1. Ciencia

Prospectiva del sector eléctrico
2006-2015
Secretaría de Energía
Fernando Canales Clariond
Secretario de Energía
Alejandro Dieck Assad
Subsecretario de Planeación Energética
y Desarrollo Tecnológico
Héctor Moreira Rodríguez
Subsecretario de Hidrocarburos
José Alberto Acevedo Monroy
Subsecretario de Electricidad
Oscar Javier Torre Gómez
Oficial Mayor
Rafael Obregón Castellanos
Director General
de Planeación Energética
Silvia Marroquín Lara
Jefa de la Unidad
de Comunicación Social
Dirección General
de Planeación Energética
Prospectiva del sector eléctrico
2006-2015
MÉXICO, 2006
Responsables:
Rafael Obregón Castellanos
Director General
de Planeación Energética
Virginia Doniz González
Directora de Integración
de Política Energética Nacional
Gumersindo Cué Aguilar
Subdirector de Integración
de Política Energética
Edición:
José Alberto Díaz Montaño
Director de Difusión
Nidia Isabel Ceballos Martiñón
Subdirectora de Comunicación Gráfica
Rosa María Noriega Morales
Jefa del Departamento de Diseño Gráfico
Lucero González Martínez
Diseñadora Gráfica
© Secretaría de Energía
Primera edición, 2006
Derechos reservados.
Secretaría de Energía
Insurgentes Sur 890
Col. Del Valle
C.P. 03100
México, D.F.
ISBN: 968-874-203-1
Impreso en México
www.energia.gob.mx
Portada: Central Hidroeléctrica Aguamilpa, Estado
de Nayarit.
Agradecemos la participación de las siguientes
dependencias, entidades, organismos e instituciones
para la integración de esta prospectiva:
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional para el Ahorro de Energía
Comisión Reguladora de Energía
Instituto de Investigaciones Eléctricas
Instituto Mexicano del Petróleo
Luz y Fuerza del Centro
Pemex Corporativo
Pemex Gas y Petroquímica Básica
Pemex Refinación
Índice
11
Presentación
13
Introducción
15
Resumen ejecutivo
17
Capítulo uno
Mercado internacional de energía eléctrica
1.1 Evolución histórica del consumo mundial de energía
eléctrica
1.2 Capacidad instalada y generación mundial de energía
eléctrica
1.3 Consumo de combustibles para la generación mundial de
energía eléctrica
1.4 Tendencia del consumo mundial de energía eléctrica
1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía eléctrica
por habitante
1.5 Tendencia de la capacidad y generación mundial de energía
eléctrica
1.5.1 Tendencia mundial del consumo de combustibles
utilizados para generación de electricidad
27
Capítulo dos
Marco regulatorio del sector eléctrico
2.1 Estructura del marco regulatorio de las actividades
reguladas
2.2 Órgano regulador
2.3 Modalidades de generación de energía eléctrica del sector
privado
2.4 Instrumentos de regulación
2.5 Permisos de generación eléctrica
2.5.1 Usos propios continuos
2.5.2 Productor independiente de energía
2.5.3 Autoabastecimiento
2.5.4 Cogeneración
2.5.5 Exportación
2.5.6 Importación
2.6 Decreto de Ley sobre Cogeneración en Pemex
2.7 Normas Oficiales Mexicanas del sector eléctrico
2.8 Normas Oficiales Mexicanas (NOM) en materia ecológica
aplicables a la industria eléctrica
43
Capítulo tres
Mercado eléctrico nacional
3.1 Consumo nacional de energía eléctrica
3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad
3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad
3.1.2.1 Ventas internas por región
3.1.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda
del Sistema Interconectado (SI)
3.1.3.1 Demanda máxima coincidente
3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa
3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional de la
demanda
3.1.4 Estructura tarifaria
3.1.5 Interconexiones y comercio exterior de energía
eléctrica
3.2 Estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
3.2.1 Capacidad instalada en el SEN
3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público
3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio
público por región
3.2.2.2 Capacidad instalada para generación
de energía eléctrica de permisionarios
3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional
3.2.3.1 Generación de energía eléctrica para el servicio
público
3.2.3.2 Generación de energía eléctrica de
permisionarios
3.2.4 Balance de energía eléctrica
3.3 Capacidad de transmisión y distribución del SEN
3.3.1 Estructura de la red de transmisión
3.3.2 Evolución de la red de transmisión y distribución
nacional
69
Capítulo cuatro
Prospectiva del sector eléctrico nacional
4.1 Escenarios macroeconómicos y supuestos básicos
4.2 Pronóstico del consumo nacional de energía eléctrica
2006-2015
4.2.1 Análisis regional del mercado de energía eléctrica
4.2.2 Demanda bruta por área operativa
4.3 Expansión del Sistema Eléctrico Nacional
4.3.1 Capacidad de reserva
4.3.2 Programa de expansión
4.3.2.1 Capacidad comprometida o en construcción
4.3.2.2 Capacidad adicional no comprometida
4.3.2.3 Programa de retiros de capacidad
4.3.2.4 Evolución de la capacidad instalada por región
estadística
4.3.2.5 Tecnologías para la expansión del sistema
de generación
4.3.3 Generación bruta del servicio público, 2006-2015
4.3.4 Consumo de combustibles para generación
de electricidad
4.4 Autoabastecimiento y cogeneración
4.5 Evolución planeada de la red nacional de transmisión
4.6 Requerimientos de inversión del sector eléctrico
4.7 Opciones técnicas para la expansión del sistema de generación
107 C a p í t u l o c i n c o
Ahorro de energía en la industria eléctrica
5.1 Programas de ahorro de energía
5.1.1 Normalización
5.1.2 Horario de verano
5.1.3 Programas en instalaciones
5.1.4 Sector agropecuario
5.1.5 Programa de incentivos y desarrollo del mercado
5.1.6 Sector doméstico
5.1.7 Administración Pública Federal (APF)
5.1.8 Programas internos de ahorro de energía en CFE
5.2 Estado actual y avances en investigación y desarrollo
tecnológico en tecnologías de generación eléctrica
119 Anexos
1) Resumen de las Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia
energética, 2006
2) Tablas regionales
3) Glosario de términos
4) Abreviaturas y siglas
141 Bibliografía
143 Referencias para la recepción de comentarios
Presentación
E
n nuestro país, el actual entorno energético se encuentra
inmerso en una tendencia de necesidades de abasto
y seguridad crecientes, que plantea importantes retos para
el corto, mediano y largo plazo. Las acciones con visión integral
que se realicen para hacer frente a estos retos, son fundamentales
para garantizar un equilibrio oferta-demanda conforme
al desarrollo económico y sustentable que la población
requiere.
