4
3.8
2
Crecimiento esperado
2013-20222/
3.7
4.0
2013-20282/
1/ tmca referida a 2002
2/ tmca referida a 2012
Diagrama 2.2
Los cuadros 2.6 y 2.7 presentan las cifras históricas durante 2003 — 2012, así como los
pronósticos de la demanda máxima bruta de cada área del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
durante 2013 — 2028.
Demanda máxima bruta (MW) del SEN
2003 — 2012
Año
Oriental1/ Occidental Noroeste
Central
Noreste1/ Baja1/
Baja2/
Peninsular1/ Pequeños3/ SIN
California California
Sistemas
Sur
Norte
2003
7,874
5,434
6,632
2,491
2,720
5,688
1,823
214
1,043
22
29,408
2004
8,047
5,425
6,523
2,606
2,853
6,148
1,856
234
1,087
24
29,301
2005
8,287
5,684
7,047
2,872
2,997
6,068
1,961
264
1,175
24
31,268
2006
8,419
5,882
7,106
2,916
3,113
6,319
2,095
284
1,284
25
31,547
2007
8,606
5,786
7,437
3,059
3,130
6,586
2,208
307
1,290
28
32,577
2008
8,435
6,181
8,069
3,072
3,328
6,780
2,092
341
1,404
30
33,680
2009
8,702
6,071
7,763
3,285
3,248
6,886
2,129
360
1,441
31
33,568
2010
9,004
6,375
8,175
3,617
3,385
7,070
2,229
368
1,534
31
35,310
2011
8,844
6,633
8,669
3,772
3,682
7,587
2,237
385
1,562
32
37,256
2012
8,651
6,656
8,975
3,870
3,725
7,798
2,302
389
1,583
31
38,000
tmca %
(2003-2012)
1.1
2.2
3.5
4.6
3.4
3.2
3.1
6.1
4.9
3.4
3.0
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz
3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.6
2-15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Demanda máxima bruta (MW) del SEN
Escenario de planeación
Año
Oriental1/ Occidental Noroeste
Central
Noreste1/ Baja1/
Baja2/
Peninsular1/ Pequeños3/ SIN
California California
Sistemas
Sur
Norte
2013
8,511
6,739
9,207
4,087
3,841
7,781
2,225
403
1,653
31
38,148
2014
8,763
6,909
9,584
4,337
4,052
8,178
2,312
428
1,731
31
40,096
2015
9,000
7,102
9,935
4,592
4,224
8,620
2,389
449
1,806
35
41,647
2016
9,234
7,314
10,323
4,827
4,386
9,037
2,464
474
1,883
37
43,112
2017
9,465
7,541
10,706
5,057
4,515
9,447
2,544
502
1,968
39
44,564
2018
9,727
7,837
11,158
5,262
4,648
9,859
2,628
530
2,054
40
46,349
2019
10,022
8,159
11,566
5,477
4,784
10,284
2,714
561
2,150
42
48,132
2020
10,325
8,499
11,998
5,707
4,923
10,723
2,802
596
2,254
44
50,014
2021
10,693
8,865
12,471
5,947
5,076
11,223
2,925
635
2,371
47
52,114
2022
11,066
9,266
12,952
6,202
5,237
11,745
3,049
678
2,497
49
54,286
2023
11,478
9,686
13,511
6,465
5,402
12,292
3,182
724
2,634
52
56,610
2024
11,877
10,124
14,111
6,739
5,580
12,859
3,317
774
2,776
55
59,011
2025
12,309
10,590
14,769
7,053
5,761
13,456
3,466
828
2,933
58
61,712
2026
12,790
11,085
15,470
7,378
5,951
14,100
3,621
884
3,088
61
64,560
2027
13,285
11,598
16,190
7,712
6,156
14,767
3,780
944
3,246
65
67,513
2028
13,797
12,144
16,968
8,056
6,368
15,469
3,946
1,009
3,428
69
70,591
tmca %
(2013-2028)
3.0
3.8
4.1
4.7
3.4
4.4
3.4
6.1
4.9
5.1
4.0
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz
3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.7
Crecimiento esperado del consumo bruto de energía
El consumo bruto se integra por las ventas de energía, el autoabastecimiento remoto, ahorros
de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, la exportación, la
importación, la reducción de pérdidas y los usos propios de CFE. El pronóstico en 2013 — 2028
del consumo bruto del SEN presenta una tmca de 3.8%. En el diagrama 2.3 se muestra la
evolución histórica en 2003 — 2012 con un crecimiento de 3.1% y en 2012 el consumo bruto
registró un incremento de 1.9 por ciento.
2-16
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento medio anual del consumo bruto por área (%)
Escenario de planeación
2.9
3.7
4.1
7
4.1
1
2
3
4
5
6
7
8
4.9
5.0
4
3.3
6.3
5.7
6.4
2.5
3.0
3.0
5
8
3.7
4.2
9
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Baja California
Baja California Sur
(incluye Guerrero Negro
y Santa Rosalía)
Peninsular
6
Sistema Eléctrico Nacional
Evolución histórica
2003-20121/ 3.1
3.8
3
Crecimiento esperado
2013-20222/
3.2
3.8
2.6
3.5
2013-20282/
2.0
Sistema Interconectado Nacional
Evolución histórica
2003-20121/ 3.1
4.8
1
9
2.5
3.2
2.8
Crecimiento esperado
2013-20222/
3.1
3.8
5.1
5.4
2.9
3.7
2
2013-20282/
1/ tmca referida a 2002
2/ tmca referida a 2012
Diagrama 2.3
Los cuadros 2.8 y 2.9 muestran la información histórica en 2003 — 2012 y las proyecciones en
2013 — 2028 para el consumo bruto en cada área del SEN.
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
2003 — 2012
Año
Oriental2/ Occidental Noroeste
Central
Noreste2/ Baja2/
Baja3/
Peninsular2/ Pequeños4/ SEN
California California
Sistemas
Sur
Norte
SIN
2003
46,004
34,082
43,789
13,984
16,613
35,968
10,607
1,238
6,802
103
209,190
197,242
2004
47,255
34,634
45,177
14,609
17,192
37,279
11,022
1,333
7,252
108
215,861
203,398
2005
49,129
36,209
47,734
15,506
18,245
38,630
11,503
1,453
7,468
111
225,988
212,921
2006
50,523
37,454
49,239
15,966
18,743
40,221
12,160
1,605
7,927
119
233,957
220,073
2007
51,953
38,324
51,603
16,616
19,408
41,081
12,483
1,722
8,574
132
241,896
227,559
2008
52,430
39,109
52,405
16,690
19,338
41,828
12,615
1,933
9,097
148
245,594
230,898
2009
52,158
39,118
52,179
16,997
19,428
41,497
12,084
1,989
9,426
147
245,023
230,804
2010
54,227
40,447
55,602
17,339
20,395
43,452
11,821
2,016
9,360
150
254,808
240,821
2011
55,108
42,952
60,066
19,251
22,109
47,398
12,026
2,165
9,898
151
271,124
256,782
2012
54,866
44,066
61,665
20,097
22,480
47,781
12,664
2,209
10,169
154
276,151
261,124
tmca %
(2003-2012)
2.0
2.8
3.8
4.1
3.3
3.0
2.9
6.3
4.8
4.4
3.1
3.1
1/
2/
3/
4/
Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE
Incluye exportación
BCS solamente sistema La Paz
Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.8
2-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
Escenario de planeación
Año
1/
2/
3/
4/
Oriental2/ Occidental Noroeste
Central
Noreste2/ Baja2/
Baja3/
Peninsular2/ Pequeños4/ SEN
California California
Sistemas
Sur
Norte
SIN
2013
54,219
44,257
61,918
20,407
22,732
48,089
12,958
2,269
10,561
152
277,562
262,184
2014
55,434
44,968
62,377
21,658
23,046
50,056
13,312
2,369
11,001
159
284,382
268,542
2015
56,782
45,773
63,293
23,142
23,543
51,608
13,667
2,488
11,453
184
291,931
275,593
2016
57,785
46,283
63,849
24,254
23,844
52,680
14,029
2,617
11,948
194
297,484
280,643
2017
58,476
46,944
64,324
24,911
23,972
54,378
14,498
2,760
12,486
200
302,948
285,491
2018
60,703
49,087
67,165
26,313
24,881
57,557
15,218
2,924
13,242
208
317,298
298,948
2019
62,761
51,181
69,926
27,689
25,756
60,111
15,959
3,118
14,025
216
330,742
311,449
2020
65,055
53,799
73,137
29,158
26,697
63,004
16,684
3,357
14,858
224
345,973
325,708
2021
67,413
56,222
76,494
30,728
27,707
66,037
17,387
3,603
15,756
234
361,582
340,358
2022
70,087
58,770
79,806
32,343
28,723
69,018
18,145
3,864
16,669
244
377,670
355,417
2023
72,741
61,399
83,539
33,979
29,802
72,230
18,986
4,150
17,644
254
394,725
371,334
2024
75,515
64,163
87,557
35,728
30,940
76,215
19,881
4,448
18,679
266
413,393
388,798
2025
78,920
67,359
92,278
37,617
32,186
80,217
20,824
4,781
19,860
279
434,320
408,436
2026
82,584
70,853
97,151
39,633
33,512
84,024
21,835
5,175
21,071
292
456,130
428,828
2027
86,383
74,538
102,410
41,687
34,879
87,984
22,927
5,613
22,366
306
479,093
450,247
2028
90,396
78,324
107,691
43,856
36,354
92,117
24,086
6,087
23,716
320
502,947
472,453
tmca %
(2013-2028)
3.2
3.7
3.5
5.0
3.0
4.2
4.1
6.5
5.4
4.7
3.8
3.8
Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE
Incluye exportación
BCS solamente sistema La Paz
Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.9
Consumo de cargas autoabastecidas
En los cuadros 2.10 a 2.13 se presentan la evolución histórica y esperada de los requerimientos
en demanda máxima y consumo de cargas asociadas con proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones
del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico
2013 — 2028.
Demanda máxima autoabastecida (MW)
2003 — 2012
Autoabastecimiento
Total
Local
Remoto
Año
2003
3,643
1,092
4,735
2004
2,843
1,299
4,141
2005
2,922
1,401
4,323
2006
3,452
1,548
5,000
2007
3,954
1,657
5,611
2008
4,543
1,776
6,319
2009
4,459
2,077
6,536
2010
4,525
2,173
6,698
2011
4,708
2,166
6,874
2012
4,479
2,579
7,058
tmca %
(2003-2012)
2.4
18.4
5.8
Cuadro 2.10
2-18
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento esperado de la demanda máxima autoabastecida (MW)
Escenario de planeación
Autoabastecimiento
Año
Local
Remoto
Remoto más
Proyectos
proyectos
Total
renovables
renovables
2013
4,783
3,379
3,379
8,162
2014
4,861
5,431
5,431
10,292
2015
4,910
5,674
5,674
10,584
2016
5,537
6,429
6,429
11,967
2017
5,537
10,126
10,126
15,664
2018
5,730
10,126
10,126
15,856
2019
5,730
10,126
200
10,326
16,056
2020
5,730
10,126
400
10,526
16,256
2021
5,730
10,126
600
10,726
16,456
2022
5,730
10,126
800
10,926
16,656
2023
5,730
10,126
1,000
11,126
16,856
2024
5,730
10,126
1,200
11,326
17,056
2025
5,730
10,126
1,400
11,526
17,256
2026
5,730
10,126
1,600
11,726
17,456
2027
5,730
10,126
1,800
11,926
17,656
2028
5,730
10,126
2,000
12,126
17,856
tmca %
(2013-2028)
1.6
8.9
10.2
6.0
Cuadro 2.11
Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario definir la
ubicación de las cargas en el sistema eléctrico. A partir de 2019, se prevé que un grupo de cargas
serán autoabastecidas con energía tipo renovable, definidas como Bloque de Proyectos
Renovables, los cuales se abordan con más detalle en el capítulo de planificación de la generación.
En los cuadros 2.11 y 2.13 se presentan el crecimiento esperado del autoabastecimiento, referido
a la demanda en potencia y en energía, respectivamente.
Consumo autoabastecido (GWh)
2003 — 2012
Autoabastecimiento
Año
Local
Remoto
Total
2003
11,434
5,174
16,608
2004
12,918
7,545
20,463
2005
13,390
8,192
21,582
2006
13,127
8,937
22,064
2007
13,323
9,846
23,169
2008
14,115
9,832
23,946
2009
13,959
9,786
23,745
2010
14,256
11,899
26,155
2011
15,220
11,871
27,092
2012
13,974
12,283
26,257
tmca %
(2003-2012)
2.9
21.0
7.8
Cuadro 2.12
2-19
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Crecimiento esperado del consumo autoabastecido (GWh)
Escenario de planeación
Autoabastecimiento
Año
Local
Remoto
Remoto más
Proyectos
Total
renovables proyectos
renovables
2013
15,035
14,004
14,004
29,039
2014
16,038
21,403
21,403
37,441
2015
16,305
25,104
25,104
41,408
2016
19,048
27,006
27,006
46,054
2017
20,777
33,626
33,626
54,403
2018
20,868
40,054
40,054
60,923
2019
21,874
40,054
1,029
41,084
62,958
2020
21,874
40,054
2,059
42,113
63,987
2021
21,874
40,054
2,610
42,665
64,539
2022
21,874
40,054
3,640
43,694
65,568
2023
21,874
40,054
4,341
44,395
66,269
2024
21,874
40,054
4,892
44,947
66,821
2025
21,874
40,054
5,922
45,976
67,850
2026
21,874
40,054
6,474
46,528
68,402
2027
21,874
40,054
7,174
47,229
69,103
2028
21,874
40,054
8,055
48,109
69,983
tmca %
(2013-2028)
2.8
7.7
8.9
6.3
Cuadro 2.13
En 2012 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 28.3 TWh. El valor real al cierre fue
de 26.3 TWh, lo que significa una desviación de 7.9% por debajo de lo previsto. Los proyectos
que iniciaron operación en este año fueron: Sociedad Autoabastecedora de Energía Verde de
Aguas, SAEVA (3.2 MW), Tala Electric (25 MW), Energía EP Xicoac (0.4 MW), Eólica de Arriaga
SAPI de CV (28.8 MW), Eólica Stipa Nayya (74 MW), Energía Láctea (0.8 MW) y Desarrollos
Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 (90 MW).
Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE
En concordancia con una de las principales metas de sostenibilidad ambiental de la ENE
—capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el
PRONASE— se presenta el escenario de planeación de ahorro de energía eléctrica que preparó la
SENER. Su elaboración supone una 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.
Se han considerado cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE:
iluminación, equipos de hogar y de inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores
industriales, y bombas de agua agrícolas y de servicios públicos. A partir de esto se ha desglosado
su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: residencial, comercial, servicios,
agrícola, empresa mediana y gran industria. En el cuadro 2.14 se muestra la trayectoria global
del ahorro.
En el sector residencial se registrarán los mayores ahorros. En 2024 representarán 70.6% del
total del ahorro de 34.1 TWh; en conjunto el ahorro en el sector industrial —empresa mediana y
gran industria— llegaría a representar 19%, el restante 10.4% está integrado por los sectores
comercial, servicios y agrícola.
2-20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Trayectoria ahorro (GWh) PRONASE
Escenario de planeación
Año
Residencial Comercial Servicios Agrícola
Industrial
Empresa
Mediana
Gran
SEN
Industria
2013
2,480
0
0
0
0
0
0
2,480
2014
4,634
86
201
40
386
234
153
5,348
2015
8,070
213
415
99
957
579
379
9,754
2016
11,579
385
673
179
1,732
1,047
685
14,547
2017
15,511
687
985
291
3,042
1,846
1,196
20,517
2018
16,761
796
1,049
343
3,520
2,134
1,387
22,470
2019
18,008
904
1,113
395
3,999
2,422
1,577
24,419
2020
19,248
1,012
1,178
447
4,492
2,718
1,775
26,378
2021
20,469
1,119
1,232
498
4,979
3,010
1,970
28,298
2022
21,694
1,225
1,300
559
5,489
3,314
2,175
30,268
2023
22,891
1,329
1,367
616
5,988
3,614
2,374
32,190
2024
24,068
1,426
1,435
681
6,499
3,918
2,581
34,110
2025
25,150
1,514
1,476
747
6,899
4,168
2,730
35,786
2026
26,232
1,601
1,518
812
7,298
4,419
2,879
37,460
2027
27,338
1,689
1,559
877
7,697
4,669
3,028
39,160
2028
28,494
1,776
1,600
942
8,097
4,919
3,177
40,909
Fuente: SENER
Cuadro 2.14
Reducción de pérdidas de energía eléctrica
La gráfica 2.8 muestra el comportamiento de las pérdidas en energía del SEN. Se muestran los
casos sin y con la aplicación del programa de reducción de pérdidas de energía eléctrica.
En cada área se lleva a cabo un proceso de reducción gradual de pérdidas en el horizonte de
planificación, tomando en cuenta su valor actual. Para 2024 la energía asociada a las pérdidas
no-técnicas se reduce de 8.7% a 2.5% —de estas últimas se estima que el 87.7% se integrarán
a las ventas de energía (facturación) y el 12.3% es energía evitada—. Por otra parte, las pérdidas
técnicas se disminuirán de 7.9% a 5.5% para alcanzar una reducción de 8% global en energía.
Lo anterior implica que algunas áreas tendrán que realizar esfuerzos más significativos, como es
el caso del Central, Oriental y Occidental, comparados con Baja California y Baja California Sur,
donde las pérdidas actuales están cercanas a la meta establecida, debido a las coberturas
geográficas menores, a los reducidos índices de ruralidad y a programas previos.
Los programas y proyectos que se realizarán para reducir las pérdidas en el Sistema Eléctrico de
Distribución se explican en el capítulo 6, sección 6.6.
2-21
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Comparación con y sin programa de reducción de pérdidas en
Energía eléctrica del SEN
TWh
100
90.94
16.4%
90
80
70
Sin reducción
60
50 44.05
39.34
8.0%
16.6%
40
Con reducción
30
20
Meta de reducción
de 8% en 2024
10
0
Grafica 2.8
En la gráfica 2.9 se presenta la evolución de las pérdidas en energía del SEN del escenario de
planeación, así mismo en el cuadro 2.15 se indican por área.
Pérdidas totales técnicas y no-técnicas del SEN
Escenario de planeación
TWh
50.0
45.0
44.05
16.6%
39.34
35.0
8%
Pérdidas totales
40.0
32.33
8%
23.08
7.9%
30.0
Técnicas
25.0
27.19
22.34
5.5%
20.0
5.5%
15.0
20.97
10.0
8.7%
No-técnicas
9.99
2.5%
5.0
12.15
2.5%
0.0
Fuente: DME 2012, pérdidas totales de 44.05 TWh, equivalente a 16.6% con base en la energía necesaria neta del SEN 265.16 TWh
Gráfica 2.9
2-22
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Pérdidas totales por área (GWh) del SEN
Escenario de planeación
Año
Central
Oriental1/ Occidental Noroeste
Noreste1/ Baja1/
Baja2/
Peninsular1/ Pequeños3/ SEN
California California
Sistemas
GWH
Sur
Norte
%
2013
14,570
6,782
8,629
2,149
3,213
4,545
1,093
170
1,318
14
42,483
15.9%
2014
14,022
6,668
8,436
2,246
3,177
4,615
1,114
177
1,338
15
41,809
15.3%
2015
13,413
6,568
8,289
2,357
3,166
4,626
1,133
186
1,359
17
41,114
14.6%
2016
12,644
6,414
8,074
2,427
3,125
4,580
1,153
196
1,384
18
40,015
13.9%
2017
11,777
6,272
7,853
2,467
3,067
4,597
1,180
207
1,407
18
38,844
13.2%
2018
11,144
6,328
7,884
2,558
3,103
4,738
1,231
222
1,449
19
38,676
12.6%
2019
10,490
6,172
7,755
2,605
3,014
4,899
1,281
238
1,464
19
37,937
11.8%
2020
9,778
6,040
7,626
2,651
2,920
5,075
1,329
256
1,475
19
37,169
11.0%
2021
8,998
5,840
7,483
2,696
2,818
5,252
1,378
275
1,482
20
36,240
10.3%
2022
8,134
5,599
7,301
2,734
2,703
5,427
1,428
296
1,484
20
35,125
9.5%
2023
7,179
5,318
7,081
2,763
2,571
5,605
1,482
318
1,481
20
33,818
8.8%
2024
6,126
4,995
6,825
2,789
2,427
5,791
1,539
341
1,473
21
32,326
8.0%
2025
6,405
5,250
7,183
2,936
2,527
6,072
1,613
368
1,562
22
33,938
8.0%
2026
6,700
5,520
7,556
3,091
2,632
6,371
1,693
399
1,656
23
35,641
8.0%
2027
7,013
5,805
7,952
3,254
2,743
6,684
1,777
433
1,756
24
37,442
8.0%
2028
7,341
6,105
8,369
3,426
2,860
7,010
1,868
469
1,862
25
39,335
8.0%
1/ Incluye exportación
2/ BCS solamente sistema La Paz
3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.15
Por lo anterior, la energía total que se reduce se integra por 30.9% debido a la reducción de
pérdidas técnicas y a 69.1% por la reducción de pérdidas no-técnicas.
En el cuadro 2.16, se presenta la estimación de ventas recuperadas por área al abatir las pérdidas
no-técnicas.
Ventas de energía asociada a la reducción de pérdidas no-técnicas (GWh) del SEN
Escenario de planeación
Año
1/
2/
3/
Central
Oriental1/ Occidental Noroeste
Noreste1/ Baja1/
Baja2/
Peninsular1/ Pequeños3/ SEN
California California
Sistemas
Sur
Norte
2013
671
133
106
36
61
114
8
0
33
0.1
1,161
2014
1,385
270
214
76
123
239
17
0
69
0.2
2,394
2015
2,143
413
329
122
188
370
26
0
108
0.3
3,701
2016
2,923
558
445
171
255
503
36
0
151
0.4
5,043
2017
3,721
709
565
222
321
650
46
0
198
0.5
6,433
2018
4,659
894
712
282
401
830
58
0
253
0.7
8,089
2019
5,603
1,202
902
381
570
932
71
0
335
1.0
9,999
2020
6,627
1,552
1,112
491
753
1,045
85
0
426
1.5
12,093
2021
7,738
1,928
1,343
612
950
1,165
100
0
527
1.9
14,366
2022
8,937
2,337
1,594
744
1,162
1,293
117
0
639
2.4
16,825
2023
10,231
2,781
1,868
886
1,389
1,430
134
0
762
2.9
19,484
2024
11,631
3,266
2,166
1,042
1,633
1,578
154
0
898
3.5
22,371
2025
12,160
3,432
2,279
1,097
1,701
1,655
161
0
952
3.7
23,441
2026
12,721
3,609
2,398
1,155
1,772
1,736
169
0
1,009
3.8
24,572
2027
13,315
3,795
2,523
1,216
1,847
1,822
177
0
1,070
4.0
25,769
2028
13,937
3,991
2,656
1,281
1,925
1,911
186
0
1,135
4.2
27,025
Incluye exportación
BCS solamente sistema La Paz
Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 2.16
2-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Exportación e importación de CFE
En el cuadro 2.17 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por
área de control en 2003 — 2012.
En 2012 la exportación fue de 1.1 TWh y se importaron 2.2 TWh. Se obtiene un balance neto de
importación por 1.1 TWh.
Exportación e importación de energía eléctrica (GWh)
2003 — 2012
Año
Exportación
Oriental Norte
Noreste
Importación
Oriental Noroeste Norte
Baja
Peninsular Total
California
Noreste
Balance
Neto
Exp-Imp
Baja
Total
California
2003
0
0
0
765
188
953
0
5
21
0
45
71
2004
0
0
0
770
236
1,006
0
6
2
0
39
47
959
2005
1
0
0
1,037
253
1,291
0
6
6
0
75
87
1,204
2006
2
0
16
1,072
209
1,299
0
6
2
1
514
523
776
2007
2
0
13
1,211
225
1,451
0
6
2
3
266
277
1,174
2008
3
0
4
1,197
248
1,452
0
6
3
3
340
351
1,102
2009
22
0
27
984
216
1,249
0
6
3
57
280
346
903
2010
349
0
10
830
160
1,348
0
6
3
168
221
397
951
2011
504
0
18
600
170
1,292
3
4
59
269
261
596
696
2012
231
0
5
643
238
1,117
30
3
278
1,517
341
2,169
-1,052
882
Cuadro 2.17
Para 2013 se prevén importar 2.5 TWh, de los cuales 1.6 TWh corresponderán al área Noreste,
0.6 TWh a Baja California, 0.3 TWh a la Norte, 0.03 TWh a la Oriental y 0.003 TWh a la Noroeste.
La exportación en 2013 — 2028, se estima en 1.1 TWh/año.
Comparativo del mercado eléctrico para los escenarios línea base y
de planeación
En la gráfica 2.10 y cuadro 2.18 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 del consumo bruto
del SEN para los escenarios línea base y de planeación. El escenario línea base estima un
crecimiento del 4.6% alcanzando 568.4 TWh en 2028, lo anterior excluye el efecto de ahorro del
PRONASE y el Programa de reducción de pérdidas ENE. En tanto el escenario de planeación si las
incluye y presenta un crecimiento de 3.8% alcanzando 502.9 TWh en 2028.
En la gráfica 2.11 y cuadro 2.19 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 de demanda máxima
bruta del SIN para los escenarios línea base y de planeación, los cuales estiman un crecimiento
del 4.6% con 79,042 MW en 2028 y un crecimiento del 3.9% con 70,591 MW en 2028
respectivamente.
2-24
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Consumo bruto del SEN
Escenarios línea base y de planeación
TWh
600
568.4
502.9
500
Escenario línea base
tmca 4.6%
400
Escenario de planeación
tmca 3.8%
300 276.2
200
100
0
Gráfica 2.10
Consumo bruto (GWh) del SEN
Escenarios línea base y de planeación
Línea base1/
Año
Planeación2/
2013
281,236
277,562
2014
292,230
284,382
2015
305,859
291,931
2016
317,975
297,484
2017
331,446
302,948
2018
349,089
317,298
2019
366,031
330,742
2020
384,888
345,973
2021
404,188
361,582
2022
424,141
377,670
2023
445,128
394,725
2024
467,866
413,393
2025
491,464
434,320
2026
515,978
456,130
2027
541,714
479,093
2028
568,440
502,947
4.6
3.8
tmca %
(2013-2028)
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación,
pérdidas constantes y usos propios CFE
2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,
ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,
reducción de pérdidas y usos propios CFE
Cuadro 2.18
2-25
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Demanda máxima bruta del SIN
Escenarios línea base y de planeación
MW
90,000
79,042
80,000
70,000
Escenario línea base
tmca 4.7%
70,591
60,000
50,000
38,000
Escenario de planeación
tmca 3.9%
40,000
30,000
20,000
10,000
0
Gráfica 2.11
Demanda máxima bruta (MW) del SIN
Escenarios línea base y de planeación
Línea base1/
Año
Planeación2/
2013
39,054
38,148
2014
41,094
40,096
2015
43,346
41,647
2016
45,579
43,112
2017
47,986
44,564
2018
50,252
46,349
2019
52,518
48,132
2020
54,890
50,014
2021
57,470
52,114
2022
60,189
54,286
2023
63,029
56,610
2024
65,983
59,011
2025
69,061
61,712
2026
72,249
64,560
2027
75,549
67,513
2028
79,042
70,591
4.7
3.9
tmca %
(2013-2028)
1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación,
pérdidas constantes y usos propios CFE
2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,
ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,
reducción de pérdidas y usos propios CFE
Cuadro 2.19
2-26
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Evolución del Sistema Eléctrico Nacional
En 1960 el suministro de electricidad se efectuaba mediante diversos sistemas aislados muy
pequeños.
Al paso del tiempo las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de
transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes
proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación
mediante el uso de fuentes de energía hidráulica, geotérmica, nuclear, carbón, eólica y solar
(aún incipiente). En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano
y el uso de tarifas con diferenciación horaria.
A partir de 2000 y con base en la LSPEE se permitió a los Productores Independientes de Energía
(PIE) la entrega de energía eléctrica a CFE. Esta ley también ha permitido a los
autoabastecedores privados usar la red de transmisión del servicio público a fin de transportar
la energía producida hasta donde se ubican sus cargas.
En 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas
convencionales en servicio mediante el acoplamiento de nuevas unidades turbogás, para la
integración de centrales de ciclo combinado.
En octubre de 2009 se decretó la extinción de LyFC, organismo que suministraba la energía
eléctrica en la región centro del país. El área de influencia de la extinta LyFC se localizaba en los
estados de México, Morelos, Hidalgo, Puebla y el Distrito Federal, la cual ahora es atendida por
CFE, única empresa autorizada para suministrar el servicio público de energía eléctrica en el
territorio nacional.
Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba con capacidad efectiva de 53,114 MW para el servicio
público, de los cuales 40,696 MW (76.6%) eran proporcionados por la CFE y 12,418 MW (23.4%)
por los PIE. Asimismo se tenía un total de 859,142 km de líneas de transmisión y distribución.
El SEN se organiza en nueve regiones, como se muestra en el diagrama 3.1.
La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control
ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey
y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. El Centro Nacional
en el Distrito Federal coordina el despacho económico y la operación segura y confiable del SEN.
Las siete áreas del macizo continental se encuentran interconectadas y forman el SIN. Su objetivo
consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de demandas y
situaciones operativas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento
más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California
permanecen como sistemas aislados.
El sistema de Baja California (norte) opera ligado a la red eléctrica de la región occidental de EUA
―Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a
230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y
energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.
3-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
7
7
4
5
6
8
3
1.- Central
2.- Oriental
3.- Occidental
4.- Noroeste
5.- Norte
6.- Noreste
7.- Baja California
8.- Baja California Sur
9.- Peninsular
9
1
2
Diagrama 3.1
Estructura del sistema de generación
Capacidad efectiva instalada
La capacidad de generación para el servicio público a diciembre de 2012 (53,114 MW) aumentó
1.15% respecto a 2011 (52,512 MW). Esta nueva capacidad resultó de incrementar y modificar
la capacidad instalada en 602.8 MW. Ver cuadros 3.1 y 3.2, y gráfica 3.1.
Adiciones y modificaciones a la capacidad efectiva durante 2012
Central
Unidad
Tipo
1/
MW
Adiciones
C. E. Oaxaca I, II, III y IV
PIE
La Venta III
PIE
Santa Rosalía
Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno)
Zumpimito
Baja California sur I
Subtotal
272
68
1
2, 3 y 4
5
3
EOL
EOL
FV
TG
HID
CI
408.000
102.850
1.000
472.665
6.000
41.900
1,032.415
NUC
HID
HID
GEO
TC
TC
HID
HID
HID
HID
CI
245.120
-2.800
8.800
-75.000
-600.000
-37.500
20.000
3.775
4.950
3.990
-1.000
-429.665
602.750
Modificaciones
Laguna Verde
Puente Grande
Santa Rosa (Manuel M. Diéguez)
Cerro Prieto I
Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno)
Lerma (Campeche)
La Villita
Cupatitzio
Botello
Cóbano
Santa Rosalía
Subtotal
Total
1
1y
3
1y
3y
1y
1
1y
1
1
1
8
2
2
4
2
4
/ Véase nomenclatura en la nota 3/ del cuadro 3.3
Cuadro 3.1
3-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad efectiva por área y tecnología
Servicio público
Tecnología
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Termoeléctrica convencional
2,280
2,217
2,550
Ciclo combinado
1,038
2,807
1,105
822
163
473
Turbogás
1/
Baja
California
Baja
California
Sur
1,100
320
113
7,012
1,262
284
299
Norte
Noreste
2,052
936
735
2,588
86
161
Peninsular
Pequeños
Sistemas 2/
356
236
402
225
Carboeléctrica
2,778
1,768
Nucleoeléctrica
6,136
2,553
941
28
40
Eoloeléctrica
27
13,569
252
5,378
118
11,544
1,610
192
570
596
5,908
2,968
2,600
2
Solar fotovoltaica
Total
18,029
42
1,610
Geotermoeléctrica
Total
11,923
1,481
Combustión interna
Hidroeléctrica
(MW)
9,650
3,814
3,713
11,114
2,451
573
2,241
10
812
1
598
1
1
80
53,114
1/ Al 31 de diciembre de 2012
2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 3.2
Capacidad efectiva al 31 de diciembre
Servicio público 1/
2012
53,114 MW
Combustión interna
0.5%
Hidroeléctrica
21.7%
Turbogás
5.6%
Carboeléctrica
10.1%
Ciclo combinado
33.9%
Nucleoeléctrica
3.0%
Geotermoeléctrica, Eólica y
Solar fotovoltaica
2.7%
Termoeléctrica convencional
22.5%
1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Gráfica 3.1
3-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales centrales generadoras
En el diagrama 3.2 se señala la ubicación de las centrales que destacan ya sea por su tamaño,
tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación
en 2012 se presentan en el cuadro 3.3.
Principales centrales generadoras en 2012
Servicio público
59
58
60
42
39
47
33
37, 38 31
44
49
50
40
34
55
45
52
54
32
62
61
63
46
36
43
41
51
53
56
35
48
Hidroeléctrica
Carboeléctrica
Nucleoeléctrica
Dual
21
19
22
24
23
28
25
30
3
4
27
Combustión interna
5
13
6
1
2
65
20
29
Ciclo combinado
Turbogás
57
26
Termoeléctrica convencional
68
16
17
18
10
12
11
14
Geotermoeléctrica
Eoloeléctrica
Diagrama 3.2
3-4
67
8
15
9
7
64
66
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta, en 2012
Servicio público
No Nombre de la Central
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
25
26
27
28
29
30
31
32
33
34
35
36
37
38
39
40
41
42
43
44
45
46
47
48
49
50
51
52
53
54
55
56
57
58
59
60
61
62
63
64
65
66
67
68
Infiernillo
La Villita (José María Morelos)
Tula (Francisco Pérez Ríos)
Valle de México
Necaxa [extinta LyFC]
Generación Distribuida [extinta LyFC]
Angostura (Belisario Domínguez)
Chicoasén (Manuel Moreno Torres)
Malpaso
Peñitas
Temascal
Caracol (Carlos Ramírez Ulloa)
Humeros
La Venta
Eolo Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III (PIE)
Laguna Verde
Dos Bocas
San Lorenzo
Tuxpan (Adolfo López Mateos)
Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/
Aguamilpa Solidaridad
El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine)
Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama)
Manzanillo I y II
Salamanca
Villa de Reyes
Petacalco (Plutarco Elías Calles)
El Sauz
El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/
Los Azufres
El Novillo (Plutarco Elías Calles)
Huites (Luis Donaldo Colosio)
Puerto Libertad
Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero)
Mazatlán II (José Aceves Pozos)
Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz)
Hermosillo
Hermosillo ( PIE ) 2/
Naco Nogales ( PIE ) 2/
Francisco Villa
Lerdo (Guadalupe Victoria)
Samalayuca I y II
Gómez Palacio
El Encino (Chihuahua II)
La Laguna II ( PIE ) 2/
Norte Durango ( PIE ) 2/
Chihuahua III ( PIE ) 2/
Altamira
Río Escondido (José López Portillo)
Carbón II
Huinalá I y II
Río Bravo (Emilio Portes Gil)
Saltillo ( PIE ) 2/
Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/
Monterrey III ( PIE ) 2/
Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/
Tamazunchale ( PIE ) 2/
Presidente Juárez
Mexicali
( PIE ) 2/
Cerro Prieto
Punta Prieta
San Carlos (Agustín Olachea A.)
Baja California Sur I
Valladolid (Felipe Carrillo Puerto)
Mérida II
Valladolid III ( PIE ) 2/
Campeche ( PIE ) 2/
Mérida III ( PIE ) 2/
Suma
Otras termoeléctricas 7/
Otras hidroeléctricas
Área
Central
Central
Central
Central
Central
Central
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
2/
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Oriental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Occidental
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Norte
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Noreste
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Estado
Municipio
Tecnología 3/
Guerrero
Michoacán
Hidalgo
México
Puebla
México y D F
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Oaxaca
Guerrero
Puebla
Oaxaca
Oaxaca
Veracruz
Veracruz
Puebla
Veracruz
Veracruz
Nayarit
Nayarit
Hidalgo
Colima
Guanajuato
San Luis Potosí
Guerrero
Querétaro
Guanajuato
Michoacán
Sonora
Sinaloa
Sonora
Sonora
Sinaloa
Sinaloa
Sonora
Sonora
Sonora
Chihuahua
Durango
Chihuahua
Durango
Chihuahua
Durango
Durango
Chihuahua
Tamaulipas
Coahuila
Coahuila
Nuevo León
Tamaulipas
Coahuila
Tamaulipas
Nuevo León
Tamaulipas
San Luis Potosí
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California Sur
Baja California Sur
Baja California Sur
Yucatán
Yucatán
Yucatán
Campeche
Yucatán
La Unión
Lázaro Cárdenas
Tula
Acolman
J. Galindo
Varios
V. Carranza
Chicoasén
Tecpatán
Ostuacán
San Miguel
Apaxtla
Chignautla
Juchitán
Juchitán
Alto Lucero
Medellín
Cuautlacingo
Tuxpan
Tuxpan
El Nayar
Santa María del Oro
Zimapán
Manzanillo
Salamanca
Villa de Reyes
La Unión
P. Escobedo
S. Luis de la Paz
Cd. Hidalgo
Soyopa
Choix
Pitiquito
Guaymas
Mazatlán
Ahome
Hermosillo
Hermosillo
Agua Prieta
Delicias
Lerdo
Cd. Juárez
Gómez Palacio
Chihuahua
Gómez Palacio
Durango
Juárez
Altamira
Río Escondido
Nava
Pesquería
Río Bravo
Ramos Arizpe
Valle Hermoso
S. N. Garza
Altamira
Tamazunchale
Rosarito
Mexicali
Mexicali
La Paz
San Carlos
La Paz
Valladolid
Mérida
Valladolid
Palizada
Mérida
HID
HID
TC, CC
TC, CC
HID
TG
HID
HID
HID
HID
HID
HID
GEO
EOL
EOL
NUC
CC
CC
TC, TG
CC
HID
HID
HID
TC, TG
TC
TC
DUAL, CAR
CC
CC
GEO
HID
HID
TC
TC
TC
TC
CC
CC
CC
TC
TC
TC, CC
CC
CC
CC
CC
CC
TC
CAR
CAR
CC, TG
TC, CC
CC
CC
CC
CC
CC
TC, CC
CC
GEO
TC
CI
CI
TC, CC
TC, TG
CC
CC
CC
Total
Combustible
COM y GAS
GAS
GAS
UO2
GAS
GAS
COM y GAS
GAS
COM y GAS
COM y GAS
COM
K
GAS
GAS
COM
COM
COM
COM
GAS
GAS
GAS
COM
COM
COM
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
COM
K
K
GAS
COM
GAS
GAS
GAS
GAS
GAS
COM
GAS
COM
COM
COM
COM
COM
GAS
GAS
GAS
y GAS
y GAS
y GAS
y GAS
y GAS
y DIE
y DIE
y GAS
y GAS
4/
Número de
Centrales Unidades
Capacidad
efectiva
MW
Generación
bruta
GWh
Factor de
planta
%
28.81
46.64
59.47
47.14
39.90
54.44
39.44
32.34
49.10
55.80
50.01
21.85
95.21
24.97
42.06
62.01
48.62
88.46
51.52
82.79
8.97
5.10
53.03
61.91
38.55
55.84
66.52
78.63
93.73
86.32
31.17
13.08
68.09
33.01
47.33
75.62
80.86
99.08
95.63
47.84
5.42
75.24
48.70
84.07
95.04
88.21
84.61
40.55
85.56
70.79
75.45
51.12
79.22
80.82
91.58
76.78
74.33
57.23
57.47
79.53
66.53
72.18
56.05
52.27
42.18
48.30
51.24
59.74
59.08
10.82
23.11
1
1
2
1
1
13
1
1
1
1
1
1
1
1
5
1
1
1
1
3
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
3
1
1
3
1
3
1
2
1
4
1
1
1
2
2
1
1
1
101
50
65
6
4
11
7
10
14
5
8
6
4
6
3
8
104
340
2
6
3
7
12
3
2
2
9
4
2
7
7
4
15
3
2
4
4
3
3
2
1
2
5
2
8
3
5
3
3
3
4
4
4
8
4
2
9
2
15
6
10
3
13
3
3
3
5
3
3
1
3
785
185
153
1,160
320
2,095
1,087
109
448
900
2,400
1,080
420
354
600
40
85
511
1,610
452
382
2,263
1,973
960
750
292
1,773
550
700
2,778
610
495
192
135
422
632
484
616
320
227
250
258
300
320
838
240
619
498
450
259
800
1,200
1,400
978
511
248
1,490
449
2,652
1,135
1,093
489
570
113
104
121
295
198
525
252
484
49,362
1,771
1,981
2,936
1,311
10,941
4,503
382
2,142
3,118
6,818
4,658
2,059
1,555
1,152
335
186
1,210
8,770
1,931
2,969
10,242
14,349
756
336
1,360
9,869
1,863
3,433
16,234
4,213
4,075
1,453
370
485
3,780
1,403
2,561
2,125
1,612
2,176
2,167
1,261
152
5,537
1,026
4,574
4,158
3,487
1,925
2,849
9,018
8,706
6,481
2,295
1,722
10,578
3,612
17,887
7,411
5,494
2,469
3,982
657
660
421
1,354
734
2,227
1,136
2,540
256,190
1,684
4,021
216
1,123
53,114
261,895
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
5/
1/ Al 31 de diciembre
2/ Productor Independiente de Energía
3/ HID: Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica,
NUC: Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eoloeléctrica, CI:Combustión interna, FV: Solar fotovoltaica
4/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel
5/ Fuente: SENER
6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente, de las unidades que iniciaron operación en este año
7/ Incluye las eoloeléctricas Guerrero Negro y Yuumil iik, y la solar fotovoltaica Santa Rosalía, acargo de la Coordinación de Generación Termoeléctrica
Cuadro 3.3
3-5
56.34
6/
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Centrales hidroeléctricas
El mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW, se localiza en la cuenca del río Grijalva
y está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno
Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). A diciembre de 2012 representaba 41.6% de la
capacidad hidroeléctrica total en operación.
Otro desarrollo importante está en la cuenca del río Balsas, al occidente del país. Incluye las
centrales Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos), con un total
de 2,080 MW, que corresponden a 18.0% de la capacidad hidroeléctrica.
En 2007 entró en operación en la cuenca del río Santiago la central El Cajón (Leonardo Rodríguez
Alcaine) con 750 MW, que junto con los 960 MW de Aguamilpa participan con 1,710 MW, lo que
equivale a 14.8% de la capacidad con esta tecnología. En esta cuenca, aguas arriba de El Cajón,
actualmente se encuentra en pruebas preoperatorias la central La Yesca con 2 unidades de
375 MW cada una.
Temascal, ubicada entre Oaxaca y Veracruz, con seis unidades y 354 MW de capacidad; Huites
(Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, y Zimapán
(Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada
una, representan 9.3% de la capacidad hidroeléctrica total.
El 16.3% restante se encuentra distribuido principalmente en cuencas de menor tamaño a lo
largo y ancho del país, principalmente en el centro y el sur.
Centrales con generación a base de hidrocarburos
La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes
tecnologías y capacidades.
El gas natural ha cobrado especial importancia por su uso intensivo en los ciclos combinados
(de alta eficiencia térmica), tendencia que se ha acelerado con el auge de este combustible en
los EUA. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su utilización en las
centrales termoeléctricas convencionales (TC) ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el
empleo del combustóleo disminuye rápidamente.
El combustóleo se emplea esencialmente en las TC y de combustión interna de nueva tecnología.
Para facilitar el suministro de este combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan,
Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de
las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX) (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras
plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa, con
fuentes de suministro en Salamanca y Cadereyta.
El diésel se utiliza en unidades turbogás (TG) que operan durante las horas de demanda máxima,
para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales
de ciclo combinado.
A fin de hacer competitivo el parque de generación existente, en 2004 entró en operación la
primera repotenciación de unidades TC para formar ciclos combinados, específicamente la de
Valle de México unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás
5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una.
En 2005 se realizó la conversión de unidades turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG)
de Hermosillo, de 133.8 MW y la nueva unidad 2 (TV 3/) de 93.2 MW, para un total de 227.0 MW.
3
/ Turbina de vapor
3-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la
unidad 4 (TG) de 130.8 MW a ciclo combinado, mediante la integración de la unidad 5 (TV) de
65.3 MW, formándose el paquete 2, con una capacidad total de 196.1 MW.
De manera similar, en 2007, con la conversión de la unidad TG instalada en Río Bravo
(145.1 MW) a la que se integraron las existentes 1 y 2 (TV de 33 MW cada una), se formó el ciclo
combinado con una capacidad total de 211.1 MW.
Con la conversión de las dos unidades TG de San Lorenzo (2 X 133 MW), a las cuales se les
integró una TV de 116.12 MW, en 2009 se agregaron 382.12 MW en este tipo de centrales.
En el Valle de México se tienen instaladas 14 unidades TG con 32 MW cada una (448 MW en
total), las cuales consumen gas y operan con eficiencias térmicas del orden de 37%. Éstas se
conocen como de “generación distribuida”, por su ubicación en los puntos de suministro
(subestaciones) a la red de distribución.
En Baja California Sur se tienen en servicio las centrales de combustión interna con combustóleo:
San Carlos, Baja California Sur I, II y III —Coromuel— y Guerrero Negro II —Vizcaíno—, con
una capacidad total de 235.7 MW.
Centrales carboeléctricas
En la central Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), ubicada en el estado de Guerrero cerca
de Lázaro Cárdenas, Michoacán, las primeras seis unidades tienen capacidad conjunta de
2,100 MW, y la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. En marzo de 2010 entró en
operación la unidad 7, con 678.36 MW, la cual quema exclusivamente carbón. Actualmente la
central emplea sólo carbón importado.
Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López
Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila.
Centrales geotermoeléctricas
El mayor aprovechamiento de esta energía se ubica cerca de Mexicali, Baja California, en la
central Cerro Prieto con 570 MW y representa 70.2% de la capacidad geotermoeléctrica instalada.
El 29.8% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (191.6 MW), Humeros, Puebla
(40 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW).
Los registros recientes de producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto muestran
una tendencia decreciente. En 2006 la producción media fue de 6,215 ton/hr. En 2012 fue del
orden de 3,600 ton/hr y para el mediano plazo se estima que bajará a 2,800 ton/hr. Con este
nivel, la capacidad que se podrá despachar será de aproximadamente 350 MW.
Central nucleoeléctrica
Laguna Verde se localiza en el estado de Veracruz y consta de dos unidades generadoras, cuya
capacidad hasta 2010 fue de 682.4 MW cada una. En 2010 y 2011 estuvo en proceso de
rehabilitación y modernización, con lo cual su capacidad aumentó provisionalmente a 805 MW
por unidad. El incremento de la capacidad se formalizará cuando se completen las pruebas que
realiza la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, necesarias para otorgar la
“licencia definitiva de operación” con la nueva capacidad. En tanto no se tenga esta licencia, a
partir de 2013 opera a una capacidad de 700 MW por unidad.
3-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Centrales eoloeléctricas
La Venta, Yuumil iik y Guerrero Negro, con 84.65 MW, 1.5 MW y 0.60 MW, aprovechan la energía
eólica en Oaxaca, Quintana Roo y Baja California Sur, respectivamente.
Por los incentivos que otorga la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el
Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) a los generadores privados
(autoabastecedores), en este año entraron en operación las centrales Oaxaca I, II, III y IV y
La Venta III con capacidad total de 510.85 MW, en la modalidad de PIE.
Centrales solares fotovoltaicas
Con el inicio de operación de la central Santa Rosalía (Tres Vírgenes) de 1 MW, en Baja California
Sur, se inició la explotación comercial de esta tecnología. Adicionalmente, en 2013 entrará en
operación la central solar fotovoltaica Cerro Prieto con 5 MW.
3-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Productores Independientes de Energía (PIE)
Con la entrada en operación en 2012 de las centrales eólicas Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III,
la capacidad instalada en esta modalidad ―para generar energía eléctrica destinada
exclusivamente para su venta a CFE― alcanzó 12,418 MW en 27 centrales: 22 de ciclo combinado
que operan con gas natural (11,907 MW) y cinco eólicas (511 MW). Véase cuadro 3.4.
Características generales de las centrales de los Productores Independientes
1/
Capacidad
neta
Central
FEO
1.
Mérida III
Jun-2000
3
2 TG y 1 TV
2.
Hermosillo
Oct-2001
1
Saltillo
Nov-2001
2
1 TG y 1 TV 4/
1 TG y 1 TV
250.0
3.
4.
Tuxpan II
Dic-2001
3
2 TG y 1 TV
495.0
5.
Río Bravo II
Ene-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
6.
Bajío (El Sauz)
Mar-2002
4
3 TG y 1 TV
495.0
7.
Monterrey III
Mar-2002
2
8.
Altamira II
May-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
9.
Tuxpan III y IV
May-2003
6
4 TG y 2 TV
983.0
10.
Campeche
May-2003
1
1TG y 1 TV
4/
252.4
11.
Mexicali
Jul-2003
3
489.0
12.
Chihuahua III
Sep-2003
3
3 TG y 1 TV 5/
2 TG y 1 TV
13.
Naco Nogales
Oct-2003
2
1TG y 1 TV
258.0
14.
Altamira III y IV
Dic-2003
6
4 TG y 2 TV
1,036.0
15.
Río Bravo III
Abr-2004
3
2 TG y 1 TV
495.0
16.
La Laguna II
Mar-2005
3
2 TG y 1 TV
498.0
17.
Río Bravo IV
Abr-2005
3
2 TG y 1 TV
500.0
18.
Valladolid III
Jun-2006
3
2 TG y 1 TV
525.0
19.
Tuxpan V
Sep-2006
3
2 TG y 1 TV
495.0
20.
Altamira V
Oct-2006
6
4 TG y 2 TV
1,121.0
21.
Tamazunchale
Jun-2007
6
4 TG y 2 TV
1,135.0
22.
Norte Durango
Ago-2010
3
2 TG y 1 TV
450.0
23.
Eoloeléctrica Oaxaca III
Ene-2012
68
68 x 1.5 MW
102.0
24.
Eoloeléctrica Oaxaca II
Feb-2012
68
68 x 1.5 MW
102.0
25.
Eoloeléctrica Oaxaca IV
Mar-2012
68
68 x 1.5 MW
102.0
26.
Eoloeléctrica Oaxaca I
Sep-2012
68
68 x 1.5 MW
102.0
27.
Eoloeléctrica La Venta III
Oct-2012
68
68 x 1.51 MW
102.9
Unidades
Composición
Total
1/
2/
3/
4/
5/
2/
No
2 TG y 2 TV
4/
(MW)3/
484.0
247.5
449.0
259.0
12,417.8
Fecha de entrada en operación comercial
TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor
La contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor
Uniflecha
Aunque la central tiene 4 unidades, sólo 3 están contratadas con CFE
Cuadro 3.4
Autoabastecimiento y cogeneración
En el cuadro 3.5 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y
cogeneración hasta 2012.
3-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
2002
2003
Proyectos existentes (sin PEMEX)
1,396
1,436
PEMEX
2,095
2,271
Arancia
29
29
ENERTEK
120
120
PEGI
177
177
MICASE
11
11
Energía y Agua Pura de Cozumel
32
32
Iberdrola Energía Monterrey
285
619
Energía Azteca VIII
56
131
Tractebel (Enron )
284
Bioenergía de Nuevo León
7
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Impulsora Mexicana de Energía
AGROGEN
Hidroelectricidad del Pacífico
Proveedora de Electricidad de Occidente
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro
Generadora Pondercel
BSM Energía de Veracruz
Hidroeléctrica Cajón de Peña
Proenermex
Procter and Gamble
Parques Ecológicos de México
Eurus
Hidrorizaba
Municipio de Mexicali
BII NEE STIPA Energía Eólica
Eléctrica del Valle de México
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez
Iberdrola Energía La Laguna
Cía. de Energía Mexicana
Piasa Cogeneración
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA
Tala Electric
Energía EP Xicoac
Eólica de Arriaga SAPI de CV
Eólica Stipa Nayya
Energía Láctea
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1
Total
4,201
5,118
1/
2004
1,283
2,406
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
2005
1,938
2,088
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
19
4
2006
1,992
2,514
29
120
0
11
32
619
131
284
7
250
260
24
10
8
19
4
2007
2,170
2,178
29
120
0
11
32
619
131
284
8
250
260
24
12
9
19
5
30
65
13
2008
2,735
2,143
29
120
0
11
32
619
131
284
13
250
260
24
12
9
19
5
36
65
13
1
2
2009
2,778
2,124
29
120
0
11
32
619
131
284
13
250
260
24
12
9
19
5
36
65
13
1
11
45
80
250
6
2010
2,598
2,132
29
120
0
11
32
529
86
284
17
290
290
24
12
9
19
5
36
65
13
1
11
45
80
250
6
10
26
68
2011
2,677
2,163
29
120
0
11
32
529
86
284
17
290
290
24
12
9
19
5
30
65
13
1
11
45
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
5,475
5,835
6,315
6,270
6,813
7,228
7,097
7,319
(MW)
2012
2,456
2,173
29
120
0
11
32
529
86
284
17
290
290
24
12
9
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0.4
29
74
1
90
7,346
1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes
Cuadro 3.5
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 3.6 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas
autoabastecidas.
Capacidad en proyectos para autoabastecimiento remoto (MW)
2002
2003
Arancia
9
9
ENERTEK
87
79
PEGI
47
0
MICASE
4
4
Iberdrola Energía Monterrey
277
474
Energía Azteca VIII
52
15
Tractebel (Enron )
270
Bioenergía de Nuevo León
7
PEMEX
222
Energía y Agua Pura de Cozumel
12
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Impulsora Mexicana de Energía
AGROGEN
Hidroelectricidad del Pacífico
Proveedora de Electricidad de Occidente
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro
Generadora Pondercel
BSM Energía de Veracruz
Hidroeléctrica Cajón de Peña
Proenermex
Procter and Gamble
Parques Ecológicos de México
Eurus
Hidrorizaba
Municipio de Mexicali
BII NEE STIPA Energía Eólica
Eléctrica del Valle de México
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez
Iberdrola Energía La Laguna
Cía. de Energía Mexicana
Piasa Cogeneración
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA
Tala Electric
Energía EP Xicoac
Eólica de Arriaga SAPI de CV
Eólica Stipa Nayya
Energía Láctea
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1
Total
476
1,092
2004
9
72
0
5
450
21
255
3
79
12
166
198
8
2
8
2005
9
75
0
7
439
15
208
5
132
11
230
230
12
6
8
13
1
2006
9
75
0
7
527
20
229
7
158
12
230
230
10
6
9
18
1
2007
9
75
0
7
530
77
229
7
156
12
230
230
15
6
8
19
1
30
15
3
2008
9
75
0
7
530
77
229
12
210
12
230
230
15
6
17
29
1
53
15
2
1
2
2009
9
75
0
7
530
77
229
12
210
12
230
230
15
6
17
29
1
53
15
2
1
6
11
50
250
1
2010
9
75
0
0
529
77
229
16
210
12
230
230
15
6
17
19
1
36
15
2
1
9
43
50
250
1
6
12
46
2011
9
75
0
0
529
77
229
16
210
12
230
230
15
6
17
19
1
30
15
2
1
9
43
50
250
1
6
12
46
6
2
18
2
1,288
1,401
1,548
1,657
1,761
2,077
2,144
2,166
Cuadro 3.6
3-10
2012
9
75
0
0
529
86
229
45
210
12
285
284
15
6
17
31
1
53
25
3
2
8
51
50
250
1
16
12
67
6
17
29
31
2
17
0.4
23
38
0.5
46
2,579
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Generación bruta
La gráfica 3.2 muestra la energía generada por tipo de tecnología, necesaria para atender el
servicio público en los dos últimos años, con crecimiento de 1.1% en 2012 respecto al año
anterior.
Energía producida 2011 y 2012
Servicio público 1/
2011
2012
259,155 GWh
261,895 GWh
Combustión interna
0.4%
Hidroeléctrica
13.8%
Combustión interna
0.4% Hidroeléctrica
Turbogás 2.4%
Turbogás 1.6%
Ciclo combinado
46.3%
Ciclo combinado
45.6%
12.0%
Carboeléctrica
12.9%
Carboeléctrica
12.9%
Nucleoeléctrica
3.4%
Nucleoeléctrica
3.9%
Geotermoeléctrica,
Eólica y
Solar fotovoltaica
2.7%
Geotermoeléctrica
y Eólica
2.6%
Termoeléctrica convencional
18.5%
Termoeléctrica convencional
20.6%
1/ Excluye autoabastecimiento local y remoto, cogeneración y excedentes
Gráfica 3.2
Destaca en 2012 la disminución en la generación de las centrales de ciclo combinado por
problemas en el suministro de gas, la cual se compensa con un aumento en la generación de las
térmicas convencionales a base de combustóleo; sobresale también la disminución en la
generación hidroeléctrica, debido a que 2012 fue año tipo seco, mientras que 2011 lo fue medio.
La generación nuclear en 2012 (8,770 GWh) disminuyó con respecto a la de 2011 (10,089 GWh)
debido a una baja en la disponibilidad de la central Laguna Verde, derivada de incrementos en el
mantenimiento (recarga de combustible) y en la falla (maduración del proyecto RM en 2010).
Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica
de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país
los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que
la interconexión se ha realizado de manera gradual, mediante proyectos que deben justificarse
técnica y económicamente.
El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión. Véase gráfica 3.3:
a) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones en muy alta tensión
(230 kV y 400 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es
alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así
como a las instalaciones en 230 kV y 400 kV de algunos usuarios industriales
3-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
b) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 69 kV y 161 kV) tienen una
cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas
conectadas en esos voltajes
c) Las redes de distribución en media tensión (entre 2.4 kV y 60 kV) distribuyen la
energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en
baja tensión y a usuarios conectados en este rango de voltaje
d) Las redes de distribución en baja tensión (entre 120 V y 240 V) alimentan las cargas
de los usuarios de bajo consumo
Infraestructura de transmisión actual del SEN
km
500,000
436,900
450,000
400,000
350,000
314,081
300,000
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
51,941
56,220
Troncal
Subtransmisión
0
Distribución
(Media tensión)
Distribución
(Baja tensión)
Gráfica 3.3
Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba en total con 859,142 km de líneas de transmisión y
distribución, de los cuales 5.9% correspondía a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.3% a
subtransmisión, y el 87.8% restante a media y baja tensión.
Asimismo, se tenía una capacidad instalada en subestaciones de 294,092 MVA; 184,130 MVA en
subestaciones de transmisión, 64,437 MVA en subestaciones de distribución y 45,525 MVA en
transformadores de distribución.
Para el proceso de la planificación del SEN, actualmente se consideran 50 regiones, lo cual
permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión.
El diagrama 3.3 muestra la capacidad de algunos de los principales corredores de transmisión
del SEN. Asimismo, en los cuadros 3.7a y 3.7b se indica el límite máximo de transmisión de
potencia entre regiones en 2012. El detalle de las líneas y subestaciones de distribución se
presenta en el capítulo 6.
3-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión (MW) en 2012
Miguel
(SDG & E)
Tijuana
Imperial Velley
530 MW
(SDG & E, IID)
Mexicali
El Fresnal
(PEEECo)
(PTECI)
Azcárate
(EPECO)
Diablo
(EPECO)
Op. 230kV
Ensenada
EFR SYC
Cananea
600 MW
Op. 230kV
Op. 230kV
PLD
Juárez
Op. 230kV
Hermosillo
Moctezuma
Eagle Pass
(AEPTCC)
Piedras
Negras
Op. 230kV
HAE
HLI
REC
Chihuahua
CBD
Guaymas
Laredo
(AEPTCC)
ENO
Cd. Obregón
Op. 230kV
Nuevo
Laredo
LAM
Op. 230kV
(AEPTCC)
Camargo
Monclova
Pueblo
Nuevo
Loreto
ADC
HCP
A Sharyland
Op. 230kV
Brownsville
Reynosa
(AEPTCC)
Op. 230kV
TPO
Los Mochis
Torreón
PUP
COR
GAO
OLA
Op. 230kV
La Paz
Culiacán
Op. 230kV
ALT II
PMY
Tampico
Valles
KDA
Zacatecas
Aguascalientes
Los Cabos
Monterrey
Durango
JOM
Mazatlán
ELP
1,400 MW
Matamoros
Saltillo
TRS
San
Luis
Potosí
Cancún
VAD
APT
Tepic
San Luis
de la Paz
León
1,000 MW
TMZ
Guadalajara
SLM
Irapuato
Mérida
TIC
Poza
Rica
Op. 230kV
Vallarta
QRO.
Chetumal
ESA
Veracruz
MTA
Colima
Puebla
Morelia
Villahermosa
DBC
Manzanillo
Op. 230kV
CTS
Morelos
2,650 MW
Lázaro
Cárdenas
YTP
TCL
TMD
EDO
Op. 230kV
Diagrama 3.3
3-13
Op. 230kV
MPS
Oaxaca
Acapulco
3,250 MW
A BELICE
PEA
JUI
Zihuatanejo
Tehuantepec
LVD
Tuxtla
MMT
ANG
Tapachula
Riviera
Maya
Cozumel
800 MW
Ciudad de
México
SAU
Op. 230kV
Op. 230kV
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad de enlaces entre regiones en 2012
Enlace
Región
Subestación
Región
Nacozari
Nacozari
Cananea
Nacozari
Hermosillo IV
Hermosillo V
Pueblo Nuevo
Pueblo Nuevo
Guamúchil II
Choacahui
El Habal
Mazatlán II
Mazatlán II
Samalayuca
Moctezuma
Moctezuma
Camargo II
Torreón Sur
Lerdo
Jerónimo Ortiz
Mazatlán II
Mazatlán II
Andalucía
Torreón Sur
Río Escondido
Carbón II
Río Escondido
Río Escondido
Reynosa
CC Anáhuac
CC Anáhuac
Matamoros
Carbón II
Carbón II
Río Escondido
Nueva Rosita
Aeropuerto
Aeropuerto
Aeropuerto
Champayán
Ramos Arizpe Potencia
Tamos
Minera Autlán
Anáhuac Potencia
Las Mesas
Champayán
Altamira
Champayán
Villa de García
Villa de García
Villa de García
Tepic
Manzanillo
Manzanillo
Tapeixtles
Colima II
Atequiza
Tesistán
Atequiza
Mazamitla
Ocotlán
Mazamitla
Lázaro Cárdenas
Carapan
Carapan
Potrerillos
León II
León IV
Silao II
El Potosí
El Potosí
San Luis I
Villa de Reyes
San Luis de la Paz II
Moctezuma
Nacozari
Hermosillo
Obregón
Los Mochis
Mazatlán
Mazatlán
Juárez
Moctezuma
Chihuahua
Laguna
Durango
Mazatlán
Laguna
Río Escondido
Río Escondido
Reynosa
Matamoros
Río Escondido
Reynosa
Huasteca
Saltillo
Huasteca
Valles
Tamazunchale
Huasteca
Huasteca
Monterrey
Tepic
Manzanillo
Guadalajara
Guadalajara
Guadalajara
Guadalajara
Lázaro Cárdenas
Carapan
Aguascalientes
San Luis Potosí
Querétaro
Características
Subestación
Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)
Nuevo Casas Grandes II
Santa Ana
Hermosillo III
Guaymas Cereso
Obregón
Planta Guaymas II
Los Mochis II
Los Mochis
Choacahui
Culiacán III
Culiacán
La Higuera
Culiacán Potencia
Culiacán
La Higuera
Tepic
Tepic II
Moctezuma
Moctezuma
Chihuahua Norte
Chihuahua
El Encino
Laguna
Gómez Palacio
Jerónimo Ortiz
Durango
Durango II
Aguascalientes
Fresnillo Potencia
Durango II
Durango
Jerónimo Ortiz
Saltillo
Saltillo
Saltillo CC
Chihuahua
Hércules Potencia
Arroyo del Coyote
Nuevo Laredo
Arroyo del Coyote
Cd. Industrial
Nuevo Laredo
Falcón
Aeropuerto
Reynosa
Río Bravo
Río Bravo
Lampazos
Frontera
Monterrey
Frontera
Monclova
Huinalá
Monterrey
Villa de García
Huinalá
Monterrey
Güémez
Aguascalientes
Primero de Mayo
Poza Rica II
Poza Rica
Pantepec
San Luis Potosí
El Potosí
Querétaro
Querétaro Maniobras
Anáhuac Potencia
Valles
Anáhuac Potencia
Tamazunchale
Las Mesas
Ramos Arizpe Potencia
Saltillo
Saltillo
Cementos Apasco
Guadalajara
Tesistán
Acatlán
Atequiza
Guadalajara
Mazamitla
Ciudad Guzmán
Aguascalientes Potencia
Aguascalientes
Aguascalientes Potencia
Salamanca
Salamanca II
Carapan
Carapan
Zamora
Lázaro Cárdenas Pitirera
Carapan
Carapan
Salamanca II
Salamanca
Abasolo II
Las Fresas
Irapuato II
Salamanca
Irapuato II
Irapuato II
Cañada
Aguascalientes Potencia
Aguascalientes
Aguascalientes Oriente
Aguascalientes Potencia
San Luis Potosí
Villa de Reyes
Hermosillo
4001/
230
230
230
230
230
4001/
230
400
230
400
400
230
230
4001/
230
400
230
230
230
400
230
400
400
400
230
230
138
400
230
138
400
400
400
230
400
400
230
400
400
400
230
400
400
400
400
400
400
230
230
400
400
400
400
230
400
400
400
400
230
400
400
400
230
400
230
230
230
400
400
230
230
230
2
2
1
1
2
2
1
2
2
2
2
2
3
2
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
2
2
1
1
1
1
2
1
2
2
2
1
2
2
2
1
2
2
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
2
180
150
400
400
700
1,100
1,000
700
500
250
400
200
350
300
350
380
80
1,340
2,400
1,600
1,400
1,150
1,000
1,100
1,450
1,100
1,200
1,300
1,100
1,950
950
550
700
480
450
750
1,600
1,400
200
Continúa…
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 3.7a
3-14
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad de enlaces entre regiones en 2012
…Continuación
Enlace
Región
Subestación
Salamanca PV
Salamanca PV
Lázaro Cárdenas Potencia
Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Potencia
Lázaro Cárdenas
Acapulco
Mezcala
Laguna Verde
Veracruz
Laguna Verde
Manlio Fabio Altamirano
Veracruz
Manlio Fabio Altamirano
Veracruz
Laguna Verde
Grijalva
Manuel Moreno Torres
Malpaso II
Grijalva
Malpaso II
Minatitlán II
Coatzacoalcos
Chinameca Potencia
Mazatepec
Poza Rica
Jalacingo
Ojo de Agua Potencia
Temascal II
Temascal
Temascal II
Cerro de Oro
Malpaso II
Grijalva
Malpaso II
Querétaro Maniobras
Héroes de Carranza
Querétaro
La Manga
Dañu
Pitirera
Lázaro Cárdenas Los Azufres
Lázaro Cárdenas
Poza Rica II
Poza Rica
Tuxpan
Tres Estrellas
San Martín Potencia
San Lorenzo Potencia
Yautepec
Puebla
Zapata
Zapata
Zocac
Los Ríos
Tabasco
Macuspana II
Tabasco
Lerma
Lerma
Campeche
Kala
Edzná
Escárcega
Tizimín
Valladolid
Valladolid
Valladolid
Mérida
Valladolid
Valladolid
Valladolid
Kambul
Mérida
Ticul II
La Herradura
Tijuana
La Herradura
Presidente Juárez
Presidente Juárez
Tijuana
Presidente Juárez
Presidente Juárez
Florido
Tijuana-Mexicali Tijuana I
(CFE-ACBC)
La Rosita
Mexicali II
Mexicali
Cerro Prieto I
Cerro Prieto II
Villa Constitución Villa Constitución
Olas Altas
La Paz
El Triunfo
Salamanca
Región
Características
Subestación
Santa María
Celaya III
Ixtapa Potencia
Acapulco
Ixtapa Potencia
La Unión
Puebla
Zapata
Puebla II
Puebla
Cruz Azul Maniobras
Temascal II
Temascal
Amatlán II
Poza Rica
Poza Rica II
Temascal
Juile
Minatitlán II
Coatzacoalcos
Coatzacoalcos II
Temascal II
Temascal
Temascal II
Zocac
Puebla
Zocac
Puebla II
Puebla II
Puebla
Tecali
Tecali
Peñitas
Tabasco
Tabasco
Tula
Tula
Central
Valle de México
Jilotepec
Donato Guerra
Central
Ciudad Hidalgo
Donato Guerra
Tula
Central
Texcoco
Teotihuacan
Texcoco
Texcoco
Topilejo
Central
Tianguistenco
Cuernavaca
Texcoco
Santa Lucía
Campeche
Santa Lucía
Escárcega
Mérida II
Ticul II
Mérida
Maxcanu
Ticul II
Ticul II
Canek
Nizuc
Tulum
Balam
Cancún
Nizuc
Nizuc
Playa del Carmen
Kambul
Chetumal
Xul-Ha
Rumorosa
Mexicali
La Rosita
Popotla
Puerto Nuevo
Ensenada
Ciprés
Lomas
Lomas
Miguel
WECC (EUA)
Imperial Valley
Ruiz Cortines
San Luis Río Colorado Parque Ind. San Luis
Chapultepec
La Paz
Las Pilas
El Palmar
Los Cabos
Santiago
Querétaro
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 3.7b
3-15
Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)
400
230
230
4001/
115
230
400
400
230
230
400
400
400
400
400
400
230
230
400
400
400
400
230
400
400
230
230
230
400
115
400
400
400
400
400
400
400
230
85
230
230
230
400
115
115
115
230
400
115
115
115
230
230
4001/
4001/
115
230
230
230
115
115
230
230
69
230
230
161
161
230
115
230
115
2
2
1
1
1
2
1
1
2
2
1
3
2
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
2
2
1
1
1
2
1
1
1
3
2
1
1
3
1
2
2
1
1
2
1
1
1
1
2
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
2
2
1
1,400
350
270
1,500
340
600
1,500
1,750
1,290
310
3,250
1,200
1,350
2,200
3,750
2,000
800
600
650
140
520
220
800
390
90
240
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Pérdidas de energía
En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas
tanto técnicas (por efecto joule), como no-técnicas (por errores en medición o en facturación y
por acciones ilícitas). Con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles
de transmisión y distribución, CFE ha realizado estudios que han servido como marco de
referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución.
Actualmente se tiene como meta alcanzar un nivel de pérdidas en 2024 comparable con
estándares internacionales de ocho por ciento. Para lograrla se requieren las siguientes acciones:

Asignación oportuna de recursos financieros y físicos

Incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la medición de energía y detección
de ilícitos

Acciones tendientes a disminuir la cultura de “no pagar”
Adicionalmente, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la
demanda tienen como efecto colateral la disminución de pérdidas técnicas. Con la incorporación
a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido
beneficios tales como la liberación de capacidad instalada, el uso racional de la energía, la
disminución en el consumo de energéticos, así como una menor cantidad de contaminantes
emitidos a la atmósfera.
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión
Entre las acciones implantadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en
líneas en servicio; así mismo, en el caso de las nuevas líneas se modificó el criterio para
determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más
relevantes han sido:
a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 MCM a 1113 MCM
b) Incremento de dos a tres conductores de calibre 1113 MCM por fase, en redes de
transmisión de 400 kV asociadas a centrales generadoras
Con una selección adecuada del calibre del conductor, es posible obtener beneficios marginales
en la disminución de pérdidas, que llevan a planes de costo global mínimo.
En la gráfica 3.4 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel
de transmisión para el SEN, CFE y la extinta LyFC.
3-16
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Pérdidas de energía en el proceso de transmisión
1/
%
5.0
4.64
3.24
3.72
4.0
3.0
1.62
2.31
2.0
1.0
1.45
1.56
1.71
2.24
1.56
2.39
2.41
2.00
1.25
2008
0.0
2009
1.58
2010
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC)
2011
SEN
2012
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.4
Pérdidas de energía en el nivel de distribución
Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de
oportunidad para lograr una reducción, tanto en las pérdidas técnicas como en las no-técnicas.
En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un
diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.
Las principales acciones para la disminución de las técnicas son:

Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios

Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios

Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios
Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un
procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de
energía del proceso, se obtienen por deducción las pérdidas no-técnicas. Esto permite ejercer
acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución.
En la gráfica 3.5 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años
para el SEN, CFE y la extinta LyFC.
Finalmente, en la gráfica 3.6 se presenta el comportamiento de las pérdidas de energía totales
para el SEN, CFE y la extinta LyFC en 2008—2012.
3-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Pérdidas de energía en el proceso de distribución
1/
%
31.47
35
31.68
30
30.83
30.93
25
28.80
11.79
20
12.46
16.09
12.31
15
16.10
12.32
10
15.86
12.20
5
15.73
2008
15.33
0
2009
2010
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC)
2011
SEN
2012
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.5
Pérdidas de energía totales
%
1/
32.79
35
33.93
32.60
32.01
30
25
29.45
20
11.26
11.00
15
10.66
17.77
17.34
17.82
11.29
10
17.29
10.95
5
2008
16.41
0
2009
2010
Extinta
LyFC
CFE (sin
extinta
LyFC)
2011
SEN
2012
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100
energía recibida
Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)
Gráfica 3.6
3-18
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
En este capítulo se reporta el resultado de los estudios de expansión del sistema de generación
para atender la evolución prevista de la demanda de electricidad en el SEN.
Aspectos principales de la planificación a largo plazo
Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de
anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son
largos.
Dependiendo de la tecnología y características del proyecto, transcurren aproximadamente de
cuatro a nueve años entre el análisis de opciones para decidir la construcción de una nueva
central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de
transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años.
Adicionalmente, el proceso de evaluación y obtención de las autorizaciones requeridas tiene una
anticipación mínima de un año.
Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los
proyectos es de 30 años o más.
La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las opciones de
generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información
se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así
como de otras fuentes especializadas.
Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos
y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión,
el cual se utiliza para estimar los costos de los proyectos y su distribución durante el proceso de
ejecución.
El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos que minimizan el valor
presente de los costos de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de
estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico−económico de diversas
opciones, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes
condiciones de operación.
Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución
de la demanda y precios de combustibles, así como los costos y la eficiencia de las opciones
tecnológicas para la generación de energía eléctrica.
Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, así como otras
disposiciones de ley y reglamentarias, la SENER y CFE acordaron los lineamientos de política de
energía que orientan este ejercicio de planificación del sector eléctrico.
Estos lineamientos atienden fundamentalmente la expansión del sector eléctrico bajo criterios de
mínimo costo, considerando externalidades y un impulso relevante para incrementar la
participación de renovables en la generación de electricidad. En este sentido, las acciones
emprendidas para el ahorro de energía en los diferentes sectores de consumo y los programas
de reducción de pérdidas que lleva a cabo CFE, contribuyen de manera importante a la
sostenibilidad del programa de expansión de infraestructura eléctrica.
4-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Por lo anterior, en este capítulo se sintetizan los estudios de largo plazo cuyo resultado es el plan
de mínimo costo, elaborados con base en el escenario de mercado eléctrico que incorpora las
acciones de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.
En los análisis realizados, se da una participación relevante a tecnologías limpias en la capacidad
de generación. Estos sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de
Capacidad (PRC) que se presenta en este capítulo.
En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en
la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y
cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influye de manera
importante en el desarrollo del SEN, ya que es necesario adaptar la red eléctrica para
proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Las decisiones de inversión para
estos proyectos dependen principalmente de los particulares.
Los estudios que se presentan se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja
California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red
troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente las nuevas centrales.
En la actualidad, los tres sistemas operan de manera aislada. Como resultado de los estudios de
expansión en los últimos años, se ha considerado la factibilidad de interconexión entre ellos, lo
cual obedece a aspectos técnicos y económicos que favorecen su realización: incremento de la
seguridad de los sistemas y los ahorros económicos derivados de compartir los recursos de
generación ante la diversidad de ocurrencia de la demanda máxima, lo que posibilita optimizar
los costos de inversión y producción a nivel global.
En estudios realizados en los últimos años, se concluyó la conveniencia técnica y económica de
interconectar el área Baja California al SIN. Esta interconexión aportará entre otros beneficios,
apoyar la demanda de punta del sistema Baja California (BC) a partir de los recursos de
generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los
excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área,
aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.
Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y
los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas
oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías
eléctricas del oeste de EUA. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2018.
Así mismo, tal interconexión permitirá aprovechar para México el recurso eólico existente en la
región de La Rumorosa. Debido al tamaño reducido del sistema BC, el monto de capacidad eólica
que se podría integrar a este sistema es pequeño, a consecuencia de problemas en la respuesta
de la generación para regulación de frecuencia y variación de potencia en los enlaces,
particularmente en demandas bajas.
En el caso del sistema Baja California Sur (BCS), se ha considerado la eventual disponibilidad de
gas natural, lo que permitirá la instalación de tecnologías a gas y se evitará la generación con
base en combustóleo y diésel, reduciendo con ello, el impacto de emisiones contaminantes
asociadas a la generación de electricidad en ese sistema, así como los costos de producción.
Conceptos de margen de reserva
La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda
máxima de potencia (MW) y el consumo de energía (GWh).
4-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer
el margen de reserva (MR) de capacidad, así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos
indicadores son importantes por las razones siguientes:
1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas
programadas o no de unidades generadoras por mantenimiento, degradaciones y causas ajenas.
Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación
debe ser mayor que la demanda máxima anual.
2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos
necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas
que normalmente ocurren, se incrementa la flexibilidad para enfrentar eventos críticos o
contingencias mayores, tales como:





Desviaciones en el pronóstico de la demanda
Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas
Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades o líneas de transmisión
Fallas de larga duración en unidades térmicas
Contingencias mayores (indisponibilidad de gasoductos, desastres naturales)
3.- Como la energía eléctrica no se puede almacenar y por lo tanto se debe producir cuando se
necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y
disponibilidad de las unidades generadoras, de la estructura del sistema de transmisión y de las
fluctuaciones en la demanda.
Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se
determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas.
Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible
reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente
entre las regiones. Sin embargo, no siempre es posible técnica y económicamente compartir
todos los recursos, ya que el mallado de las redes eléctricas es heterogéneo y depende, entre
otros aspectos, del desarrollo económico del país.
En la planificación de sistemas eléctricos no existe un punto de vista único para evaluar el MR.
Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función
del costo de falla, evaluaciones deterministas sustentadas en valores medios de disponibilidad
de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.
La junta de Gobierno de CFE aprobó en septiembre de 2011 la metodología para el cálculo del
margen de reserva.
Los cambios significativos respecto a la metodología anterior son los siguientes:
1.
Se utilizan valores netos de capacidad de generación (CGN) y de demanda máxima
coincidente (DMN)
2.
Se reconoce la disminución o indisponibilidad en la capacidad de generación (CGI) debido a
los siguientes factores:
4-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO






3.
POISE 2014-2028
Efecto de la temperatura
Niveles de almacenamiento en centrales hidroeléctricas
Declinación de campos geotérmicos
Variabilidad del viento
Disponibilidad de radiación solar
Programa y ejecución de mantenimientos
En la nueva metodología el MR se utilizará para cubrir:
 Reserva operativa (6% de la demanda máxima)
 Fallas aleatorias de unidades generadoras
 Eventos críticos en el sistema (2% de la demanda máxima)
4.
En la metodología anterior, el MR se satisfacía totalmente con capacidad de generación. En
esta metodología, el MR se cubrirá con los recursos de:



Capacidad de generación disponible
Demanda Interrumpible (DI)
Capacidad en interconexiones con sistemas vecinos (CI)
De esta manera, en el cálculo del margen de reserva de generación (MRG), la capacidad de
generación neta disponible (CGND) se compara con la demanda máxima neta coincidente (DMN).
CGND = CGN – CGI
MRG = CGND – DMN
Para determinar el margen de reserva, con base en los recursos disponibles de capacidad (RDC),
se obtendrá el indicador como porcentaje de la demanda máxima neta coincidente.
RDC = MRG + DI +CI
Margen de reserva (MR) = (RDC/DMN) x 100 (%)
La propuesta incorpora indicadores regionales para los sistemas eléctricos que controlan las áreas
de control del CENACE.
En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas
de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador
de margen de reserva global considera la capacidad de transmisión disponible para llevar la
potencia y la energía a cualquier lugar del sistema.
En áreas deficitarias en capacidad de generación se realizan estudios para asegurar la reserva
de generación y transmisión regional. En éstas la confiabilidad del suministro depende de la
capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas.
Ante tales condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo
cual limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir
al incumplimiento de los niveles de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de
capacidad. En estos casos, puede resultar conveniente desarrollar los proyectos de generación
indicados en el programa y no construir nuevas líneas de transmisión que podrían tener una
utilización temporal.
En la situación anterior, el indicador de reserva global no describe adecuadamente el
comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario calcular el margen de reserva
regional. Para este análisis se considera la capacidad de generación regional y la capacidad de
importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión.
4-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La metodología regional es idéntica a la presentada para el SIN con las precisiones siguientes:
 En todas las áreas se considerará la capacidad disponible en interconexiones con áreas
vecinas y en su caso en interconexiones con sistemas externos a CFE
 La demanda interrumpible se ubicará regionalmente
Margen de reserva de energía (MRE). Complementando lo anterior, el MRE se define como
la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Dicha energía
considera la generación termoeléctrica por generarse pero que no se despacha —se reitera que
ésta no se almacena—, más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede
transferirse temporalmente, de acuerdo con el régimen de regulación hidrológica de cada central
para convertirse en energía eléctrica.
En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE
aprobó en noviembre de 2004, con base en el documento Diagnóstico sobre márgenes de
reserva, el siguiente acuerdo:
Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año
un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH).
Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un
almacenamiento mínimo entre 15 TWh y 18 TWh en las GCH, el cual dependerá de las
aportaciones captadas en cada año y las probables eventualidades.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
En los cuadros 4.1a, 4.1b y 4.1c se muestra la evolución esperada de la capacidad para estos
proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo
interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2014−2028.
Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración para satisfacer cargas ubicadas en el mismo
sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que
inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de
consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.
La composición del programa de autoabastecimiento considera lo siguiente:
a) A 2017 considera aquellos proyectos de autoabastecimiento y/o cogeneración, con alta
probabilidad de realización. Para ese año se espera alcanzar una capacidad total de
12,344 MW (sin incluir las temporadas abiertas de Baja California, Tamaulipas y la
segunda de Oaxaca).
b) Adicional a la primera temporada abierta (TA), en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca, la
CRE ha convocado tres nuevas temporadas abiertas: Baja California, Tamaulipas y una
segunda en Oaxaca. Se estima que estas pudieran iniciar operaciones en 2017, las
capacidades de estas son: 886 MW, 1,667 MW y 2,330 MW respectivamente. En esta
última 1,185 MW corresponden a CFE. En las secciones 4.3.1 y 4.3.1.1 se describen con
mayor detalle.
c) A partir de 2019 se prevén bloques de autoabastecimiento con base en renovables y se
estima su desarrollo con apoyo en los estímulos que la reglamentación actual contempla
para el aprovechamiento de energías renovables. De esta manera, entre 2019 y 2028 se
agregarán 2,000 MW.
4-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Los bloques de capacidad eoloeléctrica se instalarán principalmente en las regiones del
Istmo de Tehuantepec, La Rumorosa en Baja California y Tamaulipas. La capacidad solar
aprovechará los altos niveles de radiación solar en el noroeste del país, principalmente.
El desarrollo de proyectos de biomasa se asocia con esquemas de cogeneración,
particularmente en ingenios donde es posible aprovechar las necesidades de vapor y
electricidad. La instalación de minihidráulicas se prevé con mayor potencial en el sureste
del país.
Con la incorporación de esta capacidad y la programada para el servicio público, será posible
alcanzar al final del periodo las metas de participación de fuentes renovables de energía y
generación limpia, planteadas en la Estrategia Nacional de Energía. El cumplimiento de la meta
requiere un esfuerzo conjunto de CFE y los inversionistas privados para lograr el objetivo.
4-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución de la capacidad bruta de
autoabastecimiento y cogeneración existente (MW)
PERMISIONARIO
Proyectos existentes (sin PEMEX)
PEMEX
Arancia
Enertek
Micase
Iberdrola Energía Monterrey
Energía Azteca VIII
Energía y Agua Pura de Cozumel
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes)
Impulsora Mexicana de Energía
Bioenergía de Nuevo León
Tractebel (Enron )
Agrogen
Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan)
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro
Generadora Pondercel
BSM Energía de Veracruz
Hidroeléctrica Cajón de Peña
Proenermex
Procter and Gamble
Parques Ecológicos de México
Eurus
Hidrorizaba
Municipio de Mexicali
BII NEE STIPA Energía Eólica
Eléctrica del Valle de México
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez
Ibedrola Energía La Laguna
Cia. De Energía Mexicana
Piasa Cogeneración
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA
Tala Electric
Energía EP Xicoac
Eólica de Arriaga SAPI de CV
Eólica Stipa Nayya
Energía Láctea
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1
Sub Total Existentes
PERMISIONARIO
Proyectos existentes (sin PEMEX)
PEMEX
Arancia
Enertek
Micase
Iberdrola Energía Monterrey
Energía Azteca VIII
Energía y Agua Pura de Cozumel
Termoeléctrica del Golfo
Termoeléctrica Peñoles
Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes)
Impulsora Mexicana de Energía
Bioenergía de Nuevo León
Tractebel (Enron )
Agrogen
Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan)
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro
Generadora Pondercel
BSM Energía de Veracruz
Hidroeléctrica Cajón de Peña
Proenermex
Procter and Gamble
Parques Ecológicos de México
Eurus
Hidrorizaba
Municipio de Mexicali
BII NEE STIPA Energía Eólica
Eléctrica del Valle de México
Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez
Ibedrola Energía La Laguna
Cia. De Energía Mexicana
Piasa Cogeneración
Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA
Tala Electric
Energía EP Xicoac
Eólica de Arriaga SAPI de CV
Eólica Stipa Nayya
Energía Láctea
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1
Sub Total Existentes
2013
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2021
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2014
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2022
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
Cuadro 4.1a
4-7
2015
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2023
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2016
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2024
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2017
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2025
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2018
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2026
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2019
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2027
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2020
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
2028
2,597
1,963
29
120
11
529
86
32
290
290
9
24
17
284
12
19
5
30
65
13
1
11
60
80
250
6
10
26
68
6
41
30
40
3
25
0
29
74
1
90
7,277
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución de la capacidad bruta de proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración (MW)
PERMISIONARIO
Eoliatec del Istmo (1a Etapa)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
Eoliatec Zopiloapan
70
70
70
70
70
70
70
70
Eoliatec del Pac ífic o 1a Etapa
80
80
80
80
80
80
80
80
Eólic a El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa
74
74
74
74
74
74
74
74
Desarrollos Eólic os Mexic anos de Oaxac a 2
138
138
138
138
138
138
138
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa)
228
228
228
228
228
228
228
Energía Alterna Istmeña (Preneal)
216
216
216
216
216
216
216
Energía Eólic a Mareña (Preneal)
180
180
180
180
180
180
180
Eoliatec del Pac ífic o 2a Etapa
80
80
80
80
80
80
80
Gamesa Energía 4a Etapa
70
70
70
70
70
70
70
224
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
367
367
367
367
367
367
367
367
25
25
25
25
25
170
170
170
Sub Total Eólicos Red Existente
Sub Total Eólicos Temporada Abierta
Nuevo Pemex
Refinería Madero I
Centro Petroquímic o Morelos
Centro Petroquímic o Cangrejera
170
170
170
367
367
367
392
392
732
732
732
22
22
22
22
22
22
22
22
1
1
1
1
1
1
1
1
265
265
265
265
265
265
265
265
Elec tric idad de Oriente
19
19
19
19
19
19
19
19
Iberdrola Energía Tamazunc hale
80
80
80
80
80
80
80
80
Constanza Energétic a, SA de CV
17
17
17
17
17
17
17
17
Elec tric idad del Golfo
30
30
30
30
30
30
30
30
Ec opur, SA de CV
3
3
3
3
3
3
3
3
Energía San Pedro, SC de RL de CV
2
2
2
2
2
2
2
2
Enerc ity Alfa, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV
3
3
3
3
3
3
3
3
15
15
15
15
15
15
15
15
Sub Total PEMEX
Eólic a Santa Catarina (COMEXHIDRO)
CE G. Sanborns, SA de CV
Méxic o Generadora de Energía 1a Fase (Grupo Méxic o)
PE SEDENA 1a Etapa
Coppel, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
Sistemas Energétic os SISA, SA de CV
64
64
64
64
64
64
64
64
Eólic a Los Altos, SAPI de CV
50
50
50
50
50
50
50
50
Energía MK KF, SA de CV
36
36
36
36
36
36
36
Parques Ec ológic os de Méxic o, SA de CV 2a Etapa
20
20
20
20
20
20
20
Méxic o Generadora de Energía 2a Fase (Grupo Méxic o)
265
265
265
265
265
265
265
DeAc ero Power, SAPI de CV
130
130
130
130
130
130
130
Compañía Eólic a de Tamaulipas
54
54
54
54
54
54
54
PE Ingenio, S de RL de CV
50
50
50
50
50
50
50
Ventika, SA de CV
126
126
126
126
126
126
126
Ventika II, SA de CV
126
126
126
126
126
126
126
MPG Rumorosa, SAPI de CV
72
72
72
72
72
72
72
Generadora Eléc tric a San Rafael
28
28
28
28
28
28
28
Generadores Eólic os de Méxic o, SA de CV
10
10
10
10
10
10
10
Energía San Luis de la Paz
205
205
205
205
205
205
205
Dominic a Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase
100
100
100
100
100
100
100
10
10
10
10
10
10
10
9
9
9
9
9
9
35
35
35
35
35
35
Geotérmic a para el desarrollo 1a Etapa
Hidroatlixc o
Bioeléc tric a de Oc c idente
El Palac io de Hierro; Suc Interlomas
3
3
3
3
3
3
Genermex, SA de CV
146
146
146
146
146
146
Dominic a Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase
100
100
100
100
100
100
25
25
25
25
25
25
338
338
338
338
338
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
15
15
15
15
15
15
15
15
15
3,518
3,518
3,518
3,518
Segunda Temporada Abierta en Oaxac a
1,130
1,130
1,130
1,130
Temporada Abierta en Tamaulipas
1,667
1,667
1,667
1,667
886
886
886
886
3,682
3,682
3,682
3,682
Geotérmic a para el desarrollo 2a Etapa
Dulc es Nombres II (IBERDROLA)
Ternium (TECH GEN)
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera
PE SEDENA 2a Etapa
Sub Total Permisionarios Varios
575
1,806
2,125
3,503
Temporada Abierta en Baja California
Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas
0
0
0
0
Energía Eólic a
100
200
Mini Hidro
50
100
Biomasa
50
100
Solar
Sub Total Auto Renovable Remoto
Total Existente + Futuro
0
0
0
0
0
0
200
400
8,465
10,607
10,926
12,329
16,026
16,366
16,566
16,766
Cuadro 4.1b
4-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución de la capacidad bruta de proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración (MW)
PERMISIONARIO
Eoliatec del Istmo (1a Etapa)
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
22
Eoliatec Zopiloapan
70
70
70
70
70
70
70
70
Eoliatec del Pac ífic o 1a Etapa
80
80
80
80
80
80
80
80
Eólic a El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa
74
74
74
74
74
74
74
74
Desarrollos Eólic os Mexic anos de Oaxac a 2
138
138
138
138
138
138
138
138
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa)
228
228
228
228
228
228
228
228
Energía Alterna Istmeña (Preneal)
216
216
216
216
216
216
216
216
Energía Eólic a Mareña (Preneal)
180
180
180
180
180
180
180
180
Eoliatec del Pac ífic o 2a Etapa
80
80
80
80
80
80
80
80
Gamesa Energía 4a Etapa
70
70
70
70
70
70
70
70
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
1,135
367
367
367
367
367
367
367
367
25
25
25
25
25
25
25
25
170
170
170
170
170
170
170
170
Sub Total Eólicos Red Existente
Sub Total Eólicos Temporada Abierta
Nuevo Pemex
Refinería Madero I
Centro Petroquímic o Morelos
Centro Petroquímic o Cangrejera
170
170
170
170
170
170
170
170
732
732
732
732
732
732
732
732
22
22
22
22
22
22
22
22
1
1
1
1
1
1
1
1
265
265
265
265
265
265
265
265
Elec tric idad de Oriente
19
19
19
19
19
19
19
19
Iberdrola Energía Tamazunc hale
80
80
80
80
80
80
80
80
Constanza Energétic a, SA de CV
17
17
17
17
17
17
17
17
Elec tric idad del Golfo
30
30
30
30
30
30
30
30
Ec opur, SA de CV
3
3
3
3
3
3
3
3
Energía San Pedro, SC de RL de CV
2
2
2
2
2
2
2
2
Enerc ity Alfa, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV
3
3
3
3
3
3
3
3
15
15
15
15
15
15
15
15
Sub Total PEMEX
Eólic a Santa Catarina (COMEXHIDRO)
CE G. Sanborns, SA de CV
Méxic o Generadora de Energía 1a Fase (Grupo Méxic o)
PE SEDENA 1a Etapa
Coppel, SA de CV
1
1
1
1
1
1
1
1
Sistemas Energétic os SISA, SA de CV
64
64
64
64
64
64
64
64
Eólic a Los Altos, SAPI de CV
50
50
50
50
50
50
50
50
Energía MK KF, SA de CV
36
36
36
36
36
36
36
36
Parques Ec ológic os de Méxic o, SA de CV 2a Etapa
20
20
20
20
20
20
20
20
Méxic o Generadora de Energía 2a Fase (Grupo Méxic o)
265
265
265
265
265
265
265
265
DeAc ero Power, SAPI de CV
130
130
130
130
130
130
130
130
Compañía Eólic a de Tamaulipas
54
54
54
54
54
54
54
54
PE Ingenio, S de RL de CV
50
50
50
50
50
50
50
50
Ventika, SA de CV
126
126
126
126
126
126
126
126
Ventika II, SA de CV
126
126
126
126
126
126
126
126
MPG Rumorosa, SAPI de CV
72
72
72
72
72
72
72
72
Generadora Eléc tric a San Rafael
28
28
28
28
28
28
28
28
Generadores Eólic os de Méxic o, SA de CV
10
10
10
10
10
10
10
10
Energía San Luis de la Paz
205
205
205
205
205
205
205
205
Dominic a Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase
100
100
100
100
100
100
100
100
10
10
10
10
10
10
10
10
9
9
9
9
9
9
9
9
35
35
35
35
35
35
35
35
Geotérmic a para el desarrollo 1a Etapa
Hidroatlixc o
Bioeléc tric a de Oc c idente
El Palac io de Hierro; Suc Interlomas
3
3
3
3
3
3
3
3
Genermex, SA de CV
146
146
146
146
146
146
146
146
Dominic a Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase
100
100
100
100
100
100
100
100
25
25
25
25
25
25
25
25
338
338
338
338
338
338
338
338
Geotérmic a para el desarrollo 2a Etapa
Dulc es Nombres II (IBERDROLA)
Ternium (TECH GEN)
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
1,025
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera
15
15
15
15
15
15
15
15
PE SEDENA 2a Etapa
15
15
15
15
15
15
15
15
Sub Total Permisionarios Varios
3,518
3,518
3,518
3,518
3,518
3,518
3,518
3,518
Segunda Temporada Abierta en Oaxac a
1,130
1,130
1,130
1,130
1,130
1,130
1,130
1,130
Temporada Abierta en Tamaulipas
1,667
1,667
1,667
1,667
1,667
1,667
1,667
1,667
886
886
886
886
886
886
886
886
3,682
3,682
3,682
3,682
3,682
3,682
3,682
3,682
Energía Eólic a
300
400
600
700
800
900
1,100
1,100
Mini Hidro
100
150
150
150
200
200
200
250
Biomasa
100
150
150
150
200
200
200
250
Solar
100
100
100
200
200
300
300
400
600
800
1,000
1,200
1,400
1,600
1,800
2,000
16,966
17,166
17,366
17,566
17,766
17,966
18,166
18,366
Temporada Abierta en Baja California
Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas
Sub Total Auto Renovable Remoto
Total Existente + Futuro
Cuadro 4.1c
4-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento
Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con
esta tecnología, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ejercer las acciones
necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades
de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y
los particulares.
Esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas que se
instalarán en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca.
La red de TA entró en operación en noviembre de 2010. La capacidad total de proyectos de
generación que se conectarán a esta red asciende a 1,927 MW, de los cuales 1,521 MW serán de
proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de PIE que venderán su energía a CFE para utilizarla
en el servicio público. De esta última, 103 MW de la Fase II del proyecto Sureste I se conectarán
a esta red. Existe la posibilidad de que el proyecto Sureste I Fase I también utilice esta red, lo
que se daría en el caso de aquellos particulares que posean o adquieran derechos de transmisión
y se interesen en el esquema de productor independiente de energía definido para estos
proyectos.
Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California
Además de la Temporada Abierta (TA) existente en la zona del Istmo de Tehuantepec, la
Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del
8 de agosto de 2011, una Convocatoria para la Celebración de Temporadas Abiertas de Reserva
de Capacidad de Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica, por desarrollarse en diversos
estados de la República (Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California). Lo anterior a efecto de
programar de manera concertada la ampliación o modificación de la infraestructura de
transmisión y transformación del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de reservar capacidad en
la red eléctrica.
Las Temporadas Abiertas para Oaxaca, Tamaulipas y Baja California se asocian a proyectos
eoloeléctricos, en tanto que la de Puebla a proyectos hidroeléctricos.
El 19 de octubre de 2011, la CRE publicó en el DOF el Acuerdo por el que Modifica la Convocatoria
para las Temporadas Abiertas. En esta publicación se menciona el número de solicitudes de
inscripción para reserva de capacidad de transmisión en alguno de los estados que refiere la
Convocatoria y la capacidad asociada a estas.
La CRE solicitó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), hacer un diseño preliminar del
reforzamiento necesario de la red de transmisión para satisfacer los requerimientos de estos
proyectos. La metodología para asignar la capacidad de transmisión será del tipo subasta, una
vez que la CRE de a conocer a los interesados los costos estimados de las diferentes alternativas
de diseño analizadas por CFE, para atender los requerimientos solicitados por los participantes.
Para la Segunda TA de Oaxaca, la CRE con base a las solicitudes realizadas por parte de los
participantes, estimó una capacidad de 2,330 MW de capacidad de eoloeléctrica, en los cuales se
incluyeron 1,200 MW de CFE. De esta capacidad CFE transfirió 15 MW para el proyecto de la
SEDENA por lo que su capacidad es de 1,185 MW.
Para la TA de Tamaulipas, que se localiza en el corredor Reynosa−Matamoros, la CRE recibió
cartas de intención para una capacidad de 1,667 MW. La capacidad total de la nueva red por
construirse, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico.
4-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En el caso de la TA de Baja California, ubicada en la zona de La Rumorosa, la capacidad total de
la nueva red que se construya, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico por
886 MW.
Para esta TA se han efectuado varios ajustes en cuanto a capacidad y costos de la red, de tal
manera que la capacidad reservada de 886 MW es parte de las premisas acordadas por el Grupo
de Trabajo de Autoabastecimiento que coordina la SENER, para el ejercicio de planificación en
2013. Sin embargo, aún no se cuenta con las garantías financieras por parte de los
desarrolladores privados; que permita definir la capacidad de generación definitiva que se
instalará.
En general para estas Temporadas Abiertas, se prevé que la capacidad continuará ajustándose
en los próximos meses en función del interés de los privados, lo que se actualizará en la siguiente
revisión del Programa de Autoabastecimiento.
En el caso de la TA de Puebla, la cual incluyó solicitudes para proyectos de autoabasto en
Veracruz, consideró 500 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos. Sin embargo, el 23 de
febrero de 2012 la CRE publicó el Acuerdo A/018/2012 en la cual dio por concluido y cancelado
el proceso de temporada abierta de reserva de capacidad de transmisión y transformación de
energía eléctrica a desarrollarse en el estado de Puebla.
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 4.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de
autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota.
4-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
Año
Adiciones
2013
Eoliatec del Istmo 1a Etapa
3/
Eoliatec Zopiloapan
3/
Eoliatec del Pacífico 1a Etapa
Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa
Nuevo Pemex
Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO)
CE G. Sanborns, SA de CV
México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México)
Electricidad de Oriente
Iberdrola Energía Tamazunchale
Constanza Energética, SA de CV
Electricidad del Golfo
Ecopur, SA de CV
Energía San Pedro, SC de RL de CV
Enercity Alfa, SA de CV
Energía Renovable de Cuautla, SA de CV
TMQ Energía Renovable, SAPI de CV
PE SEDENA 1a Etapa
Coppel, SA de CV
Sistemas Energéticos SISA, SA de CV
Eólica Los Altos, SAPI de CV
MW
22.0
70.0
80.0
74.0
260.0
22.0
1.0
250.0
18.8
80.0
16.9
30.0
3.0
1.5
1.5
1.0
2.5
15.0
1.0
10.0
50.4
3/
Modificaciones
PEMEX Cosoleacaque
PEMEX Lázaro Cárdenas
PEMEX Independencia
PEMEX Petroquímica Morelos
PEMEX Cactus
PEMEX Pajaritos
PEMEX Escolín
Cd. PEMEX
PEMEX Ref. Antonio Dovalí
PEMEX La Venta
PEMEX Salamanca
Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 3/
Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 3/
Energía Alterna Istmeña (Preneal) 3/
Energía Eólica Mareña (Preneal) 3/
3/
Eoliatec del Pacífico 2a Etapa
3/
Gamesa Energía 4a Etapa
Energía MK KF, SA de CV
Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa
México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México)
DeAcero Power, SAPI de CV
Compañía Eólica de Tamaulipas
PE Ingenio, S de RL de CV
Ventika, SA de CV
Ventika II, SA de CV
MPG Rumorosa, SAPI de CV
Generadora Eléctrica San Rafael
Generadores Eólicos de México, SA de CV
Energía San Luis de la Paz
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase
Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa
MW
-17.0
-5.2
-54.0
-25.6
-27.0
-15.5
-28.0
-20.3
-2.1
-14.0
-1.5
-210.2 2/
1,010.6
2014
1/
137.5
227.5
215.9
180.0
80.0
70.0
30.0
20.0
250.0
70.0
54.0
49.5
126.0
126.0
72.0
28.0
10.0
205.0
100.0
10.0
2,061.4
2015
Hidroatlixco
Bioeléctrica de Occidente
Genermex, SA de CV
Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase
Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa
8.5
15.0
120.0
100.0
25.0
268.5
2016
Dulces Nombres II (IBERDROLA)
Ternium (TECH GEN)
Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera
325.0
425.0
5.0
755.0
2017
PE SEDENA 2a Etapa
Segunda Temporada Abierta en Oaxaca
Temporada Abierta en Tamaulipas
Temporada Abierta en Baja California
15.0
1,130.0
1,666.5
885.5
3,697.0
Subtotal
7,792.4
Total
7,582.3
1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto
2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX
3/ Primera Temporada Abierta en Oaxaca
Cuadro 4.2
4-12
Subtotal
-210.2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Los diagramas 4.1a y 4.1b indican la ubicación de los proyectos considerados para 2013
y 2014-2028, respectivamente. La capacidad señalada corresponde a la comprometida para
autoabastecimiento remoto.
De 2013 a 2017 se adicionarán 7,792 MW de proyectos de autoabastecimiento entre los cuales
destaca el proyecto México Generadora de Energía en sus dos etapas con una capacidad total de
500 MW y los proyectos eólicos incluidos en las Nuevas Temporadas Abiertas con 3,697 MW. En
2018 no se incorporan proyectos de autoabastecimiento. En 2019 se incrementarán 2,000 MW
de capacidad a partir de energías renovables, con lo cual la capacidad total previsible adicional
de autoabastecimiento remoto con la información disponible será de 9,792 MW en 2028.
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2013
1,011 MW
1/
México Generadora de Energía (Grupo México)
(2013: 250 MW)
Coppel (2013: 1 MW)
Energía San Pedro (2013: 1.5 MW)
Eólica Santa Catarina (2013: 22 MW)
Eólica Los Altos
(2013: 50.4 MW)
Enercity Alfa (2013: 1.5 MW)
Iberdrola Energía Tamazunchale (2013: 80 MW)
Ecopur (2013: 3 MW)
TMQ Energía Renovable (2013: 2.5 MW)
Constanza Energética (2013: 16.9 MW)
Electricidad del Golfo (2013: 30 MW)
Sistemas Energéticos SISA (2013: 10 MW)
CE G Sanborns (2013: 1.0 MW)
Energía Renovable de Cuautla (2013: 1 MW)
Nuevo Pemex (2013: 260 MW)
Electricidad de Oriente (2013: 18.8 MW)
-
1/ Autoabastecimiento remoto
Diagrama 4.1a
4-13
Eoliatec del Istmo (1ª Etapa) (2013: 22 MW)
Eoliatec Zopiloapan (2013: 70 MW)
Eoliatec del Pacífico(1ª Etapa) (2013: 80 MW)
PE SEDENA (2013: 15 MW)
Eólica El Retiro (Gamesa Energía 3a Etapa) (2013: 74 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2014-2028
8,781 MW
1/
MPG Rumorosa (2014: 72 MW)
Temporada Abierta Baja California (2017: 885.5 MW)
Programa adicional 2019-2028
Tipo
MW
México Generadora de Energía (Grupo México)
(2014: 250 MW)
1,100
400
250
250
Eoloeléctrica
Solar
Biomasa
Minihidro
Total 2,000
DeAcero Power (2014: 70 MW)
Genermex (2015: 120 MW)
– Dulces Nombres II (2016: 325 MW)
– Ternium TECH GEN(2016: 425 MW)
Temporada Abierta Tamaulipas (2017: 1,666.5 MW)
Compañía Eólica de Tamaulipas (2014: 54 MW)
Ventika y Ventika II (2014: 126 MW; 126 MW)
Dominica Energía Limpia (2014: 100 MW; 2015: 100 MW)
Bioeléctrica de Occidente (2015: 15 MW)
Geotérmica para el Desarrollo (2014: 10 MW; 2015: 25 MW)
Generadora Eléctrica San Rafael (2014: 28 MW)
Energía MK KF (2014: 30 MW)
Energía San Luis de la Paz (2014: 205 MW)
Hidroatlixco (2015: 8.5 MW)
Grupo Celanese (2016: 5 MW)
PE Ingenio (2014: 49.5 MW)
- Segunda Temporada Abierta Oaxaca (2017: 1,130 MW)
- PE SEDENA (2017: 15 MW)
Generadores Eólicos de México (2014: 10 MW)
- Temporada Abierta (2014: 910.9 MW)
- Parques Ecológicos de México (2a Etapa) (2014: 20 MW)
1/ Autoabastecimiento remoto
Diagrama 4.1b
4-14
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración
La gráfica 4.1 muestra la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.
Evolución del autoabastecimiento y cogeneración
1/
MW
20,000
18,000
16,000
11,561
6,205
12,161
11,361
6,205
6,205
11,161
6,205
11,961
10,961
6,205
6,205
10,761
6,205
11,761
10,561
6,205
6,205
10,361
6,205
5,709
5,217
5,865
5,865
5,086
4,766
4,000
2,000
10,161
5,441
3,379
6,000
2,579
8,000
5,167
10,000
6,464
10,161
12,000
6,205
14,000
0
Local
Remoto
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.
Gráfica 4.1
Retiros de capacidad de generación
Al cierre de 2012, 19,457 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años
en operación y 15,317 MW 30 años o más, lo que representa respectivamente 36.6% y 28.8%
de la capacidad total.
Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros
basado en el análisis de costos de operación y los años de servicio de las unidades generadoras.
Las consideraciones para precisarlos se apoyan principalmente en razones operativas,
económicas o por antigüedad; 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y
turbogás.
4-15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de retiros de unidades generadoras
Total 13,322 MW
1,481 1,666 1,267 1,218 1,552
1,463
893
765
720
636
583
489
239
169
154
27
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Gráfica 4.2
Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones
actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y
modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los
costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE —como una medida para
incrementar la eficiencia de producción— continua con un programa de retiros.
El análisis inicia con la verificación de cuáles unidades programadas para retiro el año anterior
salieron de operación. Para aquellas que no se retiraron, se analizan los argumentos expuestos
por las áreas operativas para reprogramar su salida.
En 2012 se retiraron de operación la CH Puente Grande de 2.8 MW; CG Cerro Prieto I, unidades
3 y 4 de 37.5 MW cada una; y la CT Lerma Campeche, unidad 1, de 37.5 MW. La capacidad total
retirada en 2012 fue de 115.3 MW.
A la fecha la CT Jorge Luque (224 MW), sin operar desde octubre de 2009, está a cargo del
Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE). Esto ha impedido a CFE dar de baja
dicha capacidad.
Por razones operativas, se reprogramó el retiro de 226 MW del CC Dos Bocas para noviembre de
2015, en el área Oriental.
En resumen, entre 2013 y 2028 se ha planeado retirar de operación 13,322 MW, superior en
1,507 MW al programa anterior. Ver gráfica 4.2.
La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.3 años y la eficiencia media de la unidades de
32 por ciento.
4-16
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Estas acciones permitirán a CFE, incorporar equipos de generación más eficientes, lo que
mejorará la competitividad.
En el cuadro 4.3a y 4.3b se muestra en detalle el programa de retiros 2013—2028.
Algunas unidades termoeléctricas convencionales que operan con base en combustóleo,
contenidas en este programa, se convertirán a duales, lo que permitirá que puedan operar con
gas natural, algunos años antes de su fecha de retiro. Para lo anterior, se realizaron estudios
para determinar en cuales centrales y unidades generadoras de este tipo se justificaba
económicamente la conversión a combustión dual. Derivado de lo anterior, las unidades que se
convertirán son: Puerto Libertad U1 a U4, Topolobampo II U1 y U2, Mazatlán II U3, Rio Bravo
U3, Manzanillo II U11 y U12, Villa de Reyes U1 y U2 y Tula U1 a U5. El gas que utilizarán estará
disponible años previos a su fecha de retiro (a partir de 2014, iniciando con Puerto Libertad), lo
que permitirá aprovechar los beneficios en costos de producción por el diferencial entre los
precios del gas natural y los de combustóleo. Un mayor detalle de los resultados de los estudios
referidos se presenta en el Anexo B.
Por otro lado, al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un energético, en este caso
el gas natural, es importante conservar unidades generadoras que utilicen otro combustible. Por
esta razón, se tiene previsto revisar las fechas de retiro de las unidades convertidas a duales, no
para ser incorporadas en el despacho, sino con el fin de mantenerlas como reserva estratégica
en el sistema eléctrico.
4-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de retiros de unidades generadoras1/
Escenario de Planeación
Año
Unidad
Tipo
2013 Jorge Luque
Humeros
Nombre
1, 2, 3 y 4
1, 2 y 5
TC
GEO
2014 Universidad
Fundidora
Leona
1Y 2
1
1Y 2
Tecnológico
Monclova
Azufres
1
1Y 2
2, 3, 4 Y 5
DTG
TG
GEO
26.0 Noviembre Noreste
48.0 Noviembre Noreste
20.0 Diciembre Occidental
154.0
3, 4, 5 y 8
2, 3 y 4
1y 2
1, 2 Y 5
1, 2, 3 y 4
1
1, 2, 3 y 4
11
CI
TC
TC
CC
TG
DTG
TG
CI
5.2
112.5
75.0
226.0
148.0
14.0
138.0
1.6
720.3
Abril
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Aislados
Peninsular
Peninsular
Oriental
Central
Noroeste
Central
Aislados
3y
3, 4 Y
1, 2 y
1y
2, 3 y
1, 2 y
TC
GEO
TC
TC
TG
DTG
550.0
15.0
450.0
316.0
88.0
62.0
1,481.0
Enero
Febrero
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Occidental
Oriental
Central
Norte
Central
Baja California
158.0
600.0
168.0
316.0
Abril
Abril
Noviembre
Noviembre
Noroeste
Occidental
Noroeste
Noroeste
2015 Santa Rosalía
Lerma ( Campeche )
Felipe Carrillo Puerto
Dos Bocas
Nonoalco
Cd. Obregón
Lechería
Santa Rosalía
2016 Salamanca
Humeros
Valle de México
Samalayuca
Valle de México
Mexicali
2017 J. Aceves Pozos ( Mazatlán II )
M. Álvarez M. (Manzanillo)
C. Rodríguez Rivero (Guaymas II)
C. Rodríguez Rivero (Guaymas II)
Huinalá
Chávez
Parque
1/
2018 Puerto Libertad
Gómez Palacio
Los Cabos
Tijuana
Azufres
Humeros
Dos Bocas
2019 Villa de Reyes (SLP)
Industrial
Altamira
2/
4
8
3
2
4
3
1
3y 4
1y 2
3y 4
TG
TG
TG
TC
TC
TC
TC
1, 2, 3, 4 y 5
1Y 2
2
CC
TG
DTG
1, 2, 3 y 4
1, 2 y 3
1, 2, y 3
1y 2
6, 9 y 10
6Y 7
3, 4 y 6
TC
CC
DTG
TG
GEO
GEO
CC
1y 2
1
3Y 4
TC
DTG
TC
MW Mes
224.0 Enero
15.0 Enero
239.0
Área
Central
Oriental
24.0 Noviembre Noreste
12.0 Noviembre Noreste
24.0 Noviembre Noreste
377.7 Noviembre Noreste
28.0 Noviembre Norte
18.0 Noviembre Norte
1665.7
632.0
239.8
84.6
60.0
15.0
10.0
226.0
1,267.4
Febrero
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Julio
700.0 Abril
18.0 Abril
500.0 Ago
1218.0
Noroeste
Norte
Baja California Sur
Baja California
Occidental
Oriental
Oriental
Occidental
Norte
Noreste
Continúa…
Cuadro 4.3a
4-18
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
…Continuación
Año
Nombre
2020 J. Aceves Pozos (Mazatlán II)
Presidente Juárez
Cerro Prieto I
Mérida II
Felipe Carrillo Puerto (Valladolid)
Chankanaab
Cancún
Francisco Villa
2/
2021 Fco. Pérez Ríos (Tula)
Caborca
Culiacán
Cd. Constitución
2022 Xul - Ha
Parque
Cancún
Mérida
Nizuc
Cd. del Carmen
Nachi - Cocom
Chankanaab
Xul-Ha
El Sauz
Unidad
Tipo
2y 3
5y 6
5
1y 2
3, 4 y 5
1y 2
1y 2
4y 5
TC
TC
GEO
TC
CC
DTG
DTG
TC
458
320
30
168
220
28
28
300
1552.0
1y 2
1y 2
1
1
TC
DTG
DTG
DTG
1
3y 4
3y 5
3
1y 2
1y 3
3
4
2
1, 2, 3 y 4
DTG
DTG
DTG
DTG
DTG
DTG
DTG
DTG
DTG
CC
1
DTG
27.4 Abril
27.4
5
1y 2
2
TC
TC
DTG
300.0 Abril
320.0 Abril
16.0 Abril
2023 Ciprés
2024 Fco. Pérez Ríos (Tula)
Guadalupe Victoria ( Lerdo )
Cd. del Carmen
MW Mes
Área
Marzo
Abril
Abril
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noviembre
Noroeste
Baja California
Baja California
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Norte
660.0
42.0
30.0
33.2
765.2
Abril
Abril
Abril
Abril
Central
Noroeste
Noroeste
Baja California Sur
14.0
41.0
74.0
30.0
88.0
31.0
30.0
25.0
25.7
224.0
582.7
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Abril
Julio
Peninsular
Norte
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Peninsular
Occidental
Baja California
Central
Norte
Peninsular
636.0
2025 Punta Prieta II
La Laguna
2026 La Paz
Presidente Juárez (Tijuana)
A. López Mateos (Tuxpan)
2027 Fco. Pérez Ríos (Tula)
2028 A. López Mateos (Tuxpan)
Carbón II
A. Olachea A. (San Carlos)
1, 2 y 3
1, 2, 3 y 4
1y 2
7
1y 2
1, 2, 3, 4, 5 y 6
3y 4
1y 2
1y 2
TC
TG
112.5 Abril
56.0 Abril
168.5
DTG
TG
TC
43.0 Abril
Baja California Sur
150.0 Abril
Baja California
700.0 Noviembre Oriental
893.0
CC
489.0 Noviembre Central
489.0
TC
CAR
CI
Total de retiros
CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional
DTG: Turbogás a base de diésel HID: Hidroeléctrica
1/ Servicio público
2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación
TG: Turbogás
CC: Ciclo combinado
Cuadro 4.3b
4-19
Baja California Sur
Norte
700.0 Abril
Oriental
700.0 Abril
Noreste
63.0 Noviembre Baja California Sur
1463.0
13,322.2
GEO: Geotermoeléctrica
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de rehabilitación y modernización (RM)
En los cuadros 4.4a y 4.4b se presentan los proyectos térmicos e hidroeléctricos que han sido
incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF), de 2007 a 2013, en la modalidad
de Obra Pública Financiada (OPF) y con recursos propios, y que aún se encuentran en proceso
de ejecución o de licitación. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de
Generación de CFE.
En el mediano plazo, tales acciones permitirán recuperar los índices de eficiencia y disponibilidad
del parque de generación termoeléctrico e hidroeléctrico.
La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente
los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos
equipos con un alto índice de fallas.
Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son: incremento en la confiabilidad del
equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y mejora en
disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán aumentos de eficiencia cercanos a
17 puntos porcentuales.
Recientemente se concluyó el proyecto RM de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades
1 y 2 que incrementaron su capacidad en 122.6 MW cada una. El total de esta capacidad es de
1,610 MW en pruebas, sin embargo no se ha obtenido la licencia definitiva para operar cada
unidad a 805 MW, por lo cual cada una se puede operar como máximo en 700 MW.
En la central termoeléctrica Poza Rica (unidades 1 a 3) está en proceso la conversión a ciclo
combinado, a fin de obtener un aumento de 16.8% en su eficiencia. Adicionalmente se
modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 9.4% en eficiencia.
La termoeléctrica Altamira U1 y U2 se convertirá a lecho fluidizado y se obtendrán incrementos
en la eficiencia de 2.95 y 2.86% y aumento de capacidad en 8 MW para las U1 y U2,
respectivamente. Utilizará coque de petróleo proveniente del sur de Estados Unidos o de la
refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción.
La CT José López Portillo unidades 1 a 4 se someterá a rehabilitación; con ello se incrementará
su capacidad en 30 MW en cada unidad y mejorará su eficiencia en 2.9 a 4% y su disponibilidad
de 3.6 a 7.5 por ciento.
En los proyectos hidroeléctricos se desarrollan acciones de rehabilitación y modernización en la
modalidad de recursos propios. Con éstas se recuperarán los índices de eficiencia y se
incrementará la capacidad en algunas de ellas.
Las centrales hidroeléctricas con mayores beneficios por el aumento de la eficiencia son:
Temascaltepec que la incrementará en 53.3%, San Simón con 48.1% y Patla con 30.8 por ciento.
Las centrales más relevantes en cuanto a incremento en capacidad son: Lerma (Tepuxtepec) con
30.1 MW y Patla que incrementará su capacidad en 18.1 MW.
La capacidad total que se aumentará con el proceso de modernización y rehabilitación en
centrales hidroeléctricas es de 97.1 MW. Como resultado de los incrementos en eficiencia y
capacidad se tendrá una generación adicional de 590 GWh promedio anuales.
4-20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de rehabilitación y modernización (OPF)
Mejora en
Central
Unidad(es) Eficiencia %
Disponibilidad %
Capacidad
(MW)
Situación
Fecha Estimada
reincorporación
de Unidad
PEF 2007
CCC Poza Rica
1/
CCC El Sauz
Paq. 1
16.8
85.7
En construcción
Mar-14
Paq. 1
9.4
49.9
5.6
En construcción
Ene-14
1
2.95
59.13
8.0
En construcción
Abr-17
2
2.86
83.77
8.0
En construcción
Jul-17
1
2.90
4.90
30.0
En revisión de bases
Ago-16
2
3.30
3.60
30.0
En revisión de bases
Mar-17
3
3.30
6.70
30.0
En revisión de bases
Oct-17
4
4.00
7.50
30.0
En revisión de bases
Abr-18
Paq. 1
13.31
32.89
37.9
En elaboración de bases
Oct-15
Paq.2
12.14
22.46
24.9
En elaboración de bases
May-16
PEF 2009
CT Altamira
2/
PEF 2012
CT José López Portillo
PEF 2013
CCC Tula
CH Temascal
1
9.38
En elaboración de bases
Mar-16
2
9.38
En elaboración de bases
Sep-16
3
9.38
En elaboración de bases
Mar-17
4
9.38
En elaboración de bases
Sep-17
1/ Conversión a ciclo combinado
2/ Conversión a coque de petróleo
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 4.4a
Proyectos de rehabilitación y modernización (Recursos propios)
Mejora en
Central Hidroeléctrica
Cóbano
Cupatitzio
Platanal
Novillo
Sanalona
Colotlipa
Tepexic
Patla
Tezcapa
Tuxpango
Necaxa
Lerma (Tepuxtepec)
Alameda
Temascaltepec
San Simón
Cañada
Fernández Leal
Tlilan
Villada
Unidad(es) Eficiencia %
2
2
2
1y 2
1y 2
1, 2 y 3
1, 2 y 3
1
1, 2, 3 y 4
1 a la 10
1, 2 y 3
1, 2 y 3
1, 2, 3 y 4
1
1
1
1
1
Generación
(GWh)
Capacidad
(MW)
32.5
13.7
15.8
9.4
6.9
3.3
50.5
102.7
1.9
38.0
140.2
144.6
17.4
5.3
2.8
0.2
2.5
1.9
0.3
4.00
3.78
3.40
0.00
0.00
0.00
9.00
18.10
0.54
5.56
15.90
30.13
1.65
2.70
1.40
0.24
0.22
0.48
0.04
11.0
8.0
15.4
2.0
8.8
16.0
13.1
30.8
8.1
17.0
22.6
28.8
14.1
53.3
48.1
11.3
22.9
18.9
20.2
Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 4.4b
4-21
Situación
Concluido
Concluido
Concluido
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
En proceso
Fecha estimada
de
reincorporación
Ene-13
Ene-13
Ene-13
Dic-13
Dic-13
Ene-13
Dic-13
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
Dic-15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC
Como parte de las opciones para incrementar eficiencia y capacidad del parque de generación
existente, CFE continúa analizando la posibilidad de repotenciar —conversión de unidades
termoeléctricas con base en combustóleo a CC—, entre otras a: Río Bravo U3; Francisco Villa U4
y U5; Topolobampo II U1 y U2; Villa de Reyes U1 y U2 y de alguna de las unidades de la
CT Tuxpan.
Para este tipo de proyectos se analiza la factibilidad técnica en función de las condiciones de
operación de las unidades de vapor, determinadas por su antigüedad, así como la rentabilidad
económica y financiera para cada caso. La factibilidad técnica deberá prever garantías para
alcanzar la extensión de vida útil, eficiencia, disponibilidad y capacidad.
La experiencia de operación y el conocimiento de los costos reales de las repotenciaciones a la
central Manzanillo U1 y U2, que entraron en operación a ciclo combinado en 2013, serán
fundamentales para el desarrollo de proyectos de este tipo en el mediano y largo plazos.
Disponibilidad del parque de generación
La evolución histórica de la disponibilidad equivalente del parque termoeléctrico de CFE se
presenta en la gráfica 4.3.
Disponibilidad media del parque termoeléctrico de CFE
Fuente: Subdirección de Generación
Gráfica 4.3
4-22
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
A su vez, en la gráfica 4.4 se indican las expectativas en este rubro para los próximos años y se
incluyen los valores de las centrales hidráulicas y de producción independiente de energía. Para
el parque de generación de CFE se supone 100% de suficiencia presupuestal para el
mantenimiento requerido en el parque de generación.
Durante los próximos quince años, los índices de disponibilidad media del parque térmico de CFE
se incrementarán. Para 2013 se estimó en 87.8%. En los años posteriores mejorará
paulatinamente a valores del orden de 88%, este incremento se logrará con acciones de
rehabilitación y modernización de unidades.
En la disponibilidad mostrada del parque térmico de CFE se consideran las indisponibilidades por
mantenimiento, falla, causas ajenas y decremento, pero no incluye el decremento por
temperatura que se presenta estacionalmente en las centrales que operan con base en gas
natural.
Estimación de la disponibilidad del parque de generación
Sistema interconectado nacional (%)
Disponibilidad del
parque
hidroeléctrico 1/
Disponibilidad PIE
93.0 %
90.0 %
87.8
87.3
87.1
87.3
88.3
88.4
87.7
87.8
87.6
87.2
87.2
87.0
87.5
87.5
87.8
88.1
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Disponibilidad del
parque térmico de CFE1/
1/ Fuente: Subdirección de Generación
Gráfica 4.4
4-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Catálogo de proyectos específicos de generación
Para conformar el programa de centrales del plan de expansión del sistema de generación se
considera un catálogo general de proyectos de generación. Dentro de los diferentes tipos de
centrales se ha definido un conjunto de ellas como proyectos específicos, debido principalmente
a su característica de ubicación predefinida en las regiones donde se encuentran los recursos
energéticos para generación de energía eléctrica.
Catálogo de proyectos hidroeléctricos
CFE cuenta con una lista extensa de posibles desarrollos hidráulicos para su aprovechamiento en
generación de electricidad, con diferentes niveles de estudio: identificación, gran visión,
prefactibilidad, factibilidad y diseño.
Dentro del conjunto de opciones se ubican proyectos que requieren infraestructura completa
—embalse, equipo turbo−generador y red de transmisión—, mientras en otros es factible
aprovechar la infraestructura civil existente para incorporar equipo de generación; también
aquellas centrales hidroeléctricas existentes en donde es posible instalar nuevas unidades
generadoras para ampliar su capacidad. Actualmente las centrales Las Cruces y Chicoasén II,
están próximas a licitarse.
En el cuadro 4.5 se presenta el resumen del catálogo de proyectos hidroeléctricos que han
alcanzado un nivel de estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño. De ellos, se define la cartera
de proyectos candidatos para analizarse en los estudios de expansión de largo plazo.
4-24
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Catálogo de proyectos hidroeléctricos con
estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño
Capacidad
1/
total
(MW)
Generación
media anual
(GWh)
2 x 100
200
292
F
2 x 50
100
263
P
Chihuahua
2 x 42
84
242
P
Durango
2 x 68
136
296
P
352
640
F
2 x 95
190
882
F
Jalisco
2 x 37
74
146
P
Mascota Corrinchis
Jalisco
2 x 17
34
51
P
Occidental
Mascota El Carrizo
Jalisco
2 x 85
170
446
P
Occidental
Amuchiltite
Jalisco
2 x 11
22
117
P
Occidental
Puerto Vallarta
Jalisco
2 x 22
44
95
P
Occidental
Arroyo Hondo
Jalisco
2 x 38
76
220
F
Occidental
Las Cruces
Nayarit
3 x 80
240
750
F
Oriental
La Parota
Guerrero
2 x 225; 1 x 5
455
1,374
D
Oriental
Sistema Xúchiles
Veracruz
1x11+1x14+1x8+1x7.5+1x13
53.8
433
F
Oriental
Reforma
Oaxaca
2 x 67.5
135
197
P
Oriental
Colorado
Oaxaca
2 x 30
60
263
P
Oriental
Cuanana
Oaxaca
2 x 40
80
350
P
Oriental
El Tigre
Oaxaca
2 x 19
38
166
P
Oriental
Independencia
Oaxaca
2 x 35
70
307
P
Oriental
Atoyaquillo
Oaxaca
2 x 17
34
149
P
Oriental
Boca de León
Hidalgo
2 X 50
100
344
P
Oriental
Tenosique (Bulbo)
Tabasco/Chiapas
6 x 70.35
422
2,105
F
Oriental
Chicoasén II
Chiapas
3 x 80
240
571
F
Oriental
Omitlán
Guerrero
2 x 115.50
231
827
P
Oriental
Angostura II (Bulbo)
Chiapas
3 x 45.23
136
232
P
Oriental
Ixtayutla
Oaxaca
2 x 265
530
1,596
F
Oriental
Paso de la Reina
Oaxaca
2 x 271.35
543
1,572
F
Oriental
Rehabilitación Bombaná
Chiapas
1 x 0.8
0.8
39
Oriental
Cosautlán
Veracruz/Puebla
2 x 6.5
13
100
P
Oriental
Sistema Hidroeléctrico Pescados
Veracruz
2 x 60.5
121
376
P
Oriental
Oriental
El Pescado
Ostutla
Guerrero
Guerrero
2 x 5.5
2 x 103
11
206
77
690
P
F
Número de unidades x
potencia por unidad
Área
Proyecto
Ubicación
Noreste
PAEB Monterrey
Noroeste
Guatenipa
Sinaloa
Norte
Urique
Norte
La Muralla
Norte
Madera
Occidental
Río Moctezuma
Querétaro / Hidalgo
Occidental
San Cristóbal
Occidental
3/
4/
Nuevo León
Chihuahua
5/
2x173 + 1x4 + 1x2
PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo
1/ Potencia expresada a la salida del generador
2/ P: Prefactibilidad, F: Factibilidad, D: Diseño RM: Rehabilitación y modernización
3/ Para el caso de energía de base excedente, se proponen proyectos que puedan transformar esta energía en energía de punta.
4/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh
5/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos
Cuadro 4.5
4-25
Nivel de
estudio 2/
RM
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño
Los proyectos hidroeléctricos de esta cartera se incluyen como candidatos en el análisis de
expansión para su incorporación en el sistema eléctrico. Esto es posible cuando alcanzan el nivel
de proyectos con estudios avanzados y se dispone de un conjunto de datos hidroenergéticos
—capacidad, nivel de desfogue, gasto de diseño y eficiencia global—; parámetros del vaso
—Namino, Namo, volúmenes—; estadística de escurrimientos de la cuenca, así como la
estimación adecuada del requerimiento de inversión para la infraestructura de la obra civil y del
equipo electromecánico.
En este nivel se encuentran los proyectos reportados en el cuadro 4.6, todos ellos forman parte
del programa de requerimientos de capacidad 2013—2028.
No obstante, existe otros proyectos que no se incorporaron en el plan de expansión, se continuará
con el proceso de revisión de costos y parámetros para considerarlos nuevamente en el ejercicio
de planificación durante 2014.
La selección de algunos de estos proyectos ayudará al cumplimiento de las disposiciones legales
y reglamentarias para incentivar la participación de energías renovables y la atención de los
compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.
Proyectos hidroeléctricos en etapa de factibilidad y diseño1/
No. de
Unidades
Capacidad
central
Energía
generable
Tenosique 422 MW
6
(MW)
422.1
(GWh)
2,105.0
Chicoasén II
3
240
571.0
5
53.8
432.86
3
135.7
232.0
2
120.6
375.69
La Antigua
3
2 +1 +1
240
750.00
San Pedro
352
Papigochic
2
2 +1
543
455
640.0
1,572.2
1,374.0
Papagayo
2
231.2
Proyecto
1/
Xúchiles
Angostura II
Pescados 120.6 MW
Las Cruces 240 MW
Madera 3 /
Paso de la Reina
La Parota
Omitlán
2/
827.0
Cuenca
Usumacinta
Grijalva
Blanco y Metlac
Grijalva
Verde
Omitlán
1/ Grupo de 5 centrales en cascada que operarían las 24 horas del día, durante todo el año.
2/ Consta de 7 presas derivadoras que alimentan a 2 turbinas, por medio de un tanque. Aprovecha los caudales de los ríos Texolo, Paso Limón, Pintores, San
Andrés, Sordo, Chico y Los Pescados.
3/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh.
Cuadro 4.6
Proyectos con producción continua
A nivel mundial existen problemas para el abasto de energéticos primarios con base en
combustibles fósiles, así como por los impactos en el cambio climático derivados de su uso. Ante
ello, CFE ha estudiado una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad y producción
continua de energía, los cuales aportarían beneficios regionales de suministro y una disminución
en la utilización de combustibles fósiles para la generación de electricidad.
En el cuadro 4.7 se muestra el conjunto de proyectos de este tipo que CFE analiza para su
incorporación en los estudios de expansión. En función de los parámetros técnicos y los costos
4-26
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
de cada proyecto, así como de la red de transmisión requerida para su interconexión al sistema
eléctrico, se determinará la conveniencia económica de incorporar algunos de ellos al programa
de expansión.
Proyectos hidráulicos con alto factor de planta y de pequeña capacidad
Proyecto
Cuenca
Agua Tinta
San Luis Potosí
Amado Nervo
La Campana
Morelia
El Meco
Guatenipa
La Fortuna
La Muralla
El Avellanal
Pinihuán
San Antonio Isidro Bajo
Tecalco
Bawitz
Urique
Estado
Usumacinta
Usumacinta
Tacotalpa
Tacotalpa
Usumacinta
Tampaón
Culiacán
Usumacinta
San Pedro
Usumacinta
Tampaón
Usumacinta
Moctezuma
Tacotalpa
Fuerte
Potencia
Generación
Instalable
Media Anual
(MW)
11
22
15
8
16
3
100
17
46
18
3
8
9
13
84
(GWh)
92
178
111
68
133
23
263
141
235
146
24
59
71
83
242
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Chiapas
Chiapas
San Luis Potosí
Sinaloa
Chiapas
Durango
Chiapas
San Luis Potosí
Chiapas
Hidalgo
Chiapas
Chihuahua
Cuadro 4.7
Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad
CFE analiza permanentemente la manera de utilizar eficientemente los recursos disponibles, y
plantea opciones para diversificar las fuentes de su parque de generación. Para ello, se
identificaron tres proyectos factibles para la incorporación de unidades generadoras en presas
existentes. Las características técnicas se presentan en el cuadro 4.8.
Proyectos factibles de equipamiento
Proyecto
Presa
Río
Estado
Potencia
Instalable
(MW)
Generación
Media Anual
(GWh)
Amistad
Internacional La Amistad
Bravo
Coahuila
12
48
F
M. Hidalgo
Miguel Hidalgo (El Fuerte) El Fuerte
Sinaloa
11
57
GV
J.O. de Domínguez
J. O. de Domínguez
Sinaloa
8
37
GV
El Álamo
Nivel de
estudio
1/
1/ GV: Gran Visión, F: Factibilidad
Cuadro 4.8
Para algunas centrales en operación se analiza la posibilidad de aumentar su capacidad a fin de
incrementar su potencia para atender la demanda máxima del sistema, sin modificar
significativamente la energía anual que produce cada central. En el cuadro 4.9 se muestran las
características de los proyectos propuestos.
4-27
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad
Número de
unidades x
potencia por
unidad 1/
Capacidad Generación
total 1/ media anual
(MW)
(GWh) 1/
Nivel de
estudio 3/
Área
Proyecto
Ubicación
Noroeste
Ampliación Mocúzari
Sonora
1x7
7
42
F
Noroeste
Ampliación Oviáchic
Sonora
1x6
6
26
F
Hidalgo
2 x 283
566
706
F
1 x 49
49
41
F
Occidental
Occidental
Ampliación Zimapán
2/
Ampliación Santa Rosa
Jalisco
1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación, con excepción del proyecto Ampliación Zimapán
2/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14
3/ F: factibilidad
Cuadro 4.9
Proyectos con fuentes de energía renovable
El uso de estos recursos naturales, renovables para todo efecto práctico, permite reducir la
utilización de hidrocarburos y otros combustibles fósiles, no renovables.
El vapor geotérmico se ha venido explotando hace más de treinta y siete años en México. Las
tecnologías para este tipo de aprovechamiento han logrado avances importantes en eficiencia,
por lo cual se ha estudiado la adición o reemplazo de unidades en los principales campos
geotérmicos.
Por otro lado los principales aprovechamientos de generación eoloeléctrica se ubican en el Istmo
de Tehuantepec en Oaxaca, y se realizan estudios para el aprovechamiento de este recurso en
otras regiones del país.
En el cuadro 4.10 se muestra el catálogo de este tipo de proyectos en estudio de prefactibilidad,
factibilidad, licitación y construcción.
CFE ha iniciado la utilización de la energía solar para producción de electricidad con tecnología
fotovoltaica (FV). En Santa Rosalía, BCS, entró en operación una central de este tipo con 1 MW
en abril de 2012, en 2013 entro en operación el segundo proyecto de este tipo en Cerro Prieto
en Mexicali, BC, de 5 MW, con diferentes tecnologías de celdas FV y con movimiento en uno o
dos ejes, lo que servirá para adquirir experiencia en la instalación y operación de esta tecnología.
En noviembre de 2013 se tiene programada la entrada de Aura Solar en BCS con 30 MW, además,
en 2015 entrarán en operación 14 MW de tecnología termo−solar en el proyecto de ciclo
combinado Agua prieta II. Otros proyectos de este tipo se encuentran en estudio en diferentes
regiones del país.
4-28
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Catálogo de proyectos con Fuente de Energía Renovable
Número de
unidades
Capacidad
por unidad
(MW)
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
53.0
27.0
27.0
27.0
27.0
16.5
2.0
27.0
27.0
27.0
27.0
27.0
27.0
2.0
68
68
68
68
21
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.0
Área
Proyecto
Geotermia
Occidental
Occidental
Oriental
Oriental
Baja California
Baja California
Baja California
Occidental
Occidental
Occidental
Baja California
Baja California
Oriental
Occidental
Azufres III (Fase I)
Azufres III (Fase II)
Humeros III (Fase A)
Humeros III (Fase B)
Mexicali I
Ciclo Baja Presión Cerro Prieto
Ciclo Binario Santa Rosalía
Cerritos Colorados Fase I
Cerritos Colorados Fase II
Cerritos Colorados Fase III
Geotermoeléctrica I
Geotermoeléctrica II
El Chichonal
Ciclo Binario Cuitzeo
Eólica
Noroeste I
Noroeste II
Noroeste III
Oriental
Baja California Sur
Eólico Noroeste
Eólico Noroeste
Eólico Noroeste
Eólico Sur
Baja California Sur
Baja California Sur
Guerrero Negro II
6
Termosolar
1
Solar
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California Sur
Baja California Sur
Baja California Sur
Noroeste
Noroeste
Noroeste
Termosolar Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Fotovoltaico
Geotérmico Cerro Prieto 2 /
Mexicali
Santa Rosalía II
Santa Rosalía III
BCS I
BCS II
Puerto Libertad
San Luis Río Colorado Norte
San Luis Río Colorado Sur
1/ F: Factibilidad P: Prefactibilidad L: Licitación
2/ Proyecto para producción de vapor
1
1
1
1
1
1
1
1
1
50.0
10.0
50.0
4.0
5.0
30.0
30.0
15.0
30.0
50.0
Generación
media anual
(GWh)
Estado
Nivel de
estudio
Michoacán
Michoacán
Puebla
Puebla
Baja California
Baja California
Baja California Sur
Jalisco
Jalisco
Jalisco
Baja California
Baja California
Chiapas
Michoacán
398.4
198.0
201.8
198.0
198.0
134.0
14.9
198.0
198.0
198.0
198.0
198.0
198.0
14.9
C
F
C
F
F
F
F
P
P
P
P
P
P
P
Sonora
Sonora
Sonora
Chiapas
BCS
BCS
221.6
221.6
221.6
221.6
52.6
10.5
F
P
P
P
P
P
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Sonora
Sonora
Sonora
100.7
11.0
100.0
8.8
11.0
64.6
64.6
30.2
60.4
100.7
P
F
P
F
F
P
P
F
P
P
Sur
Sur
Sur
Sur
1/
C: Construcción
Cuadro 4.10
Proyectos termoeléctricos
Para hacer factible su construcción, requieren de una serie de estudios técnicos y ambientales,
con el fin de seleccionar la mejor ubicación en la región determinada en los estudios de
expansión. El cuadro 4.11 se refiere a estos proyectos.
4-29
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso
Área
Proyecto
Capacidad
(MW)
Baja California
CC Baja California III (La Jovita)
CC Baja California II
TG Baja California II Fase I
TG Baja California II Fase II
294
276
139
86
Sitio La Jovita
Sitio Ejido San Luis
CT Presidente Júarez
CT Presidente Júarez
Baja California Sur
CI Baja California Sur III (Coromuel)
CI Baja California Sur IV (Coromuel)
CI Baja California Sur V (Coromuel)
CI Baja California Sur VI
CI Guerrero Negro III
CI Guerrero Negro IV
CI Santa Rosalía II
CI Santa Rosalía III
CC La Paz
CC Todos Santos
43
43
43
43
12
8
15
11
117
137
Sitio San Francisco
Sitio San Francisco
Sitio San Francisco
Por definir
Sitio Vizcaíno
Sitio Vizcaíno
Sitio Mina
Sitio Mina
Por definir
Por definir
Noreste
CC Noreste (Escobedo)
Noroeste
CC
CC
CC
CC
CC
Norte
1,034
Agua Prieta II (híbrido) 1/
Noroeste (Topolobampo II)
Topolobampo III
Guaymas II
Guaymas III
Ubicación
Sitio Subestación
418
847
700
735
735
Sitio
Sitio
Sitio
Sitio
Sitio
CC Norte II (Chihuahua)
CC Norte III (Juárez)
CC Lerdo (Norte IV)
445
954
958
Sitio El Encino
Sitio Cereso
Sitio por definir
Occidental
Manzanillo II Repotenciación U1
Manzanillo II Repotenciación U2
Cogeneración Salamanca fase I
CC Guadalajara I
CC San Luis Potosí
460
460
382
908
862
CT Manzanillo II
CT Manzanillo II
Sitio Refinería Salamanca
Por definir
Por definir
Central
CC
CC
CC
CC
601
601
658
660
CT Valle de México
CT Valle de México
Sitio Huexca
Sitio Huexca
Peninsular
TG Cancún
169
Por definir
Valle de México II
Valle de México III
Centro
Centro II
TOTAL
CC: Ciclo combinado
CI: Combustión interna
1/ Incluye 14 MW de campo solar
13,854
CT: Central térmica
Cuadro 4.11
4-30
Ejido Agua Prieta
Choacahui
Choacahui
Empalme
Empalme
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Parámetros técnicos de tecnologías
En el cuadro 4.12 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR
de Generación.
Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos
combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas
convencionales con valores entre 36 y 40 por ciento.
Características y datos técnicos de proyectos típicos
unidades
1/
Termoeléctrica convencional
con desulfurador y equipo
para control de partículas
Turbogás aeroderivada gas
Turbogás industrial gas
2/
Ciclo combinado gas
2/
Carboeléctrica c/desulf.
4/
Vida
económica
(años)
Factor
de
planta
Usos
propios
(%)
350.0
160.0
80.0
40.08
38.62
35.76
30
30
30
0.750
0.650
0.650
4.8
6.3
6.4
1
1
43.7
103.5
37.48
39.28
30
30
0.125
0.125
3.1
3.3
1
1F
1G
1H
84.8
182.5
262.9
274.8
29.65
33.90
35.70
36.48
30
30
30
30
0.125
0.125
0.125
0.125
2.1
2.2
2.9
2.9
1
41.0
37.98
30
0.125
1.6
1
1
1
1
1
1
1
1
107.0
281.5
566.4
849.6
393.1
788.1
405.7
813.6
47.34
51.66
51.96
51.97
52.75
52.88
53.86
54.00
30
30
30
30
30
30
30
30
0.800
0.800
0.800
0.800
0.800
0.800
0.800
0.800
3.0
3.0
3.0
3.0
3.3
3.2
3.5
3.5
1
3
44.0
3.6
44.30
37.81
25
20
0.650
0.650
3.9
9.1
2/
1A x
1F x
2F x
3F x
1G x
2G x
1H x
2H x
3/
Eficiencia
Bruta
(%)
2
2
2
2/
Turbogás aeroderivada diesel
Combustión interna
Potencia
Bruta
(MW)
Número de
Tecnología
2
350.0
39.96
40
0.800
5.2
Carb. supercrítica s/desulf.
4/
1
700.0
44.43
40
0.800
3.8
Carb. supercrítica c/desulf.
4/
1
700.0
42.86
40
0.800
4.2
Nuclear ABWR
Nuclear AP1000
1
1
1,400.0
1,200.0
34.76
35.00
60
60
0.900
0.900
3.5
7.8
Geoterm. Cerro Prieto
Geoterm. Los Azufres
4
4
27.0
26.6
19.02
18.30
30
30
0.850
0.850
7.3
6.1
P.H.
P.H.
P.H.
P.H.
P.H.
P.H.
P.H.
P.H.
2
2
3
3
3
3
2
2
375.0
228.4
142.0
81.2
81.2
35.5
6.6
375.0
50
50
50
50
50
50
50
50
0.160
0.340
0.540
0.300
0.360
0.250
0.880
0.185
0.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
1.5
0.5
67
67
1.5
1.5
25
25
0.350
0.400
0.1
0.1
1
60.0
25
0.200
0.1
El Cajón
La Parota
Tenosique
Chicoasén II
Las Cruces
Angostura II
Cosautlán
La Yesca
Eólica clase de viento 6
Eólica clase de viento 7
Solar fotovoltaica
1/ Número de unidades por cada central o número de turbinas de gas por cada turbina de vapor.
2/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO: Temperatura ambiente 15°C, humedad relativa de 60% y presión atmosférica al nivel
del mar.
3/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO 15550:2002; ISO 3046-1:2002: Temperatura ambiente 25°C, humedad relativa de
30% y presión barométrica de 1.0 bar.
4/ Considera precipitadores electrostáticos y como equipo opcional el desulfurador húmedo
Cuadro 4.12
4-31
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Si bien en el cuadro 4.12 se incluyen las centrales térmicas convencionales, estas han dejado de
ser competitivas debido a los altos precios del combustóleo, la reducida eficiencia de conversión
así como los altos niveles de emisiones de contaminantes a la atmósfera. Las últimas unidades
de este tipo entraron en operación en la CT Tuxpan en 1996.
Adiciones de capacidad para el servicio público
Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio
público en los próximos quince años se requerirán 54,950 MW de capacidad adicional; 4,848 MW
se encuentran terminados o en proceso de construcción o licitación y 50,102 MW corresponden
a proyectos futuros.
Además, se incluyen los incrementos y modificaciones de capacidad resultantes de los trabajos
de rehabilitación y modernización (RM), 600 MW en total: en el CC el Sauz (5.6 MW), en la
CT Altamira (16 MW); la central térmica José López Portillo (120 MW); Tula paquetes 1 y 2
(62.8 MW) y varias centrales hidroeléctricas que se describen en la sección de RM. Como
resultado de la capacidad adicional programada más los incrementos debido a proyectos RM, el
total de adiciones de capacidad en el periodo será de 55,550 MW. Ver gráfica 4.5.
Adiciones de capacidad 2013—2028
Servicio público 1/ (MW)
600
50,102
55,550
4,848
Terminadas o en
construcción o
licitación
Capacidad
adicional
Incremento 2/
en RM
Total de
adiciones
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Gráfica 4.5
4-32
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión
La capacidad adicional requerida para los próximos quince años se puede obtener combinando
de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer
la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y
cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental.
Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER, los
costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para
generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan
de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 4.13.
Capacidad adicional por tecnología en 2013—2028
Servicio público (MW)
Tecnología
Terminados, construcción
o licitación
Por licitar
Licitación
futura
3,182
750
134
521
110
103
49
6,035
480
2
86
58
1,688
4
21,717
2,314
216
527
11
2,800
1,390
Total
(MW)
30,934
3,544
351
1,134
178
4,591
1,443
0
4,848
0
8,352
12,775
41,750
12,775
54,949.8
8,352
41,750
55,550
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Geotermoeléctrica
Turbogás
Combustión interna
Eoloeléctrica
Solar
Nueva generación limpia
Subtotal
Incremento en RM
Total
1/
2/
3/
4/
4/
2/
1/
600
3/
5,448
600
Resultados de estudios de planificación. No incluye autoabastecimiento local ni remoto
Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 4.13
En la definición del plan de expansión, se considera en particular la disponibilidad de gas natural
(GN) en las diferentes regiones del país, de acuerdo con la infraestructura actual de la red de
transporte de GN y los puntos de suministro. Para reforzar el sistema de suministro y transporte
de gas natural, se ha concluido la instalación de la terminal de regasificación de gas natural en
Manzanillo —TRGNL—, y están en desarrollo los nuevos gasoductos: Corredor Chihuahua;
Corredor Noroeste; Tamazunchale—El Sauz; y Morelos.
En el noroeste del país, la falta de infraestructura de transporte de gas natural en Sonora y
Sinaloa, así como la limitada capacidad para la recepción de carbón en los puertos de Guaymas
y Topolobampo, han impedido el desarrollo de centrales generadoras de mayor eficiencia y
menores costos de producción. Sin embargo, el Gobierno Federal lanzó en 2011 un programa de
desarrollo de infraestructura para gasificar los estados de Sonora y Sinaloa, con base en los
altos niveles de reserva de gas natural en los Estados Unidos, y los bajos precios de este
combustible en los mercados de Norteamérica.
Por ello el programa de expansión para el área Noroeste, elaborado en 2011 incorporó el
desarrollo de ciclos combinados en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. Asociado a este
programa, se podrán retirar algunas unidades termoeléctricas antiguas con base en combustóleo.
Con lo anterior, se reducirán de manera considerable los costos de producción y el impacto al
ambiente en esta región del país.
4-33
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Así mismo, con el fin de reducir costos de producción y asegurar el suministro de gas natural,
CFE ha emprendido el desarrollo de redes de transporte de gas natural en otras regiones del
país. Con esto se está iniciando un programa de conversión de centrales termoeléctricas que
actualmente utilizan combustóleo, a centrales duales con la posibilidad de utilizar gas natural.
Por otro lado, como parte de esa estrategia, PEMEX reforzará el sistema troncal de transporte de
gas del norte al centro y en el sureste del país, con lo que se incrementará la disponibilidad de
gas natural y su red de transporte.
La mayor disponibilidad de gas en regiones donde ya se disponía de este energético y la
introducción en regiones donde no se contaba con él, marca un cambio importante en la
participación de este energético en el desarrollo de la infraestructura de generación con base en
este combustible.
La tecnología de ciclo combinado tiene el atractivo de su alta eficiencia y la limpieza en el proceso
de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad
para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. En el mediano y
largo plazos, en función de la maduración de tecnologías para captura y confinamiento de CO 2,
se podrían combinar las tecnologías, aun considerando los bajos niveles de este tipo de emisiones
en comparación con tecnologías con base en combustóleo y carbón.
En el programa de expansión que se presenta, se estima para 2028 una participación en la
capacidad del sistema eléctrico de 50% de tecnologías con base en gas natural. Por otro lado,
proyectos definidos como Nueva Generación Limpia (NGL), podrían satisfacerse con
nucleoeléctricas, carboeléctricas o ciclos combinados con captura y confinamiento de CO 2 o
fuentes de energía renovable.
Capacidad en construcción o licitación
El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se
presenta en el cuadro 4.14. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de
tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar
la operación comercial.
En el área Noroeste se construye el proyecto CC Agua Prieta II, el cual incluye la adición de la
central termosolar Agua Prieta II con 14 MW.
En el área Norte entró en operación el CC Norte II. El CC Norte III (Juárez) se encuentra en
proceso de licitación.
En el área Central se tiene en proceso de construcción la central de CC Centro, con capacidad
de 658 MW.
En el área Oriental entraron en operación los proyectos geotermoeléctricos de Humeros Fases A
y B con 54 MW en total, bajo el esquema de obra pública financiada. En proceso de construcción
está el proyecto eólico Sureste I Fase II, con capacidad de 103 MW. El proyecto Los Humeros III
Fase A, se encuentra en proceso de construcción, con fecha de operación en abril de 2016.
En el área Occidental, concluyó la construcción de la repotenciación de las unidades 1 y 2 de la
central Manzanillo I, con una capacidad conjunta de 1,454 MW. En periodo de pruebas se
encuentra la central hidroeléctrica La Yesca con 750 MW. El proyecto de cogeneración Salamanca
Fase I, que proveerá vapor a los procesos de la refinería de PEMEX en Salamanca y generará
electricidad para el sistema eléctrico se encuentra en proceso de construcción. Todos ellos se
construyen bajo el esquema de obra pública financiada. En esta área se construye también la
central geotermoeléctrica Azufres III Fase I con capacidad de 53 MW.
4-34
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En el área Baja California la central Baja California II TG Fase I de 139 MW, se encuentra en
proceso de pruebas para su operación comercial. En construcción el CC Baja California III en La
Jovita, Ensenada, BC, con capacidad de 294 MW. En la zona Mexicali, BC, entró en operación la
central solar fotovoltaica de 5 MW.
En Baja California Sur entrará en operación la central de combustión interna Baja California
Sur IV, con capacidad bruta de 44 MW. En el sistema aislado de Guerrero Negro entró en
operación la central Guerrero Negro III con 12 MW de capacidad. En el sistema aislado de Santa
Rosalía entraron en operación dos unidades de combustión interna de 1.3 MW cada una. En
proceso de licitación se encuentran las centrales de combustión interna: Guerrero Negro IV,
con capacidad de 8 MW; y Santa Rosalía II con capacidad de 15 MW.
4-35
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de generación terminados, en construcción, en proceso de licitación y por licitar1/
Servicio público
Operación
comercial
Ubicación
programada
Proyecto
Tipo
Modalidad
de
financiamiento
Año de operación
Capacidad bruta MW
2013
2014
2015
2016
2017
2018
Proyectos terminados en 2013
Humeros Fase A
Manzanillo I rep U2
Piloto Solar
Santa Rosalía
Norte II (Chihuahua) 1/
La Yesca U1 1/
La Yesca U2 1/
Aura Solar
Baja California II TG Fase I 1/
Guerrero Negro III 1/
Ene-13
Abr-13
Jun-13
Jun-13
Nov-13
Nov-13
Nov-13
Nov-13
Nov-13
Oct-13
Puebla
Colima
Baja California
Sistema Aislado
Chihuahua
Nayarit
Nayarit
Baja California Sur
Baja California
Baja California Sur
GEO
CC
SOLAR
CI
CC
HID
HID
SOLAR
TG
CI
OPF
OPF
RP
OPF
PIE
OPF
OPF
PP
OPF
OPF
27
427
5
3
445
375
375
30
139
12
1,837
Proyectos en proceso de construcción
Baja California Sur IV (Coromuel)
Humeros Fase B
Salamanca Fase I
Sureste I Fase II
Azufres III Fase I
Agua Prieta II
Termosolar Agua Prieta II
Centro
Los Humeros III Fase A
Baja California III (La Jovita)
Dic-13
Nov-13
Jul-14
Oct-14
Dic-14
Mar-15
Mar-15
Mar-15
Abr-16
Oct-16
Baja California Sur
Puebla
Guanajuato
Oaxaca
Michoacán
Sonora
Sonora
Morelos
Puebla
Baja California
CI
GEO
TG
EO
GEO
CC
SOLAR
CC
GEO
CC
OPF
OPF
OPF
PIE
OPF
OPF
OPF
OPF
OPF
PIE
Subtotal
44
27
382
103
53
404
14
658
27
294
71
538
1,076
321
Proyectos en proceso de licitación
Guerrero Negro IV
Baja California Sur V (Coromuel)
Norte III (Juárez)
Abr-16
Jun-16
Jul-16
Baja California Sur
Baja California Sur
Chihuahua
CI
CI
CC
OPF
OPF
PIE
8
43
954
Subtotal
1,005
Proyectos por licitar
Sureste I Fase I
Santa Rosalía FV
Rumorosa I, II y III
Santa Rosalía C. Binario
Baja California II TG Fase II 2/
Guaymas II
Valle de México II
Baja California II (SLRC)
Guaymas III
Sureste II
Sureste III
Sureste IV y V
Baja California Sur VI
La Paz
Noreste (Escobedo)
Noroeste (Topolobampo II)
Lerdo (Norte IV)
Topolobampo III
Chicoasén II
Santa Rosalía II
Las Cruces
Sep-16
Abr-16
Nov-16
Nov-16
Abr-17
Abr-17
May-17
Jul-17
Jul-17
Sep-17
Sep-17
Oct-17
Oct-17
Dic-17
Dic-17
Abr-18
Abr-18
May-18
May-18
Ago-18
Oct-18
Oaxaca
Baja California
Baja California
Baja California
Baja California
Sonora
Edo. México
Baja California
Sonora
Oaxaca
Oaxaca
Oaxaca
Baja California
Baja California
Nuevo León
Sinaloa
Durango
Sinaloa
Chiapas
Baja California
Nayarit
Sur
Sur
Sur
Sur
Sur
EO
SOLAR
EO
GEO
TG
CC
CC
CC
CC
EO
EO
EO
CI
CC
CC
CC
CC
CC
HID
CI
HID
PIE
RP
PIE
OPF
OPF
OPF
OPF
PIE
OPF
PIE
PD
PD
OPF
PD
PIE
PIE
PD
PIE
OPF
OPF
OPF
203
4
300
2
86
735
601
276
735
285
300
600
43
117
1,034
847
990
700
240
15
240
Subtotal
3/
1,908
1,908
Total anual
Acumulado 3/
538
2,446
1,076
3,522
509
4,812
3,032
1,835
5,357
4,812
10,169
3,032
13,200
HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica
OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía RP: Recursos presupuestales PP: Pequeño productor PD: Por definir
1/ En periodo de pruebas
2/ Posible reevaluación por incremento de capacidad a 86 MW
3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 4.14
El diagrama 4.2 muestra la ubicación de las centrales terminadas y en proceso de construcción,
mientras el diagrama 4.3 expone los proyectos en proceso de licitación y en el diagrama 4.4 se
muestran los proyectos por licitar.
4-36
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Centrales terminadas o en proceso de construcción
Servicio público
3,843 MW22/
Piloto Solar
Baja
(5 MW)
Calif ornia II
TG Fase I
Termosolar
Agua Prieta II
(139 MW)
(14 MW)
Baja Calif ornia
III (La Jovita)
(294 MW)
Agua Prieta II 1/
Norte II
(404 MW)
(Chihuahua)
(445 MW)
Guerrero Negro III
(12 MW)
Santa Rosalía
(2.6 MW)
Aura Solar
(30 MW)
MW
Ciclo combinado
2,228
Eoloeléctrica
Geotermoeléctrica
103
133.6
58.6
Combustión interna
Turbogás-cogeneración
14
Solar
35
Total
Salamanca Fase I
La Yesca U1 y U2
(750 MW)
(382 MW )
Azuf res III
Humeros II Fases A y B(2x27 MW )
Fase I
Manzanillo I rep U2
y Humeros III Fase A (27 MW)
(53 MW)
(427 MW)
Centro
(658 MW)
521
Termosolar
Hidroeléctrica
Baja Calif ornia
Sur IV
(Coromuel)
(44 MW)
Sureste I Fase II
(103 MW)
750
3,843
1/ Agua Prieta II (operación de una TG en ciclo abierto 134 MW), en Julio de 2014
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.2
4-37
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Requerimientos de capacidad en proceso de licitación
Servicio público
1,005 MW1/
Norte III
(Juárez)
(954 MW)
Guerrero Negro IV
(8 MW)
Baja Calif ornia Sur V
(Coromuel)
(43 MW)
MW
Ciclo
combinado
954
Combustión
Interna
51
Total
1,005
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.3
Requerimientos de capacidad por licitar
Servicio público
8,352 MW1/
Rumorosa
I,II y III
(3x100 MW)
Baja California II (276 MW)
Baja California II TG Fase II (86 MW)
Guaymas II y III
Santa Rosalía Ciclo
(2 x 735 MW)
binario
(2 MW)
Santa Rosalía (FV)Santa Rosalía II
Noroeste y Topolobampo III
(4 MW)
(15 MW)
(847 y 700 MW)
Noreste (Escobedo)
(1,034 MW)
La Paz
(117 MW) Baja California Sur VI
(43 MW)
Lerdo (Norte IV)
(990 MW)
Las Cruces
(240 MW
MW
Eoloeléctrica
Com bustión interna
Hidroeléctrica
Ciclo
com binado
Turbogás
Geotermoeléctrica
Solar
Total
1,688
58
480
Valle de México II
(601MW)
Chicoasén II
(240 MW)
6,035
Sureste I Fase I
(203 MW)
86
2
Surestes II, III IV V
(1,185 MW)
4
8,352
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.4
4-38
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad adicional
Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en
operación.
En el cuadro 4.15a y 4.15b se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. Los
diagramas 4.5 y 4.6 muestran la ubicación de tales proyectos.
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público
Año de operación
Capacidad bruta (MW)
Proyecto
Ubicación
Tipo
Peq. Prod Solar (FV)
III
Peq. Prod Solar (FV)
Peq. Prod Solar (FV) II
Peq. Prod Solar (FV)
IV
Peq. Prod Solar (FV)
V
Peq. Prod Solar (FV)
VI
Peq. Prod Solar (FV)
VII
Peq. Prod Solar (FV)
VIII
Peq. Prod Solar (FV)
IX
Peq. Prod Solar (FV)
X
Azufres III Fase II
Humeros III Fase B
Tamaulipas I
Peq. Prod Solar (FV)
XI
Peq. Prod Solar (FV)
XII
Peq. Prod Solar (FV)
XIII
Cancún TG
Cerritos Colorados Fase I
Todos Santos
Guadalajara I
San Luís Potosí
Tamaulipas II
Tamaulipas III
Solar I
Centro II
Mazatlán
Baja California IV (SLRC)
Aguascalientes
Solar II
Mexicali I
Tamaulipas IV
Mérida IV
Angostura II
La Parota U1 y U2
Central (Tula)
Eólica I
Manzanillo II rep U1
Francisco Villa (Norte V)
Solar III
Cerritos Colorados Fase II
Manzanillo II rep U2
Paso de la Reina
Mérida TG
Eólica II
Monterrey IV
Los Cabos I TG
Salamanca
Valladolid IV
Coahuila I
Coahuila II
Solar IV
Sonora
Baja California Sur
Sonora
Sinaloa
Durango
Durango
Chihuahua
Sonora
Durango
Chihuahua
Michoacán
Puebla
Tamaulipas
Sonora
Aguascalientes
Yucatán
Quintana Roo
Jalisco
Baja California Sur
Jalisco
San Luis Potosí
Tamaulipas
Tamaulipas
Sonora
Morelos
Sinaloa
Sonora
Aguascalientes
Durango
Baja California
Tamaulipas
Yucatán
Chiapas
Guerrero
Hidalgo
Tamaulipas
Colima
Chihuahua
Guanajuato
Jalisco
Colima
Oaxaca
Yucatán
Oaxaca
Nuevo León
Baja California Sur
Guanajuato
Yucatán
Coahuila
Coahuila
Aguascalientes
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
SOLAR
GEO
GEO
EOL
SOLAR
SOLAR
SOLAR
TG
GEO
CC
CC
CC
EOL
EOL
SOLAR
CC
CC
CC
CC
SOLAR
GEO
EOL
CC
HID
HID
CC
EOL
CC
CC
SOLAR
GEO
CC
HID
TG
EOL
CC
TG
CC
CC
EOL
EOL
SOLAR
Total anual 1/
Acumulado
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
30
30
30
30
30
30
30
30
30
30
27
27
200
30
30
30
169
27
137
908
862
200
200
100
660
867
522
872
100
27
300
526
136
455
1,162
200
460
958
100
27
460
543
169
200
1,088
94
680
542
150
150
100
90
60
150
90
240
60
300
540
840
3,067
3,908
3,805
7,712
3,910
11,622
3,173
14,795
Continúa…
Cuadro 4.15a
4-39
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
…Continuación
POISE 2014-2028
Requerimientos de capacidad adicional
Servicio público
Proyecto
Ubicación
Tipo
Eólica III
Baja California V (Mexicali)
Santa Rosalía III
Cd. Constitución
Salamanca II
Valle de México III
Oriental I y II
Solar V
Cerritos Colorados Fase III
Tenosique
Sabinas I
Eólica IV
Central II (Tula)
Norte VI (Chihuahua Sur)
Solar VI
San Luís Potosí II
Omitlán
La Paz II
Eólica V
Geotermoeléctrica I
Los Cabos II TG
Oriental III y IV
Noroeste II
Solar VII
Mérida V
Tamazunchale II
Pacífico II
Baja California VI (Ensenada)
Eólica VI
Todos Santos II
Tamazunchale III
Solar VIII
Madera
Oriental V y VI
Geotermoeléctrica II
Eólica VII
Pacífico III
Solar IX
Valladolid V
Sistema Pescados (La Antigua)
Aguascalientes II
Sabinas II
Eólica VIII
Todos Santos III
Noroeste III
Occidental I y II
Solar X
Oriental VII y VIII
Norte VII (Chihuahua)
Xúchiles (Metlac)
Coahuila
Baja California
Baja California Sur
Baja California Sur
Guanajuato
Edo. de México
Veracruz
Baja California
Jalisco
Chiapas-Tabasco
Coahuila
Oaxaca
Hidalgo
Chihuahua
Chihuahua
San Luis Potosí
Guerrero
Baja California Sur
Tamaulipas
Jalisco
Baja California Sur
Veracruz
Sonora
Sonora
Yucatán
San Luis Potosí
Guerrero
Baja California
Coahuila
Baja California Sur
San Luis Potosí
Michoacán
Chihuahua
Veracruz
Chiapas
Coahuila
Michoacán
Sinaloa
Yucatán
Veracruz
Aguascalientes
Coahuila
Coahuila
Baja California Sur
Sinaloa
Aguascalientes
Durango
Veracruz
Chihuahua
Veracruz
EOL
CC
CI
CC
CC
CC
NGL
SOLAR
GEO
HID
NGL
EOL
CC
CC
SOLAR
CC
HID
CC
EOL
GEO
TG
NGL
NGL
SOLAR
CC
CC
NGL
CC
EOL
CC
CC
SOLAR
HID
NGL
GEO
EOL
NGL
SOLAR
CC
HID
CC
NGL
EOL
CC
NGL
NGL
SOLAR
NGL
CC
HID
2023
2024
2025
2026
2027
2028
200
522
11
137
680
601
1,225
100
27
422
700
200
1,162
958
100
862
231
117
200
27
94
1,225
1,400
100
540
1,121
700
565
200
123
1,121
100
352
1,400
27
200
1,400
100
542
121
872
700
200
123
1,400
1,400
100
1,225
968
54
Total anual 1/
3,925
Acumulado
18,720
Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación
4,213
22,934
4,824
27,757
4,561
32,318
3,962
36,280
Incremento en RM 2/
Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional
5,470
41,750
13,200
600
55,550
HID: Hidroeléctrica NGL: Nueva generación limpia CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica
TG: Turbogás
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Cuadro 4.15b
En el cuadro anterior se señala la ubicación más conveniente de las adiciones de capacidad. Sin
embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una
diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional —para llegar al punto de interconexión
preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación—.
Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo
total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.
4-40
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En cuanto a la tecnología de generación, también existe libertad para la selección. No obstante
según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, la Secretaría, fundando y motivando
sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases
de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible.
Lo anterior deberá plantearse de tal modo que permita a todos y cada uno de los interesados
presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño,
ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.
Requerimientos de capacidad adicional 2014—2022
Servicio público
14,795 MW1/
Baja California IV (SLRC) 522 MW
Mexicali I
(27 MW)
Francisco Villa (Norte V)
(958 MW)
Coahuila I y II
(300 MW)
Eólica I
(200 MW)
Monterrey IV
(1,088 MW)
Mazatlán
(867 MW)
Todos Santos
(137 MW) Los Cabos I TG
(94 MW)
MW
1,600
Eoloeléctrica
Hidroeléctrica
Ciclo
combinado
Solar
1,133.4
10,704
Geotermoeléctrica
Mérida TG
(169 MW)
Mérida IV Valladolid IV
(526 MW) (542 MW)
Salamanca 680 MW
Azufres III Fase II
Cerritos Colorados
(27MW) Central Tula
Fase I y II
(1,162 MW )
(2x27 MW)
Humeros III Fase B
(27 MW)
Centro II
Angostura II
(660 MW )
(136 MW)
La Parota U1 y U2
(455 MW)
Paso de la Reina
(543 MW)
432.4
Turbogás
Cancún TG
(169 MW)
San Luis Potosí
(862 MW)
Guadalajara I
(908 MW)
Manzanillo II rep.
U1 y U2
(2 x460 MW)
790
2/
Total
Aguascalientes
(872 MW)
Tamaulipas
I, II, III y IV
(3 x 200 y 300 MW)
135
14,7951/
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
2/ No indicados en el mapa
Diagrama 4.5
4-41
Eólica II
(200 MW)
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Requerimientos de capacidad adicional 2023—2028
Servicio público
26,955 MW1/
Baja California VI
(Ensenada)
(565 MW)
Baja California V (Mexicali)
(522 MW)
Solar V
(100 MW)
Solar VII
(100 MW)
Solar VI
Madera (352 MW) (100 MW)
Norte VI y VII (Chih.)
Noroeste II y III (2x968 MW)
(2X1400 MW)
Santa Rosalía III
(11 MW)
Solar IX
(100 MW)
Cd. Constitución
(137 MW)
Sabinas I y II
(2X700 MW)
Eólica V
(200 MW)
Eólica III, VI,
VII y VIII
(4X200 MW)
La Paz II
(117 MW)
Todos Santos III
(123 MW)
Solar X
(100 MW)
Todos Santos II Los Cabos II TG
(94 MW)
(123 MW)
MW
Eoloeléctrica
1,200
Hidroeléctrica
1,180
11,013
Ciclo Combinado
94
Turbogás
Nueva
generación limpia
12,775
600
Solar
Geotermoeléctrica
81
Combustión Interna
11
Total
26,955
Mérida V
Tamazunchale II y III
Aguascalientes II
(540 MW)
(872MW)
(2x1,121MW)
Oriental V y VI Oriental l, II, III, IV, VII y VIII
(1400 MW)
San Luis Potosi II
(3x1225 MW)
Valladolid V
Sistema Pescados (La Antigua)
(862 MW)
(542 MW)
Salamanca II
(121
MW)
(680 MW)
Cerritos Colorados
Xúchiles
Fase III
(54 MW)
(27 MW)
Central II (Tula)
Solar VIII
Geotermoeléctrica I y II
(100 MW)
(1,162 MW)
(2X27 MW)
Valle de México III
Tenosique
(601 MW)
Omitlán
(422 MW)
Eólica IV
(231 MW)
(200 MW)
Pacífico II y III
(1x700 MW)
(1x1400 MW)
Occidental I y II
(1400MW)
1/
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Diagrama 4.6
Evolución de la capacidad para el servicio público
Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas
de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios
de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la
demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 2. Adicionalmente, algunos
proyectos sufren demora por causas diversas durante el proceso constructivo.
El cuadro 4.16 y la gráfica 4.6 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para
el servicio público 2013—2028.
4-42
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución esperada de la capacidad
Servicio público 1/ 2/
(MW)
Año
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Adiciones
acumuladas
Incrementos y
modificaciones
en RM
3/
Retiros
acumulados
166
325
440
495
570
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
600
239
393
1,113
2,594
4,260
5,527
6,745
8,297
9,063
9,645
9,673
10,309
10,477
11,370
11,859
13,322
acumulados
1,908
2,670
3,673
5,597
10,468
14,041
17,108
20,912
24,822
27,995
31,920
36,134
40,957
45,518
49,480
54,950
Capacidad a
diciembre
de cada año
53,114
54,949
55,717
56,114
56,612
59,893
62,228
64,077
66,329
69,474
72,064
75,962
79,539
84,194
87,863
91,335
95,342
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Cuadro 4.16
Evolución de la capacidad
Servicio público
(MW)
1/ 2/
95,342
55,550
53,114
-13,322
Total a
diciembre de 2012
Adiciones 3/
Retiros
Total a
diciembre de 2028
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto
2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Gráfica 4.6
Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes
mencionados, en el cuadro 4.17a y 4.17b se presenta el PRC previsto a fin de atender las
necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2013—2028.
4-43
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público
Escenario de Planeación
1/
Capacidad
Fecha de entrada
en Operación
Año Mes
Proyecto
Tipo
Bruta
MW
Neta
MW
Área
2013 Ene
Abr
Jun
Jun
Oct
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Nov
Dic
Humeros Fase A
Manzanillo I rep U2 7/
Piloto Solar
Santa Rosalía
Guerrero Negro III 10/
Baja California II TG Fase I
7/ 10/
Norte II (Chihuahua) 7/
Humeros Fase B 10/
La Yesca U1 10/
La Yesca U2 10/
Aura Solar 11/
Baja California Sur IV (Coromuel) 10/
GEO
CC
SOLAR
CI
CI
TG
CC
GEO
HID
HID
SOLAR
CI
27
427
5
2.6
12
139
445
27
375
375
30
44
1,908
25
407
5
2.3
11
135
433
25
373
373
30
42
1,862
ORI
OCC
BC
AIS
AIS
BC
NTE
ORI
OCC
OCC
BCS
BCS
2014 Jul
Jul
Oct
Nov
Nov
Nov
Dic
Agua Prieta II (TG ciclo abierto)
Salamanca Fase I
4/ 7/
Sureste I Fase II
Peq. Prod Solar (FV)
III 11/
Peq. Prod Solar (FV) 11/
Peq. Prod Solar (FV) II
11/
Azufres III Fase I
TG
TG
EOL
SOLAR
SOLAR
SOLAR
GEO
134
382
103.4
30
30
30
53
131
373
102
30
30
30
50
NOR
OCC
ORI
NOR
BCS
NOR
OCC
762
746
2015 Mar
Mar
Mar
Mar
Mar
Agua Prieta II 3/ 7/ 9/
Centro 7/
Termosolar Agua Prieta II
Peq. Prod Solar (FV)
IV 11/
Peq. Prod Solar (FV)
V 11/
CC
CC
SOLAR
SOLAR
SOLAR
270
658
14
30
30
263
642
14
30
30
1,002
979
2016 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jul
Sep
Oct
Nov
Nov
Nov
Guerrero Negro IV
Santa Rosalía (FV)
Humeros III Fase A
Peq. Prod Solar (FV)
VI 11/
Peq. Prod Solar (FV)
VII 11/
Peq. Prod Solar (FV)
VIII 11/
Baja California Sur V (Coromuel)
Norte III (Juárez) 3/
Sureste I Fase I
Baja California III (La Jovita) 3/
Rumorosa I y II
Rumorosa III
Santa Rosalía C. Binario
CI
SOLAR
GEO
SOLAR
SOLAR
SOLAR
CI
CC
EOL
CC
EOL
EOL
GEO
8.1
4
27
30
30
30
43
954
203
294
200
100
2
8
4
25
30
30
30
41
928
200
286
197
99
2
1,924
1,878
2017 Abr
Abr
Abr
Abr
May
Jul
Jul
Sep
Sep
Oct
Oct
Oct
Dic
Dic
Baja California II TG Fase II
3/
Guaymas II 3/
Peq. Prod Solar (FV)
IX 11/
Peq. Prod Solar (FV)
X 11/
Valle de México II 3/
Guaymas III 3/
Baja California II (SLRC) 3/
Sureste II
Sureste III
Baja California Sur VI
Sureste IV
Sureste V
Noreste (Escobedo) 3/
La Paz 3/ 8/
TG
CC
SOLAR
SOLAR
CC
CC
CC
EOL
EOL
CI
EOL
EOL
CC
CC
86
735
30
30
601
735
276
285
300
43
300
300
1,034
117
83
714
30
30
585
714
268
281
296
41
296
296
1,006
114
4,872
4,753
2018 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
May
May
Ago
Oct
Nov
Nov
Lerdo (Norte IV) 3/
Noroeste (Topolobampo II) 3/
Azufres III Fase II
Humeros III Fase B
Tamaulipas I
Peq. Prod Solar (FV)
XI 11/
Peq. Prod Solar (FV)
XII 11/
Peq. Prod Solar (FV)
XIII 11/
Topolobampo III 3/
Chicoasén II
Santa Rosalía II
Las Cruces
Cancún TG 3/
Cerritos Colorados Fase I
CC
CC
GEO
GEO
EOL
SOLAR
SOLAR
SOLAR
CC
HID
CI
HID
TG
GEO
990
847
27
27
200
30
30
30
700
240
15
240
169
27
957
820
25
25
200
30
30
30
680
239
13
236
165
25
3,572
3,476
2019 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Sep
Todos Santos 3/ 8/
Guadalajara I 3/
San Luís Potosí 3/ 5/
Tamaulipas II
Tamaulipas III
Solar I
Centro II 3/
CC
CC
CC
EOL
EOL
SOLAR
CC
137
908
862
200
200
100
660
133
877
835
200
200
100
644
3,067
2,988
2020 Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Jun
Jul
Sep
Nov
Mazatlán 3/ 5/
Baja California IV (SLRC) 2/ 3/
Aguascalientes 3/
Solar II
Mexicali I
Tamaulipas IV
Mérida IV 3/
Angostura II
La Parota U1 y U2
CC
CC
CC
SOLAR
GEO
EOL
CC
HID
HID
867
522
872
100
27
300
526
136
455
843
502
841
100
25
296
510
134
453
3,805
3,703
7/
NOR
CEL
NOR
NOR
NTE
AIS
AIS
ORI
NTE
NTE
NOR
BCS
NTE
ORI
BC
BC
BC
AIS
BC
NOR
NTE
NTE
CEL
NOR
BC
ORI
ORI
BCS
ORI
ORI
NES
BCS
NTE
NOR
OCC
ORI
NES
NOR
OCC
PEN
NOR
ORI
AIS
OCC
PEN
OCC
BCS
OCC
OCC
NES
NES
NOR
CEL
NOR
BC
OCC
NTE
BC
NES
PEN
ORI
ORI
Continúa…
Cuadro 4.17a
4-44
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público
Escenario de Planeación
1/
…Continuación
Capacidad
Fecha de entrada
en Operación
Año Mes
Proyecto
Tipo
Bruta
MW
Neta
MW
Área
1,162
200
460
958
100
27
460
543
1,125
197
447
925
100
25
447
534
CEL
NES
OCC
NTE
OCC
OCC
OCC
ORI
3,910
3,801
169
200
1,088
94
680
542
150
150
100
165
197
1,053
91
657
525
150
150
100
3,173
3,088
200
522
11
137
680
601
1,225
100
27
422
197
502
10
133
657
585
1,182
100
25
416
2021 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jul
Sep
Central (Tula) 3/
Eólica I
Manzanillo II rep U1 3/ 5/
Francisco Villa (Norte V) 3/ 5/
Solar III
Cerritos Colorados Fase II
Manzanillo II rep U2 3/ 5/
Paso de la Reina
CC
EOL
CC
CC
SOLAR
GEO
CC
HID
2022 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Mérida TG 3/
Eólica II
Monterrey IV 3/
Los Cabos I TG 3/ 8/
Salamanca 3/
Valladolid IV 3/
Coahuila I
Coahuila II
Solar IV
TG
EOL
CC
TG
CC
CC
EOL
EOL
SOLAR
2023 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Eólica III
Baja California V (Mexicali) 2/ 3/
Santa Rosalía III
Cd. Constitución 3/ 8/
Salamanca II 3/
Valle de México III 3/ 6/
Oriental I y II
Solar V
Cerritos Colorados Fase III
Tenosique
EOL
CC
CI
CC
CC
CC
NGL
SOLAR
GEO
HID
3,925
3,806
2024 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jun
Sabinas I
Eólica IV
Central II (Tula) 3/
Chihuahua Sur (Norte VI) 3/
Solar VI
San Luís Potosí II 3/ 5/
Omitlán
NGL
EOL
CC
CC
SOLAR
CC
HID
700
200
1,162
958
100
862
231
588
197
1,125
925
100
835
227
NES
ORI
CEL
NTE
NTE
OCC
ORI
2025 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jul
La Paz II 3/ 8/
Eólica V
Geotermoeléctrica I
Los Cabos II TG 3/ 8/
Oriental III y IV
Noroeste II 3/
Solar VII
Mérida V 3/
Tamazunchale II 3/
CC
EOL
GEO
TG
NGL
NGL
SOLAR
CC
CC
4,213
117
200
27
94
1,225
1,400
100
540
1,121
3,997
114
197
25
91
1,182
1,355
100
523
1,085
BCS
NES
OCC
BCS
ORI
NOR
NOR
PEN
NES
2026 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jul
Pacífico II
Baja California VI (Ensenada)
Eólica VI
Todos Santos II 3/ 8/
Tamazunchale III 3/
Solar VIII
Madera
Oriental V y VI
NGL
CC
EOL
CC
CC
SOLAR
HID
NGL
4,824
700
565
200
123
1,121
100
352
1,400
4,672
588
550
197
119
1,085
100
347
1,337
CEL
BC
NTE
BCS
NES
OCC
NTE
ORI
2027 Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jun
Jun
Jul
Geotermoeléctrica II
Eólica VII
Pacífico III
Solar IX
Valladolid V 3/
Sistema Pescados (La Antigua)
Aguascalientes II 3/
Sabinas II
GEO
EOL
NGL
SOLAR
CC
HID
CC
NGL
4,561
27
200
1,400
100
542
121
872
700
4,323
25
197
1,355
100
525
119
841
588
ORI
NTE
CEL
NOR
PEN
ORI
OCC
NES
2028 Abr
Abr
Abr
Abr
Abr
Jun
Jun
Jul
Eólica VIII
Todos Santos III 3/ 8/
Noroeste III
Occidental
I y II
Solar X
Oriental VII Y VIII
Norte VII (Chihuahua) 3/
Xúchiles (Metlac)
EOL
CC
NGL
NGL
SOLAR
NGL
CC
HID
3,962
200
123
1,400
1,400
100
1,225
968
54
3,750
197
119
1,355
1,337
100
1,182
935
53
NTE
BCS
NOR
OCC
NTE
ORI
NTE
ORI
5,470
54,950
5,279
53,101
3/
Total
PEN
ORI
NES
BCS
OCC
PEN
NTE
NTE
OCC
NTE
BC
AIS
BCS
OCC
CEL
ORI
BC
OCC
ORI
CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctri ca
Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
1/ Resultado de estudios de planificación
2/ Instalación de central o inyección de potencia
3/ Capacidad media anual
4/ Proyecto de cogeneración de CFE - PEMEX
5/ Proyectos en revisión, se estudia opción de repotenciación
6/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central
7/ Capacidad de verano
8/ Dual: Diésel-gas natural
9/ Complemento para capacidad neta en ciclo combinado (total CC 394 MW)
10/ En periodo de pruebas
11/ Pequeña producción
Cuadro 4.17b
4-45
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Retrasos de proyectos de generación
En los últimos años se han venido presentando retrasos en los proyectos de infraestructura
eléctrica debidos principalmente a:
a)
b)
c)
d)
e)
f)
Aumento en los tiempos de gestión para permisos de uso de suelo y ambientales
Consultas a las comunidades indígenas
Condicionamientos para la autorización de inversión
Retraso en la construcción
Problemas sociales
Problemas con autoridades municipales y propietarios de predios
En el sistema Baja California, el proyecto de la Central Baja California III (La Jovita) se había
venido posponiendo debido a la negativa de las autoridades municipales para otorgar los
permisos de uso de suelo correspondiente, problemas en las negociaciones para el camino de
acceso y con la propiedad del terreno. Estos problemas se han resuelto por lo que actualmente
se encuentra en proceso de licitación. Las consecuencias del retraso son: la importación de
capacidad para atender el margen de reserva, la reducción en la flexibilidad operativa y el
aumento de los costos de producción en ese sistema.
El proyecto de generación Salamanca Fase I, registra avances importantes en la construcción de
las unidades turbogás, no obstante, indefiniciones en el proyecto asociadas a la refinería, han
causado retrasos importantes en el desarrollo del proyecto en su conjunto, entre ellas, se
destacan:
a) Retraso en la obtención del presupuesto para la remoción de las líneas de transmisión,
para liberar el predio.
b) Definición de los parámetros del vapor requerido por PEMEX
c) Retraso en la realización del proyecto del rack de tuberías de vapor
d) Indefinición en el alcance de suministro de agua a la central de cogeneración Salamanca.
e) Indefinición en la interconexión del gasoducto a la central.
En el caso del proyecto Centro, al inicio de su construcción presentó un bloqueo social tanto en
la planta como en el gasoducto; el bloqueo en la central se retiró, sin embargo, persisten
problemas sociales en algunos tramos de derechos de vía para el gasoducto.
En el cuadro 4.18a se muestran los retrasos de proyectos que entraron en operación en 2013 y
en el cuadro 4.18b los posteriores.
Retraso de proyectos durante 2013
Programa de proyectos PEF 2014
Proyecto
Baja California Sur IV (Coromuel)
Guerrero Negro III
Humeros Fase B
La Yesca U1
La Yesca U2
Norte II (Chihuahua)
Piloto Solar
Baja California II TG Fase I
MW Mes
43
11
27
375
375
459
5
139
May
May
May
May
May
May
May
Oct
1/
PRC del 25 de noviembre de 2013
Proyecto
Año
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
Baja California Sur IV (Coromuel)
Guerrero Negro III
Humeros Fase B
La Yesca U1
La Yesca U2
Norte II (Chihuahua)
Piloto Solar
Baja California II TG Fase I
1/ Fuente: GPPEE (Gerencia de Proyectos de Productores Externos de Energía)
Cuadro 4.18a
4-46
MW Mes
44
12
27
375
375
445
5
139
Dic
Sep
Nov
Nov
Nov
Nov
Jun
Nov
Año
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
2013
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Retraso de proyectos posteriores a 2013
Programa de proyectos PEF 2014
Proyecto
Baja California II TG Fase II
Guerrero Negro IV
Rumorosa I y II
Rumorosa III
Santa Rosalía II
Santa Rosalía C. Binario
Baja California Sur V (Coromuel)
Humeros III Fase A
Baja California III (La Jovita)
Norte III (Juárez)
Sureste I Fases I y II
Centro II
Guaymas II
Baja California II (SLRC)
Chicoasén II
Noreste (Escobedo)
Valle de México II
Guaymas III
Sureste II
Sureste III
Sureste IV
Sureste V
Topolobampo II
1/
MW Mes
POISE 2014-2028
1/
PRC del 25 de noviembre de 2013
Proyecto
Año
56
7
200
100
15
2
43
27
294
954
304
Abr
Jun
Jun
Jun
Jun
Jul
Nov
Feb
Mar
Abr
Abr
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2015
2016
2016
2016
2016
660
735
276
240
1,034
601
735
270
300
300
330
700
Sep
Mar
Abr
Abr
Abr
Abr
May
Jun
Jun
Jun
Jun
Mar
2016
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2018
Baja California II TG Fase II
Guerrero Negro IV
Rumorosa I y II
Rumorosa III
Santa Rosalía II
Santa Rosalía C. Binario
Baja California Sur V (Coromuel)
Humeros III Fase A
Baja California III (La Jovita)
2/
Norte III (Juárez)
Sureste I Fase I
Sureste I Fase II
Centro II
Guaymas II
Baja California II (SLRC)
Chicoasén II
Noreste (Escobedo)
Valle de México II
Guaymas III
Sureste II
Sureste III
Sureste IV
Sureste V
Noroeste (Topolobampo II)
MW Mes
Año
86
8.1
200
100
15
2
43
27
294
954
203
103.4
660
735
276
240
1,034
601
735
285
300
300
300
847
2017
2016
2016
2016
2018
2016
2016
2016
2016
2016
2016
2014
2019
2017
2017
2018
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2017
2018
Abr
Abr
Nov
Nov
Ago
Nov
Jun
Abr
Oct
Jul
Sep
Oct
Sep
Abr
Jul
May
Dic
May
Jul
Sep
Sep
Oct
Oct
Abr
Capacidades brutas
Cuadro 4.18b
Repotenciaciones
En 2013 concluyeron las repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I.
La capacidad total resultante es de 727 MW en cada una, con una eficiencia bruta superior a
50%. El mismo arreglo aplicará para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II, programadas para 2021.
Adicionalmente se analiza la conveniencia de repotenciar las unidades 1 y 2 de la termoeléctrica
Villa de Reyes en San Luis Potosí, así como las 4 y 5 de las termoeléctricas Francisco Villa en
Chihuahua.
La experiencia que se tenga en la CT Manzanillo I, será fundamental para las repotenciaciones
programadas posteriormente y para otras que sin estar aún en programa, podrían llevarse a cabo
en algunas centrales termoeléctricas del parque existente.
Por lo anterior y con base en los avances tecnológicos, en la evolución de costos y en los
requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia
de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos
combinados nuevos, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales
como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios
económicos logrados al repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en
ciclos combinados nuevos.
Centrales eoloeléctricas
En 2012 entraron en operación las centrales: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una
capacidad total de 511 MW, ubicadas en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa.
El proyecto Sureste I Fase II de 103 MW se encuentra en proceso de licitación. Adicionalmente,
se tienen los proyectos Sureste I Fase I de 203 MW, y los Sureste II, III, IV y V con una capacidad
total de 1,185 MW, programados para 2017. En el área Noreste se han programado los proyectos
Tamaulipas I, II, III y IV, de 200 MW cada uno y el último de 300 MW, para el periodo 2018 a
4-47
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
2020. En el área Norte los proyectos Coahuila I y II de 150 MW cada uno en 2022. En Baja
California los proyectos Rumorosa I, II y III con un total del 300 MW de capacidad, programados
para 2016.
A partir de 2021, se han programado proyectos de 200 MW cada uno en las regiones del país
donde existe potencial para su desarrollo, uno por año al 2028.
Así mismo, como se ha indicado en la sección 4.3.1 existe el interés de varios particulares por
instalar capacidad de este tipo en Oaxaca, Tamaulipas y Baja California. En esta última, además
existe el interés de los privados por desarrollar proyectos con base en esta tecnología para
exportación a Estados Unidos.
Tecnología de carbón limpio
Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en junio
de 2013, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, así como las metas
de participación de generación limpia, se estima que el desarrollo de centrales basadas en el uso
de carbón que incorpore equipo para la captura y confinamiento de CO 2, sería competitiva en el
largo plazo.
De esta manera se incluyen, dentro de los proyectos denominados de Nueva Generación Limpia
(NGL), la opción para tres plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, dos en la
región de Sabinas, Coah. y una en Lázaro Cárdenas, Mich. Adicionalmente, cinco de 1,400 MW
cada una; dos en el Noroeste, una en el área Oriental y dos en el Occidental.
Nueva generación limpia
En la mezcla de tecnologías para el mediano y largo plazos, se consideran adiciones de capacidad
con nuevas tecnologías de generación limpia: nuclear, fuentes renovables como eoloeléctricas
y solar, o importación de capacidad. Como una posibilidad de la primera, se han programado
tres proyectos en el área Oriental de 1,225 MW cada uno, en 2023, 2025 y 2028.
En este programa se incluye una parte de la capacidad con tecnologías convencionales con base
en combustibles fósiles, y otra utilizando fuentes de energía renovable tales como centrales
eólicas, hidráulicas, geotérmicas, solares y con base en bioenergía.
De esta manera, a los proyectos con base en renovables contenidos en el programa, se agregará
parte de la capacidad definida como nueva generación limpia, con lo cual se atenderán los
lineamientos de mediano y largo plazos sobre la participación de tecnologías limpias en la
capacidad de generación.
Tecnología solar
CFE ha instalado dos centrales solares piloto con capacidades de 1 y 5 MW, la primera en Santa
Rosalía, Baja California Sur y la segunda en Mexicali, Baja California. Estas permitirán adquirir
experiencia en la construcción y operación de este tipo de tecnologías para un desarrollo en
mayor escala en el mediano y largo plazos.
A fines de 2013 entró en operación una central FV de 30 MW, en Baja California de Sur, en la
modalidad de pequeña producción.
4-48
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Por otra parte CFE ha atendido diversas solicitudes de interesados en desarrollar proyectos de
generación con tecnología solar. A finales de 2013 las solicitudes para analizar la prefactibilidad
de interconectar tales proyectos a la red de servicio público rebasan los 10,000 MW de capacidad.
Con base en lo anterior, en el corto y mediano plazo, se ha considerado la participación privada
con tecnología fotovoltaica en el esquema de pequeña producción. Así, se incluyen en el
programa, de 2014 a 2018, 13 proyectos de 30 MW cada uno, en esta modalidad.
A partir de 2019, se han programado diez proyectos FV de 100 MW cada uno, uno por año hasta
el año horizonte, en las regiones del país donde existe potencial para su desarrollo,
particularmente en el norte del país.
Participación de tecnologías en la expansión
En la gráfica 4.7 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva para el servicio público en 2012 y 2028.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Servicio público 1/
2012real
53,114 MW
Termoeléctrica
convencional
22.4%
2028
95,342 MW
Turbogás
Termoeléctrica2.1%
Combustión
convencional
interna
2.1%
0.4% Eoloeléctrica
Turbogás 5.6%
Combustión
interna 0.5%
Ciclo combinado
33.9%
5.4%
Eoloeléctrica
1.1%
Ciclo combinado
51.2%
Hidroeléctrica
15.9%
Hidroeléctrica
21.7%
Geotermoeléctrica
1.5%
Solar 0.002%
Carboeléctrica
10.1%
Carboeléctrica
5.0%
Geotermoeléctrica
1.1%
Nucleoeléctrica
3.0%
Solar
1.5%
Coque
0.3%
Nucleoeléctrica
1.5%
NGL 2/
13.4%
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.7
Al final del periodo, las tecnologías con base en gas natural alcanzarán una participación de
53.3%, respecto a la capacidad total del servicio público; las fuentes renovables tendrán una
participación de 23.9%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su
participación a 2.8%; y el carbón disminuirá su participación a 5.0% y la tecnología nuclear con
1.5 por ciento.
Para 2028, las adiciones de capacidad con NGL representan 13.4% de la capacidad del servicio
público. Con lo anterior, la capacidad de generación con fuentes limpias alcanzará una
participación de 38.8 por ciento.
4-49
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Proyectos de cogeneración
En la región Bajío, la SENER, PEMEX y CFE decidieron la instalación de un proyecto de
cogeneración asociado a la Refinería Salamanca. Se ha programado una central con turbinas a
gas natural con una capacidad total de 382 MW, la cual también producirá vapor que se utilizará
en los procesos de refinación.
Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental
Además de las repotenciaciones de Manzanillo I y II, se han programado los proyectos
Aguascalientes y Aguascalientes II para 2020 y 2027 con capacidad de 872 MW cada uno,
Guadalajara I en 2019 con 908 MW, Salamanca y Salamanca II para 2022 y 2023 con capacidad
de 680 MW cada uno, así como San Luis Potosí y San Luis Potosí II en 2019 y 2024 con capacidad
de 862 MW cada uno.
En función de los refuerzos en la infraestructura de transporte y disponibilidad de gas hacia la
región Bajío, algunos de los proyectos de generación previstos en el área Occidental podrían
reubicarse dentro de esta región.
Proyectos de ciclo combinado en el área Central
En el año 2009 la SENER solicitó a CFE incorporar dos proyectos de ciclo combinado en el estado
de Morelos. Así se han programado Centro y Centro II para 2015 y 2019, los cuales se ubicarán
en el sitio denominado Huexca, en el municipio de Yecapixtla, Morelos.
Al incorporar los ciclos combinados de Centro y Centro II, se han reprogramado los proyectos
de Valle de México II y III para 2017 y 2023 respectivamente. Los proyectos de ciclo combinado
Central (Tula) y Central II (Tula) para 2021 y 2024 respectivamente, con ubicación en la actual
central Tula, en Hidalgo.
Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste
Con base en la disponibilidad de gas en esta área, se desarrollará un programa de generación
usando este combustible. Se han programado, para 2015 Agua Prieta II de 404 MW;
CC Guaymas II y III de 735 MW cada uno en 2017; en 2018 los proyectos CC Noroeste
(Topolobampo II) y Topolobampo III, el primero de 847 MW y el segundo de 700 MW; y
CC Mazatlán de 867 MW en 2020.
4-50
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico
La gráfica 4.8 muestra la evolución de la expansión del sistema y del sector eléctrico. Se
presentan los montos de capacidad del servicio público y autoabastecimiento remoto, lo cual
constituye la capacidad que se controla en el sistema eléctrico. Así, se adicionarán 55,550 MW y
se retirarán 13,322 MW del servicio público, y los permisionarios de autoabastecimiento remoto
agregarán 9,582 MW. El sistema eléctrico contará al final del periodo con capacidad de
107,503 MW.
Las adiciones de capacidad totales de permisionarios —remoto más local— serán de
11,020 MW, con lo que el sector eléctrico tendrá en 2028 una capacidad de 113,708 MW. De
esta capacidad, la del servicio público representará 83.9% y la de los autoabastecedores
16.1 por ciento.
Evolución de la capacidad del servicio público, sistema y sector eléctrico
(MW)
1/
113,7084/
66,5704/
65,1323/
107,5033/
1,438
9,582
6,204
12,161
95,342
55,550
2/
60,4594/
4,766
55,6933/
2,579
-13,322
53,114
Total a
diciembre de 2012
Servicio público
1/
2/
3/
4/
2/
Retiros
Adiciones
Autoabastecimiento remoto
Total a
diciembre de 2028
Autoabastecimiento local
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
Sistema eléctrico
Sector eléctrico
Gráfica 4.8
En la gráfica 4.9 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva
en 2012 y 2028 para el sistema eléctrico, donde se incluyen el servicio público y el
autoabastecimiento remoto.
Al final del periodo la participación de tecnologías con base en gas natural será de 49.9% respecto
a la capacidad total del sistema eléctrico; las fuentes renovables alcanzarán una participación de
4-51
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
29.1%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a
3.0%; y el carbón disminuirá su participación a 4.5 por ciento.
La Nueva generación limpia contribuirá con 12.2 por ciento. De esta manera, la capacidad de
generación limpia, incluyendo la nuclear, tendrá una participación de 42.6 por ciento.
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Sistema eléctrico 1/2/
2012real
55,693 MW
Termoeléctrica
convencional
21.2%
2028
107,503 MW
Termoeléctrica
Combustión
convencional
interna
1.8% Turbogás 0.4%
2.1%
Eoloeléctrica
11.5%
Turbogás 6.1%
Combustión
interna 0.5%
Ciclo combinado
34.0%
Eoloeléctrica
2.0%
Ciclo combinado
47.8%
Hidroeléctrica
14.6%
Hidroeléctrica
21.0%
Geotermoeléctrica
1.5%
Solar 0.002%
Biomasa 0.2%
Nucleoeléctrica
2.9%
Carboeléctrica
4.5%
Carboeléctrica
9.7%
Geotermoeléctrica
1.0%
Biomasa
0.3% Coque
0.8%
Coque 1.0%
Nucleoeléctrica
1.3%
Solar
1.7%
NGL2/
12.2%
Nota: Incluye autoabastecimiento remoto
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Gráfica 4.9
En la gráfica 4.10 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad
efectiva en 2012 y 2028 para el sector eléctrico.
Al final del periodo, la participación de tecnologías con base en gas natural será de 47.1%; las
fuentes renovables alcanzarán una participación de 27.6%; las que operan con base en
combustóleo, coque y diésel se reducirán a 2.8%, y el carbón disminuirá su participación a
4.2 por ciento.
La nueva generación limpia participará con 11.5%. De esta manera la capacidad de generación
limpia, incluyendo la nuclear, será 40.3% del total de la capacidad del sector eléctrico.
4-52
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Participación de tecnologías en la capacidad de generación
Sector eléctrico 1/
2012real
60,459 MW
Termoeléctrica
convencional
19.7%
Ciclo combinado
31.2%
Turbogás
5.6%
2028
113,708 MW
Termoeléctrica
Combustión
convencional
1.7% Turbogás interna
Eoloeléctrica
0.3%
1.9%
10.9%
Combustión
interna
0.5%
Eoloeléctrica
1.8%
Ciclo combinado
45.2%
Hidroeléctrica
13.8%
Hidroeléctrica
19.3%
Carboeléctrica
4.2%
Nucleoeléctrica
1.2%
Carboeléctrica
8.9%
Geotermoeléctrica
1.3%
Solar
1.6%
Nucleoeléctrica
Solar
2.7%
Coque
0.0%
Autoabastecimien
0.9%
Biomasa
to local
0.1%
7.9%
Geotermoeléctrica
Coque
1.0%
Autoabastecimien
0.8%
to local
Biomasa
5.5%
0.3%
NGL 2/
11.5%
Nota: Incluye autoabastecimiento remoto y local
1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)
2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Gráfica 4.10
Margen de reserva de capacidad
Margen de reserva por sistema eléctrico
La gráfica 4.11 muestra la evolución del Margen de Reserva (MR) en el SIN, de acuerdo con la
metodología aprobada por la Junta de Gobierno de CFE en septiembre de 2011.
En la revisión anual del programa, se realizan ajustes a los requerimientos de capacidad en
función de los nuevos escenarios de mercado eléctrico. Esto resulta en un ajuste gradual de las
adiciones de capacidad. El ajuste del MR es una meta móvil ya que la decisión de realizar los
proyectos toma entre 4 y 5 años antes de su entrada en operación. El MR es el resultado de la
evolución de variables estocásticas tanto de la demanda como de la oferta.
En el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer
proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para adquisición de
combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo.
La disminución del MR en 2013–2017 resulta de los retrasos y diferimientos de centrales
generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. Para ajustar
los niveles de margen de reserva, se han reprogramado proyectos que aún no están en proceso
de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasiona un déficit de capacidad regional, o
bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible.
En el corto plazo, el cálculo de MR considera el retraso en las fechas de entrada en operación de
los proyectos indicados en la sección 4.10.1.
4-53
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Margen de reserva 1/
Sistema interconectado nacional
2/
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
1/ Valores mínimos de verano
2/ Valor real
Gráfica 4.11
Se observa que el MR, como resultado del proceso de planificación, se estabiliza en los últimos
años del horizonte de planeación en alrededor de 13 por ciento. En 2018 el MR aumenta debido
a que entrarán en operación centrales programadas para años anteriores y que por diferentes
razones se han retrasado. Este margen, servirá para cubrir la reserva operativa, falla de equipos
y eventos críticos.
El hecho de disponer de MR altos en algunos años, si bien representa costos adicionales también
proporciona beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las
tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo,
en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tiene flexibilidad para
aprovechar situaciones coyunturales y lograr una operación más económica.
El beneficio de contar con un margen de reserva adecuado es el de la seguridad de abasto
eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo
de combustible, como se presentó en 2007 y durante 2012, en el centro, occidente y península
de Yucatán, con el gas natural, con el suministro de carbón a la central de Petacalco y el
desgajamiento de un cerro en San Juan de Grijalva, en años anteriores.
En los cuadros 4.19a y 4.19b se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California
Sur respectivamente; la evolución de la capacidad considera el plan de expansión incluido en el
PRC y los criterios establecidos para la planificación de estos sistemas.
4-54
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En 2013 se tiene programada la entrada de Baja California II TG Fase I (139 MW) y Baja California
III (294 MW); en 2014 el proyecto Baja California II (276 MW) y en 2015 Rumorosa I, II y III
(300 MW). A partir de 2018 se considera la interconexión al SIN.
Para Baja California, en 2010 la demanda máxima fue de 2,229 MW, en 2011 de 2,237 MW y en
2012 de 2,302 MW. A pesar del bajo crecimiento de la demanda en Baja California, se tienen
problemas de capacidad de generación, debido a los siguientes factores: i) la disponibilidad en
la central geotermoeléctrica de Cerro Prieto se ha reducido a 412 MW, por la declinación en la
producción de vapor en el campo geotérmico; ii) por la posposición de la adjudicación del
CC Baja California III (La Jovita).
Por lo anterior, en el corto plazo, para atender el criterio de reserva en esta área, se cuenta con
autorización para comprar capacidad a permisionarios de exportación instalados en el área, hasta
por 276 MW.
Aún con lo anterior, en el corto plazo, se requerirá importar capacidad de generación, de los
sistemas eléctricos del oeste de los Estados Unidos, durante los meses de verano.
Margen de reserva del sistema Baja California
Capacidad instalada (MW)
Compra de capacidad a exportadores
1/
Interconexión al SIN (MW) 2/
Importación de EUA (MW)
Capacidad total (MW) 3/
Demanda (MW) 4/
Reserva de capacidad (MW)
Margen de reserva (%)
1/
2/
3/
4/
5/
5/
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2292
2419
2388
2381
3005
2945
2950
3179
3179
3189
3743
3743
3743
4158
4218
4218
276
276
77
170
43
185
300
17
70
242
5
128
300
19
250
16
240
82
177
2,558
2,659
2,746
2,834
3,005
3,022
3,120
3,222
3,364
3,506
2,225
333
2,312
346
2,389
357
2,464
369
2,544
461
2,628
394
2,713
406
2,801
420
2,924
439
3,048
457
3,181
562
3,316
497
3,465
520
3,620
543
3,779
567
3,945
592
15.0
15.0
15.0
15.0
18.1
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0
17.7
15.0
15.0
15.0
15.0
15.0
3,743 3,813 3,985 4,163 4,346 4,537
A partir de 2013, se considera compra de capacidad a exportadores instalados en Baja California
A partir de 2018 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad
Considera importación de energía en periodos de verano para los años que se indican, así como degradaciones estacionales
No incluye exportación. La demanda de 2013 corresponde a la real
Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima
Cuadro 4.19a
Para atender el crecimiento de la demanda en el sistema Baja California Sur, se requerirán
aproximadamente 843 MW de capacidad adicional para cumplir con los criterios de reserva y
reemplazar unidades antiguas con altos costos de operación.
Margen de reserva del sistema Baja California Sur
Capacidad total (MW)
1/
Demanda (MW) 2/
Margen de reserva requerida (MW) 3/
Reserva de capacidad resultante (MW)
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
490
552
570
613
613
690
828
828
795
889
1,026
1,026
1,125
1,209
1,209
1,333
403
428
449
474
502
530
561
596
635
678
724
774
828
884
944
1,009
86
87
86
124
86
121
86
139
86
111
160
160
160
268
160
233
160
160
160
211
254
302
254
252
254
297
260
325
260
265
260
324
1/ Considera degradación de capacidad
2/ La demanda de 2013 corresponde a la real
3/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima.
Cuadro 4.19b
Margen de Reserva Regional
Un objetivo en la planificación es lograr un nivel aceptable del margen de reserva en todas las
regiones del sistema. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requiere la
4-55
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así
como de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones.
La atención de la demanda se logra combinando los recursos locales de generación y la disponible
en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión.
La capacidad de los enlaces de transmisión depende de sus propias características físicas, como
nivel de voltaje, longitud, características de conductores, etc., así como de la robustez del
sistema en las regiones que enlazan: soporte de voltaje, diferencia angular, distancia eléctrica.
El límite de transmisión es el valor máximo de potencia eléctrica que puede intercambiarse entre
una o más regiones, preservando la seguridad en la operación del sistema eléctrico en su
conjunto, considerando la ocurrencia de falla en algún elemento de transmisión o generación.
La gráfica 4.12 muestra, para la condición de demanda máxima del SIN, los MR del
Interconectado Norte (IN), formado por las áreas Noroeste, Norte y Noreste y el Interconectado
Sur (IS), que incluye las áreas Occidental, Central, Oriental y Peninsular.
En el análisis se han considerado los factores que afectan la capacidad del parque de generación,
de acuerdo a la metodología de cálculo de MR. Así también se incluye la aportación a la reserva
debida a la capacidad de interconexiones y demanda interrumpible, ubicadas regionalmente.
Margen de reserva regional 1/
Sistemas interconectados norte y sur
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
SI Norte 11.0 12.7 10.5 17.1 15.6 18.5 15.8 15.6 13.9 14.2 13.9 14.2 13.9 14.0 13.4 13.6
SI Sur
27.4 26.0 26.6 15.8 14.1 17.0 14.4 14.3 12.8 13.2 12.8 13.2 13.5 13.1 13.7 13.6
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.12
Para esta condición de demanda, se observa que en el corto plazo el MR en el IN es menor al
del IS, lo cual se debe a las restricciones de transmisión existentes entre dichos sistemas y al
retraso de algunos proyectos de generación en las áreas del norte. A partir de 2016, con la
incorporación de nuevas centrales en las áreas Noroeste y Norte, así como los refuerzos en
transmisión entre las regiones Huasteca y Monterrey, el MR del IN se nivelará con el resto del
sistema.
4-56
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En las áreas del norte las mayores demandas se presentan en verano, debido en gran medida a
condiciones climáticas. En este periodo el sistema requiere de la mayor disponibilidad de
capacidad, sin embargo la misma se ve disminuida por las altas temperaturas, particularmente
la de centrales que operan a gas natural. Esto agrava las necesidades de capacidad del
Interconectado Norte en los meses de verano.
Por lo anterior, los mantenimientos al parque generador se programan en la medida de lo posible,
para disponer de la mayor capacidad en los periodos donde se presenta la demanda máxima de
cada una de las áreas.
Con todo lo anterior, en función de la capacidad y topología de los enlaces de transmisión entre
regiones, se comparten los recursos de capacidad entre las regiones del sistema. La diversidad
en los niveles de MR en cada una de las áreas depende de los recursos de capacidad y transmisión
disponibles en el punto de operación para el cual es más crítico el funcionamiento de los sistemas.
En las gráficas 4.13a y 4.13b se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales
para las áreas Norte, Noroeste, Noreste y Occidental, en la condición de demanda máxima del
SIN.
4-57
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Margen de reserva regional
Áreas Norte y Noroeste
POISE 2014-2028
1/
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
NORTE
4.2
NOROESTE 6.8
9.5
10.2 15.7 14.6 17.5 14.8 14.6 13.1 13.6 13.2 13.5 13.3 13.4 12.3 14.9
13.2 12.9 15.9 14.6 17.5 15.0 15.0 13.2 13.5 13.1 13.5 12.8 13.4 12.4 13.3
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13a
Margen de reserva regional 1/
Áreas Noreste y Occidental
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
NORESTE
15.9 12.3 7.3 16.6 14.6 17.6 14.9 14.7 13.2 13.5 13.2 13.6 13.5 13.3 13.3 12.1
OCCIDENTAL 20.9 21.7 19.9 16.1 14.6 17.5 14.9 15.1 13.2 13.5 13.2 13.5 13.4 13.4
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13b
4-58
13
14.1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En las gráficas 4.13c y 4.13d se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales
para las áreas Central, Oriental Peninsular y SIN, en la condición de demanda máxima del SIN.
Margen de reserva regional
Áreas Central y Oriental
1/
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
CENTRAL
25.4 25.1 25.0 16.8 14.7 17.4 14.8 14.7 13.2 13.6 13.1 13.6 13.7 13.4 12.3 13.9
ORIENTAL 24.5 24.1 24.5 15.4 14.6 17.6 14.8 14.7 13.2 13.6 13.2 13.6 13.8 13.4 16.3 13.3
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13c
Margen de reserva regional
Área Peninsular y SIN
1/
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
PENINSULAR 32.8 31.2 30.9 17.5 14.8 17.7 15.0 14.7 13.4 13.8 13.4 13.6 18.4 13.5 19.5 14.8
SIN
21.6 21.1 20.6 16.3 14.6 17.6 14.9 14.8 13.2 13.5 13.2 13.6 13.7 13.4 13.6 13.6
1/Demanda máxima del SIN
Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones
Gráfica 4.13d
4-59
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Diversificación de las fuentes de generación
POISE 2014-2028
4/
Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y
costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una
importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de
diversificación, aun con un mayor costo, permitiría reducir la exposición al riesgo.
Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra
la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor
único de combustibles y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes
de energía renovable y generación limpia.
En este ejercicio de planificación, de acuerdo con información proporcionada por la SENER, se
han considerado precios nivelados de 6.0 y 6.2 dólares/MBtu para el gas nacional e importado
respectivamente, de 12.3 dólares/MBtu para combustóleo doméstico y 13.8 dólares/MBtu para
el importado, y de 4 dólares/MBtu para el carbón nacional y de 5.3 dólares/MBtu para el
importado.
En este escenario y con los costos actuales de inversión de las tecnologías de generación, la
expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra mediante una participación
mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclo combinado.
A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han
considerado en los análisis de largo plazo.
Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que:
a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más
reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido el menos volátil, aunque en los
últimos años se ha incrementado.
Sin embargo, actualmente hay una gran presión mundial para reducir las emisiones de gas de
efecto invernadero, por lo que las tecnologías para carboeléctricas deberán considerar en el
futuro la captura y confinamiento de CO2. En este ejercicio se consideran estas tecnologías en la
denominada nueva generación limpia.
Además de las inversiones necesarias en estas centrales, se requieren otras para la recepción y
manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el
transporte de este energético en el territorio nacional.
Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en
Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en
Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología.
Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un
incremento importante en la seguridad de su operación, así mismo los costos han mostrado una
tendencia a la baja, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de
reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo cual aumenta su competitividad en
escenarios con bajas emisiones de CO2 ya que es la única fuente de capacidad y energía masiva
que cumple con este criterio.
Centrales hidroeléctricas. Los costos de inversión de estas son mayores a los de tecnologías
con base en combustibles fósiles. Los problemas sociales y ambientales derivados de su
construcción pueden ser más complejos por lo que la política de CFE ha cambiado al diseñar
proyectos de menor capacidad, que reduzcan la magnitud de las áreas inundadas. En la mayoría
4/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles
4-60
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
de los casos los factores de planta son bajos e involucran incertidumbre en la disponibilidad del
recurso hidrológico.
Estas centrales ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan
el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las
obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego agrícola,
control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros.
Capacidad por tipo de combustible. En las gráficas 4.14 y 4.15 se presenta la composición
de la capacidad instalada en 2012 y 2028 en función de los energéticos utilizados, tanto para el
servicio público como para el sistema eléctrico que incluye el autoabastecimiento remoto.
Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de
generación reducirá su participación de 72.6% en 2012 a 61.6% en 2028.
En el contexto del sistema eléctrico, donde al servicio público se agrega la capacidad de
autoabastecimiento remoto, la capacidad de generación que utiliza combustibles fósiles reducirá
su participación de 72.5% a 57.4% en 2028.
4-61
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad bruta por tipo de combustible
Servicio público
2012real
53,114 MW
2028
95,342 MW
Hidroeléctrica
15.9%
Combustibles
fósiles 72.6%
Geotermia
1.1%
Eólica
5.4%
Combustibles
fósiles
61.1%
Hidroeléctrica
21.7%
Nuclear
1.5%
NGL1/
13.4%
Geotermia 1.5%
Eólica 1.1%
Nuclear 3.0%
Solar
1.5%
Solar 0.002%
1/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Gráfica 4.14
Capacidad bruta por tipo de combustible
Sistema eléctrico 1/
2012real
55,693 MW
2028
107,503 MW
Combustibles
fósiles 72.5%
Combustibles
Hidroeléctrica fósiles
57.4%
21.0%
Hidroeléctrica
14.6%
Geotermia
1.0%
Eólica
11.5%
Nuclear
Geotermia 1.5%
Eólica 2.0%
Nuclear 2.9%
Biomasa 0.2%
Solar 0.002%
1/ Incluye autoabastecimiento remoto
2/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Gráfica 4.15
4-62
1.3%
Biomasa
0.3%
NGL2/
12.2%
Solar
1.7%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Fuentes de suministro de gas natural
Gas natural licuado: Tomando en cuenta la problemática del suministro de gas nacional y de
la importación de gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar el suministro a algunas
centrales eléctricas, CFE ha concretado la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y la
instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de
México, en el occidente del país y en la península de Baja California.
Zona Golfo de México: CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de
una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas.
Esta terminal inició su operación comercial en septiembre de 2006 con una capacidad de
300 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), la cual se incrementó a 500 Mpcd en enero de 2008.
Con este contrato se suministra gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.
Zona Occidente: El desarrollo de las terminales de GNL ha sido un elemento clave para
garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural. En particular en la región
Occidental, se han llevado a cabo los siguientes proyectos:
i) En marzo de 2008 se contrató la instalación de una terminal de almacenamiento y
regasificación de GNL en Manzanillo con una capacidad de producción de 500 Mpcd, lo que dará
seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los
proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados
en la región.
ii) Construcción de un gasoducto de 30 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y la ciudad de
Guadalajara, el cual entró en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de
gas a esa región.
Zona Baja California: A fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del
área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como
precio de referencia el del sur de California (SOCAL).
El proyecto incluyó la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con
una capacidad de hasta 1,000 Mpcd y un gasoducto con una longitud aproximada de 75 km y
diámetro de 30 pulgadas. Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad
contratada por CFE de 235 Mpcd. La capacidad excedente a la contratada se destina a otros
mercados en el sur y oeste de EUA.
Cambio estructural en el mercado de gas natural en México: En años recientes, se han
logrado importantes avances tecnológicos para la extracción del gas, lo que ha permitido hacer
rentable la recuperación del llamado “shale gas”. Este tipo de gas se encuentra en formaciones
rocosas con alto contenido orgánico y arcilloso. Esto ha propiciado un incremento sustancial en
la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así como en sus reservas.
En México, la mayor parte de las reservas de shale gas se encuentran ubicadas en el norte del
país y a lo largo de la costa del Golfo de México.
PEMEX perforó el primer pozo exploratorio en febrero de 2011 en Coahuila: la estimación de
recursos potenciales se ubica entre 150 y 459 trillones de pies cúbicos (TPC) de shale gas. Por
otra parte, la Energy Information Administration (EIA) de los EUA, considera que México cuenta
con reservas recuperables de shale gas por 681 TPC. Se estima que con el ritmo de consumo
actual, se podrían cubrir 60 años.
El incremento sustancial en la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así
como en sus reservas, además de modificar radicalmente los precios relativos internacionales,
hacen de Norte América la región con el gas más barato del mundo.
4-63
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Por lo anterior la SENER, en conjunto con Pemex, CFE y la CRE, han decidido emprender una
estrategia integral para avanzar en el desarrollo de la infraestructura de transporte y
comercialización de gas natural, la cual puede involucrar la participación de particulares en las
soluciones de suministro de gas natural en México.
La estrategia planteada, junto con un nuevo marco regulatorio, permitiría ampliar la cobertura
de gas natural a 100% de las entidades del país. Asimismo, se ampliaría la cobertura en varios
de los estados que cuentan con acceso limitado a gas natural.
La SENER promueve proyectos estratégicos a partir de fortalecer la coordinación de Pemex y
CFE, con el fin de identificar sinergias y evaluar el crecimiento de la red buscando el mayor
beneficio para el país, con la participación de inversionistas privados.
Dentro de las redes de transporte de gas natural desarrollados por CFE se encuentran las
siguientes:
Gasoducto Manzanillo−Guadalajara. En operación desde 2011, su trayectoria es la siguiente:
Manzanillo, Colima–Guadalajara, Jalisco, con una longitud de 300 km, diámetro de 30 pulgadas,
capacidad de 500 Mpcd y una inversión estimada de 358 MUSD. Con este gasoducto se garantiza
el transporte de gas natural para las centrales eléctricas en la región occidente del país, a clientes
industriales y otros del sector público de energía.
Gasoducto Centro. Con una longitud de 160 km, su trayectoria va de La Magdalena Soltepec
en Tlaxcala hasta Yecapixtla en Morelos. El diámetro será de 30 pulgadas con una capacidad de
320 Mpcd y una inversión estimada de 246 MUSD. Este ducto abastecerá la central de ciclo
combinado Centro y posteriormente la central Centro II.
Gasoducto corredor Chihuahua. Con una trayectoria de la frontera con EU—El Encino en
Chihuahua, diámetro de 36 pulgadas, capacidad de 850 Mpcd y una inversión estimada de
395 MUSD, este ducto abastecerá a las centrales de ciclo combinado Norte II, Norte V y
Norte VI.
Gasoducto—Tamazunchale–El Sauz. Entrará en operación en enero de 2014 y tiene la
siguiente trayectoria: Tamazunchale en San Luis Potosí—El Sauz en el estado de Querétaro, con
una longitud de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una inversión estimada de 300 a
350 MUSD. Este ducto es estratégico para alimentar a las centrales programadas de ciclo
combinado en el centro del país, como Valle de México II y Valle de México III.
Gasoducto Norte—Noroeste. Su trayectoria por la parte Noroeste será Sasabe—Puerto
Libertad (Fase I), en Sonora; Puerto Libertad—Guaymas en Sonora; el enlace entre Sonora y
Sinaloa será mediante la trayectoria Guaymas—El Oro (Topolobampo), y por la parte Norte
Juárez—El Encino, en Chihuahua. La conexión con la red de transporte de gas natural entre Norte
y Noroeste se realizará mediante la trayectoria El Encino—El Oro (Topolobampo). La trayectoria
final se efectuará entre El Oro (Topolobampo) y Mazatlán, en Sinaloa. La longitud total del
gasoducto será de 2,152 km aproximadamente.
Este gasoducto tendrá diferentes diámetros, 36 pulgadas de Juárez—El Encino; 30 pulgadas de
El Encino—El Oro (Topolobampo); Sasabe—Puerto Libertad—Guaymas, 36 pulgadas;
Guaymas—El Oro (Topolobampo), 30 pulgadas; y
El Oro (Topolobampo)—Mazatlán,
24 pulgadas. La capacidad total será de 1,470 Mpcd, con una inversión estimada de 3,000 a
3,500 millones de dólares.
El gasoducto Norte—Noroeste cerrará el circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendo la
operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país y permitirá abastecer las
centrales a gas programadas en Sonora y Sinaloa, entre las que se encuentran: Noroeste y
Topolobampo III; Guaymas II y III; y Mazatlán. La puesta en operación de la Fase I será en
4-64
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
octubre de 2014, la de El Encino—El Oro (Topolobampo) en julio de 2016, Puerto
Libertad—Guaymas en octubre de 2015, Guaymas—El Oro (Topolobampo) en julio 2016 y El Oro
(Topolobampo)—Mazatlán en diciembre de 2016.
Asociado a este gasoducto y en tanto entran en operación los nuevos CC programados en
Topolobampo, Guaymas y Mazatlán, se ha previsto la operación a gas de las centrales
termoeléctricas Puerto Libertad, Topolobampo II y la unidad 3 de Mazatlán II, a partir de 2014,
2016 y 2016 respectivamente, hasta la fecha programada para su retiro.
Gasoducto Nuevo Pemex. Con trayectoria CPG Nuevo PEMEX—entronque del gasoducto
Mayakán, con longitud de 100 km, diámetro de 30 pulgadas, capacidad de 300 Mpcd y una
inversión de 154 MUSD. Incrementará la capacidad de transporte de gas natural hacia la
Península de Yucatán a fin de satisfacer los requerimientos del sector eléctrico, industrial,
comercial y residencial en la península. Se prevé su entrada en operación en 2014.
Gasoducto Ojinaga-El Encino-Torreón y centro del país. Con un diámetro de 36 pulgadas
y capacidad de 1,000 Mpcd aproximadamente, incrementará la capacidad de transporte de gas
natural al norte y centro del País, requerida para satisfacer la creciente demanda de los sectores:
eléctrico, industrial, comercial y residencial, en esas regiones. Se espera la entrada en operación
del ducto en el último trimestre del año 2016.
Gasoducto del sur de Texas-Naranjos. Se requiere esta capacidad de transporte de gas
natural, para incrementar la capacidad de transporte de gas natural al este y centro del país.
Será un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro con una capacidad aproximada de 800 Mpcd.
Se espera su entrada en operación durante el segundo trimestre del año 2018.
Sistema BCS. Actualmente las plantas de CFE en Baja California Sur operan con base en
combustóleo y diésel. CFE puede cambiar el insumo de estas plantas a gas natural con baja
inversión, generando importantes ahorros en costos de producción y adicionalmente, se
reducirán sustancialmente las emisiones de CO2, SOx, NOx y partículas suspendidas.
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles
Restricciones ecológicas
Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones
ambientales que impone la normatividad para cada región del SEN, en las cuales se utilizan
energéticos tipo fósil.
La Norma Ambiental Mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a
la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno—
está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan
combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.
Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada
por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y
un corredor industrial. Ver diagrama 4.7.
En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas
natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental. Además, se incluyó entre 2014 y
2016, la conversión a duales de siete centrales que actualmente consumen combustóleo, con el
fin de habilitarlas para que operen con gas natural. El detalle de estas conversiones se presenta
en el anexo B.
4-65
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana
Diagrama 4.7
Externalidades en la generación de energía eléctrica
En diciembre de 2012, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Metodología para valorar
las externalidades asociadas a la generación de electricidad en México. Para ello, la SENER
comunicó a CFE en noviembre de 2013, los valores de externalidades que deberán ser utilizados.
Tales valores tendrán aplicación en lo siguiente:



Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), a partir de 2014
Despacho de las unidades del sistema eléctrico destinado a servicio público, a partir de
diciembre de 2013
Evaluación económica de proyectos de inversión, a partir del ejercicio fiscal 2014
Los factores de emisión por tecnología se indican en el cuadro 4.20
4-66
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Factores de emisión por combustible y tecnología, Ton/MWh
Combustible (Tecnología)
SO2
NOx
PST (PM10)
CO2
Carbón (Carboeléctricas)
0.00900
0.00125
0.00150
0.8566
0.01760
0.00082
0.00090
0.7130
0.00687
0.00120
0.00009
1.2200
-
0.00043
-
0.3452
-
0.00045
-
0.3746
-
-
-
-
Combustóleo (Térmicas Convencionales)
Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y
caso particular CCC Valladolid II).
Gas (Ciclos Combinados de Alta
Eficiencia)
Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,
Turbogás Generación Distribuida y Ciclo
Combinado Antiguo)
Resto de Tecnologías (Nuclear,
geotérmica, eólica, solar, hidráulica)
Cuadro 4.20
Los costos unitarios para cada contaminante se presentan en el cuadro 4.21
Valores unitarios de la externalidad ambiental
Dólares de 2013/ Ton
SO2
NOx
122.9
PST (PM10)
103.0
CO2
83.2
5.7
Cuadro 4.21
Con base en lo anterior, los costos externos asociados a cada tecnología se indican en el cuadro
4.22, en pesos de 2013 por MWh generado.
Valores unitarios del impacto de externalidades en la producción de electricidad
$2013/MWh
Combustible (Tecnología)
SO2
NOx
PST (PM10)
CO2
TOTAL
Dól 2013/MWh
Carbón (Carboeléctricas)
13.82
1.61
1.56
60.54
77.54
6.20
27.03
1.06
0.94
50.40
79.42
6.35
10.55
1.55
0.09
86.23
98.42
7.87
0.00
0.55
0.00
24.40
24.95
2.00
0.00
0.58
0.00
26.48
27.06
2.16
-
-
-
-
-
-
Combustóleo (Térmicas Convencionales)
Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y caso
particular CCC Valladolid II).
Gas (Ciclos Combinados
de Alta
Eficiencia )
Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,
Turbogás Generación Distribuida y Ciclo
Combinado Antiguo)
Resto
de
Tecnologías
(Nuclear,
geotérmica, eólica, solar, hidráulica)
Paridad de 12.5 $/dólar
Cuadro 4.22
4-67
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Los estudios de producción y de combustibles que se presentan en esta sección incorporan los
valores unitarios de las externalidades para cada tecnología en el costo variable, y por tanto en
el despacho económico realizado para la simulación de la operación del sistema eléctrico.
Eficiencia del proceso termoeléctrico
El consumo específico (CE) es la variable principal para determinar la eficiencia en el proceso de
conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían
inversamente con la eficiencia. Su magnitud resulta significativamente diferente para cada
tecnología.
El parque de generación termoeléctrico existente (CFE y PIE), cuenta con unidades cuya eficiencia
varía de 30 a 52 por ciento. Con el paso del tiempo, su mejora se debe fundamentalmente a
avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La gráfica 4.16 presenta
comparativamente su clasificación para 2012 y 2028.
Clasificación de la capacidad termoeléctrica efectiva instalada por rango de eficiencia
Servicio público
2012
38,547 MW
2028
69,191 MW
A
10,516
(27.3%)
MB
16,309
(23.6%)
R
9,108
(23.6%)
B
1,190
(3.1%)
B
4,693
(6.8%)
A
6,858
(9.9%)
R
2,615
(3.8%)
P
2,494
(6.5%)
MB
11,950
(31.0%)
1/
E
3,289
(8.5%)
E
38,716
(55.9%)
1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni 106 MW de unidades móviles
Rango de
eficiencia (%)
≥
≥
≥
≥
≥
50
45
40
35
30
< 50
< 45
< 40
< 35
< 30
Clasificación
E (Excelente)
MB (Muy buena)
B (Buena)
A (Aceptable)
R (Regular)
P (Pobre)
Gráfica 4.16
4-68
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En la gráfica 4.17 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras
de 2008 a 2012 y la evolución esperada de 2013 a 2028, de acuerdo con el equipo existente y
los programas de requerimientos de capacidad de CFE y PIE, y retiros de unidades de CFE.
Se observa para 2013 un incremento de 0.5% en relación con el año anterior. Esta cifra resulta
de considerar una parte real —enero a septiembre— y otra pronosticada —octubre a diciembre—
. Esta última refleja una menor participación de energía suministrada con base en combustóleo
(eficiencia de 35%) y diesel y, mayor generación de ciclos combinados producida con gas (50%
de eficiencia).
Para 2017—2028 se considera que no existen restricciones en el suministro de gas, por lo cual
al final del periodo la eficiencia rebasa el 48 por ciento.
Eficiencia termoeléctrica1/
Servicio público
49
47
45
Eficiencia
%
43
41
39
37
35
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
Servicio público 40.9 40.9 40.9 40.7 40.3 40.8 41.8 42.5 42.7 42.6 43.4 44.8 45.5 45.6 46.7 46.9 46.8 47.2 47.9 48.1 48.2
1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica
Gráfica 4.17
Composición de la generación bruta
En las gráficas 4.18 y 4.19 se presenta la participación de las distintas tecnologías en el despacho
de generación para 2012 y 2028, tanto para el servicio público como para todo el sistema
eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento remoto.
Es importante destacar la reducción de la generación termoeléctrica convencional, su incremento
con ciclos combinados, eoloeléctricas, solar, y la participación de tecnologías de Nueva
Generación Limpia (NGL) [nuclear, ciclo combinado y carboeléctrica con captura y confinamiento
de CO2, y renovable].
4-69
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Generación bruta por tipo de tecnología
Servicio público
Escenario de Planeación
2012 Real
261,894 GWh
Turbogás
2.4%
Ciclo combinado
45.6%
2028Planeación
458,824 GWh
Combustión
interna
0.4% Hidroeléctrica
12.0%
Ciclo combinado
64.5%
Turbogás
0.8%
Carboeléctrica
13.0%
Nucleoeléctrica
3.3%
Geotermoeléctrica
2.2%
Eoloeléctrica
0.5%
Solar
0.0%
Termoeléctrica
convencional
20.6%
NGL1/
12.9%
Solar
0.7%
Coque
0.1%
Combustión
interna
0.3%
Hidroeléctrica
8.6%
Carboeléctrica
3.0%
Nucleoeléctrica
2.2%
Geotermoeléctrica
1.8%
Eoloeléctrica
3.7%
Termoeléctrica
convencional
1.5%
1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.18
Generación bruta por tipo de tecnología
Sistema eléctrico
Escenario de Planeación
2012 Real
274,304 GWh
2028 Planeación
502,340 GWh
Combustión interna
0.4%
Ciclo combinado
43.5%
Turbogás
2.3%
Ciclo combinado
58.9%
Hidroeléctrica
11.4%
Turbogás
0.7%
Combustión interna
0.3%
Hidroeléctrica
7.8%
Carboeléctrica
2.8%
Carboeléctrica
12.4%
Nucleoeléctrica
3.2%
Nucleoeléctrica
2.0%
Geotermoeléctrica
1.7%
Geotermoeléctrica
2.1%
Eoloeléctrica
0.5%
Autoabastecimiento
remoto
4.5%
Solar
0.0%
Termoeléctrica
convencional
19.7%
Coque
0.1%
Autoabastecimiento
Remoto
8.7%
Solar
0.6%
NGL1/
11.8%
1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable
Gráfica 4.19
4-70
Eoloeléctrica
3.2%
Termoeléctrica
convencional
1.4%
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Combustibles fósiles requeridos
Se muestran en la gráfica 4.20 y el cuadro 4.23. La tmca se prevé de 4.66% para gas natural.
Por el contrario, el carbón, combustóleo y diésel, decrecerán 5.11%, 15.67% y 9.14%,
respectivamente.
Evolución de los combustibles requeridos
Servicio público 1/
Calor
(Tcalorías / día)
2,000
NGL Carbón Limpio
1,750
1,500
Diésel
Coque
1,250
Carbón
1,000
Gas natural licuado
750
Gas natural
500
250
0
2012Real 2013
Combustóleo
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
1/ Incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Gráfica 4.20
Combustibles requeridos para generación de energía eléctrica
Servicio público 1/
Combustible
Combustóleo
Gas
Unidades
3
Gas natural licuado
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
31,975.4
31,111.7
22,663.9
17,045.2
14,257.0
10,365.7
8,972.8
7,622.8
6,488.0
3
78.0
77.9
91.0
107.4
101.0
106.9
112.7
115.2
121.4
3
65.2
62.1
66.3
81.9
101.0
106.9
112.7
115.2
121.4
3
12.8
15.8
24.6
25.5
m / día
Mm / día
Gas natural
2012real
Mm / día
Mm / día
3
Diésel
m / día
2,071.8
2,266.7
1,300.1
1,226.3
1,217.2
1,428.4
1,627.4
1,161.8
1,060.9
Carbón
Mt / año
15.5
15.2
12.1
10.4
10.3
8.7
5.9
7.1
5.7
Coque
Mt / año
0.2
0.2
0.1
0.2
0.2
Combustible
Combustóleo
Gas
Gas natural
Gas natural licuado
Unidades
3
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028 tmca (%)
5,440.0
5,716.5
5,742.4
5,172.9
4,769.1
4,793.7
3,398.6
2,092.2
-15.67
3
132.3
135.6
138.5
146.5
149.9
150.5
157.9
161.6
4.66
3
132.3
135.6
138.5
146.5
149.9
150.5
157.9
161.6
5.84
m / día
Mm / día
Mm / día
3
Mm / día
3
Diésel
m / día
734.9
543.2
480.7
473.6
468.7
433.5
450.7
447.0
-9.14
Carbón
Mt / año
5.5
5.0
4.9
5.3
5.3
5.2
5.3
6.7
-5.11
Coque
Mt / año
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
0.1
-1.53
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnología NGL
Cuadro 4.23
4-71
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para garantizar el suministro de gas, de 2013 a 2015 se considera una oferta de 500 y
400 millones de pies cúbicos de las terminales regasificadoras de gas natural licuado Altamira y
Manzanillo, respectivamente.
Además, a partir de octubre de 2014 se estima que habrá disponibilidad de este energético en el
norte de Sonora, llegando a finales de 2016 al estado de Sinaloa, una vez terminados los
gasoductos Norte−Noroeste.
Asimismo, entre 2014 y 2017 se prevé la entrada en operación de los gasoductos: Agua Dulce
(Sur de Texas)−Los Ramones−Tula−Aguascalientes, con lo cual se abastecerán las regiones
Occidental y Central del país.
La reducción en el consumo de combustóleo se debe:





Al uso de gas natural en algunas centrales termoeléctricas existentes, a su bajo
precio en relación con el combustóleo y al cumplimiento con la normativa
ambiental
Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados con base en gas
natural
A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas entre
los años 2024 y 2027, con tecnologías de NGL
A la hipótesis de que las centrales localizadas en las regiones de La Paz y Todos
Santos en Baja California Sur, operarán con gas cuando éste se encuentre
disponible
Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo
factor de planta
En 2012 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Occidental,
Central y Baja California.
El diagrama 4.8 indica el volumen de gas natural requerido en diferentes regiones del país.
4-72
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica
Servicio público 1/
4.8
4.3
4.8
Baja California
7.9
12.1
13.9
18.6
Millones de metros cúbicos diarios
(Mm3/día)
18.9
Norte
3.8
3.2
12.7
Noroeste
13.0
Noreste
33.1
32.2
29.1
42.9
2012
78.0
2014
91.0
2018
112.7
2028
161.6
3.6
4.5
Registrado
Pronosticados
3.3
Baja California Sur
38.2
7.6
12.6
14.5
6.5
Occidental
4.8
10.5
Peninsular
6.6
12.7
20.6
Central
Oriental
13.1
11.1
11.3
6.4
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Diagrama 4.8
Los cuadros 4.24a y 4.24b muestran la estimación del gas natural requerido para las regiones
del norte y sur del país.
Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional
(Millones de metros cúbicos /día)
Servicio público 1/
Área
Baja California Norte
Gas natural
2012real
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
4.8
4.8
4.3
4.6
4.7
5.2
4.8
4.7
5.1
5.2
5.3
6.1
6.3
6.4
7.0
7.5
7.9
4.8
4.8
4.3
4.6
4.7
5.2
4.8
4.7
5.1
5.2
5.3
6.1
6.3
6.4
7.0
7.5
7.9
1.8
1.9
2.0
2.2
2.2
2.4
2.3
2.5
2.9
3.3
1.8
1.9
2.0
2.2
2.2
2.4
2.3
2.5
2.9
3.3
Baja California Sur
Gas natural
Noroeste
Gas natural
Norte
Gas natural
Noreste
Gas natural
Gas natural licuado
3.2
2.8
3.8
6.2
6.8
10.1
12.7
13.2
14.2
14.5
14.0
13.7
14.1
13.6
12.7
13.0
13.0
3.2
2.8
3.8
6.2
6.8
10.1
12.7
13.2
14.2
14.5
14.0
13.7
14.1
13.6
12.7
13.0
13.0
12.1
11.6
13.9
13.7
15.3
16.3
18.6
17.0
16.4
19.7
16.9
16.5
19.2
17.3
17.0
17.7
18.9
12.1
11.6
13.9
13.7
15.3
16.3
18.6
17.0
16.4
19.7
16.9
16.5
19.2
17.3
17.0
17.7
18.9
29.1
26.7
32.2
38.2
32.1
32.0
33.1
33.5
33.2
32.9
34.7
35.2
34.9
37.9
41.0
42.9
42.9
21.5
16.8
22.3
28.2
32.1
32.0
33.1
33.5
33.2
32.9
34.7
35.2
34.9
37.9
41.0
42.9
42.9
7.6
9.9
9.9
10.0
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Cuadro 4.24a
4-73
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional
(Millones de metros cúbicos/día)
Servicio público 1/
Área
Occidental
2012real
2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
7.6
8.4
12.6
12.8
13.8
15.0
14.5
16.2
19.8
24.5
28.5
30.5
33.5
34.5
34.0
36.5
38.2
Gas natural
6.1
6.6
2.4
3.3
13.8
15.0
14.5
16.2
19.8
24.5
28.5
30.5
33.5
34.5
34.0
36.5
38.2
Gas natural licuado
1.5
1.8
10.2
9.5
6.5
9.0
6.6
11.3
11.6
12.0
12.7
13.9
15.4
16.9
17.7
18.6
21.3
22.1
21.5
21.4
20.6
6.5
9.0
6.0
9.5
11.6
12.0
12.7
13.9
15.4
16.9
17.7
18.6
21.3
22.1
21.5
21.4
20.6
0.5
1.8
Central
Gas natural
Gas natural licuado
Oriental
11.1
11.6
13.1
16.1
12.3
12.0
11.3
10.7
10.4
10.3
8.7
8.1
7.3
7.5
6.1
6.3
6.4
Gas natural
7.4
7.4
9.1
11.9
12.3
12.0
11.3
10.7
10.4
10.3
8.7
8.1
7.3
7.5
6.1
6.3
6.4
Gas natural licuado
3.7
4.2
4.0
4.2
3.6
2.9
4.5
4.5
4.4
4.4
4.8
4.2
5.1
6.1
7.5
7.5
7.6
8.4
8.8
9.8
10.5
3.6
2.9
4.5
4.5
4.4
4.4
4.8
4.2
5.1
6.1
7.5
7.5
7.6
8.4
8.8
9.8
10.5
Peninsular
Gas natural
TOTAL
78.0
77.9
Gas natural
65.2
62.1
66.3
81.9 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6
Gas natural licuado
12.8
15.8
24.6
25.5
91.0 107.4 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6
1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL
Cuadro 4.24b
4-74
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva generación
limpia
En la estimación del consumo de combustibles, es de suma importancia considerar la reducción
de emisiones contaminantes con el fin de satisfacer las restricciones ambientales que impone la
legislación. Es por ello que el plan de expansión incluye centrales identificadas como NGL,
12,775 MW, para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro
4.25.
Proyectos a partir de tecnologías con Nueva Generación Limpia (NGL)
Capacidad
Fecha de entrada
en Operación
Año Mes
Proyecto
2023 Abr
2024 Abr
2025 Abr
Abr
2026 Abr
Jul
2027 Abr
Jul
2028 Abr
Oriental I y II
2/
1/
Sabinas I
Oriental III y IV
Noroeste II
Pacífico II
2/
2/
1/
Oriental V y VI
2/
Bruta
MW
Neta
MW
Área
1,225
1,182
ORI
1,225
1,182
700
588
700
588
1,225
1,182
ORI
1,400
1,355
NOR
2,625
2,537
700
588
CEL
1,400
1,337
ORI
2,100
1,925
NES
Pacífico III
1/
1,400
1,355
CEL
Sabinas II
1/
700
588
NES
2,100
1,943
1,400
1,355
NOR
1,400
1,337
OCC
1,225
1,182
ORI
4,025
3,874
12,775
12,049
Noroeste IV
2/
Occidental I y II
2/
Oriental VII y VIII
2/
Total
1/ Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2
2/ Nucleoeléctrica, Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO 2, o Renovable
Cuadro 4.25
Los proyectos definidos como NGL, incluyen las tecnologías; nuclear, carbón, ciclo combinado
con captura y confinamiento de CO2, o fuentes renovables.
Dado que aún no se define la tecnología de las centrales del cuadro 4.25, sus requerimientos de
combustibles no se contabilizan en el total, pero sí en el requerimiento térmico para satisfacer la
energía del servicio público.
En el cuadro 4.26 se presentan los probables combustibles requeridos para estas centrales.
4-75
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Probables combustibles requeridos para las centrales generadoras con
Tecnologías de Nueva Generación Limpia
Capacidad
Proyecto Ubicación
Consumo
Máximo
Generación y combustibles alternos
(MW)
Oriental I y II
Veracruz
GWh
B/
2024
9,796
2026
9,796
2027
9,796
2028
5,278
9,824
29.0
14.3
26.5
26.5
26.5
26.5
25.9
836
1,413
1,508
1,526
2,681
0.3
0.6
0.6
0.6
1.1
5,277
9,796
9,796
9,587
14.3
26.5
26.5
25.9
4,650
8,316
8,466
7,420.9
1.5
2.6
2.7
2.4
3.2
4.2
4.3
3.8
765
1,282
1,567
0.2
0.4
0.5
3,109
11,195
10,987
1.0
3.6
3.5
1,563
2,808
GWh
A/
Sabinas I
Río Escondido, Coahuila
9,587
700
Carbón (Millones de toneladas anuales)
2.6
GWh
B/
1,225
Uranio (toneladas anuales)
29.0
GWh
A/, C/
Noroeste II
Hermosillo, Sonora
1,400 Carbón (Millones de toneladas anuales)
3.9
3
Gas (Millones de m diarios)
6.2
0.1
GWh
A/
Pacífico II
Lázaro Cárdenas, Michoacán
Oriental V y VI
Veracruz
2025
1,225
Uranio (toneladas anuales)
Oriental III y IV
Veracruz
2023
700
Carbón (Millones de toneladas anuales)
1.9
GWh
A/
1,400
Carbón (Millones de toneladas anuales)
A/
Pacífico III
Lázaro Cárdenas, Michoacán
3.9
GWh
1,400
Carbón (Millones de toneladas anuales)
3.9
GWh
A/
Sabinas II
Río Escondido, Coahuila
0.5
0.9
416
2,694
0.2
1.1
700
Carbón (Millones de toneladas anuales)
2.6
GWh
A/, C/
Noroeste IV
Hermosillo, Sonora
2,901
1,400 Carbón (Millones de toneladas anuales)
3.9
3
Gas (Millones de m diarios)
0.9
6.2
0.1
GWh
Occidental I y II
Aguscalientes
Oriental VII y VIII
Veracruz
A/, C/
1,400 Carbón (Millones de toneladas anuales)
3.9
3
Gas (Millones de m diarios)
6.2
0.1
3.7
3,345
1,225
Uranio (toneladas anuales)
Total
Tecnologías probables;
1.8
GWh
B/
2.3
5,787
12,775
A
Carboeléctrica,
B
29.0
Generación (GWh)
Nucleoeléctrica,
C
Ciclo combinado.
9.0
5,278
10,660
21,136
33,291
44,040
59,365
A y C con captura y confinamiento de CO2
Cuadro 4.26
Las gráficas 4.21a y 4.21b muestran las proyecciones de gas y carbón requeridos para servicio
público, sin y con proyectos de NGL (combustibles utilizados en la simulación).
4-76
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
Proyección del gas natural requerido
(Millones de metros cúbicos por día) sin y con NGL
Servicio público
200
180
160
140
Histórico
120
100
76.4
80
73.0
60.6
60
77.5
71.9
63.5
50.5
45.3
49.1
40
20
0
Sin NGL
Con NGL
Gráfica 4.21a
Proyección del carbón requerido
(Millones de toneladas anuales) sin y con NGL
Servicio público
20
18
16
14.92
15.52
14.70
13.88
14
15.45
14.69
13.68
12
11.50
10
10.84
8
6
4
2
Histórico
0
Sin NGL
Con NGL
Gráfica 4.21b
4-77
POISE 2014-2028
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
Introducción
En la planificación se efectúa un balance técnico-económico entre el desarrollo de la generación
y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad a costo mínimo, por lo
que una red de transmisión confiable permitirá integrar y aprovechar eficientemente los recursos
de generación instalados en el sistema.
El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en
condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características
siguientes:






Sin sobrecargas en elementos
Operación dentro de rangos de tensión establecidos
Sin problemas de estabilidad angular y de voltaje
Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación
Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios
Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación
En el Sistema Eléctrico Nacional, el intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se
efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y
230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces
desde 161 kV hasta 69 kV.
Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del
territorio nacional y actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran
separados del resto del país.
El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central,
Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en las áreas Norte, Noroeste y Peninsular se
encuentra en etapa de robustecimiento, con redes de transmisión en algunos tramos aislados en
400 kV, los cuales operan inicialmente en 230 kV y a los que gradualmente se le ha ido realizando
el cambio de tensión a 400 kV.
Metodología para expandir la red de transmisión
Plan de transmisión de costo mínimo
Su objetivo principal es determinar un programa de expansión óptimo que satisfaga no sólo
criterios técnicos sino también de rentabilidad.
Análisis de costo mínimo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el
horizonte de estudio. Para cada una de ellas se calcula el Valor Presente (VP) de los costos de
inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel
cuyo VP resulta menor.
Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes para evaluar si la inversión
asociada tiene una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación
Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR). La metodología para el cálculo de
los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera
de Proyectos de Transmisión.
5-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando
opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de
planeación para la demanda.
Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:



Definición de escenarios de demanda
Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte
Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio
Escenario de demanda
Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en
el escenario de planeación del mercado eléctrico. Ver capítulo 2.
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte
Para su determinación se toman como marco de referencia:


La topología del sistema del año en curso
Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos
En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda
y puntos de operación.
Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir
con los siguientes criterios de planificación de CFE:



Confiabilidad
Seguridad en la operación
Calidad del servicio
Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo
de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.
Expansión de la red de transmisión
Se planifica de manera coordinada con la expansión de la generación, descrita en el capítulo
anterior, para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de
Planeación.
A continuación se muestra el resumen del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones
y
equipo
de
compensación.
El
cuadro
5.1a
considera
la
construcción
de
19,555 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales se estima que
5,073 km-c se realizarán con recursos presupuestales y 14,482 km-c como Proyectos de
Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIP).
5-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Resumen del programa de líneas de transmisión
2014 — 2028
Año
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
400 kV
415
130
1,445
1,540
476
505
457
499
388
750
440
1,812
979
515
190
10,541
Líneas km-c
Subtotal
230 kV
400 y 230 kV
259
674
66
196
232
1,677
1,098
2,638
626
1,102
147
652
346
803
462
961
435
823
438
1,188
400
840
299
2,111
84
1,063
121
636
358
548
5,371
15,912
161-69 kV
Total
198
450
201
256
236
364
467
236
346
274
197
217
92
18
91
3,643
872
646
1,878
2,894
1,338
1,016
1,270
1,197
1,169
1,462
1,037
2,328
1,155
654
639
19,555
Cuadro 5.1a
Para subestaciones se ha programado instalar 47,207 Megavolt-ampere (MVA) de
transformación, 9,640 MVA con recursos presupuestales y 37,567 MVA como PIP. El cuadro 5.1b
muestra el resumen correspondiente.
Resumen del programa de subestaciones
2014 — 2028
Año
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
400 kV
1,000
1,685
3,850
4,500
2,425
1,375
1,000
1,275
500
2,750
2,700
1,750
0
1,375
500
26,685
Subestaciones MVA
Subtotal
230 kV
400 y 230 kV
933
1,933
1,192
2,877
1,050
4,900
925
5,425
2,485
4,910
1,460
2,835
1,785
2,785
1,240
2,515
1,220
1,720
1,683
4,433
2,108
4,808
1,292
3,042
225
225
792
2,167
933
1,433
19,323
46,008
161-69 kV
Total
70
100
60
30
30
80
450
30
120
103
0
30
53
30
13
1,199
2,003
2,977
4,960
5,455
4,940
2,915
3,235
2,545
1,840
4,536
4,808
3,072
278
2,197
1,446
47,207
Cuadro 5.1b
En el rubro de equipo de compensación se tiene proyectado incorporar 11,569 MVAr compuestos
por reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia reactiva, como se indica en
el cuadro 5.1c.
5-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Resumen del programa de equipo de compensación
2014 — 2028
Año
400 kV
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
456
0
2,000
250
800
540
0
200
600
350
150
608
345
1,300
0
7,599
Compensación MVAr
Subtotal
230 kV
400 y 230 kV
28
484
200
200
900
2,900
263
513
0
800
0
540
267
267
0
200
0
600
0
350
0
150
18
626
0
345
0
1,300
0
0
1,676
9,275
161-69 kV
Total
133
118
270
164
253
162
173
173
240
136
419
30
0
0
23
2,294
617
318
3,170
677
1,053
702
440
373
840
486
569
656
345
1,300
23
11,569
Cuadro 5.1c
Proyectos por área de control
Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de
la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define el programa de obras de
transmisión para el corto y mediano plazos.
Área Central
El área Central incluye la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) y la región Central, que
cubre geográficamente el Distrito Federal, Estado de México y parte de los estados de Hidalgo,
Morelos, Guerrero y Michoacán. La ZMVM integrada por las divisiones de distribución Valle de
México Norte, Centro y Sur, tiene 90% del consumo del área Central. El 10% restante
corresponde a las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e
Ixmiquilpan.
La infraestructura de transmisión principal está integrada por un anillo de transmisión,
compuesto por un doble circuito en el nivel de tensión de 400 kV que se extiende geográficamente
alrededor de la ZMVM. En este nivel existen 16 enlaces externos que provienen de fuentes de
generación lejanas con distancias mayores a 200 km, además de seis enlaces externos en el
nivel de tensión de 230 kV y dos de 85 kV.
Adicionalmente, para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos
de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 100 MVAr cada
uno), Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr) y La Paz (-300, + 300 MVAr).
Internamente en la ZMVM las principales fuentes de generación son: la central Valle de México
con una capacidad efectiva de 999.3 MW y la planta Tula con una capacidad efectiva de
2,094.6 MW.
La red troncal de la ZMVM en 400 kV registra altos niveles de transmisión en ciertas trayectorias
del anillo principal, con los flujos de potencia más altos a nivel nacional. Los enlaces del anillo de
5-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
400 kV en donde se presenta alta transmisión de energía eléctrica, son Texcoco–La Paz y
Tula–Victoria.
Históricamente los niveles de demanda máxima se han presentado en los meses de noviembre
y diciembre, alcanzando su valor más alto en la segunda semana de diciembre. En 2013 la
demanda máxima integrada ocurrió en el mes de enero con 8,411 MW, valor similar al registrado
en 2006 (8,419 MW). En los últimos cinco años se ha presentado un decremento en la demanda
con una tasa media del 0.85 por ciento (sin crecimiento). El pronóstico de crecimiento medio
para los próximos 15 años es de 2.96 por ciento.
El área es importadora de energía y el suministro depende en gran medida de los enlaces
existentes con las áreas vecinas. Por su déficit de generación local, podría estar propensa a
problemas de estabilidad de voltaje. Esta es una característica típica de las grandes ciudades del
mundo.
El abastecimiento de agua potable hacia las ciudades de México y Toluca se lleva a cabo por
medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual depende eléctricamente de la
SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV, que también abastece la energía requerida
por las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Ante el posible crecimiento de la demanda del sistema
Cutzamala se estima en el mediano plazo la necesidad de un incremento en la capacidad de
transformación.
Un punto eléctrico de gran relevancia para el suministro de energía eléctrica del área Central es
la subestación Valle de México, la cual enlaza a través de 15 líneas de transmisión en 230 kV las
unidades generadoras de la central del mismo nombre con otras subestaciones. La zona donde
se encuentra ubicada presenta altos índices de contaminación, provocados por polvo y vapor de
agua, entre otros agentes contaminantes, los cuales inciden en el aislamiento de la subestación
causando fallas y afectaciones a la carga.
Asimismo, los enlaces en 230 kV provenientes de Valle de México hacia Cerro Gordo, de los que
depende el suministro del centro de la ciudad de México, podrían en el corto plazo estar muy
cerca de su saturación. Adicionalmente, debido a que se trata de una red prácticamente radial
alimentada de un solo punto, el perfil de voltaje se ve afectado ante una contingencia sencilla
de los enlaces en 230 kV.
Por otro lado, gran parte de los equipos instalados en la ZMVM tienen una antigüedad superior a
los 30 años, y en consecuencia una mayor probabilidad de falla; adicionalmente, su
mantenimiento se complica considerando su obsolescencia, ya que se dificulta conseguir partes
de repuesto. Esta condición se presenta en distintas subestaciones con relaciones de
transformación 230/23 kV y 85/23 kV.
Obras principales
Para atender el crecimiento de la demanda en el corto y mediano plazos con la confiabilidad y
seguridad requeridas, se han programado obras para atender las necesidades del área. A
continuación se describen los principales proyectos.
Para cumplir con las iniciativas para incrementar la productividad y competitividad de la CFE, el
área de Transmisión tiene el objetivo del incremento de la capacidad de transferencia de energía
de enlaces de transmisión prioritarios. Recientemente se han realizado mejoras en diversos
corredores de transmisión en la red de 400 kV, que como resultado han incrementado el límite
de transmisión de las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria, lo que permite un mayor
aprovechamiento de la infraestructura existente, con esto se evitan eventuales problemas de
saturación de los enlaces críticos del área Central en 400 kV.
5-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para diciembre de 2014 se espera la entrada en operación de la trayectoria
Nochistongo-Victoria en 230 kV, que en conjunto con los proyectos de repotenciación de las
trayectorias provenientes de la subestación Tula (Tula-Nochistongo y Tula-Teotihuacan),
incrementarán la capacidad de transmisión en este nivel de tensión, reduciendo la alta
transmisión del circuito Tula-Victoria en 400 kV.
Debido a la condición existente en la subestación Valle de México y su importancia para el
suministro de energía eléctrica en la ZMVM, para finales de 2014 se tendrá en operación el
proyecto de modernización de la sección en 230 kV —con equipamiento aislado en SF6 y
encapsulado— y la reconfiguración de los circuitos que inciden. El resultado será una nueva
instalación que aportará como beneficios: incremento en la confiabilidad de suministro, reducción
del nivel de corto circuito, ahorro significativo en el reemplazo de equipamiento en las
subestaciones aledañas, aprovechamiento óptimo de espacio físico en el sitio y menor
vulnerabilidad ante la contaminación. Adicionalmente, se tendrá equipamiento disponible para
ubicar el proyecto de generación CC Valle de México II con fecha de entrada en operación para
mayo de 2017.
Para reforzar el suministro hacia el centro de la ciudad de México se tiene en programa para
noviembre de 2015 el proyecto subestación Lago, que aportará beneficios importantes, tales
como la reducción del flujo de potencia en corredores de transmisión, incremento en la capacidad
de transformación de la ZMVM, disminución de costos operativos por reducción de pérdidas
técnicas, incremento en la confiabilidad y apoyo al suministro del centro de la ciudad de México
con cargas asociadas en el nivel de 85 kV, como es el Sistema Colectivo Metro y las subestaciones
San Lázaro, Nonoalco y Jamaica.
Con la finalidad de atender los incrementos de demanda en subestaciones con transformación
230/23 kV y 85/23 kV y garantizar continuidad en el suministro, para 2013 y 2014 se han
programado 22 proyectos, que consisten en 9 nuevas subestaciones, la modernización por
deterioro y antigüedad de otras 13 y dos proyectos de sustitución de cables subterráneos.
En el diagrama 5.1 se muestra la ubicación de los principales proyectos mencionados.
5-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Central
Ciclo Combinado
a
Termoeléctrica convencional
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlaces a 230 kV (doble y sencillo)
Zona Metropolitana del
Valle de México
ca
II
an
xp
Tu
Parque Industrial
Reforma
aD
añ
u
ga
an
aM
aL
Subestación a 230 kV
aQ
uer
éta
a H ro Ma
ér
nio
Car oes de bras
ran
za
a
Ri
Tula
OP INIC 230 kV
Hidroeléctrica
za
Po
Delimitación geográfica de la ZMVM
CEV
Teotihuacan
1
Atlacomulco
Valle de
México
Victoria
Texcoco
Nopala
a Zoca
c
5
Lago
Chimalpa II
Donato
Guerra
La Paz
Santa
Cruz
a Pitirera
Ixtapantongo
a Lázaro
encia
Potencia
Cárdenas Pot
Deportiva
Volcán
Gordo
Chalco
San
Bernabé
Topilejo
a Zapata
a
a S San
Lo
an
Ma renz
oP
rtín
o
Po
ten tenci
a
cia
Tecomitl
a Yautepec Potencia
Diagrama 5.1
Para el crecimiento pronosticado en la zona Valle de Bravo y en particular del sistema de Bombeo
Cutzamala, con la posible entrada de un equipo adicional de bombeo, se tiene en programa la
SE Ixtapantongo Potencia con transformación de 400/115 kV y 375 MVA5/, la cual solucionará el
eventual problema de saturación en la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación
iniciaría en mayo de 2020.
También se tiene previsto para el mediano plazo la entrada en operación de nuevos puntos de
transformación en la red troncal de 400 kV, como son Tecomitl Potencia y Chimalpa II que
evitarán la saturación de los enlaces internos de la red troncal, además de reducir costos
operativos.
Adicionalmente se ha proyectado para 2019 el doble circuito Valle de México-Victoria en
400 kV, así como el entronque en la SE Valle de México de la LT Teotihuacan-Lago, ambos
permitirían lograr una redistribución de flujos de potencia en la red troncal de 400 kV.
En los cuadros 5.2a, 5.2b se muestran los principales refuerzos programados.
5/
Se considera adicionalmente una fase de reserva
Nota: a partir de esta página, solo se repetirá el número 1/ de cita, sin pie de página alguno
5-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Central
2014 — 2023
Línea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
230
400
230
400
230
230
400
400
400
230
400
2
2
2
2
4
2
2
2
2
2
2
9.9
50.2
29.0
3.0
14.0
14.0
14.0
50.0
1.0
1.0
5.0
191.1
Oct-14
Nov-15
Nov-15
Oct-16
Oct-16
Nov-18
Nov-18
Nov-19
Nov-19
Dic-19
May-20
Ayotla-Chalco 1
Teotihuacan-Lago
Lago entronque Madero-Esmeralda
Chimalpa II entronque Nopala-San Bernabé
Chimalpa II entronque Remedios-Águilas
Tecomitl-Chalco
Tecomitl entronque Yautepec-Topilejo
Victoria-Valle de México
Valle de México entronque Teotihuacan-Lago
Coyotepec entronque Victoria-Nochistongo
Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra
Total
1/ Tendido del primer circuito
Cuadro 5.2a
Subestación
Cantidad
C halco Banco 5
Lago Bancos 1 y 2
C himalpa II Banco 1
Tecomitl Potencia Banco 1
C oyotepec Bco. 1
Ixtapantongo Potencia Banco 1
Total
T. Transformador
Equipo
T
AT
AT
AT
T
T
1
2
4
4
1
4
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
100
660
500
500
100
500
2,360
230 /85
400 /230
400 /230
400 /230
230 /85
400 /115
Oct-14
Nov-15
Oct-16
Nov-18
Dic-19
May-20
AT. Autotransformador
Cuadro 5.2b
Red de transmisión asociada a la central Centro
El proyecto de generación consiste en la instalación de un ciclo combinado con capacidad de
660 MW, el cual entrará en operación en marzo de 2015. La central se ubicará en el sitio
denominado Huexca (aeropista) que se encuentra en el municipio de Yecapixtla, estado de
Morelos.
La red asociada está programada para entrar en operación en diciembre de 2014 y prevé la
construcción de una nueva subestación de potencia en el nivel de 400 kV en un predio aledaño
a la planta generadora. Consiste en seis alimentadores en 400 kV (dos para LT Yautepec
Potencia-Huexca y cuatro para recibir la generación). En forma adicional se requiere la ampliación
de la subestación Yautepec Potencia con dos alimentadores en 400 kV.
Para transmitir la energía generada es necesaria la construcción de un doble circuito (Yautepec
Potencia-Huexca) en el nivel de 400 kV de tres conductores por fase y calibre 1113 MCM del tipo
ACSR, con longitud de 26.5 kilómetros. Ver diagrama 5.2
5-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central Centro
a Santa Cruz
a San Bernabé
Topilejo
Yautepec
Potencia
Ciclo Combinado
a Tecali
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Huexca
CC Centro
660 MW
Diagrama 5.2
Área Oriental
Su infraestructura eléctrica atiende ocho estados: Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz,
Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de
Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste.
En 2013 la demanda máxima del área alcanzó 6,709 MW el 21 de mayo a las 22:00 hrs. La
capacidad de generación a diciembre de 2013 fue de 13,234.4 MW, de los cuales 45%
corresponden a hidroeléctricas principalmente del Complejo Grijalva ubicado en el sureste de
México.
La operación de la red eléctrica principal del sureste en 400 kV está ligada al despacho de la
generación hidroeléctrica, para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del SIN. Dada
la longitud de dicha red se requieren para su control esquemas de compensación capacitiva e
inductiva. Por un lado, en la condición de punta para el área Oriental o para el SIN es necesario
transmitir grandes bloques de energía lo cual requiere de compensación dinámica de potencia
reactiva y por otro lado en los puntos de demanda mínima con bajo despacho hidroeléctrico, se
requiere tener en servicio reactores en derivación. Se estima que esta última condición de
operación cambie al entrar en operación la generación eólica en el Istmo de Tehuantepec y se
realice una coordinación eolo-hidroeléctrica.
El proyecto Sureste I (Fase II) con 103.4 MW en la modalidad de PIE entrará en operación en
octubre de 2014 en el sitio La Mata. Para Sureste I (Fase I) con 203 MW se espera su inclusión
en la TA Oaxaca en septiembre de 2016 como productores independientes, mediante los
participantes interesados que tienen derechos de transmisión en dicha red como
autoabastecedores.
5-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El resto de los proyectos incluidos en la TA entrarán en operación en 2013-2015 para dar una
capacidad total de 1927.2 MW (autoabastecedores con 1,521.6 MW y PIE con 405.6 MW).
A febrero de 2013 se tuvieron en operación 1,525 MW.
Para el segundo semestre de 2017 se tiene prevista la entrada en operación de la segunda
Temporada Abierta Oaxaca con una capacidad de 2,330 MW eoloeléctricos, en los cuales se
incluyen 1,185 MW de CFE correspondientes a las proyectos Sureste II, III, IV y V, 15 MW de la
SEDENA y los 1,130 MW restantes corresponden a proyectos privados.
Para esta segunda TA es necesario construir red de transmisión en 400 kV desde el centro de
generación (Oaxaca) hasta el centro de carga (Zona Metropolitana del Valle de México).
Adicionalmente en las cercanías de la ciudad de Oaxaca se tendría una subestación intermedia
con transformación 400/230 kV.
Obras principales
Actualmente y de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados
refuerzos en la transmisión y transformación en diferentes puntos de la red eléctrica del área.
La nueva subestación Comalcalco Potencia 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad y la
construcción de líneas de transmisión en 230 kV y 115 kV, resolverán la problemática en la zona
Chontalpa en el estado de Tabasco. Su entrada en operación está programada para febrero de
2014.
El proyecto La Malinche de 225 MVA1 de capacidad y relación 230/115 kV, así como su red en
estos niveles de tensión, permitirá atender el incremento de la demanda en la zona Tlaxcala
evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada
para julio de 2015.
Así mismo, para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Pantepec, se considera instalar
en julio de 2015 un segundo banco 230/115 kV de 100 MVA, para garantizar el suministro al
norte del estado de Veracruz así como a la zona Huejutla.
Para enero de 2016 se prevé un segundo banco 400/230 kV de 225 MVA1 de capacidad en las
subestaciones Puebla II y Tecali, derivado del aumento en demanda de las cargas industriales
en la subárea Puebla Tlaxcala.
Para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Kilómetro Veinte, se considera agregar en
abril de 2016 un segundo banco 230/115 kV de 225 MVA, para garantizar el suministro en la
zona Villahermosa.
Incluida en la segunda TA de Oaxaca se considera un nuevo corredor en 400 kV desde el Istmo
de Tehuantepec hasta la subestación Huexca con una longitud aproximada de 550 km.
Adicionalmente se considera la construcción de la nueva subestación Xipe que será el punto de
interconexión, en la que se instalarán 1,875 MVA1 con relaciones 400/115 kV y 400/230 kV y la
SE Benito Juárez con una capacidad de 375 MVA1 con relación 400/230 kV y red en 230 kV. Se
estiman sus entradas en operación para los segundos semestres de 2016 y 2017,
respectivamente.
Para mayo de 2018 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica
Chicoasén II con 240 MW para interconectarse a la red de 400 kV entre las subestaciones Manuel
Moreno Torres y Malpaso Dos.
En julio de 2018 se ha considerado ampliar la capacidad de transformación 230/115 kV de la
zona Morelos con la instalación de 225 MVA1 en la subestación Morelos.
5-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para incrementar la capacidad de transmisión hacia las zonas Ixtapa y Acapulco, para octubre
de 2018 se tenderá el segundo circuito de la línea Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia
aislada en 400 kV con operación inicial en 230 kV, con una longitud de 74.8 km-c.
Para mayo de 2019 está programada la entrada en operación de la ampliación de la subestación
Dos Bocas 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad para atender el crecimiento de la demanda
de la zona Veracruz.
Para la zona Los Ríos en el estado de Tabasco, se prevé ampliar en febrero de 2020 la capacidad
de transformación con el segundo banco 230/115 kV de 100 MVA en la subestación Los Ríos.
Para febrero de 2020 el proyecto Olmeca 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad, garantizará el
suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Villahermosa.
En abril de 2020 en la zona Tehuantepec está en programa la subestación Tagolaba 230/115 kV
con 200 MVA1 de capacidad.
Para septiembre de 2020 en la subestación Ixtapa Potencia está en programa el segundo banco
de 100 MVA de capacidad con relación 230/115 kV, para atender el crecimiento de la demanda
de la zona.
En noviembre de 2020 se prevé la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica La Parota
con una capacidad de 455 MW para interconectarse con el anillo de 230 kV y 115 kV de Acapulco.
Esta red incluye transformación 230/115 kV en la subestación de la central con una capacidad
de 225 MVA1.
En septiembre de 2021 para la costa chica de los estados de Oaxaca y Guerrero se tiene en
programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Paso de la Reina con 543 MW con
red de 230 kV hacia la zona Oaxaca y transformación 230/115 kV en el sitio de la central para
atender los crecimientos de dicha costa.
Para diciembre de 2021 en la zona Tapachula se instalará un segundo banco 400/115 kV de
225 MVA en la subestación Angostura, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda
de las zonas Tapachula y San Cristóbal. Y para incrementar la confiabilidad de la zona Tapachula
se tenderá el segundo circuito de la línea Angostura–Tapachula Potencia en el nivel de 400 kV
con una longitud de 193.5 km-c para el mismo año.
En el diagrama 5.3 se muestran los principales proyectos del área.
5-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Oriental
Diagrama 5.3
En junio de 2023 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica
Tenosique con 422 MW para interconectarse en 400 kV con el corredor Tabasco
Potencia–Escárcega Potencia.
Para julio del mismo año el proyecto Tehuacán Potencia 400/115 kV de 375 MVA1 de capacidad,
garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Tehuacán
Tecamachalco. Para la zona Acapulco se considera la nueva subestación Barra Vieja de 225 MVA 1
con relación 230/115 kV para entrar en operación a finales de 2023.
En los cuadros 5.3a, 5.3b y 5.3c se resumen las características de los principales refuerzos de
líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente en el área Oriental
para 2014 — 2023.
5-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Oriental
2014 — 2023
Línea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
230
230
230
400
115
230
115
400
400
230
230
400
400
400
400
230
230
230
230
230
230
400
400
400
230
230
230
2
2
1
2
1
2
1
2
2
1
1
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
2
3.4
2.0
45.0
207.7
77.0
4.8
107.3
414.0
68.0
25.0
8.0
3.6
646.0
8.0
74.8
17.5
2.2
44.0
34.0
43.0
220.0
193.5
52.0
36.0
68.0
125.0
34.0
2,563.8
feb-14
feb-14
feb-14
jul-14
abr-15
jul-15
oct-15
nov-16
nov-16
nov-16
nov-16
jul-17
jul-17
nov-17
oct-18
may-19
feb-20
abr-20
may-20
may-20
mar-21
dic-21
dic-22
jul-23
oct-23
dic-23
dic-23
C árdenas II entronque C árdenas II - C omalcalco Oriente
C omalcalco Potencia entronque C árdenas II - C omalcalco Ote.
Mezcalapa Switcheo - C árdenas II
Ixtapa Potencia- Pie de la C uesta 2/
Tlacotepec - Pinotepa Nacional
La Malinche entronque Puebla II - Zocac
C hilpancingo Potencia - Tlapa
Xipe - Benito Juárez
Xipe - Ixtepec Potencia
Benito Juárez - Oaxaca Potencia
Benito Juárez - La C iénega
Huexca entronque Tecali - Yautepec Potencia
Benito Juárez - Huexca
C hicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso Dos
Lázaro C árdenas Potencia - Ixtapa Potencia 2/
Manlio Fabio Altamirano - Dos Bocas 1/
Olmeca entronque Tabasco - Villahermosa Norte
Tagolaba - Juchitán II 2/
La Parota entronque Pie de la C uesta - Los Amates
Tabasco entronque Villahermosa Norte - C árdenas II
Paso de la Reina - Benito Juárez
Angostura - Tapachula Potencia 2/
Tenosique - Los Ríos
Tehuacán Potencia entronque Temascal II - Tecali
Barra Vieja entronque Pie de la C uesta - Los Amates
Mezcala - Zapata
Omitlán entronque Mezcala - Los Amates
Total
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.3a
Subestación
Cantidad
C omalcalco Potencia Banco 1
La Malinche Banco 1
Pantepec Banco 2
Tecali Banco 3
Puebla Dos Banco 4
Kilómetro Veinte Banco 2
Xipe Bancos 1, 2 y 3
Xipe Bancos 4 y 5
Benito Juárez Banco 1
Morelos Banco 3
Dos Bocas Banco 7
Los Ríos Banco 2
Olmeca Banco 1
Tagolaba Bancos 1 y 2
La Parota Banco 1
Ixtapa Potencia Banco 2
Mezcalapa Banco 1
Paso de la Reina Banco 1
Angostura Banco 7
Tehuacán Potencia Banco 1
Barra Vieja Banco 1
Total
AT. Autotransformador
Equipo
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
T
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
T
T
AT
4
4
3
3
4
3
10
7
4
4
4
3
4
7
4
3
4
4
3
4
4
T. Transformador
Cuadro 5.3b
5-13
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
300
300
100
225
300
225
1250
875
500
300
300
100
300
233
300
100
133
300
225
500
300
7,167
230
230
230
400
400
230
400
400
400
230
230
230
230
230
230
230
230
230
400
400
230
/115
/115
/115
/230
/230
/115
/230
/115
/230
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
/115
feb-14
jul-15
jul-15
ene-16
ene-16
abr-16
nov-16
nov-16
nov-16
jul-18
may-19
feb-20
feb-20
abr-20
may-20
sep-20
feb-21
mar-21
dic-21
jul-23
oct-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Oriental
2014 — 2023
Compensación
Villahermosa II MVAr
C iudad Industrial MVAr
Teapa MVAr
Huejutla MVAr
Tempoal II MVAr
Esfuerzo MVAr
Atlapexco MVAr
Molango MVAr
Fortín MVAr
C órdoba I MVAr
Tlapa MVAr
Malpaso Dos MVAr
Ometepec MVAr
Las Trancas MVAr
Xipe MVAr
Benito Juárez MVAr
Benito Juárez MVAr
Benito Juárez MVAr
Martínez de la Torre II MVAr
Huimanguillo MVAr
Esperanza MVAr
Tlaxiaco MVAr
Tabasquillo MVAr
Tapachula Potencia MVAr
Guerrero MVAr
Ixhuatlán MVAr
Total
Tensión
kV
Equipo
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Reactor
C apacitor
C apacitor
Reactor
C apacitor Serie
C EV
Reactor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Reactor
Reactor
C apacitor
Capacidad Fecha de
MVAr
entrada
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
115
400
115
115
400
400
230
400
115
115
115
115
115
400
230
115
22.5
15.0
15.0
7.5
7.5
15.0
15.0
7.5
15.0
15.0
7.5
100.0
7.5
15.0
275.0
980.0
300.0
450.0
15.0
7.5
15.0
7.5
15.0
100.0
18.0
15.0
2,853.0
feb-14
feb-14
feb-14
dic-14
dic-14
abr-15
jul-15
jul-15
sep-15
sep-15
oct-15
abr-16
jun-16
nov-16
nov-16
nov-16
nov-16
nov-16
feb-17
feb-19
dic-19
sep-20
feb-21
dic-21
oct-22
abr-23
Cuadro 5.3c
Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase)
Se tiene programada la entrada en operación del proyecto Sureste I (segunda fase) para octubre
de 2014 con una capacidad de 103.4 MW.
Se considera que el proyecto de generación se ubicará en el Ejido La Mata en la región de
La Ventosa en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca. Este sitio se ubica aledaño al predio de la
SE Ixtepec Potencia.
Tal proyecto será construido en la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE), por
lo que su red asociada considera la instalación de un alimentador en 230 kV en la subestación
Ixtepec Potencia con cargo a la central.
En el diagrama 5.4 se muestra la red de transmisión asociada a este proyecto.
5-14
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central eólica de Sureste I (segunda fase)
a Temascal II
a Cerro de Oro
Juile
a Manuel Moreno Torres
Eoloeléctrica
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Sureste I Fase II
103.4 MW
Oaxaca II, 101 MW
±300 MVAr
Ixtepec
Potencia
Enlace a 230 kV
Oaxaca IV, 101 MW
Oaxaca III, 101 MW
CEV
Diagrama 5.4
Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B
El proyecto de generación con dos unidades se ubicará en el campo geotermoeléctrico
Los Humeros en el estado de Puebla, cerca de los límites con el estado de Veracruz y
aproximadamente a 35 kilómetros al este de la población Libres. Eléctricamente estará conectado
en el nivel de tensión de 115 kV.
La fase A con fecha de entrada en operación para abril de 2016, incluye la unidad 11 con
27 MW que se emplazará aledaña al sitio de la actual unidad 8 y considera el retiro de 15 MW al
sacar de operación las unidades a contrapresión 3, 4 y 8 de 5 MW cada una, por lo que la
capacidad adicional será de 12 MW.
La fase B con fecha de entrada en operación para abril de 2018, incluye la unidad 12 con
27 MW que se emplazará a un costado de la actual unidad 6 y considera el retiro de 10 MW al
sacar de operación las unidades a contrapresión 6 y 7 de 5 MW cada una, por lo que la capacidad
adicional será de 17 MW.
Con este proyecto se adicionará una capacidad total de 29 MW y el total instalado en el campo
geotérmico será de 108 MW. Por lo anterior, considerando el monto de generación y la red
existente, no se necesita red de transmisión asociada; sin embargo dentro del alcance de la
central se requiere la construcción de dos tramos de línea de 200 metros cada una en el nivel de
115 kV para la interconexión de las unidades 11 y 12 con las líneas de 115 kV existentes.
El diagrama 5.5 muestra la red asociada.
5-15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B
a Zacapoaxtla
a Teziutlán
SE Humeros II
SE Humeros
III
U-10
U-7
Unidad a
retirar
U-9
U-4
Unidad a
retirar
Humeros III fase B
U-12, 27 MW
U-6
Unidad a
retirar
a Libres
Humeros III fase A
U-11, 27 MW
U-8
Unidad a retirar
Geotermoeléctrica
Subestación a 115 kV
U-3
Unidad a retirar
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.5
Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en
la Segunda Temporada Abierta de Oaxaca
En 2017 se tiene programada la entrada en operación de los proyectos de generación que
constituyen la segunda TA, la cual incorporará 2,330 MW de capacidad de generación;
1,130 MW provendrán de centrales privadas, 1,185 MW de las plantas eólicas Sureste II, III, IV
y V y 15 MW de la SEDENA.
La infraestructura necesaria para la interconexión de los 2,330 MW eólicos con entrada en
operación en noviembre de 2016 y julio de 2017, está conformada por un nuevo corredor entre
el Istmo de Tehuantepec y el centro del país con una longitud aproximada de 550 km, es la que
se muestra en el diagrama 5.6.
Esta red consiste de:

Dos subestaciones de potencia: Xipe y Benito Juárez con 2,625 MVA y relaciones de
transformación 400/230 kV y 400/115 kV

18 alimentadores de 400 kV y 230 kV. No se incluyen los alimentadores de 230 kV y
115 kV necesarios para la interconexión de los proyectos eoloeléctricos con la subestación
Xipe

Construcción de 1,271 km-circuito de líneas de transmisión en el nivel de tensión de
400 kV y 230 kV

La instalación de 2,023 MVAr de compensación serie y paralela en los niveles de 400 kV
y 230 kV
5-16
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para la generación eólica el punto de interconexión será en los niveles de 230 kV y 115 kV de
una nueva subestación denominada Xipe.
En la definición de la red asociada se consideró un factor de simultaneidad de 80% para la
generación eólica en el Istmo de Tehuantepec. En caso de presentarse durante la operación
factores de simultaneidad mayores a este valor, el área operativa de CFE podrá disminuir la
generación eólica.
El punto de interconexión de las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V será la subestación colectora
Xipe y bajo la consideración de que se construirán en la modalidad de Productor Independiente de
Energía (PIE), la red anterior no incluye los requerimientos de red para interconectarlas con la
subestación colectora; estos deberán ser con cargo a las centrales.
Por lo anterior, igualmente con cargo a las centrales, se requiere la instalación de ocho
alimentadores nuevos de 230 kV en la subestación Xipe, dos para cada proyecto de generación;
sin embargo, el PIE podrá decidir si se conecta con un solo circuito en función de la confiabilidad
requerida que cada productor elija.
Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V
Tula
ZMVM
San
Lorenzo
Yautepec
Laguna Verde
Veracruz
Puebla II
Manlio Fabio
Altamirano
Temascal II
Huexca
Hidroeléctrica
Minatitlán II
Tecali
Juile
Cerro
de Oro
Caracol
Ciclo Combinado
Nucleoeléctrica
Eoloeléctrica
Subestación a 400 kV
Benito
Juárez
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
CEV
Acapulco
±150
MVAr
Oaxaca Potencia
La Ciénega
Xipe
Reactor
Ixtepec
Potencia
Sureste
Sureste
Sureste
Sureste
II, 285 MW
III, 300 MW
IV, 300 MW
V, 300 MW
Compensación Serie
Diagrama 5.6
Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II
Este proyecto de generación se ubicará sobre la cuenca del río Grijalva en el municipio de
Chicoasén en el estado de Chiapas, aproximadamente 25 kilómetros al noroeste de Tuxtla
Gutiérrez y a 8 km al noroeste de la central Hidroeléctrica Manuel Moreno Torres. Eléctricamente
estará ubicado en la zona Tuxtla Gutiérrez en el Área de Control Oriental.
Esta central estará compuesta por tres unidades de 80 MW cada una.
5-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La central entrará en operación en mayo de 2018, y dentro del alcance de la planta se considera
la construcción de la subestación Chicoasén II con cinco alimentadores de 400 kV.
Como red asociada se considera el entronque de la línea de transmisión de 400 kV LT Manuel
Moreno Torres-Malpaso Dos.
El diagrama 5.7 muestra la red asociada.
Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II
a Juile
a Malpaso Dos
a Juile
a Malpaso Dos
Chicoasén II
240 MW
Manuel Moreno Torres
8x300 MW
a Angostura
Hidroeléctrica
El Sabino
Subestación a 400 kV
a Angostura
Enlace a 400 kV
Diagrama 5.7
Área Occidental
Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y comprende nueve estados. Se
subdivide en tres regiones. La región Bajío: Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, Zacatecas
y San Luis Potosí; región Centro Occidente: Colima y Michoacán, y región Jalisco: Jalisco y
Nayarit.
En junio de 2013 la demanda máxima integrada fue de 9,207 MW a las 17:00 horas, con una
tasa media de crecimiento anual de 2.67% en los últimos 5 años. A nivel región, el Bajío
representa 57% de esta demanda, Jalisco 25% y Centro Occidente 18 por ciento.
Dentro de la región Bajío existen zonas con densidad alta de carga de tipo industrial, residencial
y riego agrícola. En los últimos dos años se ha atendido un número importante de solicitudes de
nuevos usuarios para proporcionarles el suministro de energía eléctrica en los niveles de 230 kV
y 115 kV. Estas nuevas solicitudes se concretarán en los próximos años, por lo que se estima
que en el mediano plazo esta región incremente su participación de una manera muy significativa
en la demanda máxima del área. Dentro de las solicitudes están las armadoras automotrices
Honda, Mazda y Nissan. La empresa acerera Deacero ubicada en la ciudad de Celaya, con una
demanda contratada de 250 MW en el nivel de 230 kV es la carga más alta en esta región Bajío.
5-18
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La región Jalisco presentó una demanda máxima de 2,811 MW en junio de 2013 y la zona
metropolitana de Guadalajara es la principal carga de la región. La carga más importante de la
región Centro Occidente es la empresa acerera Arcelo Mittal, con una demanda de 800 MW en el
nivel de 230 kV.
A diciembre de 2013 la capacidad de generación instalada es de 12,716 MW (considerando las
CH Infiernillo, CH Villita y CH La Yesca), 57% se encuentra ubicada en la región Centro Occidente,
24% en la Bajío y 19% en la Jalisco. A nivel área, 36% de la generación es del tipo hidroeléctrico
con un factor de planta para las centrales Aguamilpa (960 MW) de 9%, el Cajón (750 MW) con
5% y para Zimapán (292 MW) de 53 por ciento durante 2013.
Para las centrales hidroeléctricas en el área, el despacho está programado principalmente para
apoyar las horas de mayor demanda del SIN y en parte se ajusta a cubrir la demanda máxima
del área. Sin embargo, para cumplir con el suministro se requiere importar energía
principalmente desde el área Noreste la mayor parte del tiempo.
A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,778 MW) que representa 25% de la capacidad
instalada, cubre parte de la demanda de las áreas Occidental, Central y Oriental.
Debido a que una alta demanda horaria a nivel área se mantiene durante gran parte de las horas
del día, su factor de carga anual es de 77%; los requerimientos de suministro se mantienen
constantes la mayor parte del tiempo.
Para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el
área tiene enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas vecinas. En 400 kV se tienen
dos líneas con la Noroeste y seis hacia la Noreste. En 230 kV se tiene una línea con la Norte y
dos con la Oriental. Finalmente con la Central cinco enlaces en 400 kV y tres en 230 kV.
Para atender la demanda de la región Bajío se tienen seis enlaces en 400 kV con el área Noreste
con longitudes que van de 200 a 260 km. En el caso de la región Jalisco, se abastece
principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km, y de la generación hidráulica de la cuenca
del Río Santiago (CH El Cajón y CH Aguamilpa).
Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario
contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación.
Obras principales
El banco 5 de Acatlán 230/115 kV con capacidad de 100 MVA proveniente de la subestación
Abasolo II, tiene como finalidad complementar la conversión de voltaje de operación de 69 kV a
115 kV en las zonas Costa y Minas de la División Jalisco. La entrada en operación está
programada para septiembre de 2014.
El banco 5 de Tepic II 230/115 kV con capacidad de 100 MVA, reforzará la transformación de
esta subestación y permitirá atender el crecimiento de la zona Tepic. Su entrada en operación se
prevé para abril de 2015.
El Compensador Estático de Var de la subestación Nuevo Vallarta con una capacidad de
-50/150 MVAr Inductivo/Capacitivo, tiene como objetivo preservar la calidad de voltaje en la
zona Vallarta y su entrada en operación se prevé para abril de 2015.
Derivado de la alta demanda en el nivel de 69 kV en las zonas Guadalajara y Chapala, se ha
programado un paquete de compensación capacitiva de 82 MVAr distribuidos en las
subestaciones San Agustín, Miravalle, Castillo, Mojonera y Penal el cual permitirá preservar la
calidad de voltaje en estas zonas para marzo de 2016.
5-19
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El banco 1 de la subestación Purépecha 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1, atenderá el
crecimiento de la demanda en las zonas Carapan y Ciénega y descargará los bancos
230/115 kV de las subestaciones Ocotlán (2x100 MVA) y Zamora (100 MVA) en abril de 2016.
Derivado del crecimiento de la demanda de la región Bajío, se contempla para abril de 2016 un
refuerzo de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Querétaro Maniobras – Querétaro
Potencia – Santa María. Con esta línea se reforzará la capacidad del enlace Querétaro Maniobras
– Querétaro Potencia, por el cual circula uno de los flujos más altos de la red eléctrica nacional.
El banco 1 de la subestación El Tapatío 400/230 kV con capacidad de 375 MVA 1 y entrada en
operación en marzo de 2017 permitirá atender el crecimiento del sur de la zona metropolitana
de Guadalajara y descargará los bancos 400/230 kV de las subestaciones Acatlán y Atequiza.
El banco 1 de la subestación Puerto Interior 230/115 kV con capacidad de 225 MVA1 atenderá el
crecimiento dinámico de la demanda del parque industrial Puerto Interior en Silao (zona Irapuato)
y descargará los bancos 230/115 kV de la subestación Silao II para abril de 2018.
También para abril de 2018 se tiene contemplada la red asociada al proyecto de generación
hidráulica Las Cruces que consiste en un doble circuito en 230 kV entre la central y la subestación
Tepic II. Este proyecto permitirá el suministro con mejor calidad en el voltaje de las zonas Tepic
y Vallarta.
El banco 2 de Guadalajara Industrial 230/69 kV con capacidad de 225 MVA 1 permitirá atender el
crecimiento del sureste de la zona metropolitana de Guadalajara y descargará la transformación
230/69 kV de la SE Guadalajara II. Su operación se prevé para junio de 2018.
La central Guadalajara I con 908 MW de capacidad y fecha de entrada en operación (FEO) para
abril de 2019 considera como red de transmisión asociada un enlace en 400 kV desde la
subestación Cajititlán hacia El Tapatío, donde está programado el banco 2 con relación
400/230 kV de 375 MVA. También se contempla entroncar la línea de 400 kV
Atequiza–Salamanca II desde Cajititlán. Así mismo, está contemplado el entronque de la línea
Tesistán–Zapotlanejo con la subestación Ixtlahuacán en el nivel de 400 kV, todo esto para
octubre de 2018.
También para octubre de 2018, se tiene programado el banco 2 de La Pila de 225 MVA y relación
230/115 kV como red asociada a la central San Luis Potosí con una FEO para abril de 2019.
En el diagrama 5.8 se muestran los principales proyectos para 2014 — 2023.
5-20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Occidental
a Ramos Arizpe
a Vicente Guerrero II
Charcas
Potencia
Primero
de Mayo
a Mazatlán II
a Anáhuac Potencia
El Potosí
Calera II
La Pila
Cañada
Cruces
Aguascalientes
I
San Luis Potosí
San Luis Potosí II
Aguamilpa
Puerto
Interior
El Cajón
Tepic II
La Yesca
San Luis
de la Paz
Las
Delicias
Potrerillos
a Las Mesas
Irapuato II
Nuevo
Vallarta
Cerro
Blanco
Vallarta
Potencia
San José
El Alto
Salamanca
CC
Dañu
Purépecha
Mazamitla
Zimapán
Querétaro I
Taímbaro
Carapan
a Tula
Azufres
Manzanillo
I y II
Pátzcuaro
Potencia
Tapeixtles
a Donato
Guerra
Pitirera
Ixtlahuacán
Tesistán
Guadalajara
Oriente
Niños Héroes
Zapopan
Acatlán
Zapotlanejo
Guadalajara II
Guadalajara
Ind.
Atequiza
El
Tapatío
Guadalajara I
Guadalajara
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
a Ixtapa
Potencia
Hidroeléctrica
Subestación a 400 kV
Ciclo Combinado
Subestación a 230 kV
Geotermoeléctrica
Enlace a 400 kV
Carboeléctrica
Enlace a 230 kV
Turbogás
CEV
Térmica Convencional
Estructura de doble Circuito
Tendido de un circuito
Diagrama 5.8
Para 2019 — 2023, se programan varios refuerzos de transmisión y transformación en el área,
entre los que destacan los proyectos descritos a continuación.
Se prevé la tercer fuente de alimentación en 230 kV hacia la zona Vallarta desde la subestación
Cerro Blanco instalando transformación 400/230 kV, 375 MVA1 y una línea en 230 kV hacia la
zona Vallarta de aproximadamente 100 km para marzo de 2019.
El banco 4 de Potrerillos atenderá el crecimiento de demanda de la zona León, con la entrada en
operación de un transformador 400/115 kV con capacidad de 375 MVA 1, para abril de 2020.
5-21
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para octubre de este mismo año se incluye la adición de 100 MVA del banco 3 de transformación
230/115 kV en la subestación Ciudad Guzmán.
La red de transmisión asociada a la modernización de las unidades uno y dos de Manzanillo II
con 460 MW de capacidad cada una considera repotenciar a tres conductores por fase las líneas
existentes de 20 km-circuito en 400 kV entre las subestaciones Manzanillo II y Tapeixtles
Potencia, además de una nueva línea en 400 kV, dos circuitos, tendido del primero de 170 km
entre las subestaciones Tapeixtles Potencia y El Tapatío para enero de 2021.
Para abril de 2021, se prevé la adición de transformación 400/230 kV en la zona metropolitana
de Guadalajara en la subestación Zapotlanejo. Con FEO para octubre de 2021, la red asociada al
proyecto de generación Salamanca considera enlaces con las subestaciones Celaya III e Irapuato
II en 230 kV y la adición de 100 MVA de transformación 230/115 kV en Irapuato II.
Al 2022, se contempla transformación 230/69 kV y 230/23 kV en la zona Guadalajara en las
subestaciones Cajititlán y La Primavera respectivamente. También se prevé 375 MVA1 de
transformación 400/230 kV con la subestación San José El Alto de la zona Querétaro.
Para 2023, se contempla adición de 225 MVA de transformación 230/115 kV en la zona Querétaro
en la subestación Querétaro Potencia. También se prevé la adición de transformación
400/115 kV en la zona Aguascalientes en la subestación Aguascalientes Potencia y
transformación 230/115 kV en la subestación Calera II de la zona Zacatecas. El banco 1 de la
subestación Tarímbaro atenderá el crecimiento de la zona norte de la ciudad de Morelia.
Para el periodo 2024 y 2028 se tienen programados otros refuerzos en el área: un corredor en
400 kV entre las zonas San Luis Potosí y Querétaro en 2024. Para 2026 un doble circuito en
400 kV entre las zonas Lázaro Cárdenas y Salamanca. Para 2028 se prevé la instalación de
transformación en la zona San Luis de la Paz en la subestación Santa Fe.
Respecto a la generación en el área, el Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) indica
proyectos de Ciclo Combinado en las zonas de Aguascalientes, San Luis Potosí y Salamanca de
la región bajío, así como en la zona Guadalajara de la región Jalisco. En cuanto a proyectos de
energía renovable, se consideran tres proyectos solares de 100 MW cada uno en las zonas
Aguascalientes y Salamanca de la región Bajío y en la zona Carapan de la región Centro
Occidente. Esta capacidad puede inyectarse en las subestaciones del sistema en el nivel de
115 kV o 230 kV.
En los cuadros 5.4a, 5.4b y 5.4c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión,
transformación y compensación respectivamente, programados para el área Occidental durante
2014 — 2023.
5-22
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Occidental
2014 — 2023
Línea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
400
230
230
400
69
230
230
400
400
400
230
400
230
400
400
230
230
230
230
400
230
230
230
400
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
2
2
2
2
2
2
2
24.0
5.0
5.0
2.0
30.0
120.0
20.0
36.0
20.0
1.0
100.0
40.0
10.0
20.0
170.0
40.0
40.0
47.2
9.4
72.0
48.0
32.0
60.0
120.0
1,071.6
Abr-16
Mar-17
Mar-17
Mar-17
Oct-17
Abr-18
Abr-18
Oct-18
Oct-18
Oct-18
Mar-19
Oct-19
Mar-20
Ene-21
Ene-21
Oct-21
Oct-21
Mar-22
Mar-22
Abr-22
Jun-22
Mar-23
Mar-23
Dic-23
Querétaro Potencia Maniobras - Querétaro Potencia 1
El Tapatío entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II
El Tapatío entronque Colón - Guadalajara II
El Tapatío entronque Acatlán - Atequiza
Cerritos Colorados entronque Guadalajara I - El Sol
Las Cruces - Tepic II
Puerto Interior entronque Irapuato II - León II
Cajititlán - El Tapatío
Cajititlán entronque Atequiza - Salamanca II
Ixtlahuacán entronque Tesistán - Zapotlanejo
Cerro Blanco - Vallarta Potencia 1
El Llano entronque Aguascalientes Potencia - Cañada
Santa Fe entronque Las Delicias - Querétaro Potencia
Manzanillo II - Tapeixtles Potencia
Tapeixtles Potencia - El Tapatío 1
Salamanca CC - Irapuato II
Salamanca CC - Celaya III
Tesistán - Zapopan
Niños Héroes - Tesistán
San José El Alto - Querétaro Potencia Maniobras
La Primavera entronque Tesistán - Acatlán
Tarímbaro entronque Carapan - Morelia
Uruapan Potencia - Pátzcuaro Potencia
Villa de Reyes - Potrerillos 1
Total
1
1/ Tendido del primer circuito
Cuadro 5.4a
Subestación
Cantidad
Acatlán Banco 5
Tepic II Banco 5
Purépecha
El Tapatío Banco 1
Puerto Interior
Guadalajara Industrial Banco 2
Tesistán Banco 6
El Tapatío Banco 2
La Pila Banco 2
C erro Blanco Banco 1
Niños Héroes Banco 3
Guadalajara Industrial Banco 3
Salamanca II Banco 2 Sustitución
Potrerillos Banco 4
Guadalajara Oriente Banco 3
C iudad Guzmán Banco 3
Zapotlanejo Banco 2
Irapuato II Banco 3
San José El Alto Banco 1
La Primavera Bancos 1 y 2
C ajititlán Banco 1
Valle de Tecomán Banco 1
Aguascalientes Potencia Banco 4
Querétaro Potencia Banco 4
C alera II Banco 3
Tarímbaro Banco 1
Pátzcuaro Potencia Banco 1
Total
AT. Autotransformador
Equipo
1
3
4
4
4
4
1
3
3
4
1
1
4
4
1
3
3
3
4
2
4
4
3
3
3
4
4
T
AT
AT
AT
AT
T
T
AT
AT
AT
T
T
T
T
T
AT
AT
AT
AT
T
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
T. Transformador
Cuadro 5.4b
5-23
Capacidad
MVA
100
100
500
500
300
300
60
375
225
500
100
60
500
500
60
100
375
100
500
120
133
133
375
225
100
133
133
6,607
Relación de Fecha de
transformación
entrada
230 /115
Sep-14
230 /115
Abr-15
400 /115
Abr-16
400 /230
Mar-17
230 /115
Abr-18
230 /69
Jun-18
230 /23
Ago-18
400 /230
Oct-18
230 /115
Oct-18
400 /230
Mar-19
230/69
Jun-19
230 /23
Jun-19
400 /115
Nov-19
400 /115
Abr-20
230 /23
Jun-20
230 /115
Oct-20
400 /230
Abr-21
230 /115
Oct-21
400 /230
Abr-22
230 /23
Mar-22
230 /115
Mar-22
230 /115
Mar-22
400/115
Feb-23
230/115
Abr-23
230 /115
Mar-23
230 /115
Mar-23
230 /115
Mar-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Occidental
2014— 2023
Compensación
Equipo
Vallarta III MVAr
Nuevo Vallarta C EV
San Agustín MVAr
Miravalle MVAr
Penal Ampliación MVAr
C astillo MVAr
Mojonera Ampliación MVAr
Aeroespacial
Salamanca II MVAr
Fresnillo Norte MVAr
Potrerillos MVAr
C ampestre MVAr
Potrerillos
Puerto Interior
C elaya III
Pénjamo MVAr
Pátzcuaro Norte MVAr
El Tapatío MVAr
Laguna Seca MVAr
Zapotiltic MVAr
C olima II MVAr
Río Grande
El Sauz
Lagos
Guanajuato Sur
Tarímbaro
Potrerillos MVAr
Total
C apacitor
C EV
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Reactor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Reactor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Reactor
Ind. Inductivo
Cap. Capacitivo
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entrada
115
230
69
69
69
69
69
115
115
115
400
115
115
115
115
115
115
400
115
115
115
115
115
115
115
115
400
15.0
50/150 Ind./C ap.
18.0
18.0
12.2
24.3
10.0
15.0
30.0
15.0
100.0
15.0
15.0
15.0
22.5
30.0
30.0
100.0
30.00
15.00
30.00
22.5
30.0
15.0
15.0
30.0
100.0
1,242.5
Abr-15
Abr-15
Mar-16
Mar-16
Mar-16
Mar-16
Mar-16
Mar-16
Ene-17
Mar-18
Oct-18
Mar-19
May-19
May-19
May-19
Mar-20
Mar-20
Ene-21
Mar-21
Mar-21
Mar-21
Mar-22
Mar-22
Mar-22
Mar-22
Mar-22
Dic-23
CEV. Compensador Estático de VAr
Cuadro 5.4c
Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I
Esta central entrará en operación en julio de 2014, con una capacidad de 382 MW. Tiene como
objetivo suministrar vapor a la refinería Ing. Antonio M. Amor de Pemex y participar en el corto
plazo en el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del área Occidental.
Para enero de 2014 se requiere una nueva subestación en 230 kV encapsulada en SF6 con los
alimentadores necesarios para la conexión de las unidades turbogás y líneas de transmisión. La
obra está dentro del alcance de la central.
Igualmente dentro de la planta se considera la construcción de 1.4 km-circuito de líneas de
transmisión en 230 kV, calibre 1113 ACSR de uno y dos conductores por fase para las acometidas
de ocho líneas de 230 kV: a Celaya III (2 líneas), a Irapuato II (3 líneas), a Salamanca PV
(2 líneas) y a Salamanca II . Diagrama 5.9.
5-24
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
a
aC
ela
ya
III
II
II
II
ca
o
at
an
Las Delicias
La Yesca
Nuevo
Vallarta
m
o
at
El Cajón
pu
Aguamilpa
Sa
la
pu
Villa de Reyes
Ira
Cañada
Ira
a
a
a Mazatlán II
aC
ela
ya
III
a Las Mesas
a Santa
Las
Fresas
María
Zimapán
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Tula
Salamanca Fase I
382 MW
Azufres
Manzanillo
I y II
a
a Donato
Guerra
l
Sa
am
an
ca
Pitirera
II
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Hidroeléctrica
a Ixtapa Potencia
Ciclo Combinado
Salamanca
Geotermoeléctrica
Subestación a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Enlace a 230 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.9
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para diciembre de 2014 con una
capacidad de generación de 53 MW, la cual considera la sustitución de cuatro plantas generadoras
a contrapresión de 5 MW cada una (20 MW) por una unidad de 53 MW a condensación, la cual
se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.
Con la capacidad de generación adicional de 33 MW y para la infraestructura eléctrica existente
donde se interconectará esta central, no se requiere red de transmisión asociada. Sin embargo,
dentro del alcance del proyecto de generación se incluyen entronques en 115 kV para
interconectar, en junio de 2014, la unidad con la red existente en el campo geotérmico
Los Azufres. Diagrama 5.10.
5-25
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Aero
puerto
a Mazatlán II
Cañada
péc
a Zina
Villa de Reyes
uaro
a Acámbaro
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
Aguamilpa
El Cajón
Las Delicias
La Yesca
Nuevo
Vallarta
a Las Mesas
Las
Fresas
Azufres
Switcheo
aC
iud
H
ad
ida
lgo
Zimapán
Azufres
Distribución
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Tula
a
Azufres
Manzanillo
I y II
a unidad 15
a Donato
Guerra
U–
14
ca
m
po
su
r
Pitirera
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Hidroeléctrica
Azufres III
Fase I
53 MW
a Ixtapa Potencia
U–9
Ciclo Combinado
Geotermoeléctrica
Subestación a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Enlace a 230 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.10
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2018 con una
capacidad de generación de 27 MW, la cual considera la sustitución de tres plantas generadoras
a contrapresión de 5 MW cada una (15 MW) por una unidad de 27 MW a condensación, la cual
se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.
Dentro del alcance del proyecto de generación se incluye una subestación de maniobras con cinco
alimentadores para interconectar la unidad con la red existente en el campo geotérmico Los
Azufres y el tendido del segundo conductor por fase en las líneas desde la nueva subestación de
switcheo hasta la subestación Azufres switcheo programada para octubre de 2017 con la finalidad
de mejorar la confiabilidad de la red de trasmisión. Diagrama 5.11.
5-26
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase II
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
a Azufres Switcheo
El Potosí
a Mazatlán II
Cañada
Villa de Reyes
Aguamilpa
El Cajón
Las Delicias
La Yesca
Nuevo
Vallarta
a Las Mesas
Las
Fresas
Zimapán
El Sauz
Vallarta
Potencia
Azufres
Switcheo Sur
a Tula
Azufres
Manzanillo
I y II
a Donato
Guerra
Pitirera
U–7
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Hidroeléctrica
U – 13
Azufres III
Fase II
27 MW
U – 12
a Ixtapa Potencia
Ciclo Combinado
Campo Sur
Geotermoeléctrica
Subestación a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Enlace a 230 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.11
Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para octubre de 2018 con una
capacidad bruta de 240 MW. Se ubicará sobre la cuenca del río San Pedro - Mezquital y tiene
como objetivo garantizar el suministro de energía eléctrica de los estados de Nayarit y Jalisco en
el mediano plazo.
Para abril de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central, se tiene
programada como red asociada al proyecto la construcción de la LT Las Cruces - Tepic II en el
nivel de voltaje de 230 kV, 120 km–circuito, calibre 1113 ACSR de un conductor por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos.
Dentro del alcance del costo del proyecto, se incluye la construcción de la subestación Las Cruces
con 5 alimentadores de 230 kV, tres para las unidades y dos para líneas. Así mismo, se
consideran 2 alimentadores de 230 kV en la SE Tepic II para las líneas a Las Cruces.
Diagrama 5.12.
5-27
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada al proyecto de generación hidráulica Las Cruces
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
a Mazatlán II
Cañada
a Mazatlán II
Villa de Reyes
Las Cruces
Aguamilpa
El Cajón
Las Cruces
240 MW
Las Delicias
La Yesca
Nuevo
Vallarta
a Las Mesas
Las
Fresas
Zimapán
Aguamilpa
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Tula
Azufres
Manzanillo
I y II
Tepic II
a Donato
Guerra
El Cajón
Pitirera
Cerro
Blanco
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Hidroeléctrica
a Vallarta
Potencia
a Ixtapa Potencia
Ciclo Combinado
Geotermoeléctrica
Subestación a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Enlace a 230 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
a Tesistán
Diagrama 5.12
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados
Fase I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para noviembre de 2018 con una
capacidad de generación de 27 MW, por lo que seis meses antes debe estar disponible como red
asociada al proyecto la línea de transmisión Cerritos Colorados entronque Guadalajara I – El Sol
en el nivel de voltaje de 69 kV, con una distancia de 30 km-circuito, calibre 477 ACSR de un
conductor por fase en estructura de torres de acero de dos circuitos.
Dentro del alcance de la red asociada se incluyen 2 alimentadores en el nivel de 69 kV para
interconectar las líneas mencionadas con el campo geotérmico Cerritos Colorados.
En el costo del proyecto de generación se incluye un alimentador para interconectar la unidad en
el campo geotérmico. Diagrama 5.13.
5-28
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
aM
a Mazatlán II
ojo
ne
ra
UAG
Cañada
Vidriera
Villa de Reyes
Las Cruces
Zapopan
Aguamilpa
El Cajón
Las Delicias
La Yesca
Nuevo
Vallarta
a Las Mesas
Las
Fresas
Zimapán
Cerritos Colorados
Fase I
27 MW
El Sol
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Niñ
os H
é ro e
s
Tecnicolor
Kodak
Motorola
a Tula
Azufres
Manzanillo
I y II
a Donato
Guerra
Guadalajara I
Pitirera
Siemens
Villita
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Flextronics
Bugambilias
San Agustín
a Ixtapa Potencia
Subestación a 400 kV
Geotermoeléctrica
Enlace a 400 kV
Subestación a 230 kV
Enlace a 230 kV
Carboeléctrica
Subestación a 161 kV
Enlace a 115 kV
Turbogás
Subestación a 115 kV
Térmica Convencional
Subestación a 69 kV
Enlace a 69 kV
Diagrama 5.13
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2019 con una
capacidad de generación bruta de 908 MW.
Para octubre de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central Guadalajara I
se considera como red de transmisión asociada al proyecto un enlace entre las subestaciones
Cajititlán y El Tapatío de 36 km–circuito, calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos en el nivel de 400 kV. Así mismo se considera
entroncar la línea de transmisión de 400 kV Atequiza–Salamanca II con la subestación Cajititlán
a través de una línea de 20 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en
estructura de torres de acero de dos circuitos. También se contempla el entronque de la actual
línea de transmisión Tesistán–Zapotlanejo de 400 kV con la subestación Ixtlahuacán por medio
de una línea de 1 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en estructura de
torres de acero de dos circuitos
Como parte de la red asociada está considerado el Banco 2 en la subestación El Tapatío
400/230 kV con una capacidad de 375 MVA.
Adicionalmente se contemplan catorce alimentadores en 400 kV para el proyecto, de los cuales
diez de ellos están ubicados en la subestación Cajititlán; seis son para la interconexión de las
unidades de generación con la subestación, dos se utilizarán para la interconexión de la
subestación Cajititlán con las líneas hacia El Tapatío, uno para la línea a Atequiza y uno para la
línea a Salamanca II.
En la subestación El Tapatío están programados dos alimentadores para recibir las líneas de
Cajititlán. Así mismo, se contemplan dos alimentadores en la subestación Ixtlahuacán para las
líneas a Zapotlanejo y Tesistán. Diagrama 5.14.
5-29
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
a Mazatlán II
Cañada
aL
Villa de Reyes
Las Cruces
Aguamilpa
Potrerillos
El Cajón
La Yesca
aY
es
ca
a
Bl Cer
a n ro
co
Las Delicias
a
es
nt
lie
ca cia
s
ua ten
Ag Po
Ixtlahuacán
a Las Mesas
Tesistán
Nuevo
Vallarta
Zimapán
Zapotlanejo
a
es
nt
lie
ca cia
s
ua ten
Ag Po
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Tula
El
Acatlán
Tapatío
a Salamanca II
Atequiza
Manzanillo
I y II
za
nil
lo
Azufres
aM
an
a Donato
Guerra
Pitirera
itla
am
az
M
a
Villita
Hidroeléctrica
a Ixtapa Potencia
Ciclo Combinado
zan
illo
Geotermoeléctrica
Guadalajara I
908 MW
an
aM
Lázaro
Cárdenas
Potencia
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.14
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis
Potosí
El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2019 con una
capacidad de generación de 862 MW y se considera que se ubicará cercano al actual sitio de la
CT Villa de Reyes. Para esta misma fecha se tiene programado el retiro de 700 MW de la central
Villa de Reyes (2X375 MW), por lo que únicamente se elevará en 162 MW la capacidad instalada
de este sitio.
Para octubre de 2018, como parte de la red asociada al proyecto de generación, se tiene
contemplada la ampliación de transformación con el banco 2 en la subestación La Pila con relación
230/115 kV y capacidad de 225 MVA.
Así mismo, se requerirán cuatro alimentadores en 230 kV para interconectar las unidades de la
central con la actual subestación Villa de Reyes. Diagrama 5.15.
5-30
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí
a Ramos Arizpe
a Jerónimo Ortiz
Charcas
Potencia
a Anáhuac
Potencia
El Potosí
a El Potosí
a Mazatlán II
San Luis II
Cañada
San Luis Potosí
Las Cruces
Aguamilpa
Potrerillos
El Cajón
Las Delicias
La Yesca
a Las Mesas
Nuevo
Vallarta
San Luis I
La Pila
Zimapán
GM
El Sauz
Vallarta
Potencia
a Tula
Azufres
Manzanillo
I y II
143.9-900
a Donato
Guerra
San Luis Potosí
862 MW
Pitirera
Villita
Hidroeléctrica
Lázaro
Cárdenas
Potencia
a Ixtapa Potencia
Ciclo Combinado
Geotermoeléctrica
a San Luis de
la Paz II
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Carboeléctrica
Subestación a 230 kV
Turbogás
Subestación a 161 kV
Térmica Convencional
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.15
Área Noroeste
El área Noroeste proporciona el suministro de energía eléctrica a los estados de Sonora y Sinaloa.
Eléctricamente está dividida en 13 zonas. Sus centros de carga más importantes son Hermosillo
y Ciudad Obregón en Sonora, así como Culiacán, Los Mochis y Mazatlán en Sinaloa.
Su sistema eléctrico se caracteriza por poseer una estructura longitudinal, con enlaces entre
zonas en niveles de tensión de 230 kV y 115 kV, principalmente. Actualmente, sólo los corredores
Mazatlán-Culiacán y Culiacán-Los Mochis operan en 400 kV. Desde 2005 el área está
permanentemente conectada con el resto del SIN a través de los enlaces Mazatlán-Tepic, con el
área Occidental, además de Mazatlán-Durango y Nacozari-Moctezuma, con el área Norte.
La demanda máxima del área se presenta en verano, caracterizada por la elevación de la
temperatura ambiente y por el comportamiento del sector industrial, particularmente dentro del
ramo minero, cuya carga se mantiene en un valor elevado durante todo el año. Esta situación
origina altos flujos de potencia de sur a norte a través de la red de transmisión troncal.
Durante 2013, la demanda máxima se registró el 19 de agosto, con un valor de 4,087 MWh/h,
lo que representó un crecimiento de 5.6% con respecto a 2012. Para los próximos quince años
se pronostica un crecimiento medio de 4.7 por ciento.
La capacidad de generación instalada a la fecha es de 3,814 MW, de los cuales 941 MW
corresponden a unidades hidroeléctricas, 2,052 MW a termoeléctricas convencionales, 735 MW
a ciclos combinados y 86 MW a unidades turbogás.
5-31
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
De la generación hidroeléctrica instalada, únicamente se dispone de alrededor de 300 MW para
atender la demanda máxima del área. El agua almacenada en los embalses es administrada por
la Comisión Nacional del Agua (Conagua), quien proporciona a CFE una cuota mensual en
volumen para su utilización, teniendo como prioridad el riego agrícola. Las principales
contribuciones durante los meses de junio a septiembre se realizan con las centrales Huites y El
Novillo.
En cuanto a la generación térmica, la capacidad efectiva instalada se reduce durante el verano
debido al efecto de la temperatura ambiente, mantenimientos o fallas.
El déficit de generación se solventa mediante importación a través de los enlaces con las áreas
vecinas. En 2013 —durante la condición de demanda máxima— se importaron 1,315 MW,
842 MW (64%) provenientes del área Occidental y 473 MW (36%) del área Norte, principalmente
por el enlace de Mazatlán con Durango.
Con el crecimiento pronosticado en la demanda del área, el programa de adiciones y retiros de
generación y la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presentarán
flujos de potencia elevados entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis, principalmente.
Asimismo, se estima que podría alcanzarse la capacidad nominal de algunos bancos de
transformación 230/115 kV, particularmente en las zonas Culiacán, Guasave, Los Mochis,
Guaymas, Obregón y Nogales.
Para 2014 se espera que el área opere en condiciones de riesgo durante los meses de verano.
Esta situación es ocasionada por el déficit de generación y por el retraso en la entrada en
operación de la central de ciclo combinado Agua Prieta II, cuyo inicio de operación se ha diferido
hasta marzo de 2015. Para mitigar el problema será necesario mantener una alta disponibilidad
del parque de generación existente.
Para el mediano y largo plazos se vislumbra que la condición operativa mejore con la capacidad
de generación adicional programada en Guaymas (1,470 MW), Topolobampo (1,547 MW),
Mazatlán (867 MW), Hermosillo (1,400 MW) y Los Mochis (1,400 MW), además de los proyectos
de generación solar a ubicarse en Hermosillo y Los Mochis, cuya capacidad asciende a 450 MW.
Con este programa de generación se pretende mejorar el balance oferta-demanda, reducir las
necesidades de importación, disminuir las pérdidas eléctricas y mejorar el perfil de voltaje.
Obras principales
Con el objetivo de mantener el nivel deseado de confiabilidad y satisfacer la demanda futura de
electricidad en el horizonte de planificación, se han programado los proyectos de transmisión y
transformación que se describen a continuación.
En mayo de 2014 entrará en operación el primer circuito entre las subestaciones Nacozari y
Hermosillo Cinco, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en
230 kV. Con este proyecto se incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones
Hermosillo y Nacozari y se aprovecharán los intercambios internos y externos de generación de
los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN.
En la zona Culiacán está programada la ampliación de la subestación La Higuera 230/115 kV,
con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad. El proyecto está programado para
entrar en operación en abril de 2015, y con su entrada en operación se evitará la saturación de
las subestaciones La Higuera y Culiacán Tres.
Para junio de 2015 se tiene en programa un transformador trifásico 230/115 kV de 100 MVA de
capacidad en la subestación El Fresnal, originado por el incremento en la carga de nuevos
5-32
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
desarrollos industriales en la población de Agua Prieta. El proyecto permitirá mejorar la
confiabilidad y reducir las pérdidas eléctricas en esta región del sistema.
En virtud del alto crecimiento esperado en la demanda de la zona Los Mochis para los próximos
años, en abril de 2016 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV en la subestación
Louisiana, con un banco de 225 MVA de capacidad.
Con el objetivo de mantener un perfil de voltaje adecuado e incrementar la capacidad de
transferencia de potencia en la red troncal del Noroeste, en abril de 2016 está previsto instalar
un Compensador Estático de VAr (CEV) en 230 kV en la subestación La Higuera, con una
capacidad de ±300 MVAr.
En octubre de 2016 finalizará la construcción de la red de transmisión asociada a la central de
ciclo combinado Guaymas II, la cual considera 454 kilómetros-circuito de líneas de transmisión
en 400 kV y 230 kV. El proyecto incluye una línea de doble circuito de 125 km de longitud para
reforzar el corredor Hermosillo-Obregón, además del tendido del segundo circuito de Guaymas a
Obregón, con una longitud de 95 km.
En enero de 2017 está programada la entrada en operación de una subestación 400/115 kV de
375 MVA1 de capacidad denominada Culiacán Poniente, que permitirá descargar y evitar la
saturación de los bancos 400/230 kV y 230/115 kV de la zona Culiacán.
Para enero de 2017 está programada la red asociada a la central de ciclo combinado
Guaymas III. El proyecto considera la instalación de 1,500 MVA de transformación 400/230 kV,
750 MVA1/ en Seri (Hermosillo) y 750 MVA1/ en Bácum (Obregón), además de 102 kilómetroscircuito de líneas de transmisión en 400 kV, incluyendo el tendido del segundo circuito entre
Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de 70 km de longitud.
En la zona Obregón se ha observado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV para
evitar la saturación de los bancos existentes, por lo que se ha propuesto la instalación de un
segundo banco de 225 MVA en la subestación Bácum. Su fecha tentativa de entrada en operación
es abril de 2017.
De la misma manera, para abril de 2017 se tiene en programa un segundo banco de
transformación 230/115 kV en la subestación Nogales Aeropuerto, de 100 MVA de capacidad,
con la finalidad de atender la demanda de la zona. El proyecto incluye el tendido del segundo
circuito de 230 kV entre Santa Ana y Nogales Aeropuerto, de 100 km de longitud.
Como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Topolobampo III, en
noviembre de 2017 se tiene previsto reforzar el corredor Los Mochis-Obregón, mediante la
construcción del segundo circuito en 400 kV de la línea de transmisión Choacahui-Bácum, de
241 km de longitud.
Para abril de 2018 se ha programado la interconexión del área Baja California con el SIN, por
medio de un enlace asíncrono con una capacidad de 300 MW. El proyecto contempla un enlace
de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Seis de Abril, en el área Noroeste y Cucapáh,
en Baja California, con una longitud estimada de 405 km, además de elementos de compensación
fija y dinámica para control de voltaje.
En abril de 2018 está considerada la entrada en operación de un banco de transformación
230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad en la subestación Esperanza, en la costa de Hermosillo.
El proyecto incluye el tendido del segundo circuito de la línea Hermosillo Aeropuerto-Esperanza.
Su objetivo es atender el crecimiento de la demanda en esta región, originado principalmente
por desarrollos acuícolas, además de reducir la dependencia que tiene esta zona de la
transformación 230/115 kV de Hermosillo y Guaymas.
5-33
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
También en abril de 2018 se reforzará el enlace Hermosillo-Santa Ana con la construcción de una
línea de transmisión en 230 kV, de dos circuitos tendido del primero y 150 km de longitud, entre
las subestaciones Hermosillo Loma y Santa Ana.
Debido al retiro de las unidades generadoras de la central termoeléctrica Planta Guaymas Dos,
se ha detectado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV en la zona Guaymas.
Preliminarmente, se ha considerado un banco de 225 MVA 1/ de capacidad en la subestación
Guaymas Cereso, con entrada en operación en abril de 2018.
En abril de 2019 está programada la entrada en operación de Peñasco Potencia, con un banco
230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad. El proyecto permitirá atender el incremento en la
demanda de Puerto Peñasco y evitará la saturación de los bancos instalados en la subestación
Seis de Abril.
Para octubre de 2019 se ha considerado la construcción de un tercer circuito en 400 kV en los
corredores Mazatlán-Tepic y Mazatlán-Culiacán, con longitudes de 255 km y 210 km,
respectivamente, como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Mazatlán.
Para eliminar problemas de sobrecarga en la transformación de las zonas Los Mochis y Guasave,
en abril de 2021 se ha proyectado la construcción de la subestación Guasave Potencia, con un
banco 230/115 kV de 225 MVA1/.
Para mantener un soporte de voltaje adecuado en la zona Hermosillo ante el crecimiento
pronosticado de su demanda, en abril de 2022 está programada la instalación de un
Compensador Estático de VAr (CEV) en 400 kV en la subestación Seri, con una capacidad de
±300 MVAr. El proyecto apoyará el intercambio de excedentes de energía entre regiones en la
parte norte de Sonora.
Para junio de 2024 está programada la entrada en operación del segundo circuito de Santa Ana
a Seis de Abril, de 157 km de longitud, más la instalación de un segundo banco 230/115 kV de
100 MVA en Industrial Caborca. Este proyecto pudiera anticiparse en función del desarrollo de
los proyectos eólicos de Temporada Abierta en Baja California.
En octubre de 2024 se considera la construcción de 430 kilómetros-circuito de líneas de
transmisión, incluyendo una línea de doble circuito en 400 kV de Puerto Libertad hacia Hermosillo,
y 375 MVA de transformación 400/230 kV en la zona Hermosillo, asociados a la central
generadora Noroeste II.
Finalmente, en octubre de 2027 se ha considerado la entrada en operación de un tercer circuito
en 400 kV entre las subestaciones Choacahui y La Higuera, con longitud estimada de
250 km, asociado a la central generadora Noroeste IV.
En el diagrama 5.16 se muestran los principales proyectos en 2014 — 2023.
5-34
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Noroeste
a El Pinacate-Cucapáh
(Área Baja California)
Minera
Nogales
Milpillas
Subestación
Aeropuerto
Observatorio
Cananea
El Fresnal
Santa Ana
kV
30
ic
.2
In
kV
30
ic
.2
In
O
p.
kV
La Caridad
Fundición
Nacozari
O
p.
Cananea
Grupo México
Op. Inic. 230
Industrial
Caborca
Op. Inic. 230
Seis de
Abril
kV
Op. Inic. 115 kV
Peñasco
Potencia
La Caridad
Puerto
Libertad
a Nuevo Casas Grandes
(Área Norte)
Ejido Agua Prieta
Nogales
Norte
Hermosillo
Loma
Hermosillo III
Hermosillo
Hermosillo
IV
Aeropuerto
Hermosillo V
Op.
Inic
. 23
0 kV
Construcción de Segundo
Circuito a Cargo de México
Generadora de Energía
(Grupo México)
Seri
Esperanza
El Novillo
Cementos
del Yaqui
Guaymas Cereso
Oviachic
Planta Guaymas II
Guaymas II
Guaymas III
C. Obregón III
Bácum
C. Obregón IV
Mocuzari
Pueblo
Nuevo
Huites
El Mayo
El Fuerte
Noroeste
(Topolobampo II)
Topolobampo III
Los Mochis II
Bacurato
Choacahui
Louisiana
Los Mochis
Industrial
Guasave
Potencia
Topolobampo II
Guamúchil II
Humaya
Culiacán
Poniente
La Higuera
Culiacán III
Sanalona
S. Culiacán Potencia
Comedero
Simbología
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Termoeléctrica convencional
Subestación a 230 kV
El Habal
Subestación a 115 kV
Enlace a 400 kV
Mazatlán
a Durango II
a Jerónimo
Ortiz
(Área Norte)
Subestación a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
CEV
Reactor
a Tepic II
(Área Occidental)
Estructura de doble circuito tendido del primero
Diagrama 5.16
5-35
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En los cuadros 5.5a, 5.5b y 5.5c se muestran las principales obras de transmisión, transformación
y compensación programadas para el área Noroeste durante el mismo periodo.
Principales obras programadas para el área Noroeste
2014 — 2023
Línea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
400
400
400
230
230
400
230
230
400
400
230
230
400
400
230
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
201.0
250.0
95.0
20.0
33.0
70.0
60.0
100.0
241.0
205.0
58.1
150.0
255.0
210.0
40.0
1,988.1
May-14
Oct-16
Oct-16
Oct-16
Oct-16
Ene-17
Abr-17
Abr-17
Nov-17
Abr-18
Abr-18
Abr-18
Oct-19
Oct-19
Abr-21
Nacozari-Hermosillo C inco 1,2
Seri-Guaymas C ereso 1
Bácum-Guaymas C ereso 1,3
Guaymas C C -Guaymas C ereso 2
Hermosillo C uatro-Hermosillo C inco 3
Pueblo Nuevo-Obregón C uatro 2
Bácum-Obregón C uatro
Santa Ana-Nogales Aeropuerto 3
C hoacahui-Bácum 3
Seis de Abril-El Pinacate 2
Hermosillo Aeropuerto-Esperanza 3
Santa Ana-Loma 2
Mazatlán Dos-Tepic Dos 2
La Higuera-Mazatlán Dos 2
Guasave Potencia Entq. Los Mochis Dos-Guamúchil Dos
Total
1/ Operación inicial 230 kV
2/ Tendido del primer circuito
3/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.5a
Subestación
La Higuera Banco 4
El Fresnal Banco 1
Louisiana Banco 2
C uliacán Poniente Banco 1
Seri Bancos 1 y 2
Bácum Bancos 3 y 4
Bácum Banco 2
Nogales Aeropuerto Banco 2
Seis de Abril Banco 3
Esperanza Banco 1
Guaymas C ereso Banco 2
Peñasco Potencia Banco 1
Guasave Potencia Banco 1
Total
AT: Autotransformador
Cantidad
Equipo
3
1
3
4
7
7
3
3
4
4
4
4
4
AT
T
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
T: Transformador (3F)
Cuadro 5.5b
5-36
Capacidad
Relación de
MVA transformación
225
100
225
500
875
875
225
100
500
300
300
300
300
4,825
230
230
230
400
400
400
230
230
400
230
230
230
230
/115
/115
/115
/115
/230
/230
/115
/115
/230
/115
/115
/115
/115
Fecha de
entrada
Abr-15
Jun-15
Abr-16
Ene-17
Ene-17
Ene-17
Abr-17
Abr-17
Abr-18
Abr-18
Abr-18
Abr-19
Abr-21
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Noroeste
2014 — 2023
Compensación
Equipo
Hermosillo C inco MVAr
Subestación Tres C osta MVAr
Subestación C uatro C osta MVAr
Hermosillo Uno MVAr
San Rafael MVAr
Los Mochis Tres MVAr
Los Mochis Uno MVAr
La Higuera C EV
Bácum MVAr
Bácum MVAr
Seis de Abril C EV
Seis de Abril MVAr
Mazatlán Dos MVAr
La Higuera MVAr
Hornillos MVAr
Guasave Potencia MVAr
Seri C EV
Total
Reactor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C ompensador Estático de VAr
Reactor
Reactor
C ompensador Estático de VAr
Reactor
Reactor
Reactor
C apacitor
C apacitor
C ompensador Estático de VAr
Ind: Inductivo
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entrada
230
115
115
115
115
115
115
230
400
400
400
400
400
400
115
115
400
28.0
15.0
15.0
15.0
22.5
30.0
30.0
300/300 Ind./C ap.
100.0
75.0
300/300 Ind./C ap.
100.0
75.0
75.0
22.5
30.0
300/300 Ind./C ap.
2,433.0
May-14
Jun-14
Jun-14
Jun-14
Abr-16
Abr-16
Abr-16
Abr-16
Ene-17
Nov-17
Abr-18
Abr-18
Oct-19
Oct-19
Abr-21
Abr-21
Abr-22
Cap: Capacitivo
Cuadro 5.5c
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta
II
De acuerdo con el Programa de Requerimientos de Capacidad de CFE, esta planta entraría en
operación en 2013; sin embargo, durante su proceso de licitación se presentaron problemas de
carácter legal, por lo que su entrada en operación se ha diferido hasta julio de 2014, operando
como ciclo abierto y hasta marzo de 2015, operando como ciclo combinado.
La planta se ubica en el sitio denominado Ejido Agua Prieta, aproximadamente a 7 km al norte
de la central Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Su capacidad bruta será de
477 MW, incluyendo un campo termosolar de 14 MW.
Por su ubicación permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste
y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la
flexibilidad en la operación del SIN.
Agua Prieta II inyectará su potencia en el nivel de 230 kV. Las principales obras de transmisión
asociadas a esta central son: un doble circuito en 400 kV operado inicialmente en 230 kV, de
6.9 km de longitud, que entroncará con la línea El Fresnal-Nacozari, además de una línea de
transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.7 km de longitud, entre las subestaciones
El Fresnal y Cananea. El diagrama 5.17 muestra el detalle de esta red.
5-37
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II
Agua Prieta II
477 MW
(Mar-15)
El Fresnal
2x6.9-2x1113
(Oct-12)
a Santa Ana
Op. Inic. 23
0 kV
Cananea
Op. Inic. 23
0 kV
Subestación
Cananea
O
p.
i
In
O
Simbología
p.
c.
0
23
i
In
c.
kV
0
23
kV
a Nuevo Casas Grandes
(Área Norte)
2x75.7-1113
(Oct-12)
La Caridad
Fundición
Ciclo combinado
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Nacozari
La Caridad
Enlace a 230 kV
Reactor
a Hermosillo III
Diagrama 5.17
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II
Esta central generadora está programada para entrar en operación en abril de 2017, con una
capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC
ubicado al sureste de Empalme, Sonora.
Con la operación de este proyecto se pretende dar inicio a la utilización de un sistema de
transporte de gas que cubrirá la mayor parte del territorio de Sonora y Sinaloa, lo que permitirá
instalar ciclos combinados con eficiencias superiores y precios de gas natural competitivos, así
como retirar plantas termoeléctricas convencionales que han llegado al final de su vida
económica, manteniendo al mismo tiempo el balance oferta-demanda en el área.
Por su ubicación resultará estratégica para la operación del área, ya que coadyuvará al suministro
de la demanda en dos de los polos con mayor desarrollo dentro de la misma: Hermosillo y Ciudad
Obregón.
Guaymas II se conectará a la red de transmisión en el nivel de tensión de 230 kV. Dentro del
alcance de su red asociada se considera la construcción de 454 kilómetros-circuito (km-c) de
líneas de transmisión, de los cuales 345.0 km-c son aislados en 400 kV y operados inicialmente
en 230 kV y 109.0 km-c son aislados y operados en el nivel de tensión de 230 kV.
El proyecto incluye el refuerzo de los enlaces Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón, con una
longitud aproximada de 220 km. El diagrama 5.18 muestra el detalle de esta red.
5-38
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II
Hermosillo
Loma
a Santa Ana
Hermosillo IV
Hermosillo
a Nacozari
Loma
Hermosillo
Hermosillo III
Aeropuerto
a Puerto
Libertad
Hermosillo IV
(Oct-16)
(Oct-16)
Hermosillo V
Seri
Simbología
Ciclo combinado
2x(125+95)=(2x220)-2x1113
(Oct-16)
20-1113
Termoeléctrica convencional
Planta
Guaymas II
Subestación a 400 kV
O.I. 230 kV
(Abr-17)
Hermosillo V
(Oct-16)
Seri
(Oct-16)
Guaymas II
(735 MW)
33-1113
4x6-1113
O.I. 230 kV
Guaymas Cereso
Hermosillo III
Hermosillo
Aeropuerto
4x8-1113
(Oct-16)
Bácum
Subestación a 230 kV
C. Obregón III
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
O.I. 230 kV
C. Obregón IV
Reactor
a Pueblo Nuevo
Estructura de doble circuito tendido del primero
Diagrama 5.18
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en julio de 2017, con una
capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC
ubicado al sureste de la población de Empalme, Sonora, donde se instalará previamente la central
Guaymas II.
Guaymas III se conectará a la red eléctrica del área Noroeste en el nivel de tensión de 400 kV,
para lo cual se requiere la conversión a 400 kV del enlace Hermosillo-Obregón, y en consecuencia
la instalación de 1,500 MVA1/ de transformación 400/230 kV en las subestaciones Seri y Bácum,
en las zonas Hermosillo y Obregón respectivamente.
La red asociada al proyecto incluye la construcción de una línea de transmisión en 400 kV de dos
circuitos, tendido del primero entre las subestaciones Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de
aproximadamente 70 km de longitud. En su esquema final esta línea formará parte de la línea
Choacahui-Bácum. El diagrama 5.19 muestra el detalle de esta red.
5-39
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III
Hermosillo
Loma
Hermosillo III
Hermosillo
Aeropuerto
Hermosillo V
Hermosillo IV
El Novillo
Seri
Esperanza
2x375 MVA
400/230 kV
(Ene-17)
Guaymas Cereso
4x8-2x1113
Planta Guaymas II
(Ene-17)
Oviachic
Guaymas II
Guaymas III
735 MW
(Jul-17)
Bácum
Simbología
C. Obregón III
C. Obregón IV
2x375 MVA
400/230 kV
Mocuzari
(Ene-17)
Ciclo combinado
70-2x1113
(Ene-17)
Pueblo
Nuevo
Hidroeléctrica
Subestación a 400 kV
El Mayo
Subestación a 230 kV
Huites
El Fuerte
Subestación a 115 kV
Enlace a 400 kV
Los Mochis II
Enlace a 230 kV
Choacahui
Enlace a 115 kV
Reactor
Estructura de doble circuito tendido del primero
Diagrama 5.19
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado
Topolobampo II
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2018, con una
capacidad bruta de 847 MW. El proyecto se ubicará en las inmediaciones de la subestación
Choacahui, en el municipio de Ahome, Sinaloa.
Con su instalación se reducirán los costos de operación del SIN, al utilizar tecnologías más
eficientes y económicas, aprovechando la red de gasoductos que se construirá a lo largo del área
Noroeste.
De acuerdo con las indicaciones de la Secretaría de Energía (SENER), el proyecto se construirá
bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). El punto de recepción de la
generación será la subestación Choacahui, por lo que el PIE deberá construir la red necesaria
para transmitir la energía desde la central hasta esta subestación.
A cargo de CFE, el proyecto considera la construcción e instalación de dos alimentadores en
400 kV para recibir la inyección de generación. El diagrama 5.20 muestra el detalle de esta red.
5-40
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II
a Guaymas
C. Obregón III
Bácum
Mocuzari
C. Obregón IV
Simbología
Pueblo
Nuevo
Huites
Ciclo combinado
El Fuerte
El Mayo
Hidroeléctrica
Termoeléctrica convencional
Subestación a 400 kV
Abr-18
Noroeste
(Topolobampo II)
847 MW
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Obra a cargo del PIE
Choacahui
Enlace a 230 kV
Reactor
Louisiana
Estructura de doble circuito tendido del primero
Topolobampo II
Los Mochis II
Bacurato
Los Mochis
Industrial
Guamúchil II
a Culiacán
Diagrama 5.20
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo
III
Esta planta generadora está programada para entrar en operación en mayo de 2018, con una
capacidad bruta de 700 MW.
Esta central se construirá bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE) y se
ubicará en un predio aledaño al ciclo combinado de Topolobampo II. El punto de recepción de la
energía proveniente de la central será la subestación Choacahui. Su generación se sumará a la
de Topolobampo II, con lo cual se tendrá una capacidad total instalada de 1,547 MW en este
sitio.
La red de transmisión asociada al proyecto considera la construcción de 241 kilómetros-circuito
de líneas de transmisión aisladas y operadas en 400 kV, además de la instalación, en la
subestación Bácum, de 75 MVAr de compensación reactiva inductiva en derivación para la línea
Bácum-Choacahui. El diagrama 5.21 muestra el detalle de esta red.
5-41
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III
a Guaymas
C. Obregón III
Bácum
Mocuzari
Nov-17
1x75 MVAr
C. Obregón IV
Pueblo
Nuevo
Huites
Simbología
241-2x1113
Nov-17
El Fuerte
El Mayo
Ciclo combinado
Hidroeléctrica
Noroeste
(Topolobampo II)
Termoeléctrica convencional
Subestación a 400 kV
Subestación a 230 kV
May-18
Topolobampo III
Enlace a 400 kV
700 MW
Obra a cargo del PIE
Choacahui
Los Mochis II
Bacurato
Enlace a 230 kV
Reactor
Louisiana
Estructura de doble circuito tendido del primero
Topolobampo II
Los Mochis
Industrial
Guamúchil II
a Culiacán
Diagrama 5.21
Área Norte
El Área de Control Norte (ACN) atiende las necesidades de suministro de energía eléctrica en los
estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas de
control: Juárez, Chihuahua, Camargo, Laguna y Durango; tiene enlaces con las áreas Noroeste,
Noreste y Occidental.
La demanda máxima del área en 2013 fue de 3,841 MW, el 19 de junio a las 16:00 hrs. La
capacidad efectiva de generación instalada a diciembre del 2013 año fue de 4,158 MW, que
incluyen los 445 MW de la central CC Norte II, sin embargo durante la demanda máxima dicha
central todavía estaba en su fase de pruebas, por lo que en términos prácticos, se mantuvo un
déficit de generación.
Por lo anterior, aún con la nueva capacidad de generación, pero con los factores ambientales
propios del área, como la temperatura, fallas técnicas y capacidad indisponible por
mantenimiento, prevaleció la condición que en los últimos años ha caracterizado la operación de
este sistema eléctrico durante la condición de demanda máxima de verano: elementos al extremo
de su capacidad, importación de bloques de energía de los sistemas vecinos, sobre todo del área
Noreste y restricción a la entrada de nuevos usuarios al sistema.
Esta situación mejorará sustancialmente con la entrada en operación comercial de la central
CC Norte III de 954 MW, prevista para julio de 2016; mientras tanto se tendrán condiciones de
poca flexibilidad operativa, sobre todo para la atención de nuevas solicitudes de servicio o
incremento de la demanda de los usuarios actualmente en operación.
5-42
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Durante 2014 — 2028 se instalarán 6,730 MW de capacidad bruta, en nuevas centrales de
generación con tecnología de ciclo combinado principalmente, complementado con una
importante participación de “energía limpia”, durante todo el horizonte de planificación, como se
describe a continuación:
Bajo la modalidad de Pequeño Productor Solar, se integrarán 150 MW en el transcurso del 2015
al 2017. A partir del 2020 se agregarán 1, 752 MW de capacidad de generación del tipo solar,
eólica e hidráulica.
El complemento, lo integran 4,858 MW de tecnología de tipo ciclo combinado instalados en cinco
nuevas centrales, la primera de ellas en 2016 y la última, al final del horizonte de planificación.
Esta adición de generación se encuentra en balance con el retiro de 1,337 MW en unidades que
ya han cumplido su vida útil y deben reemplazarse con centrales más eficientes.
Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se
describen a continuación.
Obras principales
Para 2014 se tiene en programa, para la atención de usuarios del sector agrícola, el segundo
transformador 230/115 kV de 100 MVA en la SE Mesteñas de la zona Camargo-Delicias.
En líneas de transmisión, destaca el tendido del segundo circuito en 230 kV de más de 100 km
de longitud entre las zonas Chihuahua y Cuauhtémoc, con el cual se tendrá un incremento
importante en la capacidad de suministro a esta última, para la atención del significativo aumento
en su demanda, originado principalmente por nuevos usuarios del sector minero.
En complemento los proyectos de transformación 230/115 kV como la SE San Pedro Potencia
(100 MVA1/) que se integró al sistema durante 2013 y la SE Cahuisori Potencia (100 MVA 1/)
prevista para 2015.
También en 2015, para satisfacer las necesidades de suministro al sector minero, está
programada la ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV con 100 MVA en la
SE Santiago II de la zona Parral–Santiago.
En la zona Durango, se tiene prevista la puesta en servicio de la nueva SE Canatlán II Potencia,
con una capacidad instalada de 100 MVA 1/, para atender el creciente sector minero en la parte
norte del estado. Las obras para la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen
pequeños tramos de línea en 230 kV.
Para 2016, en la zona Camargo - Delicias, con el objetivo de tener flexibilidad operativa en el
subsistema Ojinaga, se tiene prevista la incorporación de transformación 400/230 kV en la
SE Hércules Pot. con la instalación de 225 MVA1/, procedentes de la SE El Encino. Las obras para
la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen pequeños tramos de línea en
230 kV.
En el caso de la zona Moctezuma–V. Ahumada, se incrementará la capacidad de transformación
230/115 MVA mediante la instalación de 225 MVA 1/, para la atención de los usuarios del sector
agrícola de esa parte del sistema.
Con la finalidad de incrementar la capacidad de transmisión por la entrada en operación de la
central CC Norte III, se reforzará la transmisión entre las zonas Juárez y Moctezuma. Se tiene
en programa la construcción de una línea de doble circuito, tendido del primero de 160 km de
5-43
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
longitud, aislada en 400 kV para operar inicialmente en 230 kV, entre las subestaciones Cereso
(zona Juárez) y Moctezuma (zona Moctezuma).
Durante 2017 se pretende llevar a cabo la ampliación de la transformación 230/115 kV en
diferentes subestaciones de potencia, como a continuación se describe:
En la zona Chihuahua se incorporan 300 MVA en la SE Chihuahua Norte, esta capacidad sustituirá
a los dos bancos de 100 MVA cada uno actualmente en operación en esta subestación.
En la zona Cuauhtémoc se ampliará con un segundo transformador de 100 MVA la SE Quevedo,
esta obra está acompañada con el tendido del segundo circuito en 230 kV de 92.7 km de longitud
entre las subestaciones Cuauhtémoc II y Quevedo.
En la zona Casas Grandes – Janos, en la SE Ascensión II se incorpora un segundo transformador
de 100 MVA; esta ampliación tendrá un refuerzo de transmisión con una línea en 230 kV de 63
km de longitud entre las subestaciones Nuevo Casas Grandes II y Ascensión II.
En cuanto a refuerzos de transmisión para el 2017, se pretende realizar el tendido del primer
circuito de una nueva línea de doble circuito en 230 kV de 120 km de longitud entre las
subestaciones Camargo II y Santiago II.
Entre las zonas Chihuahua y Moctezuma, se efectuará el tendido del segundo circuito de la línea
entre las subestaciones El Encino y Moctezuma, respectivamente. Se trata de una línea aislada
en 400 kV, que opera en 230 kV, se mantendrá el mismo nivel de tensión aún con el tendido de
dicho circuito.
Derivado de la incorporación de la central CC Lerdo (Norte IV) de 990 MW (abril/2018) en el sitio
Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio, es necesario reforzar la red interna de la zona, esto
se llevará a cabo con la construcción de una línea aislada en 400 kV, con operación inicial en
230 kV, de 30 km de longitud entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur.
Adicionalmente, se determinó la necesidad de realizar un refuerzo de transmisión entre el área
Norte y el área Occidental para estar en condiciones de exportar energía del norte al sur del
sistema eléctrico nacional, sobre todo en los periodos de invierno, en dónde el flujo natural es
en este sentido.
Por lo anterior, se construirá una línea de 250 km de longitud entre las subestaciones Jerónimo
Ortiz (área Norte) y Calera II (área Occidental), entroncando en su recorrido a la SE Fresnillo
Pot. (área Occidental). Se trata de una línea de doble circuito, tendido del primero, aislada en
400 kV, con operación inicial en 230 kV.
Con esta infraestructura asociada a la nueva generación, se tendrá la posibilidad de despachar
centrales económicas del norte del país, para el suministro a la demanda de los sistemas del sur,
cuando las condiciones estacionales así lo requieran.
5-44
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Norte
Paso del
Norte
Valle de Juárez
Reforma
Terranova
CC Norte III
Cereso
.
Op 0 kV
.23
Ini
Ascensión II
Moctezuma
Nuevo Casas
Grandes
Op. Ini.230 kV
ua
ah
u
h
i te
Ch Nor
Quevedo
CC
Cuauhtémoc II
Cahuisori
Potencia
Solar
San Pedro
Potencia
El Encino
El Encino II
CC Norte V
Francisco Villa
30
i. 2
In
.
Op
Eoloeléctrica
Ciclo Combinado
M. Hércules
Camargo II
Torreón Sur
Paila
CC Norte
Durango II
a Mazatlán II
a Saltillo
Op. Ini.230 kV
Solar II
Coahuila I y II
Eólica III
Lerdo
CC Norte IV
Canatlán II
Potencia
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Estructura de doble
circuito
Tendido de un circuito
s
.
ña
ot
ste
e
sP
M
e
l
u
rc
Hé
Gómez Palacio
Jeró
nimo
Ortiz
Subestación a 230 kV
kV
a Río Escondido
II
Santiago II
Térmica Convencional
Subestación a 400 kV
rte
No
Anda
lucía
Op. Ini.230 kV
a Nacozari
Samalayuca
Samalayuca Sur
Op .
Ini.
230
kV
a Fresnillo Potencia
Diagrama 5.22
Para la zona Juárez, en 2019 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV con un
segundo banco de 300 MVA en la SE Terranova y para el 2020 con las mismas características,
se realizará la ampliación de la transformación en la SE Paso del Norte.
Con el objetivo de cubrir las necesidades del suministro hacia el noroeste de la zona Juárez, se
reforzará la red de transmisión mediante la construcción de una línea en 230 kV de 35 km de
longitud entre las subestaciones Cereso y Paso del Norte, durante 2020.
Para octubre de este año, derivado de la entrada en operación de la central CC Francisco Villa
(Norte V) de 958 MW, es necesario reforzar la red troncal del área desde la zona
Camargo–Delicias hasta la zona Torreón–Gómez Palacio.
Para ello se requiere el tendido del segundo circuito de la línea entre las subestaciones Francisco
Villa y Camargo II de 70.5 km de longitud, aislada en 400kV y operando inicialmente en 230 kV.
5-45
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Además se requiere una línea de 330 km de longitud de dos circuitos, tendido del primero, aislada
en 400 kV, para operar inicialmente en 230 kV entre las subestaciones SE Camargo II (zona
Camargo–Delicias) y la SE Torreón Sur (zona Torreón–Gómez Palacio).
Durante 2021, se realizará la ampliación de la transformación 230/115 kV en la subestación
Cuauhtémoc II (zona Cuauhtémoc) con un tercer transformador de 100 MVA.
Como red asociada a la entrada de generación de la central CC Chihuahua Sur (Norte VI) de
958 MW, para octubre de 2023 y cuyo punto de interconexión será en 400 kV en la
SE Francisco Villa; es necesario el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV de las
líneas Francisco Villa-Camargo II-Torreón Sur.
Esto se complementa con el tendido del segundo circuito en 400 kV entre la SE Camargo II y
Torreón Sur, además de transformación 400/230 con 3751/ MVA en cada una de las subestaciones
Francisco Villa y Camargo II.
En el diagrama 5.22 se muestran algunas de las obras más importantes. En los cuadros 5.6a,
5.6b y 5.6c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y
compensación respectivamente, programados en el área Norte entre 2014 y 2023.
Principales obras programadas en el área Norte
2014 — 2023
Línea de Transmisión
El Encino II - Cuauhtémoc II 2/
Durango II - Canatlán II Pot.
Cereso - Terranova 1/
Cereso entq. Samalayuca II - Paso del Norte
Cereso entq. Samalayuca - Reforma L1
Cereso entq. Samalayuca - Reforma L2
Hércules Pot. entq. Mesteñas - Minera Hércules
Cereso - Moctezuma 1/3/
Cuauhtémoc II - Quevedo 2/
Camargo II - Santiago II 1/
Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II
Moctezuma - El Encino 2/3/
Lerdo - Torreón Sur 1/3
Jerónimo Ortiz - Calera II 1/3
Paso del Norte - Cereso 1/
Francisco Villa - Camargo II2/3/
Camargo II - Torreón Sur1/3/
Camargo II - Torreón Sur2/
Total
1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 230 kV
Cuadro 5.6a
5-46
Tensión
Núm. de
Longitud
Fecha de
kV
230
230
230
230
230
230
230
400
230
230
230
400
400
400
230
400
400
400
circuitos
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
2
2
2
2
2
2
2
km-c
109.6
11.8
13.1
3.6
2.0
2.0
2.0
160.0
92.7
120.0
62.9
206.5
30.0
250.0
35.0
70.5
330.0
330.0
1,831.7
entrada
Mar-14
Abr-15
Oct-15
Oct-15
Oct-15
Oct-15
Abr-16
Abr-16
Abr-17
Abr-17
Abr-17
Abr-17
Oct-17
Oct-17
Jun-20
Oct-20
Oct-20
Oct-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas en el área Norte
2014 — 2023
Subestación
Cantidad
Mesteñas Bco. 2 Ampliación
Santiago II Bco. 2 Ampliación
Cahuisori Potencia Bco. 1
Canatlán II Potencia Bco. 1
Moctezuma Bco. 4 Ampliación
Hércules Pot. Bco. 1 Ampliación
Chihuahua Norte Bco. 5 Ampliación
Quevedo Bco. 2 Ampliación
Ascensión II Bco. 2 Ampliación
Torreón Sur Bco. 5 Ampliación
Terranova Bco. 2 Ampliación
Paso del Norte Bco. 2 Ampliación
Cuauhtémoc II Bco. 3 Ampliación
Francisco Villa Bco. 5 Ampliación
Camargo II Bco. 3 Ampliación
Total
AT. Autotransformador
Equipo
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
AT
3
3
4
4
4
4
4
3
3
3
3
3
1
4
4
Capacidad
Relación de
Fecha de
MVA
100
100
133
133
300
300
400
100
100
375
300
300
100
500
500
3,742
transformación
230 /115
230 /115
230 /115
230 /115
230 /115
400 /230
230 /115
230 /115
230 /115
400 /230
230 /115
230 /115
230 /115
400 /230
400 /230
entrada
Mar-14
Abr-15
Abr-15
Abr-15
Abr-16
Abr-16
Abr-17
Abr-17
Jun-17
Oct-17
Abr-19
Jun-20
Abr-21
Oct-23
Oct-23
T. Transformador
Cuadro 5.6b
Compensación
Equipo
Santiago II MVAr
Chihuahua Planta MVAr
División del Norte MVAr
Boquilla MVAr
Moctezuma MVAr
Paso del Norte MVAr
Terranova MVAr
Jerónimo Ortiz MVAr
Camargo II MVAr
Torreón Sur II MVAr
Camargo II MVAr
Torreón Sur II MVAr
Total
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Capacitor
Capacitor
Reactor
Reactor
Reactor
Reactor
Reactor
Tensión
kV
Capacidad
MVAr
Fecha de
entrada
115
115
115
115
230
115
115
230
230
230
400
400
15.0
30.0
30.0
15.0
54.0
30.0
30.0
28.0
133.3
133.3
175.0
175.0
848.6
May-14
May-16
Jun-16
May-17
Abr-17
Jun-17
Jun-17
Oct-17
Oct-20
Oct-20
Oct-23
Oct-23
Cuadro 5.6c
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)
Esta central con una capacidad de generación de 954 MW entrará en operación en julio de 2016
y se ubicará en el sitio Cereso, en el trayecto de las líneas que salen de la CT Samalayuca a la
SE Reforma, a 15 km aproximadamente de la SE Reforma, al sur de Cd. Juárez.
El proyecto considera la construcción de la nueva subestación Cereso, que se utilizará como
punto de inyección de la generación del productor independiente. Para ello es necesario realizar
el entronque de las tres líneas en 230 kV que salen de la CT Samalayuca hacia Cd. Juárez.
Adicionalmente se construirá una nueva línea de transmisión de 13 km de longitud con estructura
de doble circuito, tendido del primero, desde la nueva central a la SE Terranova, también en
230 kV.
Además son necesarios 9 alimentadores en la subestación Cereso en 230 kV para la interconexión
de la nueva central y un alimentador más en la SE Terranova para recibir la línea procedente del
nuevo punto de generación. El diagrama 5.23 muestra la red eléctrica asociada a esta central,
con fecha de entrada en operación en octubre de 2015.
5-47
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)
A Reforma
A Paso del
Norte
A Terranova
CC Norte III
954 MW
El Cereso
A Central
Samalayuca
Estructura de doble circuito
Tendido de un circuito
Ciclo Combinado
Subestación a 230 kV
A Central Samalayuca
Enlace a 230 kV
Diagrama 5.23
Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)
Con una capacidad bruta de 990 MW programada para su operación comercial en abril de 2018,
la nueva central se ubicará en el sitio Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio.
Como red eléctrica asociada a esta generación es necesario construir un refuerzo de transmisión
entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur, se trata de una línea aislada en
400 kV, para operar inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero, de 30 km de
longitud. También se requiere transformación 400/230 kV de 375 MVA en la SE Torreón Sur.
Por otro lado y para estar en condiciones de evacuar a otras áreas la generación de esta nueva
central, se deben construir 250 km de línea entre las áreas Norte y Occidental; en forma
particular entre las subestaciones Jerónimo Ortiz y Calera II, respectivamente. En el último tramo
de esta línea, en el kilómetro 210, entroncará la SE Fresnillo Potencia. Las características de la
línea que interconectará a estas tres subestaciones son: aislada en 400 kV, para operar
inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero.
Además son necesarios 10 alimentadores en 230 kV ubicados en los siguientes puntos: cuatro
en la subestación Lerdo para la interconexión de la nueva central, uno más para la línea hacia
Torreón Sur; en este punto un alimentador para la línea a Lerdo, todo esto en la zona
Torreón – Gómez Palacio.
En la SE Jerónimo Ortiz (zona Durango) se requiere un alimentador para la línea hacia Fresnillo
Potencia, dos alimentadores en este lugar para las líneas hacia Jerónimo Ortiz y Calera II. Y el
alimentador en la SE Calera II para la línea a Fresnillo Potencia, estos últimos puntos
pertenecientes a la zona Zacatecas del área Occidental.
Finalmente es necesario instalar compensación inductiva en 230 kV en la línea
Jerónimo Ortiz–Fresnillo Pot. por 28 MVAr en cada subestación. El diagrama 5.24 muestra la red
eléctrica asociada a esta central, con fecha de entrada en operación en octubre de 2017.
5-48
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)
Ciclo combinado
Enlace
400 kV
Enlace
230 kV
A Camargo II
Gómez
Palacio
Andalucía
Subestación a 400 kV
Subestación a 230 kV
Estructura de doble
circuito tendido del
primero
A Saltillo
PT Lerdo
CC Lerdo
(NteIV)
990 MW
Reactor
Termoeléctrica
convencional
Nazas
Peñoles
Op. I
ni.23
0
Torreón Sur
kV
CC La Trinidad
466 MW
Durango II
Jerónimo
Ortiz
Op. Ini.230 kV
a Mazatlán
a Fresnillo
Potencia
Diagrama 5.24
Área Noreste
La conforman los estados de Nuevo León, Tamaulipas, una gran parte de Coahuila y algunos
municipios de San Luis Potosí. Su red troncal incluye líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV
que enlaza con tres áreas del SIN: Norte, Occidental y Oriental.
Tiene enlaces de interconexión con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), uno de ellos
en 230 kV, seis en 138 kV y otro más en 69 kV, los ocho situados a lo largo de la frontera con
Texas. De estos enlaces,
tres son del tipo asíncrono con tecnología HVDC
Back-to-Back Light (BtB Light), Variable Frequency Transformer (VFT) y HVDC BtB convencional,
de 16 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad, respectivamente.
En el verano de 2012 su demanda máxima fue de 7,798 MW en el mes de junio, mientras que
en 2013 fue de 7,791 MW y se presentó en agosto. En los últimos cinco años la tmca ha sido de
4.1 por ciento. Para esta área, la influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la
demanda es de importante relevancia, en los años más calurosos por lo regular se registran
valores de demanda más elevados a los considerados en el pronóstico y viceversa, cuando la
temperatura desciende, se registran valores de demanda menores a los esperados. Esta
correlación se explica, fundamentalmente, debido a la operación más prolongada y con mayor
potencia de los equipos eléctricos utilizados para enfriamiento a nivel doméstico, comercial e
industrial.
Eléctricamente, está integrada por las regiones Noreste y Huasteca las cuales se enlazan a través
de un doble circuito en 400 kV de 402 km de longitud. En la región Noreste se concentra la mayor
parte de la demanda, 81% del total como área. Por otro lado, la región Huasteca cuenta con una
gran capacidad de generación que contrasta con un bajo nivel de demanda, estas características
la convierten en una región netamente exportadora de energía; enviando gran parte de sus
excedentes
hacia
las
áreas
Occidental
y
Oriental
mediante
seis
líneas
en
400 kV y una en 230 kV; el restante se envía hacia la región Noreste a través del corredor de
doble circuito en 400 kV que va desde Champayán hasta Huinalá.
5-49
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El principal centro de consumo del área es la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), que
registró su demanda máxima instantánea en agosto del presente con 4,121 MW. Cuenta con una
capacidad efectiva de generación de 1,640 MW y el complemento del suministro de energía para
la ZMM se da mediante un anillo principal con la incidencia de cinco enlaces en 400 kV. Este le
permite recibir y distribuir, por toda la zona, la energía generada por las plantas carboeléctricas
ubicadas en la zona Piedras Negras y las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado
situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y en la región Huasteca.
Después de la ZMM, en cuanto a nivel de demanda se refiere, se encuentra la zona Saltillo cuyo
incremento medio anual en los últimos cinco años ha sido de 4.1 por ciento. Actualmente, se
espera un crecimiento moderado en el corto y mediano plazos, por lo cual se estima que la
transformación 400/115 kV requerirá refuerzo en el corto plazo.
En la zona Monclova aunque el aumento de la demanda es moderado, en el corto plazo ocasionará
que la transformación 230/115 kV alcance su valor máximo.
Relativo a la zona Piedras Negras, que incluye a las ciudades Acuña y Piedras Negras, el
pronóstico de crecimiento medio anual en el corto plazo será de 2.7%, por lo cual se estima que
en los próximos cinco años se alcance el límite de transmisión en las líneas que enlazan ambas
ciudades.
En la zona Victoria se ha presentado un desarrollo de mercado favorable y de acuerdo al
pronóstico de la demanda existe la necesidad de sustituir el transformador 400/115 kV de
100 MVA en Güémez por uno de 225 MVA.
Posteriormente, en el mediano plazo, con el aumento de la demanda estimado, se requerirá
incrementar la capacidad de transformación 400/115 kV en las zonas Saltillo, ZMM y Tampico.
Obras principales
En la zona Monclova se tiene programado para el presente año la instalación de un segundo
banco de transformación 230/115 kV de 100 MVA de capacidad nominal en la subestación
Monclova. El objetivo principal de la obra es reducir la carga del banco existente y evitar que
rebase su capacidad nominal por el crecimiento de la demanda en la zona. Simultáneamente, en
la zona Reynosa se tiene contemplado el incremento en la capacidad del enlace de interconexión
Cumbres–Railroad. Mediante la sustitución del conductor actual por uno de alta temperatura se
logrará una capacidad total de 300 MW bidireccionales. Este nuevo límite de transmisión estaría
definido en función de la ampliación de la estación convertidora en Railroad que, de acuerdo con
la iniciativa de Sharyland Utilities, se tiene contemplada para el primer semestre de 2014 con la
instalación del segundo módulo HVDC BtB de 150 MW.
Para finales de 2015 se tiene planeado el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la
construcción de una subestación 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1/. Se instalará en la
parte sureste del área metropolitana de Monterrey y uno de sus mayores beneficios será evitar
la saturación de transformadores en la subestación Huinalá. La interconexión de esta subestación
será mediante el entronque de uno de los circuitos Huinalá–Lajas en 400 kV.
Relacionado con el proyecto Regiomontano, está programado un proyecto de reforzamiento de
transmisión troncal interárea, el cual robustecerá el enlace entre las regiones Noreste y Huasteca.
Mediante una línea de 400 kV en la trayectoria Champayán-Güémez y Güémez-Regiomontano
(aproximadamente 401 km de longitud total) se incrementará la capacidad de transmisión de
este enlace, el cual se espera llegue a su saturación a partir de 2016, debido al crecimiento de
carga de las siderúrgicas De Acero en Saltillo, Ternium en Pesquería y Perfiles comerciales
SIGOSA en Reynosa y a los retrasos en la adición de generación del Sistema Interconectado
5-50
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Norte. Asociado a esta línea se instalarán dos reactores: uno de 100 MVAr en la SE Güémez y
otro de 62 MVAr en la SE Champayán.
Otro refuerzo de transmisión es el cambio de tensión en el enlace operado a 138 kV entre las
subestaciones Río Escondido y Piedras Negras Potencia, el cual se fortalecerá con la operación
en 230 kV del doble circuito. La fecha para concretar el proyecto se ubica en 2016.
Referente a la zona Victoria, se tiene en programa la sustitución del banco de transformación
400/115 kV de la SE Güémez de 100 MVA por uno de 225 MVA, debido a que en 2016 se observa
que alcanzaría su capacidad máxima. Como beneficio adicional de este proyecto se está
estudiando la factibilidad técnica y económica de trasladar el transformador que será sustituido
hacia una región del Área Noreste donde pueda aprovecharse.
Para junio de 2017 se tiene programada la entrada en operación de la red de transmisión
asociada a la central generadora Noreste (Escobedo), la cual incluye un banco de transformación
400/115 kV de 375 MVA de capacidad nominal y líneas de subtransmisión en 115 kV que darán
soporte a la zona Villa de García y representarán una fuente robusta de suministro para la parte
norponiente de la ZMM. En este mismo año, al poniente de la zona Saltillo así como en el parque
industrial Derramadero, se pronostica un nivel de carga relativamente alto. De acuerdo a las
cifras de demanda estimadas, será necesaria la construcción de la obra Derramadero Banco 1,
375 MVA1/ de transformación 400/115 kV, la cual entroncaría la línea Ramos Arizpe Potencia–
Primero de Mayo.
De acuerdo a las estimaciones de crecimiento en la parte central de Monterrey se observa la
necesidad de una fuente adicional de transformación 400/115 kV que logre aliviar la carga de los
bancos de transformación en la SE Monterrey Potencia. Para ello se tiene programado en 2018
la ampliación de la subestación Las Glorias con el segundo banco de transformación 400/115 kV
de 375 MVA y red asociada en 115 kV que permita descargar la transformación de Monterrey
Potencia.
De igual manera, en 2018, se prevé la necesidad de compensación capacitiva en la zona Nuevo
Laredo. Ante contingencia de la línea en 400 kV Carbón Dos-Arroyo del Coyote, se requiere la
instalación de compensación reactiva capacitiva de respuesta inmediata que aporte reactivos al
momento de la falla. Para ello, se ha programado un compensador estático de vars (CEV) en el
bus de 138 kV de subestación Arroyo del Coyote con capacidad de 200 MVAr capacitivos.
En este mismo año se tiene programada la primera etapa del parque eólico Tamaulipas, el cual
se instalará en la zona Matamoros y contará con una capacidad bruta de 200 MW. Posteriormente,
en 2019, se construirán las etapas II y III, dando al final una capacidad bruta de 600 MW. Debido
a la cercanía del sitio estimado con la central Anáhuac Tamaulipas Potencia se planea que la
energía generada por este parque sea inyectada en este nodo, mediante un doble circuito en
400 kV.
Debido al alto crecimiento que se vislumbra en la ZMM, a finales del mediano plazo, se tiene
planeado incrementar la capacidad de transformación en la red de subtransmisión de esta zona.
Para 2019 se considera necesario el segundo banco de transformación 400/115 kV en
Regiomontano y, para 2021, otro de similares características en la subestación
San Jerónimo Potencia. En el diagrama 5.25 se observan las principales obras programadas en
el área Noreste para el corto y mediano plazos.
En cuanto a la transmisión, se tiene programado un circuito adicional de refuerzo para el corredor
ZMM-Saltillo mediante la construcción de un circuito en 400 kV de aproximadamente 40 km de
longitud entre las subestaciones Villa de García y Ramos Arizpe Potencia. El incremento en la
capacidad de transmisión de este enlace atiende al comportamiento que se presenta en periodos
de baja demanda del área Noreste, cuando existen grandes bloques de excedentes de energía
5-51
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
que fluyen hacia el occidente del país por la trayectoria Monterrey-Saltillo-Aguas Calientes, el
cual para 2021 presenta problemas de saturación en el tramo inicial.
Principales Proyectos en la red troncal del área Noreste
Monterrey
a Lampazos
a Reynosa
a Monclova
La Amistad
Las Glorias
a Eagle Pass
(AEP)
Escobedo
Piedras Negras Potencia
Monterrey
Pot.
San Nicolás
Río Escondido
Villa de
García
a Laredo
(AEP)
a Saltillo
Carbón II
a Reynosa
Huinalá
Hylsa
Regiomontano
Plaza
Tecnológico
San Jerónimo
Potencia
Arroyo del Coyote
Lampazos
a Hércules Potencia
a Falcon
(AEP)
Falcón
Frontera
a Sharyland
(SU)
Monterrey
Río Bravo
Matamoros
a Andalucía
Guerreño
Saltillo
Regiomontano
a Torreón Sur
Ramos Arizpe
Potencia
Anáhuac
Paso del Águila
Lajas
Derramadero
Güémez
El Salero
Carboeléctrica
Champayán
Hidroeléctrica
a Primero de Mayo
Ciclo Combinado
Turbogás
Puerto Altamira
Altamira
Tampico
a El Potosí
Térmica Convencional
Subestación a 400 kV
Las Mesas
Subestación a 230 kV
Minera Autlán
Subestación a 138 kV
Enlace a 400 kV
a Querétaro Maniobras
a Pantepec
a Poza Rica II
Enlace a 230 kV
Enlace a 138 kV
CEV
Diagrama 5.25
Para mantener un perfil de voltaje adecuado, será necesario instalar en la ZMM compensación
de potencia reactiva capacitiva, a partir de 2022. En este mismo año se tiene programada una
central de generación de ciclo combinado: Monterrey IV la cual, debido a las características físicas
y eléctricas del sitio, se pretende instalar en la SE Monterrey Potencia. Constará de un ciclo
combinado en el nivel de 400 kV y otro en 115 kV, su capacidad bruta total será de
1,088 MW.
Para 2024, se tiene planeada la entrada en operación de la red de transmisión asociada a la
central carboeléctrica Sabinas I, su capacidad será de 700 MW y se ubicará en la zona Piedras
Negras. Para ello, se requerirá la construcción de un enlace en 400 kV entre la subestación de la
5-52
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
nueva central y la SE Lampazos, además se requerirá el entronque de las líneas
Río Escondido-Frontera y Carbón Dos-Frontera.
Los cuadros 5.7a, 5.7b y 5.7c muestran las principales obras de transmisión, transformación y
compensación programadas durante 2014 — 2023.
Principales obras programadas para el área Noreste
2014 — 2023
Línea de Transmisión
Tensión
kV
Núm. de
circuitos
Longitud
km-c
Fecha de
entrada
400
230
400
400
400
400
400
400
400
2
1
2
2
2
2
2
2
2
26.8
28.0
26.8
225.0
176.0
10.4
40.0
35.0
40.0
608.0
Dic-15
May-16
May-16
May-16
May-16
May-17
Oct-17
Ago-21
Oct-21
Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L1
Piedras Negras Potencia-Río Escondido 2
Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L2
Güémez-Regiomontano1
C hampayán-Güémez 1
Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia-Primero de Mayo
Anáhuac Tamaulipas Potencia - Paso del Águila
Regiomontano-Tecnológico 1
Villa de García - Ramos Arizpe Potencia 1
Total
1/ Tendido del primer circuito
2/ Tendido del segundo circuito
Cuadro 5.7a
Subestación
Cantidad
Monclova Banco 4
Regiomontano Banco 1
Güémez sustitución Banco 1
Derramadero Banco 1
Escobedo Banco 4
Paso del Águila Banco 1
Las Glorias Banco 2
Nava sustitución Bancos 1 y 2
Regiomontano Banco 2
San Jerónimo Potencia Banco 2
Puerto Altamira Banco 2
Total
T. Transformador
Equipo
3
4
3
4
3
4
3
4
3
3
3
AT
T
T
T
T
T
T
AT
T
T
T
AT. Autotransformador
Cuadro 5.7b
5-53
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
100
500
225
500
375
500
375
300
375
375
375
4,000
230
400
400
400
400
400
400
230
400
400
400
/115
/115
/115
/115
/115
/138
/115
/138
/115
/115
/115
Mar-14
Dic-15
May-16
May-17
Oct-17
Oct-17
May-18
Jul-18
May-19
May-21
May-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para el área Noreste
2014 — 2023
Tensión
kV
Compensación
Equipo
Libertad MVAr
San Fernando MVAr
C hampayán MVAr
Güémez MVAr
Regidores MVAr
C ampestre
Tancol MVAr
Acuña Dos MVAr
Jiménez MVAr
Arroyo del C oyote MVAr
Total
C apacitor
C apacitor
Reactor
Reactor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C ompensador Estático de VAr
Ind. Inductivo
Cap.
115
115
400
400
115
138
115
138
115
138
Capacidad
MVAr
7.5
7.5
62.0
133.3
22.5
30.0
15.0
27.0
7.5
0.0/200 Ind./C ap.
512.3
Fecha de
entrada
May-16
May-16
May-16
May-16
Jun-16
Ene-17
Abr-17
Jun-17
May-18
May-18
Capacitivo
Cuadro 5.7c
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste
(Escobedo)
La planta se ubicará en la ZMM en el municipio General Escobedo, Nuevo León, aproximadamente
a 1.5 kilómetros de distancia de la subestación Escobedo. Tendrá una capacidad bruta de
1,034 MW y entrará en operación en diciembre de 2017. La red estará disponible en junio de
2017 y transmitirá la energía generada hacia los usuarios de la zona mencionada.
La entrada de la nueva generación incrementa el flujo de potencia del actual banco de
transformación 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en la subestación Escobedo. Además trae
como consecuencia un aumento considerable en el nivel de corto circuito de la zona.
Debido a esto, la red asociada a la central considera la construcción de un segundo banco de
transformación de 375 MVA y relación 400/115 kV, en la subestación Escobedo. Además, se
incluyen 51.5 km-circuito de línea de transmisión en 115 kV para las trayectorias
Escobedo-Mitras y Escobedo-Parque Industrial Escobedo. En el diagrama 5.26 se muestra esta
red.
Finalmente, considera la construcción de dos alimentadores en Escobedo 400 kV y seis en
115 kV para las líneas Escobedo–Mitras y Escobedo–Parque Industrial Escobedo, así como la
sustitución de 22 alimentadores en 115 KV a instalarse en las subestaciones Escobedo y Pemex
por rebasarse su capacidad interruptiva con la entrada de la central.
5-54
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)
Ciclo Combinado
a Aeropuerto
a Monclova
a Lampazos
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Línea de doble circuito,
tendido del primero
Escobedo
Noreste
1,034 MW
a Monterrey
Potencia
a Villa de García
a Mitras
a San Nicolás
a Villa de
García
a Huinalá
a Parque Industrial
Escobedo
Diagrama 5.26
Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III
El Parque Eólico Tamaulipas I se ubicará al norte del estado de Tamaulipas, en la región central
del municipio de Matamoros y será de 200 MW de capacidad bruta. Para su interconexión con el
SIN se construirá un circuito sencillo en 138 kV desde la subestación colectora hasta una
subestación nueva, denominada Paso del Águila. En esta nueva subestación se instalará un
transformador 400/138 kV de 3751/ MVA para recibir la energía generada por el viento y
transmitirla a la subestación Anáhuac Tamaulipas Potencia mediante un doble circuito en
400 kV de aproximadamente 20.0 km de longitud. Debido a que esta central tiene fecha de
entrada en operación en abril de 2018, su red de transmisión asociada deberá operar a partir de
octubre de 2017.
Cabe mencionar que parte de esta red servirá para recibir la generación eólica de otras dos
etapas que se pretenden instalar en esta misma región: Tamaulipas II y Tamaulipas III. Estos
proyectos contemplan 200 MW de capacidad bruta cada uno y su fecha de entrada en operación
será en abril 2019. La red de transmisión asociada a estas dos fases constará de dos líneas de
transmisión en 138 kV desde la subestación Paso del Águila hasta el punto donde se ubiquen las
subestaciones colectoras de cada parque y un banco de transformación 400/138 kV de 375 MVA
de capacidad nominal a instalarse en la subestación Paso del Águila. La fecha programada para
la entrada en operación de esta red es en octubre 2018. Ver diagrama 5.27.
5-55
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III
a Aeropuerto a Guerreño
a Río Bravo
Matamoros Potencia
a Llano Grande
Anáhuac Tamaulipas
Potencia
Eoloeléctrica
Ciclo Combinado
Subestación a 400 kV
Paso del Águila
Tamaulipas II
200 MW
Tamaulipas III
200 MW
Tamaulipas I
200 MW
Subestación a 230 kV
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 138 kV
Diagrama 5.27
Área Baja California
El área Baja California se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por
las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas
regiones operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las
subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle.
El sistema eléctrico opera permanentemente interconectado con el de Imperial Irrigation District
(IID) y San Diego Gas & Electric (SDG&E), por medio de dos enlaces de transmisión en 230 kV,
uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley (EUA), en el valle de Mexicali y otro
entre las subestaciones Tijuana I (CFE)-Otay Mesa (EUA), en Tijuana respectivamente. Estos
enlaces permiten llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado
del oeste de EUA.
La capacidad instalada en 2013 alcanzó 2,451 MW. Los principales centros de generación son la
central térmica Presidente Juárez con 1,303 MW, el ciclo combinado Mexicali con 489 MW y la
geotermoeléctrica de Cerro Prieto con capacidad instalada de generación de 570 MW; sin
embargo durante 2012 presentó una capacidad media de 450 MW y se prevé una disminución
en su producción como consecuencia de la declinación del campo geotérmico, hasta estabilizarse
en el mediano plazo en 350 MW. El resto de la generación corresponde a unidades turbogás
instaladas en Mexicali con 62 MW y Ciprés con 27 MW.
La demanda máxima registrada en 2013 fue de 2,225 MW y el crecimiento medio en los últimos
cinco años, de 2.4 por ciento. Por su ubicación geográfica, ha sido un área estratégica para el
desarrollo de empresas maquiladoras.
En la zona Tijuana predomina el suministro de carga residencial e industrial y la demanda se
mantiene sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. Sin embargo, existe dificultad
para adicionar nuevos elementos de transmisión en la ciudad, por lo accidentado del terreno y la
5-56
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
densidad de carga, lo cual plantea la necesidad de planificar un sistema de subtransmisión
robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda en el mediano plazo,
principalmente del sur y oriente de la ciudad de Tijuana y el corredor Tijuana-Tecate.
La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos, con
una demanda máxima nocturna, la cual permanece constante la mayor parte del año. Suministra
energía a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que
ante contingencias sencillas podría ocasionar bajos voltajes, principalmente en las subestaciones
de San Felipe, San Simón y San Quintín. Esto hace necesaria la adición de compensación
capacitiva y la incorporación de equipos de transformación y transmisión en
230 kV entre la zona Mexicali y la región de San Felipe.
En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido
a las variaciones extremas de la temperatura. Durante el verano predomina la carga industrial y
de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno
la demanda disminuye alrededor de 40 por ciento. Esta región ha sido la de mayor crecimiento
y desarrollo en los últimos cinco años en el área. Se han programado adiciones de transformación
y de transmisión al noroeste de la ciudad de Mexicali y la formación de un anillo interno en
230 kV.
La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde la zona Mexicali, por lo que se ha
programado la incorporación de dos proyectos de generación al oriente de la ciudad de
San Luis Río Colorado de forma que se suministre localmente la demanda y los excedentes sean
enviados hacia Mexicali, para lo cual se programó el cambio de tensión a 230 kV, del sur de la
ciudad.
El sistema de Baja California ha presentado un crecimiento limitado debido a la última recesión
ocurrida a nivel mundial y que afectó la economía de EUA, principalmente en la región costa, lo
cual ha repercutido en el sector industrial, sin embargo, se espera un repunte a mediano plazo.
Actualmente, el área BC durante los meses de verano requiere importar energía del WECC,
situación que se repetirá durante los próximos años, motivada por los retrasos en la consolidación
de los nuevos proyectos de generación, lo que afecta el suministro del sistema en condición de
falla. Esta situación será superada al incorporarse al sistema los proyectos de generación
programados.
Obras principales
Se ha programado en abril de 2014 la adición de capacidad de transformación en la
SE Santa Isabel de 3001/ MVA de capacidad, mediante la cual se podrá atender el suministro de
la zona Mexicali.
Adicionalmente, se considera la incorporación de transformación en las subestaciones Centenario
y San Luis Rey de 40 MVA de capacidad cada una y relación 230/13.8 kV, así como la subestación
Cachanilla con relación 161/13.8 kV, lo que permitirá el suministro confiable y seguro de la
demanda en la región Valle.
Se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de las líneas de transmisión entre las
subestaciones La Rosita–Santa Isabel para 2016, así como el traslado del transformador
existente de 3001/ MVA de capacidad y relación 230/161 kV a la SE Santa Isabel proveniente de
la SE La Rosita, optimizando la transformación en la zona Mexicali y formando un anillo externo
en 161 kV al poniente de la ciudad de Mexicali.
En octubre de 2016 se tiene prevista la entrada en operación de la central de ciclo combinado
Baja California III en el sitio La Jovita ubicado al norte de la ciudad de Ensenada. Su conexión al
sistema será mediante la construcción de una línea de transmisión en 230 kV que entroncará la
5-57
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
LT Presidente Juárez-Ciprés. De esta forma se realizará el suministro de la zona Ensenada en
forma local, incrementando la confiabilidad de esta región.
En 2017 el enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico permitirá la formación de un anillo
interno hacia el sur de la ciudad en 230 kV entre las subestaciones Mexicali II, Tecnológico, Valle
de Puebla y Sánchez Taboada, adicionalmente, proporcionará una trayectoria para el soporte de
reactivos a la región al estar conectada a la SE Tecnológico que cuenta con un Compensador
Estático de Vars en 230 kV.
En 2017 se pretende instalar la central de ciclo combinado Baja California II en el sitio Ejido San
Luis ubicado al oriente de la ciudad de San Luis Río Colorado en el estado de Sonora. Su conexión
al sistema será mediante la construcción de líneas de transmisión en 230 kV, que entroncarán la
LT Parque Industrial San Luis-Chapultepec y Parque Industrial San Luis–San Luis Rey. De esta
forma se realizará el suministro de la zona San Luis Río Colorado en forma local, incrementando
la confiabilidad de esta región.
En el periodo 2017 — 2019 se ha programado la incorporación de 61 MVAr de compensación
capacitiva en la zona Mexicali, en las subestaciones González Ortega, Mexicali II y Centro en el
nivel de tensión de 161 kV.
Asimismo, se tiene el proyecto de la interconexión del área BC al SIN para abril de 2018,
mediante un enlace de transmisión en 400 kV, entre las subestaciones Seis de Abril del área
Noroeste y Cucapáh (futura) en el área BC. Con las obras involucradas se formarán dos anillos
en 230 kV que rodearán la ciudad de Mexicali.
En 2019 se ha considerado la LT Jovita entronque Presidente Juárez–Lomas de forma que se
incremente la confiabilidad y seguridad entre el corredor turístico Tijuana- Ensenada.
En 2020 en la zona Tijuana sobresale el cambio de tensión en la red de subtransmisión de
69 kV a 115 kV de la parte sur y oriente de la ciudad, lo que permitirá incrementar la capacidad
de transmisión y atender su desarrollo en el mediano plazo. Se formará un anillo externo en
115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli Potencia, La Herradura y Tijuana I.
También para éste año se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación
mediante el proyecto Baja California IV en la zona SLRC, en el sitio Ejido San Luis al oriente de
la ciudad en el nivel de tensión de 230 kV.
Asimismo, se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de la zona San Luis Río Colorado,
incrementando la capacidad de transmisión y permitiendo evacuar la generación de los proyectos
de generación hacia la zona Mexicali. Ver diagrama 5.28
Para atender los crecimientos de las poblaciones ubicadas al sur de la ciudad de Ensenada, entre
las que destacan San Quintín, San Simón y San Felipe, así como los desarrollos turísticos sobre
el golfo de California, se ha programado la incorporación de 133 MVA1/ de capacidad de
230/115 kV en la nueva subestación El Arrajal para abril de 2021.
En la zona Tijuana se tiene programada compensación capacitiva en las subestaciones
La Herradura, Panamericana Fraccionamiento, Universidad, Tijuana I, Metrópoli Potencia,
Industrial y Tecate II en 115 kV, con el propósito de mejorar el voltaje en las ciudades de Tijuana
y Tecate, incorporando 165 MVAr a la zona Tijuana y Tecate.
5-58
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Baja California
a Otay Mesa (EUA)
Aeropuerto
a Imperial Valley (EUA)
Santa Isabel
Centro
CC
Mexicali
Herradura
Panamericana
Potencia
Rubí
Central
Presidente
Juárez
Tecnológico
Orizaba
La Rumorosa
Tijuana I
Wisteria
La Rosita
A Carranza
A Mexicali Oriente
Cetys
+200/-75 MVAr
Mexicali II
Aeropuerto Mexicali
Baja California V
Tendido del primer circuito
Tendido del
primer circuito
Rumorosa
I y II
Metrópoli
Potencia
Rumorosa
III
Sánchez
Taboada
Xochimilco
González
Ortega II
Valle de
Puebla
Parque Ind.
San Luis
Centenario
Baja California II
Baja California IV
Baja California III
La Jovita
Cucapáh
Estación Asíncrona
Ciclo Combinado
Turbogás
Cerro Prieto III
Ruíz
Cortines
Lomas
San Luis Rey
Ciprés
Cerro Prieto IV
Térmica Convencional
Cerro Prieto II
Geotérmoeléctrica
Chapultepec
Eoloeléctrica
Subestación a 230 kV
Ten
did
Cañón
Subestación a 115 kV
od
el p
rim
er
circ
uit
Enlace a 400 kV
Enlace a 230 kV
Trinidad
Enlace a 115 kV
CEV
km 43
Cerro Prieto I
o
A Seis de Abril
Interconexión BC-SIN
(Área Noroeste)
Minera
San Felipe
El Arrajal
San Felipe
San Simón
Diagrama 5.28
En 2023 se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación mediante el
proyecto Baja California V, con una ubicación preliminar al oriente de la ciudad de Mexicali, lo
cual permitirá el suministro de San Luis Río Colorado y Mexicali en el mediano plazo.
En los cuadros 5.8a, 5.8b y 5.8c se presentan las obras principales en 2014 — 2023.
5-59
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas en el área Baja California
2014 — 2023
Tensión
kV
161
230
161
230
161
230
230
230
230
161
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
161
161
161
230
Línea de Transmisión
Cachanilla entronque Santa Isabel - Río Nuevo
Santa Isabel entronque La Rosita - Wisteria
Santa Isabel - Mexicali II 1
La Jovita entronque Presidente Juárez - Ciprés 1, 2
Santa Isabel - Mexicali II 2
Rumorosa Eólico - La Herradura 1
Ejido San Luis entronque Chapultepec - Parque Industrial 1, 2
Ejido San Luis entronque San Luis Rey - Parque Industrial 3
Mexicali II - Tecnológico 1
González Ortega entronque Mexicali II - Ruiz Cortines
Cerro Prieto III entronque La Rosita - Cerro Prieto II
Sánchez Taboada entronque La Rosita - Cerro Prieto II
Cucapáh - Cerro Prieto II 2
Cucapáh entronque La Rosita - Cerro Prieto II
2
Pinacate - Cucapáh 1
La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas 3
Ejido san Luis entronque Ruiz Cortines - Parque Industrial
Ruiz Cortines entronque Ejido San Luis - Hidalgo
Chapultepec - El Arrajal 1
Aeropuerto Mexicali entronque Tecnológico - Cetys
Aeropuerto Mexicali entronque González Ortega - Cerro Prieto IV
Aeropuerto Mexicali entronque Mexicali Oriente - Cerro Prieto IV
Cerro Prieto I - Cerro Prieto IV
Cucapáh - Sánchez Taboada
Total
1/ Tendido del primer circuito
2
2/ Tendido del segundo circuito
Núm. de
circuitos
2
2
2
4
2
2
4
4
2
1
2
2
2
4
2
4
2
2
2
2
2
2
1
2
Longitud
km-c
3
14.4
13.6
18.6
13.6
55
6.4
6.4
11
6
2
9
20
4
200
18.4
6.4
6
120
24
14
14
6
9
600.8
Fecha de
entrada
Jun-14
Jul-14
Jul-14
Abr-16
Abr-16
May-16
Ene-17
Ene-17
Jun-17
Jun-17
Abr-18
Abr-18
Abr-18
Abr-18
Abr-18
Abr-19
Oct-19
Oct-19
Jun-21
Oct-22
Oct-22
Oct-22
Oct-22
Oct-23
3/ Tendido del tercer y cuarto circuito
Cuadro 5.8a
Subestación
Cantidad
C achanilla Banco 1
Santa Isabel Banco 3
Santa Isabel Banco 4
C ucapáh
C arranza Banco 2
Ruiz C ortines Banco 3
Metrópoli Potencia Banco 2
C achanilla Banco 2
Mexicali Oriente Banco 3
C entenario Banco 2
El Arrajal Banco 1
Aeropuerto Mexicali Banco 1
Wisteria Banco 2
Tijuana I Banco 4
González Ortega Banco 3
San Luis Rey Banco 2
Valle de Puebla Banco 2
Total
AT. Autotransformador
T.Transformador
Equipo
T
AT
AT
EA
T
AT
AT
T
T
T
AT
AT
T
AT
T
T
T
1
4
4
3
1
4
4
1
1
1
4
4
1
4
4
1
1
EA. Estación Asíncrona
Cuadro 5.8b
5-60
Capacidad
Relación de Fecha de
MVA transformación
entrada
40
161 /13.8
Jun-14
300
230 /161
Jul-14
300
230 /161
Abr-16
300
400 /230
Abr-18
40
161 /13.8
Abr-18
300
230 /161
Oct-19
300
230 /115
Ene-20
40
161/13.8
Abr-20
40
161 /13.8
Abr-21
40
230 /13.8
Abr-21
133
230 /115
Jun-21
300
230 /161
Jun-22
40
230 /13.8
Abr-22
300
230 /115
Abr-22
40
161 /13.8
Abr-23
40
230 /13.8
Abr-23
40
161 /13.8
Abr-23
2,593
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas en el área Baja California
2014 — 2023
Compensación
Equipo
C entro MVAr
Pinacate MVAr
González Ortega MVAr
Mexicali II MVAr
San Quintín MVAr
Metrópoli Potencia MVAr
Tecate II MVAr
La Herradura MVAr
Panamericana Fraccionamiento MVAr
Tijuana I MVAr
Industrial MVAr
Universidad MVAr
Mexicali Oriente MVAr
C arranza MVAr
Total
C apacitor
Inductor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Tensión
kV
161
400
161
161
115
115
115
115
115
115
115
115
161
161
Capacidad Fecha de
MVAr
entrada
21
Abr-17
100
Jun-18
21
Abr-19
21
Abr-19
7.5
Jun-19
30
Ene-20
15
Ene-20
30
Ene-20
15
Ene-20
30
Abr-22
22.5
Abr-22
15
Abr-22
21
Abr-23
21
Abr-23
370.0
Cuadro 5.8c
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
La planta con 294 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de
la ciudad de Ensenada en Baja California; será interconectada a la red eléctrica del área en
octubre de 2016.
Con la central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona Ensenada y exportar
los excedentes hacia la zona Tijuana. Es un punto estratégico de generación debido a la
saturación del sitio Presidente Juárez, tiene la ventaja de su cercanía al gasoducto que llega a la
terminal de Gas Natural Licuado.
Así mismo, su incorporación al sistema evitará la necesidad de comprar energía de importación
durante el periodo de punta de verano, cubrirá la demanda del área y mantendrá las condiciones
de reserva regional de generación del área, para cumplir con los lineamientos establecidos con
el WECC.
El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de un doble circuito de
9.2 km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado La Jovita hasta el entronque
de la línea de transmisión Presidente Juárez-Ciprés, incorporando a partir de abril de 2016 al
sistema eléctrico 18.4 km-c. El diagrama 5.29 muestra el detalle de esta red.
5-61
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
a Presidente Juárez
Jatay
Baja California III
294 MW
El Sauzal
Ciclo Combinado
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
a Lomas
a Ciprés
a Lomas
a Ciprés
Diagrama 5.29
Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III
La planta eólica consiste en la incorporación de tres parques de generación eólica de 100 MW de
capacidad cada uno para obtener 300 MW de capacidad bruta instalada, se ubicarán en las
inmediaciones de la población de La Rumorosa, al oriente de la ciudad de Tecate en Baja
California. Se interconectará a la red eléctrica en noviembre de 2016.
Este proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través
de un doble circuito de 55 km desde la subestación colectora Rumorosa Eólico hasta la
subestación La Herradura. Únicamente se tenderá el primer circuito con lo que se incorporarán
a partir de mayo de 2016, 55 km-c al sistema eléctrico. El diagrama 5.30 muestra el detalle de
esta red.
5-62
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II, y III
Imperial Valley
(EUA)
Herradura
La Rumorosa
a Metrópoli
Potencia
La Rosita
Rumorosa I y II
200 MW
Rumorosa III
100 MW
Eoloeléctrica
Subestación a 230 kV
Enlace a 230 kV
Estructura de doble circuito
Tendido de un circuito
Diagrama 5.30
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II
La planta con 276 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Ejido San Luis, al oriente
de la ciudad de San Luis Río Colorado en Sonora; se interconectará a la red eléctrica en julio de
2017.
Con esta central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona San Luis Río Colorado.
Adicionalmente, al incorporar la generación en el nivel de 230 kV permitirá en el mediano plazo
realizar el cambio de tensión de operación a 230 kV del sur de la ciudad de San Luis Río Colorado,
con enlaces que actualmente operan en el nivel de 161 kV.
Se reducirá la necesidad de compra de energía del WECC durante el periodo de punta de verano,
así mismo será posible satisfacer los requerimientos de reserva en estado estable y en
contingencia comprometidos con el WECC.
El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de cuatro circuitos de 3.2
km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado Ejido San Luis hasta el
entronque de la línea de transmisión Chapultepec-Parque Industrial San Luis y
LT San Luis Rey–Parque Industrial San Luis, incorporando a partir de enero de 2017 al sistema
eléctrico 12.8 km-c. El diagrama 5.31 muestra el detalle de esta red.
5-63
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II
Ruiz Cortines
Hidalgo
Parque Industrial
San Luis
Operación Inicial
en 161 kV
San Luis Rey
Op
era
ció
n
Ini
cia
l en
16
1k
V
A Mexicali II
A Cerro Prieto I
Operación Inicial
en 161 kV
Baja California II
276 MW
A Cerro Prieto II
A Chapultepec
Ciclo Combinado
Subestación a 230 kV
Subestación a 161 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 161 kV
Diagrama 5.31
Sistema Baja California Sur
La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra la operación del sistema eléctrico
del estado de Baja California Sur. Incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz,
San José del Cabo y Cabo San Lucas. Está formado por un sistema interconectado que se divide
en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Históricamente ha presentado un
crecimiento importante de su demanda, sin embargo se ha contraído en los últimos años.
Adicionalmente, existen dos pequeños sistemas eléctricos (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que
operan aislados entre sí y del resto del sistema, los cuales se ubican al norte del estado.
En agosto de 2013 el sistema presentó una demanda máxima de 403 MW, sin considerar los
sistemas aislados con un crecimiento medio de 2.8% en los últimos cinco años. La capacidad de
generación instalada en 2013 fue de 573 MW, de los cuales 338 MW son de tipo combustión
interna y térmica convencional, 160 MW turbogás y 75 MW turbogás móvil.
La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 137 MW, de los cuales 104 MW son de
generación base tipo combustión interna. Registró una demanda máxima de 52 MW y sus
excedentes de generación se exportan hacia la zona La Paz a través de dos líneas de transmisión
de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR.
La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 297 MW, de los cuales 113 MW son de generación
térmica convencional, 121 MW del tipo combustión interna y 63 MW de tipo turbogás; de esta
última 20 MW corresponden al tipo móvil. Se presentó una demanda máxima de 175 MW. Se
interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces entre las subestaciones Olas Altas-El
Palmar en 230 kV y la LT El Triunfo-Santiago en 115 kV, con los cuales se exporta el excedente
de energía hacia la zona Los Cabos.
La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 85 MW de tipo turbogás fija y 55 MW de
tipo móvil y su demanda máxima fue de 176 MW. En la última década ha presentado un auge en
el desarrollo turístico y se pronostican altas tasas de crecimiento en el mediano plazo.
5-64
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La restricción para instalar generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado que la
transferencia de energía se proporcione desde la zona La Paz. Al importar energía de esta zona,
en algunas condiciones de operación se deja de despachar generación turbogás costosa en la
zona Los Cabos, y se reducen los costos de operación.
En 2013, el sistema aislado de Guerrero Negro tiene una capacidad instalada de 11 MW con
generadores de combustión interna; además se han instalado dos unidades turbogás de 12.5 y
14 MW para realizar el suministro en condiciones de emergencia, presentó una demanda máxima
de 14.3 MW. Actualmente está en proceso de pruebas operativas el proyecto Guerrero Negro III
incrementando con 11 MW de capacidad al sistema. La red troncal es longitudinal con 600 km
de líneas en 34.5 kV y un enlace en 115 kV desde la SE Vizcaíno hasta Bahía Asunción de
110 km del cual se suministra a los poblados pesqueros sobre la costa.
El sistema de Santa Rosalía registró en 2013 una demanda máxima de 16.5 MW, cuenta con una
capacidad instalada de 18 MW, de los cuales 7 MW son generación de tipo combustión interna,
10 MW geotérmicos y 1 MW fotovoltaico, adicionalmente, se han instalado dos unidades turbojet
de 2.9 y 12.5 MW para el suministro en condiciones de emergencia. La red troncal es
completamente radial con una línea de transmisión en 115 kV de 36 km de longitud entre la
subestación Tres Vírgenes y la subestación Santa Rosalía. Adicionalmente, hay dos circuitos de
transmisión en 34.5 kV, uno de 67 km al sur, sobre la costa, hacia el poblado de Mulegé y otro
de 58 km al noroeste de Santa Rosalía para el suministro a la población de San Ignacio.
Obras principales
En 2014 se ha programado la ampliación en la capacidad existente en la subestación Recreo con
un transformador de 30 MVA y relación 115/13.8 kV en la zona La Paz, adicionalmente se
incorporarán tres nuevas subestaciones de 30 MVA de capacidad cada una y relación de tensión
de 115/13.8 kV: SE Camino Real en la zona La Paz en 2016, SE Cabo Falso y SE Monte Real en
2015, en la zona Los Cabos. Estos proyectos permitirán satisfacer los crecimientos pronosticados
en la demanda del área en el corto plazo. Ver diagrama 5.32
En 2018 se ha programado la adición de la LT El Palmar-Los Cabos y la LT Los Cabos-Central
Diesel Los Cabos así como 300 MVA1/ de capacidad con relación 230/115 kV en la futura
SE Los Cabos. Estas obras evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación en la
subestación El Palmar, formando un anillo externo en 230 kV en la zona Los Cabos, lo cual
permitirá satisfacer los incrementos en la demanda del corredor turístico entre San José del Cabo
y Cabo San Lucas.
En octubre de 2018, se adiciona la LT Todos Santos-Los Cabos, asociada al proyecto de
generación ciclo combinado Todos Santos con fecha programada de entrada en operación en
2019.
En 2020 se ha programado la SE Aeropuerto Los Cabos con 30 MVA de capacidad, con relación
115/13.8 kV al norte de Cabo San Lucas, se adiciona una línea de transmisión entre las
subestaciones Los Cabos y Aeropuerto Los Cabos con lo que se reforzará la transmisión hacia la
ciudad de Cabo San Lucas y permitirá proporcionar el suministro en el mediano plazo.
En 2021 se ha programado la adición de 133 MVA1/ de capacidad, con relación 230/115 kV al
norte de San José del Cabo, denominada Libramiento San José. Con la red asociada a este
proyecto se formará un anillo en 115 kV en la ciudad de San José del Cabo, evitará la sobrecarga
de los bancos de transformación en la subestación El Palmar y adicionalmente, permitirá
satisfacer los incrementos en la demanda en San José del Cabo.
Para el mediano plazo se incorporarán 88 MVAr de compensación capacitiva en forma distribuida
en el área.
5-65
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal de la Subárea Baja California Sur
Loreto
Puerto Escondido
Santo Domingo
Insurgentes
Puerto San Carlos
Villa Constitución
Las Pilas
Rofomex
Punta Prieta I
Punta Prieta II
Reformas
Agrarias
Palmira
Baja California Sur I - VI
CC La Paz
Coromuel
La Paz
Bledales
Recreo
Olas Altas
Camino Real
CC Todos Santos
El Triunfo
Ciclo Combinado
Santiago
Los Cabos
Termoeléctrica convencional
Turbogás
Combustión interna
El Palmar
Monte Real
Central Diésel
Los Cabos
Los Cabos I TG
Aeropuerto
Los Cabos
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Libramiento
San José
Cabo Falso
Palmilla
Cabo San
Cabo Real
Lucas II Cabo Bello Cabo del
Sol
San José del Cabo
Diagrama 5.32
En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha programado la interconexión entre el sistema
de Santa Rosalía y Guerrero Negro en 2014, a través de una línea de transmisión de doble circuito
tendido del primero de 134 km en 115 kV entre la subestación existente Guerrero Negro II
(Vizcaíno) y la subestación futura El Mezquital. El diagrama 5.33 muestra el detalle de esta red.
5-66
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la interconexión de los sistemas aislados
Parador
Bahía
de Los Ángeles
Santa Rosaliita
Nuevo Rosarito
Océano
Pacífico
Jesús María
Sonora
Benito Juárez
Guerrero Negro I
Punta
Eugenia
Laguneros
Mujica
Bahía Tortugas
Puerto
Nuevo
Vizcaíno
Guerrero Negro
Díaz Ordaz
II y III
Zapata
San Roque
Bahía Asunción
Punta Prieta
San Hipólito
Golfo de
California
Tres
Vírgenes
Rancho
El Silencio
Mezquital
San Ignacio
Secundaria
Santa Rosalía
La Bocana
Geotermoeléctrica
Punta
Abreojos
San Lucas
San Bruno
Combustión interna
Subestación en 115 kV
Subestación en 34.5 kV
Enlace en 115 kV
Enlace en 34.5 kV
Mulegé
Diagrama 5.33
La fecha de entrada en operación de la interconexión del sistema de BCS con el SIN, se
determinará cuando se confirme que el proyecto cumple con los lineamientos de rentabilidad
establecidos por la SHCP, posiblemente hacia el 2019, con lo que se logrará la integración de
todo el sistema eléctrico mexicano. Se realizará mediante un cable submarino en corriente directa
de 105 km de longitud desde la SE Bahía de Kino en el estado de Sonora a la SE El Infiernito en
el estado de Baja California Sur, en estas dos subestaciones se instalarán las estaciones
convertidoras con capacidad de 300 MW. En las estaciones convertidoras se ha incluido el equipo
de transformación, compensación y elementos adicionales para su funcionamiento adecuado
tanto en estado estable como ante contingencia.
Con este proyecto, se integrará al SIN, al mismo tiempo, el nuevo Sistema Mulegé que
comprende las zonas de Santa Rosalía y Guerrero Negro.
Se requiere la construcción de 1,390 km-c de líneas de transmisión aérea en 230 kV en la
península de Baja California para transmitir la energía proveniente del SIN hacia el sistema de
BCS, a través de las subestaciones El Infiernito, Loreto Maniobras, Villa Constitución en la zona
Constitución y Olas Altas en la zona La Paz.
En el área Noroeste se requiere la construcción de 155 km-c desde la SE Seri a la SE Esperanza
y de ésta hacia la SE Bahía Kino. La capacidad de transmisión de este proyecto de interconexión
se ha considerado en 300 MW y el sistema eléctrico de BCS importará del SIN la generación de
acuerdo a sus requerimientos y sujeto a las condiciones de seguridad y soporte de voltaje del
sistema BCS.
Se han programado los equipos de transformación y compensación necesarios para realizar una
transmisión de 300 MW provenientes del SIN, por lo que se requieren 733 MVA de
transformación, con relación de tensión 230/115 kV en las subestaciones Mezquital, Loreto
5-67
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Maniobras y Olas Altas. La compensación programada consiste en un Compensador Estático de
Vars con capacidad de 150/-150 MVAr. El costo del proyecto de interconexión BCS-SIN se estima
en 9,100 millones de pesos. Ver diagrama 5.34.
Cabe mencionar que para el actual ejercicio de planificación, las metas físicas y la inversión
correspondientes al proyecto de interconexión, no están consideradas dentro de las metas de la
expansión de la red de transmisión; así como tampoco dentro de los requerimientos de inversión
en la transmisión, debido a que se encuentra en el proceso de revisión y evaluación para ser
integrado dentro del plan de expansión de la generación.
Proyecto de interconexión Baja California Sur-SIN
Parador
Bahía
de Los Ángeles
Santa Rosaliita
Bahía Kino
Nuevo Rosarito
Esperanza
Seri
Océano
Jesús María
Pacífico
Sonora
Benito Juárez
Guerrero Negro I
Punta
Eugenia
El Infiernito
Laguneros
Mujica
Bahía Tortugas
Puerto
Nuevo
Guerrero Negro
Vizcaíno
II, III y IV
Díaz Ordaz
Zapata
San Roque
Bahía Asunción
Punta Prieta
San Hipólito
Geotermoeléctrica
Combustión interna
HVDC Light
Subestación en 115 kV
Subestación en 34.5 kV
Enlace submarino en 230 kV
Enlace en 230 kV
Enlace en 115 kV
Enlace en 34.5 kV
Rancho
El Silencio
San Ignacio
La Bocana
Golfo de
California
Tres
Vírgenes
Mezquital
Secundaria
Mina
Punta
Abreojos
Santa Rosalía
San Bruno
Mulegé
A Loreto Maniobras
Diagrama 5.34
En los cuadros 5.9a, 5.9b y 5.9c se muestran los principales refuerzos.
5-68
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas para la subárea Baja California Sur
2014 — 2023
Tensión
kV
115
115
115
115
115
230
115
230
115
115
230
115
115
115
Línea de Transmisión
Mezquital Switcheo - Guerrero Negro II (Vizcaíno) 1
Mezquital Switcheo entronque Santa Rosalía - Tres Vírgenes
C abo Falso entronque C D Los C abos - C abo San Lucas II
Monte Real entronque Santiago - San José del C abo
C amino Real entronque Punta Prieta II - El Triunfo
Los C abos - El Palmar
Los C abos - C D Los C abos
Todos Santos - Los C abos
Aeropuerto Los C abos entronque C abo San Lucas II - El Palmar
Aeropuerto Los C abos - Los C abos 1
Libramiento San José entronque El Palmar - Olas Altas
Libramiento San José entronque El Palmar - San José del C abo
Libramiento San José - Monte Real 1
Santa Rosalía - San Lucas
Total
Núm. de
circuitos
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1
Longitud
km-c
133.9
3.0
0.2
4.6
2.0
46.0
4.0
120.0
2.0
9.0
2.0
20.0
6.0
17.0
369.7
Fecha de
entrada
Abr-14
Abr-14
Ene-15
Mar-15
Abr-16
Jun-18
Jun-18
Oct-18
Jun-20
Jun-20
Jun-21
Jun-21
Jun-21
Jun-23
1/. Tendido del primer circuito
Cuadro 5.9a
Subestación
Cantidad
Recreo Banco 2
C abo Falso Banco 1
Monte Real Banco 1
C amino Real Banco 1
Los C abos Banco 1
Palmira Banco 2
Aeropuerto Los C abos Banco 1
Monte Real Banco 2
Libramiento San José Banco 1
C abo Falso Banco 2
Mina Banco 1
San Lucas Banco 1
Total
Equipo
T
T
T
T
AT
T
T
T
AT
T
T
T
1
1
1
1
4
1
1
1
4
1
1
1
Capacidad
MVA
30
30
30
30
300
30
30
30
133
30
20
13
706
Relación de Fecha de
transformación
entrada
115/13.8
Ago-14
115/13.8
Ene-15
115/13.8
Mar-15
115/13.8
Abr-16
230 /115
Jun-18
115/13.8
Jun-18
115/13.8
Jun-20
115/13.8
Jun-20
230 /115
Jun-21
115/13.8
Jun-21
115/34.5
Jun-23
115/34.5
Jun-23
Tensión
kV
115
115
115
115
115
115
115
115
Capacidad Fecha de
MVAr
entrada
5.0
Abr-14
7.5
Jun-17
7.5
Jun-18
7.5
Jun-18
15.0
Jun-18
7.5
Jun-19
7.5
Jun-19
30.0
Jun-20
87.5
AT. Autotransformador T. Transformador
Cuadro 5.9b
Compensación
Equipo
Guerrero Negro II (Vizcaíno) MVAr
Bledales MVAr
C abo Real MVAr
Palmilla MVAr
San José del C abo MVAr
Villa C onstitución MVAr
Loreto MVAr
El Palmar MVAr
Total
Inductor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
C apacitor
Ind. Inductivo
Cap. Capacitivo
Cuadro 5.9c
Red de transmisión asociada a la central CC La Paz
La central eléctrica ciclo combinado La Paz con 117 MW de capacidad, se ubicará en el predio
denominado Coromuel, adyacente a la central existente con las unidades Baja California Sur I a
VI, ubicada al noreste de la ciudad de La Paz en Baja California Sur; se interconectará en
diciembre de 2017 a la red eléctrica del sistema interconectado de Baja California Sur.
5-69
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema
interconectado de Baja California Sur, sobresaliendo el suministro a los desarrollos turísticos en
las ciudades de La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas.
El proyecto se conectará al sistema de BCS a través de la instalación de dos alimentadores en la
subestación Coromuel en el nivel de 230 kV.
El diagrama 5.35 muestra el detalle de esta red.
Red de transmisión asociada a la central CC La Paz
Punta Prieta II
Mar de
Cortés
Punta Prieta I
Baja California Sur I, II , III,
IV, V y VI
1 x 37 MW
1 x 42 MW
4 x 43 MW
CC La Paz
Coromuel
Palmira
Bahía de
la Paz
La Paz
El Recreo
Bledales
Camino Real
A Las Pilas
(zona Constitución)
Olas Altas
A El Triunfo
A El Palmar
(zona Los Cabos) (zona Los Cabos)
Turbogás
Térmica Convencional
Combustión interna
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
Diagrama 5.35
Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos
La central eléctrica de ciclo combinado Todos Santos con 137 MW de capacidad, se ubicará en el
predio denominado Todos Santos, al norte del poblado de Todos Santos en Baja California Sur;
se interconectará en abril de 2019 a la red eléctrica del sistema interconectado de
Baja California Sur.
El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona
Los Cabos, proporcionando una alternativa de suministro eléctrico por la costa del océano
pacífico.
El proyecto se conectará al sistema en el nivel de 230 kV. La red asociada se ha programado
para octubre de 2018 y consiste en la construcción de una LT de doble circuito de 60 km con
calibre 1113 ACSR entre las subestaciones futuras Todos Santos y Los Cabos, así como la
instalación de alimentadores en las subestaciones Todos Santos y Los Cabos.
El diagrama 5.36 muestra el detalle de esta red.
5-70
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos
A SE. Olas Altas
(Zona La Paz) A SE. El Triunfo
(Zona La Paz)
Santiago
CC Todos Santos
(Todos Santos)
Mar de
Cortés
Océano
Pacífico
Monte Real
Los Cabos
San José del Cabo
El Palmar
Turbogás
Subestación a 230 kV
Subestación a 115 kV
Enlace a 230 kV
Enlace a 115 kV
CEV
Palmilla
CD Los Cabos
Cabo Real
Cabo
Falso
Cabo del Sol
Cabo San
Lucas II
Cabo Bello
Diagrama 5.36
Área Peninsular
La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal
eléctrica opera en los niveles de tensión de 400 kV, 230 kV y 115 kV.
La demanda máxima integrada del área en 2013 alcanzó 1,628 MW el 22 de mayo a las
17:00 horas. La tasa media de crecimiento en los últimos cinco años llegó a 3.45 por ciento.
La capacidad de generación efectiva a diciembre de 2013 fue de 2,241 MW, de los cuales 56%
corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de
energía.
Para la atención del suministro de la demanda del área Peninsular, a principios de 2011 entró en
operación el corredor de transmisión Tabasco–Escárcega–Ticul en 400 kV, el cual ha sido el
soporte para garantizar el suministro confiable de energía eléctrica al área ante los graves
problemas de abasto de gas natural. Desde 2010 existe déficit en el suministro de gas natural,
debido a limitaciones operativas, por lo que se ha restringido la capacidad a 150 MMpcd. Durante
2013 se ha recibido un suministro de 100 MMpcd e inclusive por varias horas el flujo de gas
natural ha sido nulo.
Adicionalmente existe una deficiencia en la calidad del gas natural entregado, el cual en ocasiones
incumple la especificación de los contratos con AES Mérida III y Compañía de Generación
Valladolid. Estas condicionantes afectan la capacidad disponible de estas centrales.
Sin embargo, para mitigar el desabasto de gas natural CFE firmó un acuerdo base con PEMEX
Gas y Petroquímica Básica para garantizar el suministro a las centrales del área Peninsular. Dicho
acuerdo establece un suministro de hasta 270 MMpcd en base firme. El transportista Energía
Mayakan está construyendo un gasoducto del Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex a la
5-71
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
estación de compresión 1 del gasoducto “Ciudad PEMEX-Valladolid”. Se prevé que éste proyecto
inicie operación comercial en junio de 2014.
Obras principales
Con el objetivo de proporcionar el suministro de energía requerido y mantener un perfil de voltaje
adecuado en la zona Carmen, para enero de 2014 se ha programado incrementar la
compensación capacitiva en las subestaciones Carmen y Concordia de 15 a 22.5 MVAr
y de 7.5 a 15 MVAr respectivamente.
Debido al crecimiento sostenido de la demanda para las zonas Cancún y Riviera Maya, con una
tasa media de crecimiento de 6.73% y ante una demanda esperada de 751 MW en 2015 podrían
presentarse problemas de estabilidad de voltaje en las zonas mencionadas. Para resolver la
problemática de voltaje, incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión del suministro
de energía hacia estas zonas, se ha definido el proyecto Conversión a 400 kV Ticul II–Dzitnup–
Riviera Maya. Su alcance considera la conversión del voltaje de operación de 230 kV a 400 kV
de las líneas existentes Ticul II–Valladolid, Valladolid–Nizuc y Valladolid–Playa del Carmen,
más la construcción de la subestación Riviera Maya.
La subestación Riviera Maya de 750 MVA1 de capacidad total incluye dos bancos de
transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como la red asociada para operar los
enlaces en 400 kV, 230 kV y 115 kV. Se contempla la entrada en operación para noviembre de
2014. Con estas obras se completa el corredor de transmisión en 400 kV desde la subestación
Malpaso II (estado de Chiapas) hasta la subestación Riviera Maya (estado de Quintana Roo).
Se estima que en 2015 la demanda de la zona Carmen alcance 110 MW. Para mantener la calidad
y confiabilidad del suministro de energía en la zona, se ha programado un Compensador Estático
de VAr en 115 kV para la subestación Carmen.
Como parte adicional de este proyecto se reconfigura la red de transmisión de 115 kV
y se incluye la recalibración de las líneas entre el sitio Puerto Real y la subestación Carmen, para
realizar esto se requiere construir una línea de doble circuito provisional. Dicha subestación será
el punto de envío y recepción para atender la demanda de la zona.
Debido a lo anterior se considera la recalibración del bus de 115 kV de la subestación Carmen y
para llevarlo a cabo se requiere instalar una subestación móvil provisional para atender la carga
durante la recalibración. La entrada en operación del proyecto está programada para febrero de
2015. Con dichas obras se espera cubrir completamente el horizonte de demanda para la zona.
En 2017 con la finalidad de garantizar el suministro de energía con calidad y confiabilidad
adecuada para la zona Chetumal y ante la saturación prevista del enlace entre las zonas Ticul y
Chetumal, se tiene programado realizar el tendido del segundo circuito de la línea
Escárcega Potencia–Xpujil utilizando las torres de acero del circuito existente. Este circuito
formará parte de la futura línea de 230 kV Escárcega Potencia–Xul Ha.
El proyecto se complementa con la construcción de la línea de transmisión Xpujil–Xul Ha de dos
circuitos aislados a 230 kV; un circuito operará en 115 kV, y el otro circuito de 230 kV enlazará
a las subestaciones Escárcega Potencia y Xul Ha.
Este proyecto permitirá conservar un buen perfil de voltaje de la zona, garantizar el suministro
de la carga a la zona Chetumal y así mismo cumplir con la exportación a Belice. La fecha de
entrada en operación se prevé para marzo de 2017.
En el diagrama 5.37 se muestran algunas de las obras más importantes para el área.
En 2018 se instalarán 225 MVA1 de transformación 230/115 kV en la subestación Sabancuy II,
se incluye el tendido del segundo circuito a 230 kV de la línea de transmisión
5-72
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Escárcega Potencia–Sabancuy II, por lo que la línea tendrá dos circuitos aislados a 230 kV uno
de ellos con operación a 115 kV. Este proyecto permitirá descargar la transformación
230/115 kV de la subestación Escárcega Potencia y así satisfacer la demanda de las zonas
Campeche y Carmen.
Para 2019 en la zona Riviera Maya se prevé el requerimiento de compensación reactiva ante la
presencia de bajos voltajes en la región, derivado de esto se propone compensación dinámica
para mantener la estabilidad de voltaje de la red, y aumentar la capacidad de transmisión entre
las zonas Tizimín y Cancún-Riviera Maya. Por tal motivo se ha programado un CEV con capacidad
de +300/-90 MVAr en el nivel de 400 kV.
En este mismo año se contempla un nuevo enlace submarino, ahora en 115 kV, para garantizar
el abasto de la energía necesaria en la Isla de Cozumel, actualmente se tienen dos cables
en 34.5 kV. El proyecto incrementará la capacidad de transmisión del enlace submarino y
permitirá el suministro con el perfil de voltaje adecuado en la red de 34.5 kV de la Isla.
En 2020 se visualiza un proyecto de refuerzo en la transformación de la zona Mérida, para ello
se ha programado la subestación Chichi Suárez 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad.
Con el crecimiento de demanda estimada a 2022 para las zonas Cancún y Riviera Maya, se prevé
el refuerzo en la red de transmisión y transformación por lo que se ha programado en la
subestación Tulum un banco de 225 MVA1 de transformación 230/115 kV, una línea de
transmisión de doble circuito Playa del Carmen–Tulum en 230 kV y la línea de transmisión de
doble circuito Valladolid–Tulum aislada en 400 kV y operada en 230 kV.
Ya en el largo plazo, en 2027, se prevé adicionar transformación 230/115 kV en las zonas Cancún,
Chetumal y Tizimín. En 2028 se adiciona en la zona Mérida transformación
230/115 kV. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en
diferentes puntos del área.
En los cuadros 5.10a, 5.10b y 5.10c se muestran los principales refuerzos de líneas de
transmisión, subestaciones y compensación respectivamente programados en el área Peninsular.
5-73
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales proyectos en la red troncal del área Peninsular
Norte
Balam
Nizuc
Chichi
Suárez
Caucel Potencia
Riviera Maya
Valladolid
Mérida Potencia
Norte
+300 MVAr
-90 MVAr
Kanasín
Potencia
Caucel Potencia
50 MVAr
Op. Ini.
Chichi
Suárez
Ticul II
62 MVAr
23
0
Dzitnup
Mérida Potencia
Playa del
Carmen
kV
Playacar
Chankanaab II
Tulum
Kanasín
Potencia
Edzná
Balam
Nizuc
Mérida
+50 MVAr
-15 MVAr
Sabancuy II
Carmen
.
Op
.
Ini
11
Riviera
Maya
Escárcega Potencia
+300 MVAr
-300 MVAr
V
5k
+300 MVAr
-90 MVAr
Xul Ha
50 MVAr
Xpujil
+150 MVAr
-50 MVAr
18 MVAr
Playa del
Carmen
Playacar
Chankanaab II
Op. Ini. 115 kV
Santa Lucía
ab
a T
ote
oP
asc
ncia
Subestación a 400 kV
Enlace a 400 kV
CEV
Subestación a 230 kV
Enlace a 230 kV
Reactor
Subestación a 115 kV
Enlace a 115 kV
Ciclo Combinado
a Los Ríos
a Macuspana II
Cancún
y
Riviera Maya
Diagrama 5.37
Principales obras programadas en el área Peninsular
2014 — 2023
Tensión
Núm.de
Longitud
Fecha de
kV
circuitos
km-c
entrada
Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc
230
2
2.6
Nov-14
Riviera Maya entronque Valladolid - Playa del C armen
230
2
0.8
Nov-14
Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del C armen
400
2
1.0
Nov-14
Dzitnup entronque Ticul II - Valladolid
400
2
1.2
Nov-14
Dzitnup entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del C armen
400
2
2.4
Nov-14
Ticul II - Dzitnup
400
2
1.4
Nov-14
Puerto Real - C armen
115
2
38.7
Feb-15
Puerto Real - C armen (Línea Provisional)
115
2
30.4
Feb-15
230
1
158.0
Mar-17
230
2
206.0
Mar-17
230
1
63.0
Mar-18
115
230
400
230
1
4
2
2
25.0
6.0
210.0
126.0
872.5
Abr-19
Abr-20
May-22
May-22
Líneas de Transmisión
Escárcega Potencia - Xpujil
Xpujil - Xul Ha
1
3
Escárcega Potencia - Sabancuy II
1
Playacar - C hankanaab II
C hichi Suárez entronque Norte - Kanasín Potencia
Valladolid - Tulum 2
Tulum - Playa del C armen
Total
1/ Tendido del segundo circuito 2/ Operación inicial 230 kV 3/ Un circuito con operación inicial 115 kV
Cuadro 5.10a
5-74
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Principales obras programadas en el área Peninsular
2014 — 2023
Subestación
Cantidad
Riviera Maya Banco 1
Riviera Maya Banco 2
Sabancuy II Banco 2
C hankanaab II Banco 3
C hichi Suárez Banco 1
Tulum Banco 1
Total
AT. Autotransformador
Equipo
4
4
4
1
4
4
AT
T
AT
T
AT
AT
Capacidad
MVA
Relación de
transformación
Fecha de
entrada
500
500
300
40
300
300
1,940
400 /230
400 /115
230 /115
115/34.5
230 /115
230 /115
Nov-14
Nov-14
Mar-18
Abr-19
Abr-20
May-22
T. Transformador
Cuadro 5.10b
Tensión
kV
Compensación
Equipo
C armen MVAr
C oncordia MVAr
Dzitnup MVAr
Riviera Maya MVAr
C armen C EV
Tulum MVAr
Xul Ha MVAr
Escárcega Potencia MVAr
Riviera Maya C EV
Valladolid MVAr
Total
C apacitor
C apacitor
Reactor
Reactor
C ompensador Estático de VAr
C apacitor
Reactor
Reactor
C ompensador Estático de VAr
C apacitor
Ind. Inductivo
Cap. Capacitivo
Cuadro 5.10c
5-75
115
115
400
400
115
115
230
230
400
115
Capacidad
MVAr
7.5
7.5
144.6
116.6
15/50 Ind./cap.
7.5
24.0
24.0
90/300 Ind./cap.
30.0
816.7
Fecha de
entrada
Ene-14
Ene-14
Nov-14
Nov-14
Feb-15
Mar-17
Mar-17
Mar-17
Abr-19
May-21
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN
Divisiones de Distribución
CFE proporciona el servicio de electricidad a todo el país a través de 16 Divisiones de Distribución
formalmente constituidas, incluyendo las tres del Valle de México —formalizadas mediante el
comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes. En el Valle de
México, las zonas Tula, Tulancingo y Pachuca, se adicionaron a la División Centro Oriente y la
zona Cuernavaca a la División Centro Sur—. El detalle se muestra en el diagrama 6.1.
Divisiones de Distribución
1.- Baja California
2.- Noroeste
3.- Norte
4.- Golfo Norte
5.- Golfo Centro
6.- Bajío
7.- Jalisco
8.- Centro Occidente
9.- Centro Sur
10.- Centro Oriente
11.- Oriente
12.- Sureste
13.- Peninsular
14.- Tres Divisiones de Distribución:
Valle de México Norte
Valle de México Centro
Valle de México Sur
5
6
4
1
2
3
7
Diagrama 6.1
6-1
1.2.3.4.5.6.7.-
División Valle de México Norte
División Valle de México Centro
División Valle de México Sur
Zona Tulancingo
Zona Pachuca
Zona Tula
Zona Cuernavaca
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Infraestructura actual de distribución
En el cuadro 6.1 se presenta el crecimiento medio anual del Sistema Eléctrico de Distribución
(SED) en 2002 y 2012, indicando la dinámica de instalaciones en operación, número de clientes
y ventas, desglosadas por División de Distribución, excluyendo las del Valle de México.
La información complementaria correspondiente al Valle de México en el ámbito del área Central,
se muestra en los cuadros 6.2 y 6.3.
Estadísticas de las Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México)
2002 y 2012
Tipo de Instalación
Capacidad
instalada en
División de Año y
Distribución Crecimiento subestaciones
de
distribución
(MVA)
Baja
California
Noroeste
Norte
Golfo Norte
Golfo Centro
Bajío
Jalisco
Centro
Occidente
Centro Sur
Centro
Oriente
Oriente
Sureste
Peninsular
Total
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
2002
2012
% anual
1/
3,296
4,156
2.61
3,315
4,996
4.66
4,027
4,956
2.33
5,928
8,100
3.53
1,798
2,311
2.83
3,888
5,117
3.10
2,871
4,398
4.86
1,730
1,932
1.24
2,269
3,053
3.35
2,153
2,298
0.73
2,632
3,418
2.94
2,045
3,209
5.13
1,972
2,832
4.10
37,923
50,777
3.30
Longitud de
líneas de
alta tensión
en
distribución
(km)
3,133
3,028
-0.38
4,214
4,661
1.13
4,808
5,707
1.92
3,181
4,343
3.52
2,482
2,997
2.12
4,000
4,718
1.85
2,380
2,851
2.02
2,746
3,039
1.13
2,735
3,518
2.84
1,717
1,791
0.47
3,556
3,991
1.29
4,762
4,946
0.42
2,942
3,107
0.61
42,655
48,697
1.48
Longitud de
líneas de
media
tensión en
distribución
(km)
13,251
16,672
2.58
29,463
36,894
2.53
33,419
38,679
1.64
23,878
28,054
1.81
23,083
28,306
2.29
49,754
60,173
2.14
18,256
23,354
2.77
19,765
22,040
1.22
27,486
29,514
0.79
15,601
17,709
1.42
27,061
32,995
2.23
44,902
56,083
2.50
14,978
17,483
1.73
340,897
407,956
2.02
Capacidad
instalada en
redes de
distribución
(MVA)
3,185
4,611
4.20
3,870
5,270
3.49
1,840
2,366
2.83
4,155
5,427
3.01
1,609
2,470
4.88
2,345
3,632
4.98
1,903
2,793
4.36
1,365
1,919
3.85
1,556
2,241
4.14
1,106
1,423
2.84
1,763
2,413
3.55
1,857
2,808
4.70
1,290
1,982
4.89
27,844
39,356
3.92
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
Cuadro 6.1
6-2
Número
de
clientes
Ventas
(miles)
(GWh)
1,009
9,368
1,474
12,572
4.30
3.32
1,312
11,060
1,823
16,089
3.72
4.25
1,524
13,412
1,896
16,557
2.46
2.37
2,009
24,685
2,919
30,792
4.24
2.49
1,234
7,370
1,685
10,236
3.52
3.72
2,483
14,587
3,632
21,670
4.31
4.50
1,930
9,573
2,681
12,536
3.72
3.04
1,416
7,845
1,968
9,369
3.72
1.99
1,351
6,078
2,152
8,134
5.31
3.29
1,288
7,309
2,593
12,182
8.09
5.84
1,852
9,246
2,634
11,027
3.99
1.98
2,068
5,309
3,174
8,234
4.88
5.00
939
5,127
1,468
8,173
5.09
5.32
20,415
130,969
30,100
177,571
4.41
3.44
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Estadísticas de las Divisiones de Distribución del Valle de México
2009 y 2012
Tipo de Instalación
Capacidad
instalada en
División de Año y
Distribución Crecimiento subestaciones
de
distribución
(MVA)
Valle de
México
2/
1/
2009
2012
% anual
Longitud de
líneas de
alta tensión
en
distribución
Longitud de
líneas de
media
tensión en
distribución
(km)
(km)
13,442
13,660
0.18
1,731
1,857
0.78
Capacidad
instalada en
redes de
distribución
(MVA)
Número
de
clientes
(miles)
27,986
28,943
0.37
5,723
6,165
0.83
6,254
7,093
1.41
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
2/ Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur
Cuadro 6.2
Instalaciones de distribución en operación en CFE
2012
Transformadores sin incluir el Valle de México
Nivel
Subestaciones de distribución
Redes de distribución
1/
Unidades
MVA
2,387
50,777
1,183,124
39,360
Sub Total
90,137
Transformadores Valle de México
Subestaciones de distribución
Redes de distribución
1/
317
13,660
122,531
6,165
Sub Total VDM
19,825
Total
109,961
Líneas de distribución sin incluir el Valle de México
Nivel de tensión
km
69 kV-138 kV
48,697
2.4 kV-34.5 kV
407,956
Menores a 2.4 kV
259,599
Sub Total
716,252
Líneas de distribución Valle de México
69 kV-138 kV
1,857
2.4 kV-34.5 kV
28,943
Menores a 2.4 kV
54,483
Sub Total
85,283
Total
801,535
1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión
Cuadro 6.3
6-3
Ventas
(GWh)
30,115
32,819
0.96
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Planificación del Sistema Eléctrico de Distribución
Introducción
El crecimiento sostenido de la demanda de energía eléctrica, reflejado en el número de nuevas
solicitudes y la necesidad de suministrar un mejor servicio a los clientes, hace necesario la
conformación de un Plan Rector de Distribución, el cual considera la visión integral del sistema
de distribución mediante planes y proyectos de inversión, los cuales se soportan en:





Estudios de ingeniería de planificación del sistema eléctrico
Análisis del sistema de comunicaciones
Aprovechamiento de los centros de distribución
Atención a clientes
Equipamiento operativo
Planificación de la red de distribución
El Plan Rector de Distribución proporciona el panorama completo de las condiciones actuales del
SED mediante su diagnóstico operativo, por medio de indicadores de desempeño.
Así mismo y de acuerdo con la prospectiva para el desarrollo del mercado eléctrico, se identifican
las áreas críticas y prioritarias del SED, así como las necesidades de edificaciones y equipamiento.
Esto incluye la integración de programas multianuales de inversión para la aplicación efectiva de
los recursos financieros en la creación de nueva infraestructura y la modernización con enfoque
de competitividad y sostenibilidad.
El Plan Rector considera en primera instancia garantizar en el corto y mediano plazos, con
oportunidad, suficiencia y calidad, el suministro de energía eléctrica a los clientes, mejorando
sustancialmente el desempeño operativo de la distribución. Adicionalmente proporciona la guía
de crecimiento en el largo plazo (20 años) para cada zona de distribución y consecuentemente
para la División correspondiente.
En resumen, el Plan Rector incluye los planes, programas y proyectos del SED alineados a una
visión de largo plazo, la cual propicia la expansión ordenada y oportuna, mediante la
programación y ejecución de las inversiones en apoyo a la competitividad organizacional.
El Plan Rector del SED se integra de una plataforma informática mediante capas de información,
tal como se indica en el diagrama 6.2, con la finalidad de poner a disposición de los interesados
los resultados a través de una página web que facilite la consulta considerando los volúmenes de
información requeridos.
6-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capas de información del Plan Rector
Subestaciones
Alta Tensión
Media Tensión
Baja Tensión
Comunicaciones
Agencias
Equipamiento operativo
Diagrama 6.2
Los objetivos del Plan Rector son:







Disponer de escenarios a corto, mediano y largo plazos que coadyuven al desarrollo del
SED, atendiendo los requerimientos del mercado eléctrico y acordes con la dinámica
evolutiva y de operación de los sistemas de distribución
Optimizar la aplicación de los recursos asignados a las Divisiones y zonas de Distribución,
con criterios de rentabilidad y sostenibilidad, jerarquizando los proyectos de inversión y
considerando las aportaciones en obras a cargo de terceros, para alcanzar los mayores
beneficios en atención a la mejora del desempeño y alineados a la planificación
estratégica institucional
Asegurar que las instalaciones que se incorporan al sistema de distribución sean las
estrictamente necesarias, de tal forma que los activos fijos tengan el menor impacto en
los costos marginales y los asociados a su aprovechamiento
Difundir el plan de expansión del SED a todas las áreas internas de la CFE a través de
una plataforma web
Facilitar la toma de decisiones para la determinación de la solución técnica más
económica, a fin de proporcionar el suministro requerido por los clientes
Mantener la alineación con la visión de largo plazo en el proceso de incorporación de
instalaciones al sistema de distribución, reduciendo la construcción de obras provisionales
Garantizar la calidad de la energía eléctrica de acuerdo con los compromisos de
suministro
Integración del Plan Rector de Distribución
La integración del SED se fundamenta en los planes de desarrollo federal, estatal y municipal,
especialmente en los planes de desarrollo urbano y de vías de comunicación.
El SED se planifica como un todo en sus diferentes niveles operativos y administrativos, y no
puede verse en forma aislada. Por lo anterior se toman de referencia los productos que se
obtienen del Plan Rector, y en su caso, se vuelve a analizar el subsistema con base en los
documentos anuales que sirven de insumo a esta planificación.
6-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
El Plan Rector se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación
en orden secuencial, sin menoscabo de la interrelación entre ellos:







Subestaciones
Alta tensión
Media tensión
Comunicaciones
Baja tensión
Centros de distribución
Equipamiento operativo
En el diagrama 6.3 se muestran a manera de ejemplo las subestaciones actuales y futuras de la
zona Tampico, División de Distribución Golfo Centro, el cual permite visualizar el crecimiento del
sistema de distribución a través del Plan Rector.
Visualización del Plan Rector de la zona Tampico
Diagrama 6.3
6-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de obras de distribución
Metas y proyectos de obras
El reporte del programa de obras e inversiones, es el resultado de los estudios de ingeniería de
distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de
energía eléctrica. Los cambios que se presentan en las redes de distribución no son predecibles
en plazos mayores.
En el cuadro 6.4 se presenta el resumen de las metas para los proyectos de distribución,
considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas, proyectados para el horizonte
2014 — 2023.
Metas programadas en proyectos de las Divisiones de Distribución
2014 — 2023
Año
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Total
Líneas
km-c
230 kV - 69 kV
1,251
2,996
325
448
941
290
651
114
54
43
7,113
Subestaciones
MVA
230 kV - 69 kV
3,824
2,872
1,491
1,058
1,297
1,591
2,899
1,080
130
250
16,492
1/
Compensación
MVAr
230 kV - 69 kV
60
98
38
42
38
105
158
45
0
90
674
1/ Las metas físicas reportadas de 230 kV, son las asociadas a transformación de muy alta a media tensión
Cuadro 6.4
Obras e inversiones con financiamiento externo (PIDIREGAS)
Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios
y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado paquetes de
Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIDIREGAS) integrados por obras que
presentan los mejores resultados en su evaluación financiera.
En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras los ingresos generados
sean suficientes para el pago de capital e intereses.
A partir de 2013 la Subdirección de Distribución participa, con la coordinación de la
Subdirección de Programación, en la gestión de la autorización, por parte de SENER y SHCP,
de los programas y proyectos de Distribución registrados en el POISE.
En los cuadros 6.5 a 6.14 se presentan las metas físicas de los diferentes paquetes.
El cuadro 6.5 presenta el paquete de la Serie 900 que se autorizó en el ejercicio fiscal de 2004.
Este paquete considera la construcción de 80 km-c de líneas de 115 kV y la instalación de
20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución
San Cristóbal y Tapachula.
6-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Metas programadas en paquetes de la Serie 900
FEO 1/
Proyecto
914 División Centro Sur (segunda fase)
Total
Abr-16
km-c
80
80
MVA
20
20
MVAr
1
1
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.5
Para los paquetes de la Serie 1100, se solicitó su autorización en junio de 2005. Se indican en
el cuadro 6.6. Estos proyectos consideran 90 km-c y 150 MVA para atender la demanda de las
zonas de distribución Guasave, Culiacán, Monterrey, Acapulco e Iguala.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1100
FEO 1/
Proyecto
1120 Noroeste (tercera fase)
1122 Golfo Norte (segunda fase)
1128 Centro Sur (tercera fase)
Total
Dic-14
Dic-14
Jun-15
km-c
47
16
27
90
MVA
60
30
60
150
MVAr
3
1
3
7
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.6
En junio de 2006 se integraron los paquetes de la Serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro
6.7. Consideran 294 km-c y 389 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución
Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Ciudad Juárez, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla,
Tlaxcala, Teziutlán, Tuxtla Gutiérrez, Chontalpa, Oaxaca y Huatulco.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1200
Proyecto
FEO 1/
SE 1210
SE 1210
SE 1210
SE 1211
SE 1211
SE 1212
SE 1212
SE 1212
SE 1212
Total
Abr-15
Dic-14
Abr-16
Jul-15
May-15
May-15
May-15
May-15
Jun-15
Norte - Noroeste (sexta fase)
Norte - Noroeste (octava fase)
Norte - Noroeste (novena fase)
Noreste - Central (cuarta fase)
Noreste - Central (quinta fase)
Sur - Peninsular (quinta fase)
Sur - Peninsular (sexta fase)
Sur - Peninsular (octava fase)
Sur - Peninsular (novena fase)
km-c
24
39
4
42
116
8
36
7
18
294
MVA
MVAr
120
30
60
7
1
3
60
49
50
20
389
3
3
3
1
21
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.7
La Serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se presentan en el cuadro 6.8.
Consideran 617 km-c y 242 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución
Mazatlán, Guasave, Obregón, Saltillo, Huejutla, Irapuato, Torreón, Costa, Minas, Chapala,
Cancún y Mérida.
6-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Metas programadas en paquetes de la Serie 1300
Proyecto
SE 1320
SE 1321
SE 1321
SE 1321
SE 1322
SE 1322
SE 1322
SE 1323
Total
FEO
Distribución
Distribución
Distribución
Distribución
Distribución
Distribución
Distribución
Distribución
Noroeste (quinta fase)
Noreste (segunda fase)
Noreste (quinta fase)
Noreste (sexta fase)
Centro (tercera fase)
Centro (cuarta fase)
Centro (quinta fase)
Sur (segunda fase)
1/
May-15
Jul-14
May-15
Abr-14
Ago-14
Ene-15
Jun-15
May-15
km-c
92
30
86
49
162
15
178
5
617
MVA
MVAr
32
30
1
1
20
30
80
50
242
1
4
3
10
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.8
En junio de 2008 se integraron los paquetes de la Serie 1400, los cuales se muestran en el cuadro
6.9. Consideran 23 km-c y 350 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Los
Mochis, Obregón, Victoria, Monterrey, León, Irapuato, Poza Rica, Teziutlán y Veracruz.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1400
Proyecto
1420 Distribución
1420 Distribución
1420 Distribución
1420 Distribución
1421 Distribución
1421 Distribución
Total
FEO
Norte (segunda fase)
Norte (tercera fase)
Norte (quinta fase)
Norte (sexta fase)
Sur (segunda fase)
Sur (tercera fase)
1/
Ago-15
Dic-16
Dic-14
Abr-16
Mar-15
Ago-14
km-c
4
3
5
1
2
8
23
MVA
50
30
110
60
60
40
350
MVAr
3
1
6
7
3
2
22
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.9
En junio de 2009 se integraron los paquetes de la Serie 1500, los cuales se indican en el cuadro
6.10. Consideran 139 km-c y 320 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución,
Nogales, Los Mochis, Campeche, Riviera Maya, Veracruz y Poza Rica.
6-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Metas programadas en paquetes Serie 1500
Proyecto
1520 Distribución
1520 Distribución
1520 Distribución
1521 Distribución
1521 Distribución
1521 Distribución
1521 Distribución
Total
FEO
Norte (primera fase)
Norte (tercera fase)
Norte (cuarta fase)
Sur (segunda fase)
Sur (tercera fase)
Sur (cuarta fase)
Sur (quinta fase)
1/
Feb-15
Jun-15
Jun-15
Jun-15
Sep-14
Jun-17
Sep-14
km-c
4
2
121
2
1
9
139
MVA
MVAr
30
60
30
1
3
1
110
30
60
320
6
1
3
15
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.10
En junio de 2010 se integraron los paquetes de la Serie 1600, los cuales se presentan en el
cuadro 6.11. Consideran 103 km-c y 950 MVA para atender la demanda de las Divisiones de
Distribución Valle de México Sur y Valle de México Centro, así como las zonas Pachuca, León,
Morelos, Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Camargo, Piedras Negras, Jal apa,
Mérida y Los Ríos.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1600
FEO 1/
Proyecto
1620 Distribución
1620 Distribución
1621 Distribución
1621 Distribución
Total
Valle de México (segunda fase)
Valle de México (tercera fase)
Norte - Sur (primera fase)
Norte - Sur (segunda fase)
Nov-14
Ago-15
Dic-14
Oct-15
km-c
26
77
103
MVA
480
60
140
270
950
MVAr
73
12
8
16
109
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.11
El proyecto 1620 está compuesto mayoritariamente por obras de modernización para sustituir
instalaciones obsoletas en el Valle de México, las cuales actualmente no cumplen con las
características necesarias para alcanzar los estándares de servicio eléctrico proporcionado por
CFE.
En junio de 2011 se integraron los paquetes de la Serie 1700, los cuales se muestran en el cuadro
6.12. Consideran 198 km-c y 762 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de
Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave,
Guaymas, Nogales, Reynosa, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo
Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche.
6-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Metas programadas en paquetes de la Serie 1700
Proyecto
FEO
SE 1720 Distribución Valle de México
SE 1721 Distribución Norte
SE 1722 Distribución Sur
Total
1/
km-c
Dic-15
Dic-15
Dic-14
17
170
11
198
MVA
240
362
160
762
MVAr
14
36
9
59
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.12
En junio de 2012 se integraron los paquetes de la Serie 1800, los cuales se indican en el cuadro
6.13. Consideran 172 km-c y 890 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución
Valle de México Norte, Centro y Sur, además de las zonas Cuernavaca, Nogales, los Mochis,
Mazatlán, Coahuila, Chihuahua, Gómez Palacio, Monterrey, Tampico, Aguascalientes y
Querétaro.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1800
Proyecto
FEO
1820 Divisiones de Distribución del Valle de México
1821 Divisiones de Distribución
Total
1/
Dic-14
Dic-16
km-c
23
149
172
MVA
420
470
890
MVAr
63
28
91
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.13
En junio de 2013 se integraron los paquetes de la Serie 1900 para atender los crecimientos de
la demanda de las zonas Piedras Negras, Monterrey, Tampico, Monte Morelos, Hermosillo,
Carmen, Poza Rica, Jalapa, Torreón y Chihuahua, así como para abatir las pérdidas de energía
de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de
media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente
estos proyectos están registrados en la SHCP para su autorización en el PEF 2014. Entrarían en
operación en el periodo de diciembre de 2015 a diciembre de 2016.
Estos proyectos se muestran en el cuadro 6.14 y consideran 39 km-c en alta tensión, 463 km-c
de redes en media tensión y 701 MVA.
Metas programadas en paquetes de la Serie 1900
Proyecto
FEO
1920 Subestaciones y líneas de distribución
1921 Reducción de pérdidas de energía en distribución
Total
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 6.14
6-11
1/
Dic-16
Dic-15
km-c
AT
39
39
km-c
MT
1,463
1,463
MVA
340
361
701
MVAr
20
20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Sistemas para la planificación de la distribución
Para la planificación de la distribución se cuenta con sistemas y herramientas para llevar a cabo
los estudios electrotécnicos de ingeniería con la calidad requerida. Dada la complejidad y el
volumen de información necesarios sobre las redes eléctricas y su demanda, se tienen dos
aplicaciones estandarizadas a nivel nacional, las cuales permiten de manera sistematizada y
mediante las interfaces correspondientes, exportar a los modelos de simulación la topología de
la red con todos sus atributos georreferenciados y su correspondiente demanda.
Sistema de información geográfica
Actualmente las Divisiones de Distribución utilizan de manera cotidiana el Sistema de
Información Geográfica y Eléctrica de Distribución para digitalizar las instalaciones del SED,
cimentado en la plataforma Informix y AutoCad, cuyo alcance funcional son las redes aéreas y
subterráneas de media y baja tensiones.
Con la finalidad de hacer uso de la información digitalizada, se está desarrollando un sistema de
información geográfica en una plataforma que permite publicar dicha información, la cual cuenta
con una base de datos con capacidad geoespacial, cumpliendo con los estándares nacionales de
georreferenciación. Su implantación permitirá realizar análisis de la información de manera más
eficiente.
Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de Control
de Solicitudes de Servicio (SICOSS)
Para ubicar geográficamente las solicitudes de servicio y determinar las probables instalaciones
requeridas, se ha diseñado una aplicación tomando como base el Sistema de Información
Geográfica y el SICOSS, a fin de que interactúen y se puedan ubicar dichas solicitudes.
Una vez recibida la solicitud de servicio, se tiene el objetivo de ubicarla geográficamente para
mostrar las instalaciones de la red de media y baja tensiones aledañas. Como resultado de esto
se pueden identificar los posibles elementos en falla.
En el diagrama 6.4 se muestra un polígono de usuarios afectados en la zona Veracruz.
Polígono de usuarios afectados en una zona
Diagrama 6.4
6-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Georreferenciación de localidades sin electrificar
Se refiere a la ubicación geográfica de cada una de las localidades pendientes de electrificar, a
fin de contar con elementos más apropiados para la toma de decisiones referentes a la
infraestructura eléctrica requerida.
En el diagrama 6.5 se muestra un ejemplo de la georreferenciación de las localidades pendientes
de electrificar en Zacazonapan, Estado de México.
Polígono de localidades sin electrificar
Diagrama 6. 5
Pérdidas de energía en las Divisiones de Distribución
Reducción de pérdidas de distribución
Las pérdidas de energía eléctrica se clasifican en técnicas y no-técnicas en función de su origen.
Las primeras se producen por el calentamiento de los elementos del sistema que la conduce y la
transforma, y las no-técnicas se presentan principalmente en la comercialización derivado de los
usos ilícitos, fallas de medición y errores de facturación.
Se ha establecido como meta a partir de 2024, alcanzar un nivel de pérdidas comparable con
estándares internacionales de 8.0%. A fin de lograr lo anterior, se lleva a cabo su reducción
gradual para alcanzar el valor objetivo de 8.0% en todo el proceso transmisión -distribución. Cabe
mencionar que el desarrollo del mercado eléctrico considera la reducción de pérdidas que
permitirán alcanzar esta meta.
Para cumplir con ello, en la Subdirección de Distribución se establecieron programas, proyectos
y acciones para su abatimiento y control, destacando:

Pérdidas técnicas:
o
o
o
Transferencia de cargas entre circuitos
Construcción de nuevas troncales
Instalación de equipos de compensación de reactivos (fijos y controlados)
6-13
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
o
o
o
o
o
o
o

POISE 2014-2028
Instalación de equipos de seccionamiento
Reordenamiento de la red de media tensión
Recalibración de circuitos
Construcción de enlaces entre circuitos de diferentes subestaciones
Seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución
Reemplazo de transformadores obsoletos
Creación de nuevas áreas y mejora de las existentes
Pérdidas no-técnicas:
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
o
Mejora efectiva en la calidad de la facturación
Cumplimiento del calendario de eventos comerciales, incluyendo corte, reconexión y retiro
oportuno de suministros
Detección oportuna de las anomalías en media y alta tensión (dentro del mismo mes de
facturación)
En las divisiones con bajos índices de pérdidas, mantener el control del indicador
mediante la oportuna atención del reporte de anomalías
Detección y atención de anomalías mediante selección estadística (automatizada) de
servicios a verificar
Ordenar el proceso de comercialización de la energía, incluyendo los sistemas informáticos
de gestión, procesos operativos, así como la verificación y control de servicios en campo
del Valle de México
Agilizar la modernización y reubicación de medidores al límite de propiedad de los
servicios susceptibles a usos ilícitos por intervención de acometida o medidor en el Valle
de México
Continuar con los programas especiales de detección de anomalías encaminados a la
recuperación de energía perdida, mediante ajustes a la facturación
Regularización de servicios en áreas de conflicto social con la intervención de autoridades
competentes y acercamiento a la comunidad con el apoyo del área de Comunicación Social
de CFE
Programas masivos de ahorro de energía, principalmente en sectores sociales de bajos
recursos que desalienten el uso ilícito como principal método de la disminución de su
facturación
Continuar con la implementación de nuevas tecnologías de la medición, dando prioridad
a la reubicación de la medición en el poste tipo AMI
Reforzar la aplicación del diagnóstico de los medidores en servicios de media tensión
Implementar programas de acercamiento al cliente para la atención de la problemática
social asociada al suministro de energía eléctrica en el Valle de México
Sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos
Evolución de las pérdidas de energía de distribución
Derivado de la reciente creación de las Divisiones del Valle de México, los resultados de pérdidas
se muestran de forma independiente. El cuadro 6.15 refleja el comportamiento de las pérdidas
en el SED de las Divisiones de Distribución en 2000 — 2012.
6-14
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Pérdidas de energía (GWh) en distribución
2000 — 2012
Divisiones
del Valle de
Año
Recibida
Entregada
Pérdidas
Divisiones
del interior
del país
(%)
2000
143,185
127,509
15,676
10.90
37,205
29,954
7,251
19.50
2001
145,563
129,347
16,216
11.14
38,843
30,044
8,799
22.70
2002
149,452
133,611
15,841
10.60
39,554
29,622
9,932
25.10
2003
153,981
137,030
16,951
11.00
40,546
29,645
10,901
26.90
2004
159,858
141,917
17,941
11.22
41,794
30,329
11,465
27.40
2005
168,304
148,750
19,554
11.62
43,139
30,577
12,562
29.10
2006
175,057
154,839
20,218
11.55
45,206
30,902
14,304
31.60
2007
181,303
160,094
21,209
11.70
45,745
31,181
14,564
31.80
2008
184,872
163,076
21,796
11.79
46,186
31,651
14,535
31.50
2009
185,016
161,968
23,047
12.46
45,354
31,372
13,982
30.80
2010
193,067
169,308
23,759
12.31
46,723
31,919
14,804
31.70
2011
207,834
182,225
25,609
12.32
48,463
33,475
14,988
30.90
2012
212,846
186,876
25,971
12.20
48,875
34,798
14,077
28.80
Recibida
Entregada
Pérdidas
México 1/
(%)
1/ Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca
Cuadro 6.15
Las pérdidas de energía del Valle de México, incluyendo las áreas correspondientes a los estados
de Hidalgo y Morelos, muestran una disminución de pérdidas al cierre de 2012. El nivel registrado
fue de 28.8%, el cual representa un total de 14,077 GWh. Se espera reducir este valor en los
años subsecuentes, considerando las estrategias que se han establecido para la modernización
de la red eléctrica en la zona centro del país.
Metodología para la estimación de pérdidas de distribución
De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de control y
reducción de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de
evaluar sistemáticamente estos programas.
Para el caso particular del SED, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las
pérdidas de energía en cada componente, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los
resultados.
El modelo adoptado por CFE para el control y la reducción de pérdidas de energía en el SED,
incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y utiliza un
enfoque moderno, especialmente en el conjunto red secundaria-acometida-medidor, con base en
el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los
transformadores de distribución.
Las pérdidas técnicas se presentan en líneas de alta tensión de distribución, transformadores de
potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de
baja tensión, acometidas y medidores.
A su vez, como ya se mencionó, las pérdidas no-técnicas se originan principalmente en el proceso
comercial: fallas de medición, errores de facturación y usos ilícitos. Su valor se determina por la
6-15
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
diferencia entre las pérdidas registradas en el balance de energía y las pérdidas técnicas
(calculadas internamente).
Una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no-técnicas, se establecen los mecanismos
de control y evaluación necesarios para mejorar la planificación, diseño y operación del SED. Lo
anterior permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos
de reducción de pérdidas.
Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas
Como parte de la estrategia de reducción de pérdidas de energía y modernización de la
medición, se ha propuesto para 2014 y 2015 un proyecto de inversión en distribución, el cual
considera el reemplazo de medidores obsoletos y en su caso, sustitución de redes de media y
baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país.
Con este proyecto se pretende modernizar la medición de 995,227 servicios a través de una
infraestructura avanzada de medición (AMI por sus siglas en inglés de Advanced Metering
Infraestructure), mediante la cual el proceso de comercialización de la energía eléctrica se
llevará a cabo de manera automatizada. Véase cuadro 6.16.
Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas 2014 — 2015
Capacidad de Transformación
MVA
Transformadores de distribución
Pieza
20,517
Líneas de media tensión 23 kV
km-C
1,463
Medidores tipo AMI
Pieza
995,227
361
Cuadro 6.16
Actualmente se tienen en proceso los estudios para otros proyectos, los cuales se implantarán
a partir de 2016 y permitirán cumplir con la meta del 8% de pérdidas en energía al 2024.
Cabe mencionar que esta infraestructura (eléctrica, de comunicaciones y medición) facilitará
que el sistema de distribución se integre a la Red Inteligente de CFE, de acuerdo a lo establecido
en el mapa de ruta de la alta dirección.
Atención a clientes empresariales y estratégicos por medio de
ejecutivos de CFEctiva empresarial
Antecedentes
CFE proporciona el servicio de electricidad en todo el país a cerca de 300,000 clientes
empresariales y estratégicos que le aportan los mayores ingresos.
Así mismo este grupo de clientes representa el sector más productivo del país, generador de
fuentes de empleo, y de productos y servicios necesarios para el desarrollo social y económico.
Se congrega en las tarifas O3, OM, HM y Alta Tensión, por lo que resulta imprescindible el contar
con una estructura orgánica que permita a CFE brindar una atención especializada a sus
necesidades.
6-16
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Para lo anterior existe el proceso de Atención a Clientes Empresariales y Estratégicos (CFEctiva
Empresarial) el cual cuenta con ejecutivos especializados en los servicios que ofrece la CFE, con
la intención de exceder sus expectativas por medio de servicios de valor agregado al suministro
de energía eléctrica, garantizando un trato especial al estar pendientes de mantener la calidad y
continuidad del suministro y de motivar el uso racional de la energía tal que impulse la
rentabilidad y competitividad de las empresas.
Infraestructura
estratégicos
actual
para
la
atención
a
clientes
empresariales
y
Los cuadros 6.17a y 6.17b, muestran el bloque de clientes empresariales y estratégicos más
representativos de cada División.
Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012
Tarifa
Baja
Noroeste
California
Golfo
Norte
Norte
Centro
Centro
Occidente Sur
Oriente
Sureste
OM
15,591
17,887
19,483
39,228
7,943
6,712
10,264
8,617
HM
4,208
4,925
5,486
17,807
1,908
1,812
2,688
1,868
HS
72
19
56
12
10
12
30
17
HSL
21
6
30
65
9
5
16
6
HT
8
0
4
11
1
1
4
8
HTL
3
3
1
6
1
1
1
0
19,903
22,840
25,060
57,129
9,872
8,543
13,003
10,516
Total
Cuadro 6.17a
Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012
Tarifa
Golfo
Centro
Bajío
Centro
Oriente
Valle de
México
Norte
Peninsular Jalisco
Valle de
México
Centro
Valle de
México
Sur
OM
22,253
10,135
7,594
10,784
16,957
3,756
3,011
3,811
HM
5,431
3,251
2,576
6,184
5,396
2,943
2,740
2,846
HS
51
43
19
6
35
18
9
13
HSL
48
26
12
1
24
7
0
3
HT
8
10
5
3
2
4
1
1
HTL
2
6
6
0
0
0
0
0
27,793
13,471
10,212
16,978
22,414
6,728
5,761
6,674
Total
Cuadro 6.17b
Actualmente se cuenta con 248 Ingenieros Diagnosticadores Empresariales (Ejecutivos
Especializados) a nivel nacional.
6-17
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la capacidad de
atención a los clientes empresariales y estratégicos
Por el constante crecimiento de clientes en el ámbito nacional y con el objetivo de impulsar la
rentabilidad y competitividad del sector industrial, a fin de obtener su satisfacción y lograr su
permanencia, se hace necesario fortalecer la estructura de atención y ofrecer los servicios y
productos que merece un cliente estratégico en cualquier giro de negocio.
Mediante la estrategia Diagnosticadores Empresariales, la CFE proporciona no solo el suministro
dentro de los estándares de calidad requeridos, sino que además ofrece mejores costos por la
aplicación de medidas de ahorro de energía que impacten favorablemente en la facturación de
los clientes y esto les permita incrementar sus márgenes de utilidad, y de la misma forma se
motive un crecimiento más productivo.
Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales
La estrategia Diagnosticadores Empresariales es resultado de las encuestas de satisfacción en
el apartado de Comercio e Industria y de los constantes servicios solicitados a los ejecutivos de
cuenta de CFEctiva Empresarial, los cuales se concentran en el sistema de Atención a Grandes
Clientes, así como en las necesidades expresadas en los diversos medios de contacto; como
centros de Atención a Clientes, Centro de Atención Telefónico, Dependencias y Cámaras
Empresariales, además de la información estadística contenida en los historiales de facturación.
Considera desde los servicios básicos que por naturaleza del negocio ofrece CFE, hasta el
portafolio de servicios diseñado para satisfacer las necesidades observadas, la cartera de
proyectos de ahorro que pueden ser aplicados en cada caso, y eventos especializados en materia
de calidad, ahorro de energía y sostenibilidad sin costo.
El cuadro 6.18 muestra el panorama actual de las condiciones que prevalecen en el mercado
eléctrico nacional, monitoreado y controlado con un indicador que integra estos servicios y
productos, y que permite detectar fácilmente las desviaciones del proceso de Atención a Clientes
Empresariales y Estratégicos, tanto de la parte administrativa como de la operativa.
Indicador Integral CFEctiva Empresarial 2013
Indice de cumplimiento de Atención a Grandes
Clientes
20%
Indice de Satisfacción del Cliente
35%
Indice de Ahorro
30%
Indice de Difusión y Promoción de Ahorro de
Energía
15%
Total
100%
Cuadro 6.18
En la estrategia Diagnosticadores Empresariales se incluyen las áreas críticas y prioritarias del
mercado, las necesidades de adiestramiento y equipo, así como la integración de programas y
su duración o permanencia dentro del proceso. Se incluye el costo tanto de materiales como de
mano de obra calificada, considerando los esquemas de financiamiento para una aplicación
efectiva de los recursos necesarios para equipar y mantener en operación dicho proceso, con un
enfoque de competitividad y sostenibilidad.
6-18
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Objetivos




Disponer de una estructura de atención especializada para aplicar medidas de ahorro y
reducción de consumos en los clientes, tales que les permitan ser más productivos
Obtener la satisfacción y permanencia de los mejores clientes
Diferir inversiones de infraestructura eléctrica
Garantizar la calidad en el suministro de energía eléctrica de acuerdo con los
requerimientos de los clientes
Integración
La estrategia se planea y diseña como un todo, pero considera las particularidades que presentan
los clientes en cada División. Sus diferentes solicitudes y oportunidades no pueden verse en
forma aislada, por lo cual se toman referencias de las necesidades de los clientes de todas las
Divisiones.
La Integración se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación
en orden cronológico, sin menoscabo de la interrelación entre los mismos:







Conformación de estructuras para la coordinación de la estrategia
Diagnóstico del sector empresarial
Diseño de perfiles y planes
Capacitación
Equipamiento
Operación
Monitoreo
Implantación
Actualmente se cuenta con presencia de Diagnosticadores Empresariales en 12 de las
16 Divisiones, dos más en proceso de puesta en marcha (Sureste y Norte) y las dos restantes
(Noroeste y Golfo Centro) aún no cuentan con gestiones al respecto.
Metas Programadas
Se considera una meta de reducción anual de 2´000,000 (dos millones de kWh) por
diagnosticador. De esta forma y tomando en cuenta la cantidad de diagnosticadores que tiene
cada División se fija una meta anual como se muestra en el cuadro 6.19.
6-19
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Meta anual por diagnosticador
División
Ahorro
$
Ahorro
kWh
Bajío
242,875,251
170,380,719
Valle de México
Norte
490,558,216
226,342,737
Oriente
206,482,694
98,940,668
Valle de México
Centro
303,795,013
170,657,325
Valle de México
Sur
201,424,638
96,574,836
Centro Oriente
79,905,193
50,209,379
Centro Sur
44,818,550
77,449,359
Golfo Centro
62,102,078
45,810,593
Baja California
18,722,052
16,483,384
Norte
24,986,770
21,688,171
Centro
Occidente
32,014,105
22,936,592
Peninsular
7,753,240
2,856,278
60,150,707
37,538,944
Jalisco
8,176,839
4,769,907
Sureste
6,658,845
2,879,633
512,736
101,806
Golfo Norte
Noroeste
Metas reales al cierre de agosto de 2013 por División.
Cuadro 6.19
Tiempo de interrupción por usuario en distribución
Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica
entregada a sus clientes es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). Éste indica el tiempo
medio de interrupción que soportan los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede
ser una zona de distribución, una División o al nivel nacional.
Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios
afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se
determina el índice (Área, División, zona, etc.). Es el equivalente del SAIDI por sus siglas en
inglés (System Average Interruption Duration Index), el cual se utiliza en otras empresas
eléctricas al nivel mundial. En la gráfica 6.6 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a
nivel nacional, exceptuando las Divisiones del Valle de México.
6-20
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país
(sin considerar las del Valle de México)
120
107
102
100
88
82
Minutos
80
80.4
80.3
71.2 71.5
74
67.4
55.9
60
45.6
40.1
40
20
0
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
Gráfica 6.1
El Proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) de las 13 Divisiones de
Distribución (sin considerar las del Valle de México), tiene como objetivo disminuir el TIU
mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados.
Tiene como finalidad proporcionar al cliente el suministro de energía eléctrica de calidad, en
específico en lo correspondiente al restablecimiento oportuno. Dicho plan se inició en 2009.
Su objetivo general es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de
distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor
de 32 minutos en las 13 divisiones del interior del país para 2016.
Los objetivos específicos son instalar 33,686 equipos al 2015. A diciembre de 2012 operaban
13,178 EPROSEC, la meta en 2013 es instalar 1,730.
La meta a diciembre de 2013 para las Divisiones del Valle de México, es instalar 5,609 equipos.
A diciembre de 2012 se tenían en operación 4,748, los cuales representan 84.6 por ciento. En
2012 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de 88.04 minutos. El objetivo es reducir el
tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una
aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 59 minutos en 2016.
La información desglosada por División se puede observar en el cuadro 6.20.
6-21
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Metas físicas del EPROSEC
Total de
EPROSEC
necesario para
el proyecto
División de
Distribución
Interior del país
Baja California
Total de
equipo en
operación en
2012
Porcentaje
de avance
1/
693
462
66.7
Noroeste
3,645
637
17.5
Norte
2,443
1,166
47.7
Golfo Norte
4,320
2,399
55.5
Golfo Centro
2,719
555
20.4
Bajío
2,293
1,482
64.6
Jalisco
3,167
784
24.8
Centro Occidente
2,472
1,467
59.3
Centro Sur
2,527
1,287
50.9
Centro Oriente
1,732
744
43.0
Oriente
2,086
833
39.9
Sureste
3,687
621
16.8
Peninsular
1,902
741
39.0
33,686
13,178
39.1
894
864
96.6
Valle de México Centro
1524
1164
76.4
Valle de México Sur
2344
1983
84.6
145
145
100.0
702
592
84.3
5,609
4,748
84.6
Subtotal
Valle de México
Valle de México Norte
Centro Sur
3/
Centro Oriente
Subtotal
1/
2/
3/
4/
4/
2/
Meta EPROSEC a 2015
Meta EPROSEC a 2013
Incluye la Zona Cuernavaca
Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula
Cuadro 6.20
Generación distribuida en distribución
Antecedentes
La Generación Distribuida (GD) por lo general se refiere a la energía eléctrica generada por medio
de pequeñas fuentes de energía en puntos diversos, los cuales se caracterizan por su instalación
cercana al consumo del usuario y se conecta o no a las instalaciones de servicio público. Sus
características generales son:


Impactan en la red eléctrica, ya que reducen el transporte desde los centros de generación
hasta las redes de distribución
La energía generada se destina para el autoconsumo y en pocos casos se revierten flujos
hacia la red de distribución
6-22
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO

POISE 2014-2028
Las potencias estándar a instalar para pequeños productores están en un rango de
0.5 kW hasta los 500 kW.
Expectativa
En años recientes ha aumentado mucho el desarrollo de este tipo de proyectos, principalmente
de los que utilizan fuentes de energía renovable. Desde 2010 y hasta el primer semestre de
2013 se han atendido 145 solicitudes de interconexión de proyectos de generación en
Distribución, los cuales representan una capacidad promedio anual de 210 MW.
Se encuentran actualmente en operación e interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional
83 centrales, de las cuales 19 están conectadas en redes de media tensión de distribución con
una capacidad de 110 MW, lo que representa el 22% del total de las centrales conectadas. Esto
se detalla en el cuadro 6.21.
Número de Centrales Operando desde 2010 por Tipo de Contrato
Tipo de Contrato
Cantidad
Autoabastecedor
Cogenerador
Pequeño Productor
Total
11
3
5
19
Capacidad
(MW)
38.9
7.5
64.1
110.5
Cuadro 6.21
Efectos en las redes de distribución
Debido a que la GD se conecta a la red de media tensión de distribución, cada vez se dedican
más esfuerzos al estudio de su impacto, conforme se avanza en el grado de penetración. El
crecimiento de este tipo de proyectos implicará ajustar los criterios de la operación y planificación
del sistema eléctrico de distribución, a fin de garantizar la confiabilidad y seguridad del mismo
en lo relacionado a las protecciones, la operación y el mantenimiento.
Las protecciones deberán implementar esquemas bidireccionales, que consideren flujos de
potencia a través de la red eléctrica, los cuales se pueden invertir bajo diferentes condiciones de
demanda. En lo que respecta a operación y mantenimiento, al pertenecer al usuario una parte
de la red eléctrica, se hace necesario implementar programas y esquemas para asegurar su
confiabilidad, minimizando los posibles riesgos para el usuario.
Ventajas y Desventajas
Conforme este tipo de generación incremente su penetración en la generación que requiere el
sistema eléctrico, se prevén las siguientes:
Ventajas:



Ayuda a la conservación del medio ambiente al utilizar fuentes de energía renovables, ya
que disminuye las emisiones de CO2 al evitar la generación con combustibles fósiles
Descongestionan los sistemas de transporte de energía eléctrica en la red de alta tensión
Aplazan la necesidad de inversiones en los sistemas de transmisión
6-23
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO


POISE 2014-2028
En baja tensión permite disponer de una reserva en la capacidad instalada del
suministrador
Disminuye los costos de mantenimiento en los elementos de la red de distribución,
(transformadores, cuchillas, líneas, fusibles, etc.)
Desventajas:




Las fuentes de energía intermitentes, eólica y solar, implican la necesidad de incrementar
la capacidad firme disponible para respaldar las variaciones de la generación asociadas a
la intermitencia
Aportan fluctuaciones de voltaje y corriente (Calidad de la Energía) que afecta a los
consumidores vecinos
Requieren sistemas de adquisición y administración de datos más complejos y de mayor
costo
Alto costo de la inversión inicial
Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación distribuida
Consisten en generar parcialmente la energía eléctrica consumida por los usuarios del servicio
público en el mismo sitio de la demanda, mediante la instalación de paneles solares,
interconectados en la modalidad de granja colectiva de generación.
Estos proyectos aprovechan la radiación solar para generar energía limpia y utilizan los espacios
libres dentro de los predios destinados a desarrollos tales como:



Fraccionamientos residenciales
Centros comerciales
Alumbrado público de fraccionamientos, avenidas y parques
Destacan los siguientes beneficios:




Reducción en el consumo de combustibles fósiles
Reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera
Pueden reducir los costos para el usuario final de la energía eléctrica, cuando este paga
íntegramente el costo de suministro
Suministran el 25% y 50% de la demanda requerida por la carga
Los esquemas de financiamiento a través de Hipotecas Verdes, permiten dotar a estos desarrollos
de energía eléctrica mediante paneles y calentadores solares, así como sistemas de uso eficiente
del agua.
Las GSU serán una fuente comunitaria de generación renovable, de forma que un conjunto de
personas físicas o morales podrán generar parte de la energía eléctrica que consumen,
compartiendo obligaciones y derechos que se deriven de la operación de las mismas,
prorrateando entre ellos de manera proporcional, la energía generada.
A la fecha, se han construido GSU en algunos municipios, las cuales se encuentran
interconectadas a la red de CFE con el beneficio de que toda la energía que se genera durante el
día se inyecta a la red y esta misma cantidad se bonifica por la noche a través de la red del
suministrador, lo que les permite satisfacer sus necesidades y reducir los costos de la facturación.
Actualmente se está realizando la capacitación requerida a los contratistas y desarrolladores a
través de las Divisiones de Distribución para difundir los beneficios, implementación y uso de
este tipo de proyectos.
6-24
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Electrificación Rural
Antecedentes
El 14 de agosto de 1937 fue creada la CFE, siendo Presidente el Gral. Lázaro Cárdenas del Río.
Este hecho constituyó un factor clave para el desarrollo social y económico del país, ya que en
ese entonces solamente el 38.2% de la población contaba con electricidad, debido a que se
privilegiaba a los mercados más redituables, entre ellos los centros urbanos.
En 1960, 23 años después de crearse CFE, solo el 44% de la población contaba con electricidad.
Esta situación favoreció que el entonces presidente Adolfo López Mateos, nacionalizara la
industria eléctrica el 27 de septiembre de ese año.
A 2013 —76 años después— el país tiene una cobertura eléctrica al cierre de 2012 del 98.11%
de la población, con un servicio confiable, continuo y de calidad, lo cual representa 117’510,995
habitantes que cuentan con el servicio de energía eléctrica, estando aún pendientes de electrificar
2’216,882 habitantes, o sea, el 1.89% del total de la población, tanto en el ámbito rural como
urbano, ver gráfica 6.2.
Evolución de la cobertura del servicio de energía eléctrica
140,000,000
Población Total
120,000,000
Población Benef iciada
97.6%
Habitantes
100,000,000
97.6%
98.1%
94.6%
80,000,000
87.5%
60,000,000
73.2%
40,000,000
58.3%
44.4%
20,000,000
40.7%
39.9%
29.8%
33.8%
36.2%
0
1910
1920
1930
1940
1950
1960
1970
1980
1990
2000
2010
2011
2012
Gráfica 6.2
Pobreza energética
De acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo en lo referente a los derechos sociales de todos los
mexicanos y en particular al acceso de servicios básicos tales como el suministro de energía
eléctrica, CFE proporciona el servicio a las poblaciones que aún carecen de él mediante los
programas y mecanismos definidos para tal fin. Lo anterior permite fomentar el desarrollo
económico y social de la población.
En la gráfica 6.3 se muestra el porcentaje de la población que carece del servicio de energía
eléctrica por entidad federativa
6-25
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Porcentaje de población sin electrificar
5
4.98%
4.79%
4.5
4
4.28%
3.88%
3.82%
3.58%
3.5
3.11%
Por Ciento %
3
2.5
2
1.5
2.8%
2.59%
2.42%
2.27%
2.14% 2.13%
1.89%
1.76%
1.57%
1.55% 1.52%1.46%
1.38%
1.26%
1.2% 1.19%
1.06%
1
0.5
1.03%
1.02%
0.95%
0.82%
0.65%
0.52%
0.47%
0
Grafica 6.3
Las comunidades que aparecen en color rojo en el diagrama 6.6, representan las localidades
pendientes de electrificar.
Localidades pendientes de electrificar al cierre de 2012
Diagrama 6.6
6-26
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Al cierre de 2012, las localidades pendientes de electrificar considerando cada uno de los estratos
de población por habitante se indica en el cuadro 6.22 y representa un total de 1.89% en el país.
Localidades pendientes de electrificar considerando los estratos de población por habitante
Rango de Población
por habitantes
Localidades de 1 y 2
viviendas
Menores a 50
50 a 99
Mayores a 100
Total
Localidades
Existentes
Habitantes
84,460
39,340
14,715
53,730
192,245
Localidades
451,358
893,308
1,059,471
115,106,858
117,510,995
30,622
10,129
1,718
476
42,945
Por electrificar
Habitantes
(%)
153,817
250,044
174,960
1,638,061
2,216,882
0.13%
0.21%
0.15%
1.39%
1.89%
Población con servicio de energía eléctrica
Rural: 94.03%
Urbana: 99.32%
Total: 98.11%
Cuadro 6.22
Análisis de factibilidad
Para determinar las necesidades de electrificación realizables, es necesario identificar las
localidades factibles, analizándolas de forma multidimensional con las siguientes variantes:








Aspectos técnicos
Conectividad
Legalidad
Seguridad civil
Sostenibilidad
Cohesión social
Costos de instalación y mantenimiento
Viabilidad técnicaeconómica
Para obtener las metas establecidas, es necesario contar con una comunicación y coordinación
con las diferentes dependencias de gobierno, ya que todas las acciones de electrificación se
realizan con su participación.
Como parte importante de las propuestas técnicas de electrificación en localidades aisladas, se
considera la incorporación de fuentes de energías renovables, tales como plantas eléctricas
solares, sistemas híbridos (solar y eólico) y microhidroeléctricas.
Meta de electrificación
Una vez establecidas las necesidades, se determinó que el grado de electrificación a alcanzar
para 2013 — 2023 será de 99.7%, ver cuadro 6.23 —mediante la ejecución de obras de
electrificación en las localidades de mayor pobreza energética, para beneficiar a un total de
1´039,000 habitantes—.
6-27
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Meta de electrificación 2012-2023
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
98.1%
98.3%
98.4%
98.6%
98.7%
98.9%
99.0%
99.2%
99.3%
99.5%
99.6%
99.7%
Cuadro 6.23
Respecto a la aplicación de sistemas de electrificación para comunidades remotas, que se
encuentran muy alejadas de las redes de distribución, para 2014 se tiene prevista la puesta en
servicio de 33 Plantas eléctricas solares en diferentes Estados, como se indica en el cuadro 6.24.
Plantas Eléctricas Solares (PES) a instalarse en 2014
Chihuahua
2
251
Capacidad
[kWh]
64
219
Coahuila
2
339
85
289
Durango
25
3,395
859
2,932
Guerrero
1
231
58
198
Nayarit
San Luis
Potosí
Sonora
1
315
79
269
1
65
17
58
Estado
Total
PES
Habitantes Viviendas
1
186
47
160
33
4,782
1,209
4,125
Cuadro 6.24
6-28
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028
El monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica estimado por CFE,
para el periodo 2014—2028, asciende a casi 2.1 billones de pesos de 2013, con la siguiente
composición: 56% para generación, 12% en obras de transmisión, 21% para distribución y 11%
en mantenimiento de centrales. El cuadro 7.1 resume los requerimientos de inversión.
En el horizonte de planificación considerado, se estima que 40% del monto total de inversiones
será financiado con recursos presupuestales; mientras que el 60% restante, será financiado
mediante el esquema de obra pública financiada o bien con la modalidad de producción
independiente de energía. De acuerdo con lo previsto en el artículo 125 del Reglamento de la
LSPEE, corresponde a la SENER la definición de la modalidad de financiamiento de los proyectos
de generación.
Resumen de las inversiones 2014 — 2028
(millones de pesos de 2013)
CONCEPTO
1/,2/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
GENERACIÓN
31,194
70,126
76,599
59,912
64,331
69,801
73,615
69,121
TRANSMISIÓN
13,049
14,750
19,870
16,805
13,872
15,151
15,964
14,619
DISTRIBUCIÓN
36,250
32,971
28,444
28,203
30,006
30,764
29,319
27,181
MANTENIMIENTO
20,865
13,539
11,483
11,656
14,353
15,583
15,583
15,583
101,358
131,386
136,396
116,576
122,562
131,299
134,481
126,504
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
GENERACIÓN
90,813
109,759
127,490
133,968
127,511
56,898
12,193
1,173,329
TRANSMISIÓN
17,775
18,309
20,823
20,470
16,689
16,428
16,452
251,026
DISTRIBUCIÓN
26,604
26,875
27,316
27,652
27,747
27,653
27,651
434,636
MANTENIMIENTO
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
227,726
150,775
170,526
191,212
197,673
187,530
116,562
71,879
2,086,717
Total
CONCEPTO
Total
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.
2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios
Cuadro 7.1
7-1
TOTAL
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La variación anual de las inversiones es el resultado del perfil de inversión y año de entrada en
operación de cada proyecto. La gráfica 7.1 resume las inversiones por proceso para el periodo
2014—2028.
Inversiones por proceso1/
1,173,329
2,086,717 millones de pesos de 2013
434,636
251,026
Generación
227,726
Transmisión
Distribución
Mantenimiento
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.
Gráfica 7.1
El desglose de los montos anuales de inversión necesarios para atender el servicio público de
energía eléctrica proporcionado por CFE se presenta en el cuadro 7.2. Estos se han agrupado en
los conceptos de generación, transmisión, distribución y mantenimiento de centrales, según el
esquema para su financiamiento. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos y perfiles de
construcción típicos a las obras necesarias definidas en capítulos previos.
7-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversiones 2014—2021
(millones de pesos de 2013)
CONCEPTO
GENERACIÓN
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
1,2/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
31,194
70,126
76,599
59,912
64,331
69,801
73,615
69,121
12,850
33,079
37,967
21,162
19,422
30,917
22,554
30,884
1
Ciclos Combinados
4,467
25,137
18,752
6,326
10,883
20,922
14,522
21,321
2
Eólicas
6,177
5,737
17,010
12,627
5,746
7,056
5,092
6,622
3
Solares
2,205
2,205
2,205
2,209
2,794
2,940
2,940
2,940
10,993
28,363
30,646
33,990
42,867
37,449
49,697
37,416
4,444
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
4
Hidroeléctricas
264
1,068
2,502
5,747
9,420
6,841
8,176
5
Geotermoeléctricas
497
409
264
1,362
867
354
551
226
6
Ciclos Combinados
3,680
18,073
12,606
14,775
13,981
8,465
17,490
5,043
7
Unidades de Combustión Interna
90
1,313
1,692
391
73
8
Nueva Generación Limpia
5,487
9,124
16,522
21,638
23,329
27,677
9
Turbogás
1,440
91
1,358
10
11
Solares
Rehabilitaciones y Modernizaciones
OBRA PRESUPUESTAL
1,543
18
69
24
1
58
4,902
7,431
6,597
2,500
647
151
151
7,351
8,683
7,985
4,761
2,041
1,434
1,364
821
12
Hidroeléctricas
1,933
4,822
4,405
3,784
1,926
1,264
1,244
631
13
Rehabilitaciones y Modernizaciones
5,418
3,861
3,580
977
115
170
120
190
TRANSMISIÓN
14
13,049
14,750
19,870
16,805
13,872
15,151
15,964
14,619
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
4,921
7,911
9,834
5,677
5,328
5,874
6,095
4,512
Programa de Transmisión
4,921
7,911
9,834
5,677
5,328
5,874
6,095
4,512
8,128
6,839
10,036
11,128
8,544
9,277
9,869
10,107
OBRA PRESUPUESTAL
15
Programa de Transmisión
1,160
1,214
4,015
4,826
1,777
1,958
2,032
1,503
16
Modernización de Transmisión (S T y T)
5,511
4,363
4,676
5,020
5,400
5,813
6,267
6,764
17
Modernización de sistemas (CENACE)
355
389
410
278
287
343
317
487
18
Modernización Área Central
1,102
873
935
1,004
1,080
1,163
1,253
1,353
36,250
32,971
28,444
28,203
30,006
30,764
29,319
27,181
7,764
5,845
1,112
104
3,568
4,015
2,802
1,071
7,764
5,845
1,112
104
3,568
4,015
2,802
1,071
28,486
27,126
27,332
28,099
26,438
26,749
26,517
26,110
DISTRIBUCIÓN
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
19
Programa de Subtransmisión
OBRA PRESUPUESTAL
20
Programa de Subtransmisión
3,862
2,353
2,406
3,013
1,189
1,337
934
358
21
Programa de Distribución
7,042
7,083
7,126
7,174
7,220
7,266
7,315
7,364
22
Programa de Distribución Área Central
5,655
5,690
5,726
5,760
5,798
5,836
5,876
5,914
23
Modernización de Distribución
6,660
6,700
6,742
6,785
6,830
6,873
6,919
6,966
24
Modernización de Distribución Área Central
5,267
5,300
5,332
5,367
5,401
5,437
5,473
5,508
20,865
13,539
11,483
11,656
14,353
15,583
15,583
15,583
19,252
12,146
10,481
11,619
14,353
15,583
15,583
15,583
1,613
1,394
1,003
38
101,358
131,386
136,396
116,576
122,562
131,299
134,481
MANTENIMIENTO
25
Centrales generadoras de CFE
26
Conversión dual de centrales térmicas
TOTAL
126,504
Continúa…
Cuadro 7.2a
7-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversiones 2022—2028
(millones de pesos de 2013)
1,2/
…Continuación
CONCEPTO
GENERACIÓN
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
TOTAL
2014-2028
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
90,813
109,759
127,490
133,968
127,511
56,898
12,193
1,173,329
27,283
19,011
24,870
27,011
23,163
18,988
6,028
355,188
17,071
12,096
17,955
20,096
16,248
12,094
2,368
220,258
95,401
1
Ciclos Combinados
2
Eólicas
7,272
3,975
3,975
3,975
3,975
3,963
2,198
3
Solares
2,940
2,940
2,940
2,940
2,940
2,931
1,461
39,530
62,758
89,936
101,833
106,281
104,001
37,748
6,089
780,068
3,647
3,250
3,477
3,898
2,945
1,293
327
57,301
339
226
339
226
339
212
6,557
17,270
4,407
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
4
Hidroeléctricas
5
Geotermoeléctricas
6
Ciclos Combinados
7
Unidades de Combustión Interna
8
Nueva Generación Limpia
9
Turbogás
10
Solares
11
Rehabilitaciones y Modernizaciones
OBRA PRESUPUESTAL
335
16
49,340
69,173
6,212
122,347
3,935
93,608
100,976
0
1,181
2,539
100,717
36,244
5,762
559,596
8,153
146
22,379
771
813
788
676
348
162
76
38,073
12
Hidroeléctricas
565
555
515
586
338
112
26
22,705
13
Rehabilitaciones y Modernizaciones
206
258
273
90
10
50
50
15,368
TRANSMISIÓN
14
17,775
18,309
20,823
20,470
16,689
16,428
16,452
251,026
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
6,406
6,343
7,650
6,698
3,554
2,815
2,028
85,646
Programa de Transmisión
6,406
6,343
7,650
6,698
3,554
2,815
2,028
85,646
11,369
11,966
13,173
13,772
13,135
13,613
14,424
165,380
OBRA PRESUPUESTAL
15
Programa de Transmisión
2,135
2,114
2,551
2,233
1,186
939
676
30,319
16
Modernización de Transmisión (S T y T)
7,310
7,913
8,572
9,298
9,711
10,307
11,002
107,927
17
Modernización de sistemas (CENACE)
18
Modernización Área Central
DISTRIBUCIÓN
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
19
Programa de Subtransmisión
OBRA PRESUPUESTAL
462
356
336
381
296
306
546
5,549
1,462
1,583
1,714
1,860
1,942
2,061
2,200
21,585
26,604
26,875
27,316
27,652
27,747
27,653
27,651
434,636
505
574
771
886
818
608
464
30,907
505
574
771
886
818
608
464
30,907
26,099
26,301
26,545
26,766
26,929
27,045
27,187
403,729
20
Programa de Subtransmisión
169
192
257
296
273
203
155
16,997
21
Programa de Distribución
7,415
7,466
7,517
7,570
7,623
7,676
7,729
110,586
22
Programa de Distribución Área Central
5,954
5,998
6,037
6,079
6,122
6,165
6,208
88,818
23
Modernización de Distribución
7,014
7,060
7,110
7,158
7,209
7,258
7,312
104,596
24
Modernización de Distribución Área Central
5,547
5,585
5,624
5,663
5,702
5,743
5,783
82,732
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
227,726
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
15,583
223,680
150,775
170,526
191,212
197,673
187,530
116,562
71,879
2,086,717
MANTENIMIENTO
25
Centrales generadoras de CFE
26
Conversión dual de centrales térmicas
TOTAL
4,046
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.
2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios
Cuadro 7.2b
7-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Inversiones en generación
Las inversiones en generación del cuadro 7.2 se clasifican en tres rubros: Producción
Independiente de Energía (PIE), conceptos 1, 2 y 3; Obra Pública Financiada (OPF), rubros 4 al
11; y Obra Presupuestal (OP), conceptos 12 y 13.
En la modalidad de PIE se consideran únicamente las centrales ya aprobadas con este esquema
de financiamiento.
En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las
correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, ciclos combinados,
unidades de combustión interna, nueva generación limpia, turbogás, solar, rehabilitaciones y
modernizaciones.
En la categoría de nueva generación limpia se incluyen plantas carboeléctricas con captura y
secuestro de CO2, nucleoeléctricas y las renovables.
Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de
centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 7.3. El total de los montos
de OP y OPF corresponden a los conceptos 13 y 11 del cuadro 7.2, lo cual se indica entre paréntesis
después de cada concepto.
Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras
(millones de pesos de 2013)
2014
2015
2016
2017
2018
2019-2028
Total
815
463
475
432
110
1,417
3,712
1,222
330
C.T. Tula unidad 5
767
1,271
Mantenimiento y estudios de
centrales eólicas
121
74
Mantenimiento y estudios de
centrales geotérmicas
1,109
410
327
1,846
899
945
1,275
3,119
Obra presupuestal (13)
Modernización de centrales
hidroeléctricas
Modernización de centrales
térmicas
Perforación de pozos en
Cerro Prieto
Otros
Subtotal
1,552
1,460
515
4,013
195
485
368
43
30
5
5,418
3,861
3,580
977
115
931
1,417
15,368
Obra pública financiada (11)
CCC Poza Rica
CCC El Sauz Paquete 1
CT Altamira Unidades 1 y 2
36
36
57
57
1,248
1,249
1,244
151
708
708
635
309
CCC Tula Paquetes 1 y 2
34
1,685
1,687
436
3,842
CH Temascal Unidades 1 a 4
43
119
110
34
306
CT José López Portillo
Otros
Subtotal
Total
3,892
50
2,410
2,776
3,670
2,921
1,570
597
302
11,836
4,902
10,320
7,431
11,292
6,597
10,177
2,500
3,477
647
762
302
1,719
22,379
37,747
Cuadro 7.3
7-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Inversiones en transmisión
El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados
en los conceptos 14 y 15 del cuadro 7.2.
Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento
corresponden a los rubros 19 y 20 del mismo cuadro.
A su vez el cuadro 7.4 presenta las inversiones en líneas, subestaciones y equipos de
compensación reactiva por modalidad de financiamiento para transmisión y subtransmisión. El
total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 14 y 19 para OPF y
los rubros 15 y 20 para OP del cuadro 7.2.
Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento
(millones de pesos de 2013)
1/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
Obra Presupuestal
1,345
1,275
3,436
3,299
1,158
1,218
888
830
Obra Pública Financiada
3,287
5,359
5,588
3,295
3,472
3,657
2,665
2,491
4,632
6,634
9,024
6,594
4,630
4,875
3,553
3,321
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Obra Presupuestal
1,127
1,068
1,637
1,527
797
590
368
Obra Pública Financiada
3,382
3,203
4,910
4,580
2,388
1,769
1,106
51,152
4,509
4,271
6,547
6,107
3,185
2,359
1,474
71,715
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Obra Presupuestal
3,517
2,152
2,625
4,020
1,672
1,988
1,976
920
Obra Pública Financiada
8,918
7,496
4,303
2,170
5,013
5,965
5,927
2,758
12,435
9,648
6,928
6,190
6,685
7,953
7,903
3,678
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Obra Presupuestal
1,081
1,105
938
773
613
532
435
Obra Pública Financiada
3,244
3,315
2,813
2,316
1,839
1,593
1,304
58,974
4,325
4,420
3,751
3,089
2,452
2,125
1,739
83,321
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
Obra Presupuestal
160
141
360
521
137
89
101
111
Obra Pública Financiada
480
900
1,055
315
410
268
305
333
640
1,041
1,415
836
547
357
406
444
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2020
2021
Líneas
Total
Total
Líneas
Total
20,563
Subestaciones
Total
Total
Subestaciones
Total
24,347
Compensación
Total
Total
Compensación
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Total
95
133
232
229
49
21
28
285
399
697
688
145
62
84
6,426
380
532
929
917
194
83
112
8,833
1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013
Cuadro 7.4
7-6
2,407
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
La inversión en infraestructura clasificada por niveles de tensión se presenta en el cuadro 7.5. El
monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 14, 15, 19
y 20 del cuadro 7.2.
Inversiones por nivel de tensión
(millones de pesos de 2013)
1/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
400 kV
1,308
4,355
5,889
3,895
2,017
2,731
1,723
1,590
230 kV
459
513
2,139
1,333
754
656
952
1,039
2,865
1,766
996
1,366
1,859
1,488
878
692
4,632
6,634
9,024
6,594
4,630
4,875
3,553
3,321
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
400 kV
3,258
2,767
5,184
5,042
2,784
1,595
1,078
45,216
230 kV
822
1,071
757
543
171
649
236
12,094
161 -69 kV
429
433
606
522
230
115
160
14,405
4,509
4,271
6,547
6,107
3,185
2,359
1,474
71,715
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
400 kV
1,035
1,854
2,728
1,751
1,521
1,655
1,226
700
230 kV
2,789
1,082
1,098
1,583
1,637
1,548
1,362
1,326
Líneas
161 -69 kV
Total
Total
Líneas
Total
Subestaciones
161 -69 kV
8,611
6,712
3,102
2,856
3,527
4,750
5,315
1,652
12,435
9,648
6,928
6,190
6,685
7,953
7,903
3,678
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
400 kV
1,711
2,076
1,720
1,499
1,040
705
608
21,829
230 kV
1,630
1,562
1,073
636
445
506
469
18,746
984
782
958
954
967
914
662
42,746
4,325
4,420
3,751
3,089
2,452
2,125
1,739
83,321
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
400 kV
169
437
784
401
273
125
158
257
230 kV
222
355
324
75
Total
Total
Subestaciones
161 -69 kV
Total
Compensación
161 -69 kV
Total
249
249
307
360
274
232
248
187
640
1,041
1,415
836
547
357
406
444
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
189
283
703
875
189
73
56
4,972
4
17
24
19
1,040
191
245
209
18
5
9
38
2,821
380
532
929
917
194
82
113
8,833
Total
Compensación
400 kV
230 kV
161 -69 kV
Total
1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013
Cuadro 7.5
El cuadro 7.6 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión,
que se presenta en el rubro 16 del cuadro 7.2.
7-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversiones de transmisión
(millones de pesos de 2013)
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
Modernización de
subestaciones
2,311
1,634
1,797
1,977
2,175
2,392
2,632
2,895
3,184
3,503
3,853
4,238
4,450
4,761
5,128
46,930
Modernización de
Líneas
1,056
1,043
1,148
1,262
1,388
1,527
1,680
1,848
2,033
2,236
2,461
2,708
2,843
3,042
3,277
29,552
Infraestructura de
acceso a Red
Nacional de F.O.
1,589
1,207
1,219
1,231
1,244
1,256
1,269
1,281
1,294
1,307
1,320
1,333
1,347
1,360
1,373
19,630
Equipo operativo y
herramental
203
124
137
150
165
182
200
220
241
266
292
322
338
361
389
3,590
Mobiliario y equipo
de oficina
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
74
79
81
1,074
Equipo de
transporte
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
70
74
79
81
1,074
107
106
115
128
142
156
171
187
206
227
249
274
288
308
332
2,996
75
75
83
91
101
111
121
133
146
161
177
195
205
219
236
2,129
30
34
37
41
45
49
54
60
66
73
80
88
92
98
105
952
Equipo Diverso
Equipo de Maniobra
Equipo de
Laboratorio
Total
5,511 4,363 4,676 5,020 5,400 5,813 6,267 6,764 7,310 7,913 8,572 9,298 9,711
10,307 11,002 107,927
F.O. “fibra óptica”
Cuadro 7.6
En el cuadro 7.7 se detalla el programa de inversiones del CENACE, el cual se presenta en el rubro
17 del cuadro 7.2.
Programa de inversiones del CENACE
(millones de pesos de 2013)
Proyectos
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Mobiliario
13
13
13
17
17
17
19
19
19
21
21
21
21
21
21
273
Vehículos
13
13
13
17
17
17
19
19
19
21
21
21
21
21
21
273
47
48
49
49
56
56
59
59
62
64
64
64
64
64
64
869
32
35
35
35
37
38
40
40
42
45
45
45
45
45
45
604
Modernización y
equipo para el CENAL
y áreas de Control
50
50
60
60
80
65
80
70
80
70
100
90
50
50
100
1,055
Sistemas de Tiempo
Real
80
200
200
20
40
60
60
200
200
40
40
50
50
50
200
1,490
Programa de equipo
de computo para
seguridad informática
70
20
20
20
20
70
20
20
20
70
20
20
20
30
70
510
Programa de equipo
de comunicaciones
50
10
20
60
20
20
20
60
20
25
25
70
25
25
25
475
355
389
410
278
287
343
317
487
462
356
336
381
296
306
546
5,549
Construcción de
nuevos centros
Ampliación de centros
de control
Total recursos
presupuestales
Cuadro 7.7
7-8
Total
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Inversiones en distribución
El programa de inversión para distribución se muestra en el cuadro 7.8, el cual detalla la
información de redes y su modernización. Los subtotales corresponden a los conceptos 21 y 23
del cuadro 7.2. Estas inversiones excluyen lo correspondiente a las Divisiones del Área Central
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2013)
Redes de
distribución
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Construcción y
ampliación de líneas
678
682
687
691
695
700
705
709
714
719
724
729
734
739
745
10,651
Construcción y
ampliación de
subestaciones
551
555
558
562
565
569
573
577
581
585
589
593
597
601
605
8,661
2,091
2,104
2,117
2,130
2,144
2,158
2,172
2,186
2,202
2,217
2,232
2,248
2,263
2,279
2,295
32,838
Adquisición de
transporte
436
438
441
444
447
450
453
456
459
462
465
469
472
475
478
6,845
Adquisición de
equipo de cómputo
y comunicaciones
366
368
371
373
375
378
380
383
385
388
391
394
396
399
402
5,749
Adquisición de
equipo y muebles
114
115
116
117
117
118
119
120
120
121
122
123
124
125
126
1,797
Adquisición de
herramientas y
equipo de
laboratorio
214
215
217
218
219
221
222
224
225
227
228
230
232
233
235
3,360
2,084
2,095
2,105
2,122
2,137
2,148
2,163
2,178
2,194
2,208
2,224
2,238
2,255
2,271
2,286
32,708
508
511
514
517
521
524
528
531
535
539
542
546
550
554
557
7,977
7,042
7,083
7,126
7,174
7,220
7,266
7,315
7,364
7,415
7,466
7,517
7,570
7,623
7,676
Ampliación de redes
Adquisición de
acometidas y
medidores
Construcción y
rehabilitación de
centros de atención
Subtotal
Total
7,729 110,586
Modernización de distribución
Subestaciones
1,129
1,136
1,143
1,150
1,157
1,165
1,173
1,180
1,189
1,197
1,205
1,214
1,222
1,231
1,239
17,730
Líneas
2,013
2,025
2,038
2,051
2,064
2,077
2,091
2,105
2,120
2,134
2,149
2,164
2,179
2,194
2,210
31,614
Redes
2,190
2,203
2,215
2,229
2,247
2,259
2,274
2,293
2,307
2,320
2,338
2,353
2,370
2,385
2,404
34,387
Equipo de
transporte
406
408
411
414
416
419
422
424
427
430
433
436
439
442
446
6,373
Herramientas y
equipo de
laboratorio
242
244
245
247
248
250
252
253
255
257
259
260
262
264
266
3,804
45
45
46
46
46
47
47
47
47
48
48
48
49
49
50
708
Equipo de cómputo
y comunicaciones
171
172
174
175
176
177
178
179
180
182
183
184
186
187
188
2,692
Edificios
464
467
470
473
476
479
482
485
489
492
495
499
502
506
509
7,288
6,660
6,700
6,742
6,785
6,830
6,873
6,919
6,966
7,014
7,060
7,110
7,158
7,209
7,258
Equipo de oficinas y
muebles
Subtotal
Total
7,312 104,596
13,702 13,783 13,868 13,959 14,050 14,139 14,234 14,330 14,429 14,526 14,627 14,728 14,832 14,934 15,041 215,182
Cuadro 7.8
La clasificación de la inversión en redes de distribución y su modernización por División de
Distribución se detalla en el cuadro 7.9.
7-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución
(millones de pesos de 2013)
Redes
División
1/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Baja California
424
426
429
432
435
437
440
443
446
449
452
456
459
462
465
Noroeste
624
628
632
636
640
644
649
653
658
662
667
671
676
681
686
9,807
Norte
833
838
843
849
854
859
865
871
877
883
889
895
902
908
914
13,080
Golfo Norte
676
680
684
689
693
698
702
707
712
717
722
727
732
737
742
10,618
Centro Occidente
284
285
287
289
291
293
295
297
299
301
303
305
307
309
311
4,456
Centro Sur
436
439
441
444
447
450
453
456
459
462
465
469
472
475
478
6,846
Oriente
497
500
503
506
510
513
516
520
523
527
531
534
538
542
546
7,806
Sureste
574
577
581
584
588
592
596
600
604
608
612
617
621
625
630
9,009
Bajío
792
796
801
806
812
817
822
828
834
839
845
851
857
863
869
12,432
Golfo Centro
409
412
414
417
419
422
425
428
431
434
437
440
443
446
449
6,426
Centro Oriente
382
384
386
389
391
394
397
399
402
405
407
410
413
416
419
5,994
Peninsular
449
452
455
458
461
464
467
470
473
477
480
483
486
490
493
7,058
Jalisco
662
666
670
675
679
683
688
692
697
702
707
712
717
722
727
10,399
7,042
7,083
7,126
7,174
7,220
7,266
7,315
7,364
7,415
7,466
7,517
7,570
7,623
7,676
7,729
110,586
Subtotal
Modernización
División
Total
6,655
2/
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Baja California
401
403
406
408
411
414
416
419
422
425
428
431
434
437
440
Noroeste
591
594
598
602
606
610
614
618
622
626
631
635
639
644
648
9,278
Norte
788
793
798
803
808
813
818
824
830
835
841
847
853
859
865
12,375
Golfo Norte
639
643
647
651
656
660
664
669
673
678
683
687
692
697
702
10,041
Centro Occidente
268
270
272
273
275
277
279
281
283
284
286
288
290
292
294
4,212
Centro Sur
412
415
417
420
423
425
428
431
434
437
440
443
446
449
453
6,473
Oriente
470
473
476
479
482
485
488
492
495
498
502
505
509
512
516
7,382
Sureste
543
546
549
553
556
560
564
567
571
575
579
583
587
591
596
8,520
Bajío
749
753
758
763
768
773
778
783
789
794
799
805
811
816
822
11,761
Golfo Centro
387
389
392
394
397
399
402
405
407
410
413
416
419
422
425
6,077
Centro Oriente
361
363
365
368
370
372
375
377
380
383
385
388
391
393
396
5,667
Peninsular
425
428
430
433
436
439
442
445
448
451
454
457
460
463
467
6,678
Jalisco
Subtotal
Total
Total
6,295
626
630
634
638
642
646
651
655
660
664
669
673
678
683
688
9,837
6,660
6,700
6,742
6,785
6,830
6,873
6,919
6,966
7,014
7,060
7,110
7,158
7,209
7,258
7,312
104,596
13,702
13,783
13,868
13,959
14,050
14,139
14,234
14,330
14,429
14,526
14,627
14,728
14,832
14,934
15,041
215,182
1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisición de herrami entas y
equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas
no-técnicas y acometidas y medidores.
2/ En subestaciones, líneas y redes.
Cuadro 7.9
El cuadro 7.10 muestra el programa de inversión para distribución en el área Central, detalla la
información de redes y su modernización, que corresponden a los conceptos 22 y 24 del cuadro
7.2.
7-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución, área Central
(millones de pesos de 2013)
Redes de
distribución
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Construcción y
ampliación de líneas
436
438
441
444
447
450
453
456
459
462
465
468
472
475
478
6,844
Construcción y
ampliación de
subestaciones
413
415
418
420
423
426
429
431
435
438
441
444
447
450
453
6,483
2,651
2,667
2,684
2,701
2,718
2,736
2,755
2,772
2,792
2,811
2,830
2,850
2,870
2,890
2,910
41,637
Adquisición de
transporte
343
345
348
350
352
354
357
359
362
364
366
369
372
374
377
5,392
Adquisición de
equipo de cómputo
y comunicaciones
270
271
273
275
276
278
280
282
284
286
288
290
292
294
296
4,235
75
75
75
76
76
77
77
78
78
79
80
80
81
81
82
1,170
Adquisición de
herramientas y
equipo de
laboratorio
182
183
184
185
186
187
189
190
191
193
194
195
197
198
199
2,853
Adquisición de
acometidas y
medidores
956
965
970
973
982
988
994
1,002
1,006
1,016
1,021
1,029
1,034
1,044
1,051
15,031
Construcción y
rehabilitación de
centros de atención
329
331
333
336
338
340
342
344
347
349
352
354
357
359
362
5,173
5,655
5,690
5,726
5,760
5,798
5,836
5,876
5,914
5,954
5,998
6,037
6,079
6,122
6,165
6,208
88,818
Ampliación de redes
Adquisición de
equipo y muebles
Subtotal
Total
Modernización de distribución, área Central
Subestaciones
893
898
904
910
915
921
928
934
940
947
953
960
967
973
980
14,023
Líneas
1,592
1,602
1,612
1,622
1,632
1,643
1,654
1,665
1,677
1,688
1,700
1,712
1,724
1,736
1,748
25,007
Redes
1,730
1,743
1,753
1,765
1,777
1,787
1,799
1,810
1,823
1,836
1,848
1,860
1,873
1,888
1,902
27,194
Equipo de
transporte
321
323
325
327
329
332
334
336
338
340
343
345
348
350
352
5,043
Herramientas y
equipo de
laboratorio
192
193
194
195
196
198
199
200
202
203
205
207
207
209
210
3,010
36
36
36
36
37
37
37
37
38
38
38
38
39
39
39
561
Equipo de cómputo
y comunicaciones
136
136
137
138
139
140
141
142
143
144
145
146
147
148
149
2,131
Edificios
367
369
371
374
376
379
381
384
386
389
392
395
397
400
403
5,763
5,267
5,300
5,332
5,367
5,401
5,437
5,473
5,508
5,547
5,585
5,624
5,663
5,702
5,743
5,783
82,732
Equipo de oficinas y
muebles
Subtotal
Total
10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991 171,550
Cuadro 7.10
Finalmente para el área Central, el cuadro 7.11 detalla la clasificación de la inversión en redes de
distribución y su modernización por división.
7-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Programa de inversión presupuestal en redes de distribución por división del área Central
(millones de pesos de 2013)
Redes
División
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
Valle de México Norte
1,725
1,736
1,747
1,758
1,769
1,781
1,793
1,805
1,817
1,830
1,842
1,855
1,868
1,881
1,894
27,101
Valle de México Centro
1,954
1,966
1,978
1,990
2,003
2,016
2,030
2,043
2,057
2,072
2,086
2,100
2,115
2,130
2,145
30,685
Valle de México Sur
1,313
1,321
1,330
1,338
1,347
1,355
1,365
1,373
1,383
1,393
1,402
1,412
1,422
1,432
1,442
20,628
Centro Sur
198
199
200
201
203
204
205
207
208
210
211
212
214
215
217
3,104
Centro Oriente
465
468
471
473
476
480
483
486
489
493
496
500
503
507
510
7,300
5,655
5,690
5,726
5,760
5,798
5,836
5,876
5,914
5,954
5,998
6,037
6,079
6,122
6,165
6,208
88,818
Total
Modernización
División
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
Total
Valle de México Norte
1,607
1,617
1,627
1,638
1,648
1,659
1,670
1,681
1,693
1,704
1,716
1,728
1,740
1,752
1,765
25,245
Valle de México Centro
1,820
1,831
1,842
1,854
1,866
1,878
1,891
1,903
1,916
1,930
1,943
1,957
1,970
1,984
1,998
28,583
Valle de México Sur
1,223
1,231
1,239
1,246
1,254
1,263
1,271
1,279
1,288
1,297
1,306
1,315
1,324
1,334
1,343
19,213
184
185
186
188
189
190
191
192
194
195
197
198
199
201
202
2,891
Centro Sur
Centro Oriente
Subtotal
Total
433
436
438
441
444
447
450
453
456
459
462
465
469
472
475
6,800
5,267
5,300
5,332
5,367
5,401
5,437
5,473
5,508
5,547
5,585
5,624
5,663
5,702
5,743
5,783
82,732
10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991
171,550
Cuadro 7.11
7-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
ANEXO A
A.1
POISE 2014-2028
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes
El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva de generación en el Sistema
Interconectado Nacional en función del número de centrales y unidades generadoras.
Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional
al 31 de diciembre de 2012 (servicio público)
Tipo de generación
Número de
centrales
Número de
unidades
79
217
11
Capacidad
MW
%
11,544
23.1
49
9,236
18.5
68
168
2,308
4.6
10
470
2,439
4.9
Termoeléctrica
101
306
36,027
72.0
Total
190
993
50,009
100.0
Hidroeléctrica
Con regulación
1/
Sin regulación
"Otras con generación limpia" 2/
1/ No se incluye La Yesca
2/ Incluye nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica
Cuadro A.1
El grupo de generación con capacidad de regulación representa el 80.0% del total hidroeléctrico
en operación y está integrado por 11 Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH):





Angostura, Chicoasén, Malpaso y Peñitas; en el río Grijalva
Caracol, Infiernillo y Villita; en el río Balsas
Temascal; en donde se unen los afluentes Tonto y Santo Domingo del río
Papaloapan
El Cajón y Aguamilpa; en el río Santiago
Zimapán; en el río Moctezuma.
El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo
cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo.
Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por
las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus
características se indican en los cuadros A.2a y A.2b.
A-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidades, aportaciones tipo medio e índices de regulación de las Grandes Centrales
Hidroeléctricas
Desembocadura
Golfo de México
Grijalva
Río
Tonto y
Santo
Domingo
Moctezuma
Central
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Peñitas
Temascal
Zimapán
Unidades y
capacidades
(MW)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
2 x 100
4 x 38.5
2 x 146
Capacidad
(MW)
900
2,400
1,080
420
354
292
13,170
216
9,317
130
8,828
100.00
1.64
70.75
0.99
10,166
2,261
5,560
3,668
129.55
1.74
51.80
0.60
Volumen útil
máximo
(MMm3)
Capacidad del
embalse
respecto al de
Angostura (%)
Aportaciones
anuales
2/
promedio
1/
67.03
15,036
699
5.31
3/
816
4/
3
(Mm )
IRH
1/
2/
3/
4/
5/
5/
(%)
58.72
85.61
Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal
Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)
Al integrar las aportaciones de los afluentes Tonto y Santo Domingo, en el río Papaloapan
Con la estadística de aportaciones disponible 1980 — 2012 (33 años)
Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones
tipo año medio de toda su cuenca
Cuadro A.2a
Desembocadura
Océano Pacífico
Balsas
Río
Santiago
Central
Caracol
Infiernillo
Villita
La Yesca
Unidades y
capacidades
(MW)
3 x 200
4 x 200
2 x 180
2 x 80
2 x 70
Capacidad
(MW)
600
1,160
768
Volumen útil
máximo
1/
El Cajón
Aguamilpa
2 x 375
2 x 375
3 x 320
300
750
750
960
6,054
221
1,392
1,335
2,629
5.83
45.97
1.68
10.57
10.14
19.96
5,096
9,767
0
3,610
160
2,462
15.07
40.73
1.49
38.56
35.42
42.19
(MMm3)
Capacidad del
embalse
respecto al de
Angostura (%)
Aportaciones
anuales
promedio
2/
(Mm3)
IRH
3/
(%)
1/ Entrará en operación a finales de 2013. Sus aportaciones incluyen las de Santa Rosa
2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)
3/ Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones
tipo año medio de toda su cuenca
Cuadro A.2b
A-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Las hidroeléctricas del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también
hidroeléctricas menores o sin regulación (CHm), generan en periodos cortos —semanales o
diarios— las aportaciones que reciben con el propósito de minimizar derrames. Para fines de
planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes.
El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años.
Las hidroeléctricas se clasifican en función del tipo de regulación.
Distribución histórica de la generación bruta en el
Sistema Interconectado Nacional, 2003 — 2012
Tipo de generación
Total
Aportaciones
tipo
Con regulación
Sin regulación 1/
Hidroeléctrica
"Otras con generación limpia"
Termoeléctrica
Total
1/, 2/
2/, 3/
Unidades
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
GWh
%
19,753
10.3
25,076
12.8
27,611
13.4
30,305
14.3
27,042
12.4
38,892
17.7
26,445
11.9
36,738
16.0
35,796
14.6
31,317
12.7
seco
seco
seco
medio
medio
húmedo
seco
húmedo
medio
seco
GWh
GWh
15,428
4,325
19,812
5,265
21,066
6,546
24,004
6,301
19,961
7,081
31,026
7,866
19,823
6,622
29,109
7,630
29,698
6,098
26,059
5,258
GWh
%
11,644
6.1
10,831
5.5
12,550
6.1
12,728
6.0
12,451
5.7
11,896
5.4
12,572
5.7
7,906
3.5
12,129
4.9
11,954
4.8
GWh 160,237 160,246 165,768 169,100 179,331 169,439 182,405 184,276 197,241 204,186
%
83.6
81.7
80.5
79.7
82.0
76.9
82.4
80.5
80.5
82.5
GWh 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824 220,227 221,422 228,921 245,166 247,457
%
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
100.0
1/ Incluye área Noroeste en todo el periodo (la región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)
2/ Incluye PIE
3/ Incluye generación nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica
Cuadro A.3
A.2
Niveles recomendados de operación (NRO)
Centrales Hidroeléctricas (GCH)
en
las Grandes
Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para
aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles.
Al seguir la estrategia, la producción de cada una de las GCH se maximiza.
En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidos al simular
su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de aportaciones
hidráulicas de los 61 años disponibles en la muestra histórica 1952—2012. Para Angostura, la
única hidroeléctrica de regulación plurianual, se determinó una curva de niveles máximos que no
debiera ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.
A-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Niveles recomendados de operación (msnm)
1952 — 2012 (61 años)
Desembocadura
1/
en las GCH
Golfo de México
Río
Grijalva
Centrales
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Tonto y Santo
Domingo
Moctezuma
Temascal
Zimapán
Peñitas
Capacidad efectiva instalada (MW)
Unidades y
capacidades
Total
(4 x 38.5) +
(2 x 100)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
900
2,400
1,080
420
354
292
2 x 146
Niveles críticos (msnm)
Name
2/
539.50
395.00
188.00
95.50
68.50
1,563.00
Namo
3/
533.00
392.50
182.50
87.40
66.50
1,560.00
522.00
388.33
169.67
86.60
59.07
1,546.67
500.00
380.00
144.00
85.00
44.20
1,520.00
Nivel de diseño
Namino
4/
5/
Volumen útil (Mm3) y energía almacenada (GWh)
Al Namo
32,360
13,170
216
9,317
130
8,828
699
18,273
13,498
165
2,580
11
1,012
1,007
Restricciones
Mes
6/
7/
10/
7/
11/
6/
7/
11/
8/
7/
11/
6/
7/
11/
7/
12/
9/
Enero
20
533.00
58
392.50 182.00 159
181.20
68
87.40 64.21 26
60.80
20
1,559.80
Febrero
20
533.00
58
392.50
144
180.40
61
87.40
23
59.50
20
1,559.30
Marzo
20
532.80
58
392.50
159
179.40
68
87.40
26
57.60
20
1,558.50
Abril
20
530.60
58
392.50
154
178.30
66
87.40
25
55.50
20
1,557.10
Mayo
20
527.70
58
392.50
159
177.30
68
87.40
26
53.20
20
1,554.60
Junio
524.50 20
524.40
58
392.50 178.00 154
176.00
66
87.40 52.21 25
49.10
20
1,551.30
Julio
524.50 20
524.30
58
392.50 176.00 159
173.20
68
87.40 52.21 26
49.60
20
1,547.60
Agosto
524.50 20
524.40
58
392.50 174.00 159
170.60
68
87.40 54.61 26
54.00
20
1,545.50
Septiembre
526.00 20
525.90
58
392.50 171.50 154
167.40
66
87.40 56.90 25
56.80
20
1,542.50
Octubre
530.00 20
529.30
58
392.50 176.18 159
173.20
68
87.40 61.21 26
60.70
20
1,549.40
Noviembre
20
533.00
58
392.50 182.00 154
182.00
66
87.40 62.21 25
62.20
20
1,560.00
Diciembre
20
533.00
58
392.50 182.00 159
181.70
68
87.40 64.21 26
61.80
20
1,559.90
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
8/
9/
10/
11/
12/
Al día primero de cada mes
Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
Nivel de Aguas Máximas de Operación
A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada
Nivel de Aguas Mínimas de Operación
Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm)
Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace
Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)
Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes)
Niveles que no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar el valor esperado de derrames
Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años)
Con la estadística de escurrimientos 1980 — 2012 (33 años)
Cuadro A.4a
A-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Niveles recomendados de operación (msnm)
1952 — 2012 (61 años)
Desembocadura
1/
en las GCH
Océano Pacífico
Río
Balsas
Centrales
Caracol
Santiago
Infiernillo
Villita
La Yesca
El Cajón
Aguamilpa
Capacidad efectiva instalada (MW)
Unidades y
capacidades
Total
3 x 200
(4 x 200) + (2 x 180)
(4 x 80)
2 x 375
2 x 375
3 x 320
600
1,160
320
750
750
960
Niveles críticos (msnm)
Name
2/
523.60
176.40
56.73
578.00
394.00
232.00
Namo
3/
521.00
169.00
51.20
575.00
391.00
220.00
512.33
159.33
48.04
571.00
376.00
210.00
495.00
140.00
41.73
518.00
346.00
190.00
Nivel de diseño
Namino
4/
5/
3
Volumen útil (Mm ) y energía almacenada (GWh)
Al Namo
12,399
768
6,054
221
1,392
1,335
2,629
6,054
469
1,983
20
1,647
1,016
919
Restricciones
Mes
7/
10/
6/
7/
10/
8/
7/
10/
10/
10/
7/
10/
9/
Enero
16
521.00
126
168.80
54
51.20
574.50
390.40
40
219.40
Febrero
14
521.00
113
168.50
48
51.20
575.00
391.00
36
219.70
Marzo
16
521.00
126
168.10
54
51.20
575.00
391.00
40
219.50
Abril
15
521.00
121
164.90
52
51.20
575.00
391.00
39
219.20
Mayo
16
521.00
126
158.80
54
51.20
575.00
391.00
40
218.60
Junio
15
521.00 152.25 121
151.20
52
51.20
572.20
389.00
39
217.70
Julio
16
520.70 150.00 126
146.90
54
51.20
564.30
383.50
40
215.40
Agosto
16
520.20 154.50 126
151.00
54
51.20
563.10
383.90
40
215.60
Septiembre
15
519.70 158.00 121
156.10
52
51.20
557.60
386.70
39
217.70
Octubre
16
519.40 165.00 126
164.00
54
51.20
568.60
389.80
40
220.00
Noviembre
15
521.00
121
169.00
52
51.20
575.00
391.00
39
220.00
Diciembre
16
521.00
126
169.00
54
51.20
574.70
390.50
40
219.70
1/
2/
3/
4/
5/
6/
7/
8/
9/
10/
Al día primero de cada mes
Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
Nivel de Aguas Máximas de Operación
A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada
Nivel de Aguas Mínimas de Operación
Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm)
Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace
Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)
Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes)
Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años)
Cuadro A.4b
Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite
revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras
hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema
eléctrico; cualquier restricción adicional que se les impone, reduce sus generaciones y aumenta
sus costos de operación
A-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
A.3
POISE 2014-2028
Aportaciones hidráulicas
En el cuadro A.5 se indica la generación media para años tipo seco, medio y húmedo, la cual se
calcula, en el caso de las GCH, con base en las aportaciones históricas 1952 — 2012 y mediante
simulaciones considerando como referencia los NRO. Para las CHm, se considera su estadística
de generación en GWh.
Generación hidroeléctrica anual esperada (GWh) por tipo de año
Promedio
seco
medio
húmedo
27,443
33,145
38,610
-5,703
0
5,465
Diferencia de energía
respecto al año
tipo medio
Cuadro A.5
La clasificación de los años en tipo seco, medio y húmedo, es el resultado de ordenar la
generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con
distribución log-normal. Se supone que la curva de aportaciones anuales sigue una distribución
de probabilidades Chi-cuadrada sesgada hacia el lado de los años secos.
Debe enfatizarse que aun cuando las aportaciones históricas se mantienen siempre iguales, los
NRO (y por tanto los consumos específicos) pueden variar con cada actualización, por lo cual los
límites de la clasificación de años típicos en general se ajustan cada año.
.
La gráfica A.1 presenta la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2012 convertidas
a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se enfatiza que para
las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m 3/kWh) correspondientes a
sus NRO.
A-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Conversión a energía eléctrica de las aportaciones anuales a las
centrales hidroeléctricas del sistema 1/
GWh/AÑO
45,000
40,000
35,000
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
0
AÑO
Años tipo seco
Años tipo medio
Años tipo húmedo
1/ Con y sin regulación. Incluye las hidroeléctricas del área Noroeste
Gráfica A.1
Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra.
En contraste de 2001 a 2005 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cinco años
secos consecutivos a nivel nacional.
La gráfica A.2 presenta los valores medios mensuales para años tipo, registrados durante los
61 años disponibles en la muestra.
A-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Aportaciones mensuales típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas
1952 — 2012 (61 años)
MMm3/mes
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
ENE
FEB
MAR
Años tipo seco
ABR
MAY
JUN
JUL
Años tipo medio
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Años tipo húmedo
Gráfica A.2
Destacan dos periodos característicos: lluvias (junio a noviembre, 6 meses) y estiaje (diciembre
a mayo, 6 meses). Aun cuando en noviembre la magnitud de las aportaciones es
comparativamente alta, respecto a las de diciembre—mayo, realmente el periodo de lluvias
abundantes termina en octubre. Las aportaciones de noviembre y diciembre generalmente son
consecuencia de las lluvias de los meses anteriores. De enero a mayo, las aportaciones son bajas
y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año tipo seco, medio
o húmedo—. Durante el periodo de lluvias el volumen de agua recibido es aleatorio, sin
correlación interanual.
A.4
Degradación en potencia por unidad de energía extraída
En la gráfica A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo,
Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (Mm3) asociado al nivel de operación
entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.
A-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw)
1/,2/
Degradación en
potencia
(MW/GWh)
1.0
0.9
Malpaso
0.8
0.7
0.6
Infiernillo
Aguamilpa
0.5
0.4
Angostura
0.3
0.2
0.1
Temascal
Zimapán
Volumen
(Mm3 )
0.0
Nivel de
diseño3/
NAMINO
NAMO
1/ Considera el efecto en cascada
2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
3/ A partir del nivel de diseño, las centrales hidroeléctricas no se degradan
Gráfica A.3
Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que
no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo.
Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a los niveles más altos posibles,
determinados por sus NRO. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las
restricciones impuestas por la Comisión Nacional del Agua y otras de tipo operativo.
A.5
Capacidad hidroeléctrica mensual disponible
El cuadro A.6 muestra la capacidad disponible de las GCH actualmente en operación al tomar en
cuenta el nivel y la degradación histórica: por falla, mantenimiento y causas ajenas
(9,986 MW, en 12 centrales y 51 unidades, incluyendo La Yesca).
A-9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad mensual disponible en las GCH (MW)
Concepto
1/
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
9,986
Indisponibilidad histórica
2/
1,064
1,288
1,509
1,173
984
1,315
975
682
600
887
1,491
1,222
Indisponibilidad por nivel
3/
0
8
27
55
156
295
297
227
112
7
0
0
Capacidad instalada
Potencia disponible
8,922 8,690 8,450 8,759 8,845 8,376 8,714 9,077 9,274 9,092 8,495 8,764
1/ Incluyendo La Yesca
2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas
3/ Referido al Nivel Recomendado de Operación (NRO), y en el caso de Angostura a sus niveles límite
Cuadro A.6
El cuadro A.7 presenta la capacidad disponible en el grupo de las CHm (sin capacidad de
regulación) al considerar la degradación histórica por falla, mantenimiento y causas ajenas
(1,367 MW, en 59 centrales, 149 unidades). Esta información excluye a las hidroeléctricas del
área Noroeste, cuyas extracciones (para generación) están condicionadas por la CNA, debido a
que las presas fueron construidas prioritariamente para fines de riego agrícola.
Capacidad mensual disponible en las hidroeléctricas menores
Concepto
Capacidad instalada
Indisponibilidad histórica
Potencia disponible
2/
1/(MW)
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
1,367
246
303
395
387
403
282
220
233
234
269
332
280
1,120 1,064
972
980
963 1,085 1,146 1,133 1,132 1,098 1,035 1,086
1/ Excluye a las hidroeléctricas del área Noroeste
2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas
Cuadro A.7
Por ley, el agua de los embalses es administrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA). CFE
es propietaria de las centrales eléctricas. La CNA cuenta con las atribuciones necesarias para
exigirle a CFE generación máxima, mínima o dejar de generar en cualquiera de sus centrales.
La experiencia histórica y los análisis que de ella se derivan permiten recomendar determinadas
capacidades hidroeléctricas mensuales durante la ocurrencia de las demandas máximas del SIN.
En el cuadro A.8 se indica la capacidad real disponible para el total del parque hidroeléctrico del
SIN (12,294 MW, en 80 centrales y 219 unidades, incluyendo La Yesca y las del Noroeste).
A-10
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad mensual hidroeléctrica disponible (MW)
Ene
1/
Feb
Mar
Abr
May
12,294
12,294
12,294
12,294
GCH
8,922
8,690
8,450
8,759
8,845
CHm 2/
Área Noroeste (CHm)
1,120
1,064
972
980
963
428
425
420
281
200
Capacidad instalada
Jun
12,294 12,294
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
12,294
12,294
12,294
12,294
12,294
12,294
8,376
8,714
9,077
9,274
9,092
8,495
8,764
1,085
1,146
1,133
1,132
1,098
1,035
1,086
176
152
287
399
431
541
469
Capacidad disponible
Total
10,470 10,179
9,843 10,020 10,009 9,636 10,012 10,497 10,805 10,621 10,070 10,319
1/ Incluyendo La Yesca
2/ Sin el área Noroeste
Cuadro A.8
A.6
Concepto de energía almacenada
Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica medido en unidades de volumen de
agua, éste puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse para
diferentes niveles de operación, como se indica en la gráfica A.4.
Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas
1/, 2/
Energía almacenada
(GWh)
14,000
Angostura
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
Malpaso
Infiernillo
2,000
Temascal, Zimapán y
Aguamilpa
0
0%
NAMINO
25%
50%
75%
100%
NAMO
Volumen (Mm3)
1/ Considera el efecto en cascada
2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Gráfica A.4
Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su
generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico
extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas.
A-11
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
A.7
POISE 2014-2028
Evolución histórica de la energía almacenada
En la gráfica A.5 se muestra la evolución de la energía almacenada al día primero de cada mes
durante los últimos cinco años —de 2009 a 2013 (hasta el 1 de diciembre)—. Debe señalarse
que a partir de enero de 2013, en los valores de energía almacenada se incluye La Yesca.
Durante el periodo de lluvias de 2013 las aportaciones fueron excelentes. El almacenamiento
máximo anual registrado al 19 de diciembre fue de 22,105 GWh, gracias a los frentes fríos
registrados durante noviembre y diciembre.
Al 1 de diciembre de 2013, la energía disponible fue de 22,018 GWh; el cual al iniciar las lluvias
(junio), era el menor, pero al uno de diciembre el mayor de los cinco años.
Se recomienda mantener un alto almacenamiento en las GCH hasta mediados de febrero de 2014
—generando con diésel solo si es necesario durante los picos de la demanda—, ajustándose a los
NRO.
Evolución mensual de la energía almacenada en las GCH en los
últimos cinco años
GWh
22,018
Al 1 dic 2013
24,000
22,000
2010
19,659
20,000 19,659
19,270
18,919
18,000 18,919
15,341
16,000 15,341
2009
2011
14,000
12,211
12,000 12,446
2013
10,000
2012
8,000
6,000
4,000
2,000
0
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Gráfica A.5
A.8
Expectativas futuras para la generación hidroeléctrica
Con el aumento de la demanda en el SIN —de acuerdo con el pronóstico del mercado eléctrico
(Capítulo 2), el SIN crecerá en energía necesaria (GWh) a una tmca de 3.78%— la generación
hidroeléctrica continuará reduciendo su participación en la generación total, incrementando
principalmente la generación termoeléctrica y de otras fuentes de generación limpia.
A-12
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
En estas condiciones resultará más sencillo mantener a las hidroeléctricas con regulación en
niveles cercanos a sus NRO. En el caso de Angostura, cada vez será más posible operarla en
niveles cercanos a los límites recomendados por criterios de seguridad. Por otra parte, la mayor
penetración de fuentes de generación intermitentes, particularmente las eólicas en la región de
Oaxaca, está afectando negativamente el régimen de operación de las hidroeléctricas del río
Grijalva. Esto se debe a que las hidroeléctricas tienen la habilidad de variar rápidamente su
régimen de carga, debido a lo cual suministran el servicio de respaldo de capacidad asociado a
la intermitencia de las eólicas.
Adicionalmente las políticas en materia ambiental favorecen el desarrollo de las hidroeléctricas.
A partir de 2014 entra en vigor un impuesto a las emisiones de carbono y se incorporan
externalidades ambientales en la elaboración del POISE, en la evaluación económica de los
proyectos de generación y en el despacho económico del sistema eléctrico. Estas medidas
incrementan los costos de las fuentes de generación basadas en combustibles fósiles al tiempo
que disminuyen los costos de las hidroeléctricas por sus externalidades positivas.
Es relevante reiterar que las hidroeléctricas con regulación, a diferencia de otras tecnologías,
operan sometidas a un conjunto de restricciones legales y de estrategia operativa del sistema
eléctrico. Se trata de restricciones de seguridad, del carácter no prioritario del agua para
generación eléctrica, de su creciente uso como respaldo de capacidad y de su habilidad para
responder antes fallas de elementos en el sistema eléctrico.
La operación de los sistemas eléctricos, independientemente de su estructura organizacional, son
operados con criterios de optimización económica. Por razones de seguridad y confiabilidad en el
suministro de energía el óptimo global no necesariamente coincide con el óptimo de cada central.
En un sistema hidrotérmico, como el de México, las hidroeléctricas con regulación, por su
versatilidad, son de las centrales que operan más alejadas de su óptimo local; estas
hidroeléctricas resultan estratégicas para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema en
su conjunto.
A.9
Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas
La modernización de proyectos hidroeléctricos antiguos mejora su rentabilidad, Principalmente
debido al menor consumo específico de agua por unidad de energía generada en las turbinas
modernas.
En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de sus cuatro unidades en 10 MW
cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), para un aumento total de 40 MW.
Infiernillo, aguas arriba de Villita, constaba de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW.
Cuatro nuevas turbinas de 200 MW cada una han remplazado a las de 160 MW, para un
incremento de 160 MW en total.
En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, en 2012 con la entrada
en operación de las dos últimas unidades de Villita, el conjunto Infiernillo—Villita aumentó su
capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre
anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no sólo
por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios
más altos. Villita también mejorará su generación por el incremento de eficiencia.
De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que
redundará en mayor seguridad y economía.
En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2012 se rehabilitaron 10 centrales con
21 unidades, lo que significó un incremento de 77 MW y una generación adicional de 346 GWh.
A-13
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Entre 2014 y 2015 se ha programado la modernización de 8 unidades en 3 centrales, con
5.6 MW adicionales.
De las centrales que operaba la extinta LyFC (15 centrales, 38 unidades, 288 MW), se prevé
someter a trabajos de renovación a 12 de ellas, con 31 unidades, esperándose obtener un
incremento de 80 MW en la capacidad instalada y generación adicional de 470 GWh/año.
En resumen, se estima que para 2015, cerca de 30% de la capacidad hidroeléctrica menor
actualmente en operación (2,308 MW) haya sido rehabilitada.
Debe señalarse que previo análisis técnico—económico, las inversiones en los proyectos de
rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas han mostrado alta rentabilidad y por
tanto es prioritaria su realización.
A-14
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
ANEXO B
B.1
POISE 2014-2028
CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES
Introducción
Debido al gran diferencial de precios entre el combustóleo y el gas natural, que prevalece en el
mercado de combustibles y que se estima permanecerá al menos en el corto y mediano plazos,
la CFE viene abordando acciones para incrementar la disponibilidad de gas natural.
Entre tales acciones destaca la construcción de varios gasoductos en diversas regiones del país,
los cuales permitirán la importación de gas natural desde los EUA.
CFE cuenta con un parque termoeléctrico convencional, que utiliza combustóleo, con capacidad
total de 11,698.6 MW, en 26 centrales, 87 unidades generadoras. El vapor mayor de dicho parque
(unidades entre 150 y 350 MW) está constituido por 16 centrales, 46 unidades y alcanza los
10,945.6 MW. La antigüedad promedio es de 29 años.
Debido a que se dispondrá de gas natural de manera gradual a partir de 2014 (iniciando en
Puerto Libertad), se realizaron estudios para determinar en cuáles centrales y unidades
generadoras del parque térmico convencional se justificaba económicamente su conversión a
combustión dual: que puedan utilizar combustóleo o gas natural.
B.2
Procedimiento utilizado
Inicialmente se consideraron todas las centrales termoeléctricas. La lista se depuró con base en
las fechas previstas para contar con acceso a gas natural. Las 10 centrales que se incluyeron en
el estudio fueron las que se indican en los cuadros B.1a y B.1b
Centrales termoeléctricas convencionales propuestas para conversión a duales
ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.
Mdd: Millones de dólares.
1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.
Cuadro B.1a
B-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
No Central
7
8
9
Unid.
Manzanillo II
(Manuel Álvarez
Moreno)
Villa de Reyes
Tula
(Francisco Pérez Ríos)
Tuxpan
10
(Adolfo López Mateos)
Fecha propuesta
Capacidad Antigüedad
de retiro
(MW)
a 2013
(PRC may-13) 1/
Periodo de
ejecución del
proyecto
POISE 2014-2028
Disponibilidad del
gasoducto/ramal
Costo para
conversión
a dual
(Mdd)
U11
350
24
ene-21
nov-14 a dic-14 y
sep-16 a nov-16
U12
350
24
mar-21
ago-14 a sep-14 y
nov-15 a ene-16
U1
350
27
abr-19
dic-14 a mar-15
U2
350
26
abr-20
oct-15 a dic-15
U1
330
37
mar-20
jun-15 a ago-15
U2
330
38
mar-21
mar-15 a may-15
U3
323
36
jun-14 a sep-14
U4
323
35
ago-15 a oct-15
U5
300
31
mar-21
ago-14 a oct-14
13.4
U1
350
22
nov-26
ene-16 a mar-16
54.0
U2
350
22
nov-27
ene-17 a mar-17
U3
350
19
jul-16 a sep-16
U4
350
19
feb-16 a abr-16
U5
350
17
ene-17 a mar-17
54.0
U6
350
17
oct-16 a dic-16
54.0
TAR Manzanillo
Torreón /Guadalajara
dic-16
14.0
Ramones Fase II
dic-15
14.0
Costo de
gasoductos
y ERCM
(Mdd)
Costo total
del
proyecto
(Mdd)
0
28.0
20
48.0
55
122.0
0
324
14.0
14.0
13.4
Ramal hacia Tula y
Aguascalientes
dic-14
13.4
13.4
13.4
54.0
Sur de Texas/Tuxpan
ene-17
54.0
54.0
ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.
Mdd: Millones de dólares.
1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.
Cuadro B.1b
Si bien, las unidades de la CT Tula y la U3 de la CT Rio Bravo ya utilizan una mezcla de
combustóleo y gas natural, se incluyeron en el ejercicio con el propósito de determinar la
justificación para adecuar tanto la central, como la instalación de suministro de gas natural.
B.2.1
Premisas y criterios aplicados
El estudio se realizó para el Sistema Interconectado Nacional, periodo 2014―2027. Debido a que
después de 2017 las unidades convertidas se despachan muy poco, sólo se reportan resultados
hasta ese año.
Se estudiaron dos casos, el primero (Base) consistió en simular la operación futura con el parque
generador, usando los combustibles como en la actualidad, i.e. las térmicas que ya usan una
mezcla o gas natural se mantuvieron igual. En el segundo caso las centrales seleccionadas se
representaron con gas natural.
Se empleó el pronóstico de demanda y energía del POISE 2014―2028 (ver gráfica B.1).
Se aplicó el escenario de precios de combustibles representado en la gráfica B.2.
Al momento de realizar el estudio de Conversión de Centrales Termoeléctricas a Duales, se utilizó
el PRC y Programa de Retiros del “Programa de proyectos para el PEF 2014”, por ser los que
estaban vigentes. Para el estudio mencionado, únicamente se modificaron en dichos programas
las fechas de entrada en operación comercial de Centro II (que cambió de 2016 a 2018) y la del
retiro del CC Dos Bocas (que pasó de 2013 a 2015).
Conviene aclarar que al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un combustible, en
este caso gas natural, es importante conservar unidades generadoras que puedan utilizar otro
energético. Por este motivo, se tiene previsto revisar las fechas de los retiros para las unidades
convertidas a duales, no con fines de incorporarlas en el despacho sino como reserva estratégica.
B-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Sistema Interconectado Nacional (8 Áreas)
Pronóstico de demanda máxima coincidente
1/
MW
50,000
45,000
40,000
35,000
30,000
Planeación
2013-2018
(Sep 2013)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
35,277
35,618
37,284
39,025
39,749
40,575
42,187
43,805
45,336
46,862
48,383
Pronóstico de energía
1/
TWh
325
300
275
250
225
200
Planeación
2013-2018
(Sep 2013)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
242.3
241.9
251.8
268.2
273.1
274.5
281.3
288.7
294.1
299.5
313.7
1/ No incluye autoabastecimiento local
Gráfica B.1
B-3
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
B.2.2
POISE 2014-2028
Diferencial de costos
Los precios de combustibles a mediados de 2015, representados en la gráfica B.2 tendrán costos
de 15.5, 20.5, y 55.5 dólares/Gcaloria, para el gas natural en Chihuahua y Hermosillo y el
combustóleo nacional respectivamente.
Escenario de precios de combustibles
Dólares / Gcal
60.0
50.0
40.0
30.0
20.0
10.0
0.0
Abr
2014
Oct
Gas importado en Chihuahua
Gas en Hermosillo
GNL Tamazunchale
Gas en Saltillo
Gas área Peninsular
Gas en Bajío
GNL Manzanillo
Comb. NACIONAL (promedio)
Carbón Petacalco (1.0%S cmc10% ) Importado
Carbón Río Escondido (Nacional)
Abr
2015
Oct
Abr
2016
Oct
Abr
2017
Oct
Gráfica B.2
Lo anterior equivale a costos de producción, por concepto de combustible, muy diferentes entre
una unidad termoeléctrica convencional de 150 o 350 MW y un ciclo combinado de 450 MW,
como se observa en el cuadro B.2.
Costos de producción por combustible
Central
Capacidad
(MW)
Eficiencia
bruta
con Gas
Natural
(%)
Eficiencia
bruta con
Combustóleo
(%)
Costo de
Producción con
combustóleo
(Dólares/MWh)
Costo de
Producción con
gas natural
(Dólares/MWh)
Puerto Libertad
158
34.9
33.5
125.6
62.4
Villa de Reyes
350
35.4
34.0
122.4
52.3
CC Monterrey III
449
--
49.3
--
33.9
Cuadro B.2
B-4
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Es importante destacar que en el alto costo de producción de las CT convencionales quemando
combustóleo también influye la menor eficiencia térmica. Ambos factores: el alto precio del
combustóleo y la baja eficiencia con que se quema, explican el enorme diferencial de costos entre
CT y CC para producir un MWh. Esto sin agregar un pago por la mayor cantidad de emisiones
que produciría la CT convencional.
B.3
Resumen y análisis de resultados
Del análisis comparativo de la operación del SIN, sin y con conversión a duales de las 10 centrales
propuestas, se obtuvieron beneficios por ahorros en costos de producción superiores a los costos
de inversión necesarios para dicha conversión, atribuibles al conjunto. Sin embargo, al hacer la
evaluación de cada central y unidad, se observa que el mayor despacho, y por ende los mayores
beneficios, ocurren en aquellas unidades que son convertidas más temprano. Por ejemplo, al
iniciar la CT Puerto Libertad operación con gas desde diciembre 2014, resulta despachada con
alto factor de planta como se muestra en la gráfica B.3.
Evolución mensual del factor de planta de la CT Puerto Libertad
(%)
100
80
60
40
20
0
Pto. Libertad (combustóleo)
Pto. Libertad (gas)
Gráfica B.3
En cambio, las unidades cuyas fechas de conversión son posteriores a las programadas para la
puesta en operación de ciclos combinados nuevos, resultan con despachos muy bajos.
Las centrales cuyos resultados no cubren los requisitos de rentabilidad establecidos por la UI de
la SHCP son: CT Lerdo, CT Francisco Villa y CT Tuxpan.
La gráfica B.4 presenta la pobre participación de la CT Lerdo en el despacho de energía, los
primeros años debido al precio del combustóleo y a la indisponibilidad de gas natural y, de 2017
en adelante con disponibilidad del energético a bajo costo, pero compitiendo con centrales de
mayor eficiencia.
B-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Evolución mensual del factor de planta de la CT Lerdo
(%)
100
80
60
40
20
0
Lerdo (combustóleo)
Lerdo (gas)
Gráfica B.4
B.3.1
Beneficios
La evaluación de la conversión de ocho y la adecuación de dos de las centrales seleccionadas,
indica que siete de ellas son altamente rentables, destacando las de mayor beneficio: CT Villa de
Reyes, CT Tula, CT Puerto Libertad y CT Manzanillo II, como se observa en el cuadro B.3
Centrales termoeléctricas con beneficios
Resumen de las 7 Centrales
Termoeléctricas con beneficios
TIR anual (%)
VPN
CT Topolobampo II
210 TIR anual (%)
1,275.2 VPN
jun2 0 1 3
Relación B/C
203 TIR anual (%)
261.70 VPN
jun2 0 1 3
4.7 Relación B/C
CT Mazatlán II, U3
22.6 VPN
Relación B/C
TIR anual (%)
VPN
jun2 0 1 3
Relación B/C
2.0
535 TIR anual (%)
250.0 VPN
jun2 0 1 3
2.3 Relación B/C
CT Río Bravo
32.90
jun2 0 1 3
CT Tula
113 TIR anual (%)
jun2 0 1 3
90
4.8 Relación B/C
CT Villa de Reyes
TIR anual (%)
VPN
CT Puerto Libertad
272
627.0
jun2 0 1 3
8.5 Relación B/C
7.7
CT Manzanillo II
56 TIR anual (%)
25.1 VPN
jun2 0 1 3
2.3 Relación B/C
Cuadro B.3
B-6
124
58.8
3.9
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
B.3.2
POISE 2014-2028
Combustibles
En la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones
ambientales que impone la normatividad para cada región del Sector eléctrico Nacional, en las
cuales se utilizan energéticos tipo fósil.
Un beneficio adicional es disminuir la utilización de combustibles fósiles más contaminantes; en
los cuadros B.4 y B.5 se muestra el incremento en el consumo de gas y las reducciones en los
requerimientos de combustóleo (sustanciales) y carbón (marginales) debido al impacto de las
conversiones.
Resumen consumo de gas
(Miles de pies cúbicos diarios)
Caso
Año
Base
Resumen consumo de combustóleo
(Miles de barriles diarios)
Dif.
Caso
Año
C/Gas
Base
Dif.
C/Gas
2014
3,491.8
3,498.1
6.3
2014
109.9
109.1
-0.8
2015
3,573.3
3,821.9
248.7
2015
111.2
73.5
-37.7
2016
3,596.4
3,958.4
362.0
2016
96.2
41.2
-54.9
2017
3,551.4
3,871.5
320.1
2017
60.9
15.0
-45.9
3,553.23
3,787.48
234.3
Promedio
94.6
59.7
-34.8
Promedio
Cuadro B.4
Resumen consumo de carbón
(Miles de toneladas anuales)
Caso
Año
Base
Dif.
Caso
Año
C/Gas
Base
C/Ga
2014
15,648.2
15,651.2
3.0
2014
1,279.2
1,27
2015
15,836.1
15,854.7
18.6
2015
1,304.5
1,30
2016
15,428.4
15,428.4
0.0
2016
1,280.6
1,28
2017
14,374.4
13,951.6
-422.8
2017
1,198.3
1,19
Promedio
15,321.8
15,221.5
-100.3
Promedio
1,265.7
1,26
Cuadro B.5
B-7
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
B.4
POISE 2014-2028
Conclusiones
 La rentabilidad económica de las siete conversiones a duales con beneficios es elevada:
VPN (2013) 1,275 millones de dólares, Tasa Interna de Rentabilidad 210% y relación
Beneficio/Costo 4.7

Se recomienda la ejecución de los siete proyectos rentables; es importante subrayar que
se trata de proyectos de “oportunidad”, cuya rentabilidad competirá en tiempo con la
ejecución de centrales de ciclo combinado nuevas ya autorizadas

La rentabilidad se obtendrá si se ejecutan los siete proyectos en tiempo y con calidad. Es
decir, cualquier atraso en la decisión y/o ejecución de las conversiones, se reflejará en
una reducción de los beneficios de las mismas.
B-8
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
ANEXO C
POISE 2014-2028
GLOSARIO
Aportaciones hidráulicas
Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de
energía eléctrica o para otros fines alternos.
Área de control
Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras,
subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica.
Autoabastecimiento
Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad
de particulares mediante una central generadora propia.
Autoabastecimiento local
Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la
central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público.
Autoabastecimiento remoto
Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la
central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público.
Capacidad
Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico,
especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos.
Capacidad adicional comprometida
La disponible en los próximos años mediante fuentes de generación en proceso de construcción,
licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones.
Capacidad adicional no-comprometida
La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha
iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con
proyectos de producción independiente de energía o de CFE.
Capacidad adicional total
Suma de la capacidad comprometida y la no-comprometida.
Capacidad bruta
La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia
requerida para usos propios.
Capacidad de interconexión
Recursos de capacidad provenientes de otros sistemas eléctricos a través de los enlaces de
interconexión.
Capacidad de placa
La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo
eléctrico.
Capacidad de transmisión
Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo
emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite
térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
C-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Capacidad disponible
Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla,
degradación y/o causas ajenas.
Capacidad efectiva
La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las
instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones
permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.
Capacidad existente
La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y
compras de capacidad firme) en una fecha determinada.
Capacidad neta
Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para
usos propios.
Capacidad retirada
La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las
instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.
Capacidad termoeléctrica de base y semibase
Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga.
Capacidad termoeléctrica de punta
Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de
carga.
Carga
La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de
potencia eléctrica (kW, MW).
Cogeneración
Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o
ambas.
Consumo
Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, la extinta
LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y la asociada a contratos de
importación.
Consumo bruto
El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.
Curva de demanda horaria
Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo.
Curva de duración de carga
Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son
valores de demanda no secuenciales.
C-2
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Curva de referencia
La curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico
interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por
efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de
emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.).
Nivel recomendado de operación
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central
hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza.
Degradación
Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de
componentes o por cualquier otra condición limitante.
Demanda
Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda
instantánea).
Demanda base
Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período.
Demanda bruta
Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios,
las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras.
Demanda integrada
Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h).
Demanda integrada horaria
Demanda media en una hora (MWh/h).
Demanda interrumplible
El valor máximo de demanda que CFE podrá solicitar al usuario para que la desconecte, de
acuerdo con las condiciones estipuladas en la tarifa correspondiente. Este recurso de capacidad
de reserva es acordada mediante contratos entre los consumidores y CFE, y se aplica en caso
de requerirse, por salidas forzadas de elementos de generación o transmisión que afecten la
disponibilidad de capacidad necesaria para suministrar la demanda total.
Demanda máxima
El valor mayor de la demanda requerida en un periodo.
Demanda máxima bruta
El valor mayor de la demanda que debe ser generado y/o importado para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales
generadoras.
Demanda máxima coincidente
Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento
cuando ocurre la demanda máxima del sistema.
Demanda máxima no coincidente
Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo
cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.
Demanda media
Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo
(MWh/h).
C-3
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POISE 2014-2028
Demanda mínima
Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.
Demanda neta
Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades
de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la
generación.
Disponibilidad
Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio,
independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el
valor de la indisponibilidad.
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función
del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.
Energía bruta
La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la
transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.
Energía neta
La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema,
la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de
autoabastecedores y cogeneradores.
Factor de carga
La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también
como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración
del periodo.
Factor de diversidad
Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las
diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su
demanda máxima coincidente.
Factor de planta
La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores,
durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este
generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su
potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje.
Fuente de energía primaria
Toda fuente de energía que se transforma en energía secundaria o en electricidad.
Generación bruta
La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye
el consumo para usos propios de la central.
Generación neta
La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la
generación bruta menos la energía utilizada para los usos propios de la central.
C-4
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Indisponibilidad
Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar
energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de
capacidad y/o causas ajenas.
Indisponibilidad por causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa
de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de
transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc.
Indisponibilidad por degradación
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia
máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes.
Indisponibilidad por fallas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible
debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central.
Indisponibilidad por mantenimiento
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por
trabajos de conservación de los equipos.
Margen de reserva
Excedente de capacidad disponible sobre la demanda máxima y está compuesta por: la reserva
de generación, demanda interrumpible y la capacidad en interconexiones.
Nivel de aguas máximas de operación
Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias.
Nivel de aguas máximas extraordinarias
Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de
diseño.
Nivel de aguas mínimas de operación
Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas.
Pérdidas no-técnicas
Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación.
Pérdidas técnicas
Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de
transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos
procesos (MW).
Permisionarios
Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.
Productor independiente de energía
Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a
CFE.
Proyecto de autoabastecimiento
Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender
los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad.
C-5
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
POISE 2014-2028
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el
transporte de la energía eléctrica.
Red troncal
Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte
de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo.
Reserva de generación
Diferencia entre la capacidad neta de generación disponible y la demanda máxima del sistema.
El valor porcentual del margen de reserva se determina a partir de los recursos de capacidad
entre la demanda máxima neta.
Reserva operativa
Recursos de capacidad superiores a la demanda máxima, suficientes para realizar las acciones
de control que logran el balance de carga y generación momento a momento, así como para
enfrentar contingencias en tiempo real, a fin de mantener la seguridad del sistema dentro de los
estándares establecidos.
Sector eléctrico
Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de
generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica.
Sector público
Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender
el servicio público de energía eléctrica.
Servicio público
Suministro de electricidad por la generación de CFE, extinta LyFC, PIE, excedentes de
autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.
Sincronismo
Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para
garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad
angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del
voltaje de la red en el punto de conexión.
Sistema interconectado
Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad a
fin de lograr el funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto.
Ventas
Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público
C-6
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
ANEXO D
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
Bl
Btu
CAR
CC
CI
COM
DIE
EO
FV
GEO
GWh
GWh / año
GWh / mes
HID
Hz
K
kg
km
km-c
kV
kW
kWh
kWh / m3
m
m3
M3 / kWh
MBtu
Mm3
Mm3 / día
Mm3 / mes
Mpcd
msnm
MVA
Mt
MVAr
MW
MW / GWh
MWh
NUC
p
s
t
TC
TG
TV
TWh
UO2
V
16/
Barril
Unidad térmica inglesa
Carboeléctrica
Ciclo combinado
Combustión interna
Combustóleo
Diésel
Eoloeléctrica
Solar fotovoltaica
Geotermoeléctrica
Gigawatt-hora
Gigawatt-hora por año
Gigawatt-hora por mes
Hidroeléctrica
Hertz
Carbón
kilogramo
kilómetro
kilómetro-circuito
kilovolt
kilowatt
Kilowatt-hora
Kilowatt-hora por metro cúbico
metro
metro cúbico
metro cúbico por kilowatt-hora
millones de Btu
millones de metros cúbicos
millones de metros cúbicos por día
millones de metros cúbicos por mes
millones de pies cúbicos diarios
metros sobre el nivel del mar
Megavolt-ampere
millones de toneladas
Megavolt-ampere-reactivos
Megawatt
Megawatt por gigawatt-hora
Megawatt-hora
Nucleoeléctrica
probabilidad de ocurrencia
segundo
tonelada
Termoeléctrica convencional
Turbogás
Turbina de vapor
Terawatt-hora
Uranio
volt
6/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles
D-1
POISE 2014-2028
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
ANEXO E
POISE 2014-2028
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
CAT
CENACE
CFE
CNA
CONAPO
COPAR
CRE
DAC
DOF
DMPE
EEPRI
ENCC
ENE
EPROSEC
ERCOT
EUA
FEO
GCH
GEI
GNL
GTANPER
HVDC
INEGI
IRH
LAERFTE
LGCC
LSPEE
LyFC
MDL
MR
MRE
MRO
NAME
NAMINO
NAMO
NERC
NRO
OP
OPF
PEF
PEMEX
PERGE
PIB
PIE
PIP
PLANADE
POISE
PRC
PRONASE
Construir, Arrendar y Transferir
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional del Agua
Consejo Nacional de Población
Costos y Parámetros de Referencia
Comisión Reguladora de Energía
Doméstica de Alto Consumo
Diario Oficial de la Federación
Densidad Máxima de Potencia Eléctrica
Evaluación Económica de Proyectos de Inversión
Estrategia Nacional de Cambio Climático
Estrategia Nacional de Energía
Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas de las 13 Divisiones de
Distribución
Electric Reliability Council of Texas
Estados Unidos de América
Fecha de Entrada en Operación
Grandes Centrales Hidroeléctricas
Gases de Efecto Invernadero
Gas Natural Licuado
Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas
High-Voltage, Direct Current
Instituto Nacional de Estadística y Geografía
Índice de Regulación Hidrológica
Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento
de la Transición Energética
Ley General de Cambio Climático
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Luz y Fuerza del Centro
Mecanismo para un Desarrollo Limpio
Margen de Reserva
Margen de Reserva de Energía
Margen de Reserva Operativo
Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias
Nivel de Aguas Mínimas de Operación
Nivel de Aguas Máximas de Operación
North American Electric Reliability Corporation
Niveles Recomendados de Operación
Obra Presupuestal
Obra Pública Financiada
Presupuesto de Egresos de la Federación
Petróleos Mexicanos
Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala
Producto Interno Bruto
Productor Independiente de Energía
Proyectos de Infraestructura Productiva
Plan Nacional de Desarrollo
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
Programa de Requerimientos de Capacidad
Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía
E-1
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
RLSPEE
RM
SAE
SAIDI
SE
SED
SEN
SENER
SIAD
SIMOCE
SHCP
SIN
TA
TIR
TIU
tmca
trca
TRGNL
UCTE
VFT
WECC
ZMM
ZMVM
POISE 2014-2028
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Rehabilitación y Modernización
Servicio de Administración y Enajenación de Bienes
System Average Interruption Duration Index
Sector Eléctrico
Sistema Eléctrico de Distribución
Sistema Eléctrico Nacional
Secretaría de Energía
Sistema Integral de Administración de Distribución
Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Sistema Interconectado Nacional
Temporada Abierta
Tasa Interna de Rentabilidad
Tiempo de Interrupción por Usuario
Tasa media de crecimiento anual
Tasa real de crecimiento anual
Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
Variable Frequency Transformer
Western Electricity Coordinating Council
Zona Metropolitana de Monterrey
Zona Metropolitana del Valle de México
E-2