El adecuado desarrollo de cualquier sector de la economía
requiere de una planeación estratégica donde confluyan
todos los agentes involucrados. En el caso del sistema
eléctrico nacional, la planeación del mismo implica que bajo
el marco regulatorio vigente y mediante una visión de política
energética integral, las empresas suministradoras del servicio
público, productores independientes de energía, permisionarios
privados de energía eléctrica, así como los suministradores
de combustibles, contratistas y fabricantes de equipos,
interactúen dentro de un entorno que resulte favorable a la
inversión y el desempeño competitivo del sector.
La estructura del orden jurídico ha mostrado avances
importantes para brindar mayor certidumbre a la inversión
privada en áreas que no están reservadas para el servicio
público. Asimismo, se han flexibilizado algunos aspectos que
podrían contribuir a un mejor aprovechamiento de los recursos
energéticos, tal es el caso de las modificaciones a la Ley
Orgánica de Petróleos Mexicanos y Organismos Subsidiarios,
mediante las cualesse ha hecho posible el intercambio
de energía al interior de la paraestatal, mediante cogeneración,
que permitirá la venta de excedentes al sistema eléctrico
nacional.
No obstante, existen muchas áreas de oportunidad que deben
seguir siendo prioridad para lograr un mejor desarrollo
del sector eléctrico, como son, el diseño y aplicación de criterios
de confiabilidad, sustentabilidad y eficiencia energética, y la
implementación de políticas más intensivas de diversificación
de fuentes de energía orientadas minimizar el impacto al medio
ambiente y garantizar el abasto competitivo de energía eléctrica
a largo plazo.
La importancia de estas acciones radica en las
características propias del sector eléctrico, pues en éste
confluyen todas las fuentes de energía primaria y gran parte
de las fuentes secundarias, lo que brinda la posibilidad de lograr
una diversificación orientada a aprovechar en forma racional
la disponibilidad de cada fuente y a disminuir la vulnerabilidad
por la alta dependencia de los hidrocarburos en un entorno
de alta volatilidad de precios, mediante el uso de otras
tecnologías.
Para ello, es necesario concretar un aprovechamiento óptimo
de nuestros recursos naturales, para ir migrando hacia
una generación eléctrica sustentable y limpia a lo largo de las
próximas décadas.
El camino es a base de energías alternas, mediante
un aprovechamiento integral del potencial hidroeléctrico
y mini hidroeléctrico, geotérmico, eólico, solar y bioenergético,
así como de otras fuentes de energía, en particular la nuclear
moderna, hoy por hoy de las fuentes primarias más limpias
para generación de carga base. La diversificación podría
también utilizar como puente la generación de electricidad
a partir de gasificación de carbón con ciclo combinado, biomasa
y residuales de refinación.
Para llevar a buen término el desarrollo que en materia
de energía eléctrica nuestro país requiere, es necesario
continuar trabajando las iniciativas y reformas al marco jurídico
que permitan por el lado de la oferta, fortalecer y hacer más
eficiente la operación de las empresas suministradoras, así como
brindar mayor certidumbre y seguridad a la inversión privada
en el sector, de tal forma que ambos servicios interactúen
en beneficio del desarrollo de nueva infraestructura, y por el
lado de la demanda, es importante continuar con la promoción
de la más eficiente utilización de la energía eléctrica en todos
los sectores de nuestro país.
Fernando Canales Clariond
Secretario de Energía
12
Introducción
E
n la planeación del sector eléctrico, la Secretaría de
Energía coordina las labores del Grupo Interinstitucional
de Prospectivas en el que participan las entidades del sector.
Las aportaciones de cada una, hacen posible realizar este
documento y cumplir, conforme lo establece el Artículo 69
del Reglamento de la Ley del Servicios Público de Energía
Eléctrica, con la publicación de la presente Prospectiva
del sector eléctrico 2006-2015.
Este documento presenta la visión de largo plazo del sector
energético con la mejor información disponible al cierre de esta
edición proporcionada por CFE, LyFC, Pemex, CRE, Conae
y el IMP.
El objetivo primordial del documento es difundir la situación
reciente del mercado de energía eléctrica en nuestro país así
como los proyectos necesarios para alcanzar el abasto suficiente
y oportuno que brinde cobertura al crecimiento de la demanda
de energía eléctrica para los próximos 10 años.
En el primer capítulo se describe la evolución del consumo
y capacidad instalada mundial de energía eléctrica, así como las
fuentes de energía que están siendo utilizadas internacionalmente
en la generación de electricidad.
El siguiente capítulo expone la estructura del marco regulatorio
para la industria eléctrica, así como los instrumentos
de regulación y el estado que guardan los permisos otorgados
en las modalidades consideradas en la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica. Asimismo, se presenta el desarrollo
y el comportamiento de cada una de las modalidades, con la
finalidad de brindar la información necesaria para el análisis
de la situación de los permisionarios y la toma de decisiones
en la planeación del sistema eléctrico.
En el tercer capítulo se analiza la evolución histórica
del mercado eléctrico nacional, considerando el comportamiento
del consumo nacional de electricidad, las ventas internas en cada
región y sector, el comportamiento estacional de la demanda
y la estructura tarifaria. Asimismo, se describe la composición
de la infraestructura para generación, transmisión y distribución
del servicio público, así como la generación de electricidad
por parte de permisionarios en las modalidades vigentes.
El cuarto capítulo presenta las trayectorias futuras
del consumo y la demanda de electricidad a nivel nacional,
sectorial y regional con el propósito de identificar los
requerimientos de capacidad y de energía necesaria para
el periodo 2006-2015. En el programa de expansión que
resulta del análisis de la demanda de electricidad, se consideran
las fuentes de energía que bajo los lineamientos de política
energética se planea utilizar durante los próximos años. Con
la finalidad de contar con un marco completo, el enfoque
del análisis de la expansión del sector eléctrico considera
tanto el servicio público (CFE y LyFC) como el sector privado
a través del autoabastecimiento.
El último capítulo detalla los logros en materia de ahorro
de energía eléctrica a través de los diversos programas, entre
ellos el horario de verano. Asimismo se describe el programa
de incentivos que tiene como fin impulsar la utilización
de tecnologías ahorradoras y la transformación del mercado
de equipos, financiamiento y servicios para el ahorro de energía
eléctrica.
Finalmente, se incluyen cuatro anexos con información
de apoyo para una mejor comprensión de este documento,
así como la bibliografía y referencias para la recepción
de comentarios.
14
Resumen ejecutivo
L
a Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015 detalla la
situación internacional, la evolución histórica del mercado
eléctrico nacional, así como el crecimiento esperado de la
demanda y los requerimientos de capacidad para los próximos
diez años.
El consumo mundial de energía eléctrica ascendió
a 15,431 TWh en 2004, cifra 4.5% superior al valor registrado
en 2003, mientras que la capacidad creció en 2.8% respecto
a este último año, al ubicarse en 3,729 GW en 2004. En
general, las centrales termoeléctricas convencionales mantienen
la mayor participación en la capacidad, a excepción de algunos
países como Francia, donde la energía nuclear predomina,
o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de centrales
hidroeléctricas.
Las proyecciones energéticas internacionales indican que
los combustibles de mayor utilización en la generación de
electricidad seguirán siendo el carbón y el gas natural,
mostrando este último el mayor crecimiento hacia 2015.
Esta tendencia acentuará su contraste con el comportamiento
esperado en el consumo de combustóleo, el cual por razones
de sustentabilidad ambiental disminuirá su participación en la
generación mundial de energía eléctrica.
En el segundo capítulo se exponen los ordenamientos
e instrumentos de regulación que rigen la operación de los
permisionarios de energía eléctrica. En 2005 se registraron
494 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales
el 93.7% se encuentra en operación, con una capacidad de
16,801 MW. Esto representa un incremento de 164 permisos
respecto al año anterior, debido principalmente al otorgamiento
de 160 nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales
la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad
instalada en pequeña escala, lo cual dio como resultado
la más baja capacidad promedio por permiso otorgado durante
los últimos años, ubicándose en 2.8 MW/permiso en 2005.
Los permisos en operación concentran el 77.3% de la capacidad
total autorizada, lo cual representa una mayor proporción
respecto al observado en 2004 (70.8%). Este incremento
obedece a la entrada en operación de algunos productores
independientes de capacidad importante así como de proyectos
de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad
autorizada es producción independiente con 12,557 MW,
lo cual representa el 57.8% respecto al total autorizado.
Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos
otorgados es el autoabastecimiento, el cual concentra el 69.2%
del total de permisos vigentes.
y 16,995 MW de capacidad no comprometida. Adicionalmente,
el programa de LyFC pondrá en marcha 448 MW en lo referente
a capacidad comprometida en 2006. En suma, por parte
del servicio público, se instalarán 23,993 MW durante
la próxima década.
La capacidad de generación del servicio público pasará
de 46,534 MW en 2005 a 65,981 MW en 2015, lo cual
refleja un incremento neto de 19,447 MW.
El tercer capítulo indica que el consumo nacional de energía
eléctrica en 2005 aumentó 4.0% respecto al año anterior, para
ubicarse en 191,339 GWh y mostrando una tasa de crecimiento
anual de 4.7% durante 1995-2005.
Se estima que las centrales de ciclo combinado continúen
en aumento y en 2015 representen el 51.4% de la generación
total. Asimismo, en 2015 las centrales termoeléctricas
convencionales disminuirán su participación a 9.6%. Esto
implica que el gas natural en 2015 represente, según
las estimaciones, el 61.1% del consumo de combustibles para
la generación eléctrica total.
En 2005, el número de usuarios de energía eléctrica atendidos
por CFE y LyFC aumentó en 3.5%, proporcionando el servicio
a cerca de 29 millones de usuarios. Asimismo, durante
el periodo 1995-2005, las ventas internas de energía
eléctrica han mostrado un crecimiento de 4.1%, impulsado
principalmente por el sector industrial.
Finalmente en el capítulo cinco, con referencia a finales de 2005
se estima un ahorro equivalente a 21,940 GWh en consumo
y poco más de 5,518 MW en capacidad diferida, mientras
que en 2015, se espera alcanzar un ahorro de 43,719 GWh
y 10,678 MW. Asimismo, con el horario de verano, en el
periodo de 1996-2005 se han obtenido ahorros del orden
de 11,133 GWh de energía y 982 MW de disminución
en demanda máxima coincidente. Se espera que para 2015 los
ahorros de energía sean del orden de 1,581 GWh y 1,510 MW
de demanda evitada.
La capacidad nacional instalada para generación de electricidad
a diciembre de 2005 incluyendo exportación se ubicó
en 53,858 MW, mostrando un ligero incremento de 0.6%
respecto al año anterior. De esta capacidad, CFE concentra
el 69.5%, los productores independientes el 15.3%, LyFC
el 1.6%, mientras que el restante 13.6% está distribuido entre
las diferentes modalidades para generación de electricidad
vigentes. Destaca el hecho de que de un total de 46,534
MW instalados en el servicio público a diciembre de 2005,
la participación de la tecnología de ciclo combinado superó
a las termoeléctricas convencionales dentro de la capacidad total,
con 28.5% mientras que el ciclo convencional aportó el 27.8%.
En 2005, la generación bruta del servicio público se ubicó
en 218,971 GWh lo cual representa un incremento de 5.0%
respecto al año anterior. Las centrales de ciclo combinado
aportaron el 33.5% de esta energía, mientras que las
termoeléctricas convencionales e hidroeléctricas lo hicieron con
el 30.7% y 12.6%, respectivamente. Esto repercute en una
mayor participación del gas natural en la generación eléctrica,
al pasar de 16.6% en 1995 a 43.2% de la generación total
del servicio público en 2005.
En el capítulo cuarto, las estimaciones del consumo nacional
de electricidad para el periodo 2005-2015 indican una
tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya que aumentará
de 191.3 TWh en 2005 a 304.7 TWh en 2015.
Durante el periodo 2006-2015, el programa de expansión
de CFE requerirá una capacidad de 23,545 MW la cual
está integrada por 6,549 MW de capacidad comprometida
16
Capítulo
uno
Mercado internacional
de energía eléctrica
E
n el contexto internacional, la competitividad de un
país o de un bloque regional depende entre muchos
otros factores, del suministro oportuno, eficiente, confiable
y de calidad, de la energía eléctrica necesaria para garantizar
y sustentar el ritmo de la actividad económica.
En este capítulo, se aborda el análisis de la evolución
histórica reciente y las tendencias futuras del mercado eléctrico
internacional en un horizonte de 10 años, particularizando
en las principales variables que conforman la estructura
de mercado del sector eléctrico en varias regiones del mundo,
tales como: consumo mundial y consumo per cápita de energía
eléctrica, capacidad instalada, así como los combustibles
generalmente utilizados para la generación de electricidad.
En un entorno altamente competitivo y ambientalmente
restrictivo, la eficiencia en la operación y por ende, en la
utilización de combustibles cobra gran relevancia, por ello, resulta
sumamente importante la atención en el ritmo de crecimiento
de la demanda de energía eléctrica en los distintos países,
principalmente en transición.
1.1 Evolución histórica del consumo
mundial de energía eléctrica
El consumo mundial de energía eléctrica mostró durante
el periodo 1994-2004, un crecimiento medio anual de 3.1%,
al pasar de 11,329 TWh en 1994 a 15,431 TWh en 2004.
Como se verá más adelante, este ritmo de crecimiento ha
sido primordialmente impulsado por los países en transición,
Se consideran los grupos de países que señala el documento
International Energy Outlook 2006, del DOE, los cuales se distinguen
por: a) países miembros de la Organización para la Cooperación y el
Desarrollo Económico (OCDE): Norteamérica OCDE (Canadá, Estados
Unidos de América y México), Europa OCDE, Asia y Oceanía OCDE
(Australia, Corea del Sur, Japón y Nueva Zelanda); b) países no miembros
de la OCDE: Europa y Eurasia, Asia, Medio Oriente, África, así como
Centro y Sudamérica.
1
Secretaría de Energía
dado que son mercados en proceso de expansión y madurez,
por lo que actualmente hacen una utilización menos eficiente
de la energía en comparación con los países industrializados.
del sector público y consumo autoabastecido) ha crecido a un
ritmo de 5.7% en promedio anual durante dicho periodo.
Los mayores crecimientos en el consumo de energía eléctrica
se han presentado (y la tendencia se mantendrá) en países
no miembros de la OCDE de Asia y Medio Oriente, con tasas
de 7.5% y 6.5% durante dicho periodo, respectivamente (véase
gráfica 1). El fuerte impulso en el consumo de la primera de estas
regiones, proviene de China e India, países que durante 2004
demandaron el 77% del total de energía eléctrica consumida.
En el caso de Medio Oriente, Irán y Arabia Saudita impulsan
el crecimiento en el consumo de energía eléctrica al incrementar
su demanda durante 1994-2004 con un ritmo anual de 7.3%
y 5.5%, respectivamente.
Las regiones que han alcanzado altos niveles
de estabilidad y madurez de mercado, como son los casos
de Norteamérica y Europa Occidental, se han caracterizado
por registrar incrementos moderados en el consumo de
energía eléctrica durante los años recientes, con tasas de 2.0%
y 2.2%, respectivamente. En Norteamérica en particular,
los incrementos en el consumo de Estados Unidos de América
(EUA) y Canadá se ubicaron en 1.9% y 1.3% durante 19942004, respectivamente. A diferencia de este comportamiento,
en México el consumo de energía eléctrica (ventas internas
Gráfica 1
Consumo mundial de energía eléctrica por región, 1994-2004
(TWh)
Tasa media de crecimiento anual
1994-2004
(%)
5,000
2.0
4,500
4,000
Norteamérica OCDE
3,500
3,000
7.5
2.2
Europa OCDE
2,500
Asia no-OCDE
2,000
Asia y Oceanía OCDE
1,500
2.2
0.6
Europa y Eurasia no-OCDE
1,000
4.1
Centro y Sudamérica
6.5
Medio Oriente
500
4.0
África
0
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.
1.2 Capacidad instalada y generación
mundial de energía eléctrica
de Norteamérica concentran en conjunto, el 29.8% de la
capacidad mundial instalada, destacando EUA, con 942 GW,
lo que representa el 84.9% del total en Norteamérica y el 25.3%
del total mundialmente instalado.
Durante 2004, la capacidad mundial instalada para
la generación de energía eléctrica se incrementó en 2.8%
respecto a 2003, ubicándose en 3,729 GW. Los países
18
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
En el caso de los países en Europa Occidental que forman
parte de la OCDE, la capacidad instalada en los mismos
representa el 19.5% del total (véase gráfica 2), seguido muy
de cerca por los países asiáticos no miembros, que contribuyen
con el 19.2%. Dentro de este último grupo destaca China,
que con el fuerte crecimiento de su producción industrial durante
los últimos años, ha incrementado sustancialmente su
infraestructura de generación eléctrica y en 2004, contribuyó
con el 54.7% del total instalado en esa región, seguida por India
que contribuye con el 18.4% de la capacidad instalada. Por otra
parte, en Medio Oriente y África se registra la menor proporción
de capacidad instalada con 3.0% y 2.8%, respectivamente.
Gráfica 2
Capacidad mundial instalada para generación de energía eléctrica por región y tecnología, 2004
(GW)
1,200
Otros*
1,110
Nuclear
1,000
Hidroeléctricas
726
715
Termoeléctricas convencionales
600
391
400
360
112
104
África
212
200
Medio Oriente
GW
800
Centro y
Sudamérica
Asia y Oceanía
OCDE
Europa y Eurasia
no-OCDE
Asia no-OCDE
Europa OCDE
Norteamérica
OCDE
0
*Incluye centrales geotérmicas, eólicas, solares, y residuales (leña
y desechos).
Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.
La tecnología predominante en el contexto internacional
es la termoeléctrica convencional basada en combustibles
fósiles, la cual incluye desde centrales de ciclo de vapor hasta
plantas de gasificación y calderas de lecho fluidizado. En
Medio Oriente se registra la mayor proporción de centrales
termoeléctricas en su capacidad instalada, con 94.2%. Mientras
que en el lado opuesto, en Centro y Sudamérica se encuentra
la menor proporción de esta tecnología, con el 37.7%
de la capacidad total instalada en la región. Por otra parte, en
lo que concierne a la energía nuclear, en países de Europa
y Asia miembros de la OCDE predomina esta tecnología,
con 18.5% y 17.1%, respectivamente.
Con la finalidad de distinguir la variedad de tecnologías
instaladas en cada país, y en México en particular, a continuación
se muestra una gráfica donde se destacan los tres países
con mayor capacidad instalada en cada región en específico.
De esto, se puede observar que las mayores capacidades
se encuentran en EUA, China, Japón y Rusia (véase gráfica 3).
Carbón, hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Con relación a la composición de su infraestructura de generación
de electricidad, por tipo de tecnología.
2
3
19
Secretaría de Energía
Gráfica 3
Capacidad de generación de energía eléctrica por país y tecnología, 2004
(GW)
Argelia
Egipto
Sudáfrica
Israel
Arabia Saudita
Irán
Venezuela
Brasil
Argentina
Australia
Corea del Sur
Japón
Kazakhstán
Ucrania
Rusia
Taiwán
India
China
Reino Unido
Francia
Alemania
México
Canadá
Estados Unidos
Termoeléctricas
convencionales
África
Hidroeléctricas
Medio Oriente
Nuclear
Centro y
Sudamérica
Otros*
Asia OCDE
Europa y Eurasia No-OCDE
Asia No-OCDE
Europa OCDE
Norteamérica OCDE
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
*Incluye centrales geotérmicas, eólicas, solares, y residuales (leña
y desechos).
Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.
Por otra parte, en lo concerniente a la generación de energía
eléctrica en todo el mundo, en 2004 se generaron 16,591
TWh de los cuales la región de Norteamérica contribuyó
con el 28.9%, donde EUA generó el 24.0% del total mundial.
En orden de magnitud después de Norteamérica, la región asiática
que no forma parte de la OCDE aportó el 21.2%, impulsada
particularmente por China, país que generó el 59.1% y el 12.5%
del total en esa región y en el mundo, respectivamente. Como
se mencionó con anterioridad, el impresionante crecimiento
en la producción industrial de China durante los últimos
años ha implicado un crecimiento acelerado en la capacidad
instalada y la generación de electricidad, alcanzando esta última
un dinamismo a la alza de 9.0% en promedio anual durante
el periodo 1994-2004. (Véase gráfica 4).
(99.8%), asimismo en China la generación eléctrica a partir
de este combustible se ubica por encima del 90% (véase
gráfica 5). No obstante el predominio del carbón, desde 1970
la energía nuclear se incrementó en forma acelerada hasta
mediados de la década de 1980. Asimismo, la generación
a partir de gas natural creció rápidamente durante las últimas
dos décadas, lo cual se refleja en la importante participación
de este combustible en países como Argelia, Argentina e Irán. En
contraste y como efecto de los altos precios del crudo generados
por el embargo petrolero de 1973-1974 y la revolución iraní
en 1979, la utilización de petrolíferos para la generación
de electricidad se ha rezagado desde mediados de la década
de los setentas.
1.3 Consumo de combustibles para la
generación mundial de energía eléctrica
El carbón es el combustible dominante para la generación
de electricidad en el mundo; en Sudáfrica, prácticamente
la totalidad de la energía eléctrica se genera a partir de carbón
20
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 4
Generación mundial de energía eléctrica por región, 1994-2004
(TWh)
Año 1994
12,170 TWh
Centro
y Sudamérica
4.8%
Medio Oriente
2.5%
Año 2004
16,591 TWh
África
2.8%
Centro
y Sudamérica
5.3%
Medio Oriente
3.4%
África
3.0%
Norteamérica OCDE
28.9%
Norteamérica OCDE
32.3%
Asia no-OCDE
14.1%
Asia no-OCDE
21.2%
Europa y Eurasia
no-OCDE
11.4%
Asia y Oceanía
OCDE
10.5%
Europa y Eurasia
no-OCDE
9.0%
Asia y Oceanía
OCDE
9.6%
Europa OCDE
21.6%
Europa OCDE
19.6%
Fuente: Energy Information Administration, Department of Energy.
Gráfica 5
Utilización de combustibles para generación de electricidad en algunos países1, 2004
(participación porcentual)
Norteamérica
Asia
y Oceanía
OCDE
Europa
OCDE
Europa
y Eurasia
no OCDE
Asia
no OCDE
Medio
Oriente
Centro y
Sudamérica
África
100%
90%
80%
Otros*
70%
60%
Gas natural
50%
40%
Petrolíferos
30%
20%
Carbón
10%
21
Venezuela
Brasil
Argentina
Argelia
Egipto
Israel
Sudáfrica
Arabia Saudita
Irán
India
Incluye utilización de combustibles para generación de electricidad,
plantas CHP y generación térmica.
* Incluye biomasa, biogás, desechos industriales y municipales. No incluye
uranio.
Fuente: International Energy Agency, Electricity Information.
1
Indonesia
China
Ukrania
Kazakhstán
Rusia
Corea del Sur
Japón
Australia
Reino Unido
Francia
Canadá
Alemania
México
Estados Unidos
0%
Secretaría de Energía
1.4 Tendencia del consumo mundial
de energía eléctrica
En la actualidad, los altos precios de los hidrocarburos
constituyen un tipo de incentivo para la diversificación
de fuentes de energía, reforzando el importante rol del carbón
y el renovado interés sobre la energía nuclear en la generación
de electricidad. Asimismo, el actual escenario de altos precios
de combustibles fósiles podría estimular la competitividad de las
fuentes renovables.
Se estima que durante el periodo 2003-2015 la demanda
mundial de energía eléctrica mantenga un dinamismo al alza
de 3.3% en promedio anual, al pasar de 14,782 TWh en 2003
a 21,698 TWh en 2015 (véase cuadro 1), crecimiento que será
principalmente impulsado por los países asiáticos en transición
y latinoamericanos en desarrollo, no OCDE.
Cuadro 1
Consumo mundial de energía eléctrica, 2003-2015
(TWh)
2003
2010
2015
tmca 2003-2015
14,782
19,044
21,698
3.3%
8,836
10,128
10,884
1.8%
Norteamérica
4,384
5,036
5,495
1.9%
Europa
2,965
3,343
3,519
1.4%
Asia
1,487
1,749
1,870
1.9%
5,946
8,916
10,814
5.1%
Europa y Eurasia
1,350
1,836
2,123
3.8%
Asia
2,917
4,713
5,896
6.0%
Medio Oriente
471
681
782
4.3%
África
436
561
660
3.5%
Centro y Sudamérica
772
1,125
1,353
4.8%
Mundial
OCDE
No OCDE
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: Department of Energy e International Energy Outlook 2006.
En lo que se refiere a los países miembros de la
OCDE, se estima que el crecimiento anual de la demanda
de energía eléctrica se ubique en 1.8%, lo que representa
un crecimiento sensiblemente menor con relación a los países
no miembros, cuya demanda se espera se incremente a un ritmo
de 5.1% anual durante 2003-2015. Esta diferencia de tasas
de crecimiento, es decir 3.3%, se debe particularmente a que
los mercados en los países industrializados son maduros, con
un lento crecimiento poblacional y con alto nivel de desarrollo
tecnológico que permite hacer un uso más eficiente de la energía.
En el caso específico de los países de Europa miembros de la
OCDE, cuyo crecimiento de la demanda se estima en 1.4%,
se espera incrementar la competitividad de los mercados
de gas natural y electricidad por medio de la liberalización,
lo cual compensaría en cierta medida el aumento de costos de la
energía eléctrica al depender en mayor medida del gas natural
y las fuentes renovables para generación eléctrica. Por otra parte,
se estima que en Corea del Sur y Japón aumente el consumo
de electricidad en 4.0% y 1.2% anual hacia 2015, resultando
un crecimiento de 1.9% en la región de Asia industrializada.
Entre los países miembros de la OCDE se encuentran los siete países
más industrializados: Alemania, Canadá, Estados Unidos, Francia,
Inglaterra, Italia y Japón.
5
Incluso se espera que durante los próximos años en algunos países
europeos y en Japón, se observe una declinación en la población.
4
El mayor crecimiento esperado en el consumo de energía
eléctrica se concentrará en los países no miembros, lo cual
22
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
1.4.1 Tendencia mundial del consumo de energía
eléctrica por habitante
resulta del fuerte crecimiento económico que se estima para
estos países, ubicándose en una variación anual del PIB
de 5.3% durante 2005-2015.
Durante el periodo 2003-2015, se espera que el consumo
mundial de energía eléctrica por habitante se incremente
en 2.1% anual, al pasar de 2,342 kWh/habitante en 2003
a 3,007 kWh/habitante en 2015 (véase cuadro 2). Las regiones
con mayor consumo de electricidad por habitante en el ámbito
mundial son Norteamérica y los países de Asia miembros de la
OCDE. En el caso de Norteamérica, se estima que hacia 2015
el consumo por habitante se ubicará en 11,496 kWh/habitante.
Asimismo, hacia el final del periodo, en Asia OCDE el consumo
se estima en 9,167 kWh/habitante, con un crecimiento
anual de 1.7% que será impulsado principalmente por Corea
del Sur. Asimismo, durante 2003 en los países miembros, el 60%
del consumo total de electricidad se concentró en los sectores
residencial y comercial, como resultado de la mayor penetración
de equipos electrónicos y tecnologías de telecomunicaciones.
En Asia, se estima que durante el periodo 2003-2015
el consumo de energía eléctrica crezca en 6.0% anual, impulsado
por China e India al incrementar su demanda en 6.4% y 6.0%
respectivamente. Este crecimiento del consumo eléctrico
en Asia se orientará principalmente hacia el uso residencial
debido al crecimiento poblacional y la transformación de los
estándares de vida, como iluminación, aplicaciones electrónicas
y nuevas tecnologías. Asimismo, en regiones como Centro
y Sudamérica el consumo aumentará en 4.8% y estará
orientado principalmente hacia los sectores residencial,
comercial e industrial y, en Medio Oriente cuya demanda
crecerá en 4.3%, esta se concentrará en los sectores residencial
e industrial.
Cuadro 2
Consumo mundial de energía eléctrica por habitante, 2003-2015
(kWh/habitante)
2003
2010
2015
tmca
2003-2015
Mundial
2,342
2,784
3,007
2.1%
OCDE
7,644
8,426
8,834
1.2%
10,267
11,020
11,496
0.9%
Europa
5,594
6,157
6,398
1.1%
Asia
7,472
8,658
9,167
1.7%
1,153
1,581
1,807
3.8%
3,936
5,432
6,356
4.1%
880
1,312
1,559
4.9%
2,519
3,153
3,286
2.2%
502
557
592
1.4%
1,747
2,315
2,627
3.5%
Norteamérica
No OCDE
Europa y Eurasia
Asia
Medio Oriente
África
Centro y Sudamérica
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook 2006.
Por otra parte, el mayor crecimiento del consumo
se presentará en países no miembros, con 3.8% en promedio
anual. Entre estos países se estima que la región de Asia
presente el dinamismo más fuerte con 4.9% durante 20032015, llegando a consumir 1,559 kWh/habitante al final del
periodo.
23
Secretaría de Energía
1.5 Tendencia de la capacidad
y generación mundial de energía eléctrica
incremento de capacidad será en países asiáticos no miembros
(China e India, principalmente), ubicándose en 5.5%, lo cual
responde a la importante expansión del mercado asiático y con
ello, a las crecientes necesidades de energía eléctrica en esa
región. De la gráfica 6, se observa que hacia 2015 la capacidad
total instalada en Asia no-OCDE superará a la capacidad
en Norteamérica, específicamente en 55 GW.
De manera consistente con el consumo mundial de energía
eléctrica, la capacidad mundial de generación de electricidad
crecerá principalmente en los países en desarrollo no OCDE
(véase gráfica 6). Se estima que durante 2003-2015 el mayor
Gráfica 6
Capacidad mundial de generación de energía eléctrica por región, 2003-2015
(GW)
2003
1,400
1,200
2015
tmca*
5.5 %
tmca*
0.8 %
1,000
2010
tmca*
0.6 %
GW
800
tmca*
2.6 %
600
tmca*
1.2 %
400
tmca*
4.0 %
tmca*
6.1 %
200
tmca*
3.8 %
África
Medio Oriente
Centro
y Sudamérica
Asia y Oceanía
OCDE
Europa y Eurasia
no-OCDE
Asia no-OCDE
Europa OCDE
Norteamérica
OCDE
0
* Tasa media de crecimiento anual 2003-2015.
Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook
2006.
1.5.1 Tendencia mundial del consumo
de combustibles utilizados para generación
de electricidad
para generación eléctrica serán el gas natural y el carbón,
en detrimento de la utilización de combustibles derivados
del petróleo, como el combustóleo. Esto obedece a los
altos precios del combustible así como a la disponibilidad
de tecnologías de mayor eficiencia y con un impacto ambiental
sensiblemente menor que las plantas convencionales que
utilizan combustóleo. Se estima que durante 2003-2015,
el combustible de mayor crecimiento en la generación eléctrica
sea el gas natural (véase gráfica 7), el cual pasará de 17.5%
en 2003 a 25.7% en 2015, lo cual complementará la mayoritaria
participación del carbón.
En el entorno internacional, el uso de combustibles para
generación de electricidad depende de diferentes factores, que
varían de una región a otra y de la disponibilidad de fuentes
de energía fósil o renovable económicamente competitivas.
Adicionalmente, dependen también de las restricciones
imperantes por los altos precios de los combustibles y la
normatividad ambiental. Las estimaciones indican que durante
los próximos años los combustibles de mayor utilización
24
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
estable en alrededor del 19% de la generación mundial. En la
gráfica 7 se puede observar que hacia 2015 el gas natural,
después del carbón, tendrá la mayor participación en la generación
de energía eléctrica.
Hacia el final del periodo la energía nuclear reducirá
ligeramente su participación en la generación mundial, como
resultado del incremento del uso de gas natural. Mientras
que la participación de las energías renovables permanecerá
Gráfica 7
Combustibles y fuentes de energía para la generación eléctrica mundial, 2003-2015
(participación porcentual)
Petróleo
2015
5.0
25.7
2010
5.4
23.3
2003
5.5
Gas Natural
17.5
Carbón
Nuclear
37.6
37.6
41.4
0%
12.9
13.8
16.9
50%
Renovables
18.8
19.9
18.7
100%
Fuente: Energy Information Administration e International Energy Outlook
2006.
• Carbón
Por otra parte, las mayores reservas de carbón se encuentran
en EUA, China, India y Australia, y en general estos países
utilizarán este combustible para generar del 50% al 80% de su
electricidad.
La generación mundial de electricidad a partir de carbón
seguirá siendo la de mayor participación entre el resto
de las fuentes de energía, al estimarse un crecimiento de 2.8%
anual durante el periodo 2003-2015. En EUA, las centrales
que utilizan carbón representan el 35% de la capacidad total
instalada, y aportan el 52% de su producción eléctrica total.
Esta utilización de las plantas, se realiza para carga base,
operando sobre periodos largos para producir la mayor
cantidad de electricidad por unidad de capacidad instalada.
EUA y China son los países con la mayor capacidad instalada
para utilizar carbón, con 310 GW y 239 GW respectivamente
en 2003, y los planes de crecimiento anual hacia 2015 son
marcadamente mayores para China, con 5.2%, mientras
que en EUA la expansión de capacidad crecerá a ritmo de 0.2%
en promedio anual.
• Gas natural
El combustible que presentará la tasa de crecimiento más
alta en la generación de electricidad durante el periodo 20032015 será el gas natural, con 7.0% promedio anual. Esto
responde a las ventajas y versatilidad que ofrecen las plantas
que utilizan este combustible, dada su alta eficiencia en ciclo
combinado, menor costo de inversión, periodos de construcción
más cortos y reducción de emisiones de SOx.
Se estima que durante ese periodo la generación a partir
de gas en EUA crezca con ritmo de 3.9% anual, y su
participación en la generación total se ubicará en 20%. No
obstante, la volatilidad de los precios del gas podría ocasionar
25
Secretaría de Energía
que las inversiones en ese país se inclinen hacia las centrales
de carbón.
el incremento proyectado es de 9 GW hacia el final del periodo.
Se estima que las mayores adiciones de capacidad se realicen
en China, India, Corea del Sur y Rusia.
En países no miembros de la OCDE, la participación del gas
natural en la generación total se incrementará mientras que otros
combustibles reducirán su participación. Este comportamiento
se observará principalmente en países asiáticos y de Europa
Oriental, como también en países de África, Medio Oriente,
así como Centro y Sudamérica.
• Renovables
Se estima que la penetración de las fuentes renovables en
la generación eléctrica, se verá estimulada por la persistencia
de altos precios del petróleo y del gas natural, lo cual, mediante
los incentivos y políticas públicas adecuadas, podrían contribuir
al incremento de la utilización de energía limpia.
• Petrolíferos
Se espera que la participación de los petrolíferos en la
generación eléctrica se mantenga en un nivel moderado. Los
destilados ligeros del petróleo tienen un mayor valor en el sector
transporte, mientras que en el sector eléctrico básicamente
tienen aplicaciones en instalaciones de generación distribuida.
En el contexto internacional, gran parte del crecimiento
estimado para la generación eléctrica a partir de fuentes
renovables proviene de expectativas de realización de grandes
proyectos hidroeléctricos en Asia. China tiene ambiciosos
planes para incrementar su capacidad hidroeléctrica, incluyendo
la conclusión del proyecto de Longtan hacia finales de 2007,
el cual contará con una capacidad de 5.4 GW y el proyecto
de la Presa de las Tres Gargantas, el cual está planeado para
concluirse en 2009 y contará con dos centrales eléctricas y 26
turbinas hidráulicas, lo que resultará en una capacidad total
de 18.2 GW. Se espera que ese país incremente su capacidad
de energías renovables a una tasa de crecimiento de 6.4%
anual durante 2003-2015. Asimismo, India planea incrementar
su capacidad en energías renovables para alcanzar los 52 GW
en 2015.
En años recientes, China ha experimentado un fuerte
crecimiento en su capacidad instalada debido a la necesidad
de satisfacer los picos de demanda en verano. Se espera que
esta situación continúe en el corto plazo, sin embargo, se prevé
que cuando la nueva capacidad planeada inicie operaciones
y la red de distribución madure, el uso de petrolíferos para
la generación de electricidad se moderará.
• Nuclear
Por otra parte en Centro y Sudamérica, específicamente
en Brasil, donde 80% de su generación de electricidad proviene
de energía hidráulica, se estima un crecimiento de 3.7% anual
en la capacidad de generación a partir de fuentes renovables.
En cuanto a los países miembros de la OCDE, no se espera
un crecimiento sustancial en la capacidad hidroeléctrica,
y sólo en Canadá se planea completar proyectos hidroeléctricos
durante los próximos años. Por otra parte, en lo que se refiere
a energía renovable no hidráulica, en Europa Occidental y EUA
la capacidad instalada en energía eólica ha crecido en 18%
y 27%, respectivamente, tan solo durante 2005.
En el actual entorno de volatilidad de precios de combustibles
fósiles y los compromisos establecidos en el Protocolo de Kyoto,
el análisis y el debate respecto a las centrales nucleares como
una opción tecnológica para la generación de electricidad, así
como la posibilidad de que se otorguen extensiones a la vida
útil de la mayoría de las plantas existentes en países miembros
de la OCDE y en naciones de Europa y Eurasia, se ha dado
lugar a mejores expectativas de desarrollo de esta fuente
de energía. Asimismo, los nuevos diseños de reactores nucleares
a bajo costo han mejorado el panorama de aplicaciones de esta
tecnología.
La energía nuclear es una importante fuente de generación
eléctrica en muchos países. En 2005, fue el soporte de al menos
el 25% de la generación total de 16 países. Hasta diciembre
de ese año se encontraron en operación 443 reactores nucleares
y otros 24 estaban en construcción alrededor del mundo.
El mayor crecimiento en capacidad nuclear a instalarse
durante los próximos años corresponde a países no miembros
de la OCDE. Se espera que en este grupo la capacidad
aumente en 33 GW durante 2003-2015, mostrando una tasa
de crecimiento de 3.9%. Mientras que en países miembros,
26
Capítulo
dos
Marco regulatorio del sector
eléctrico
L
a planeación del sector eléctrico mexicano requiere
de un marco regulatorio certero y transparente, dentro
del cual los actores involucrados puedan tomar decisiones
en un entorno favorable. En este contexto, en el presente capítulo
se exponen los ordenamientos jurídicos y los instrumentos
de regulación mediante los cuales se rigen las operaciones
del sector eléctrico, así como de los permisos otorgados en
las modalidades que se definen en la Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica (LSPEE). Asimismo, se presenta
la evolución reciente de dichos permisos otorgados por
la Comisión Reguladora de Energía (CRE).
El marco regulatorio del sector eléctrico mexicano tiene
como fundamento los Artículos 25, 26, 27 párrafo sexto, 28,
73, 74, 90, 108, 110, 123 y 134 de la Constitución Política
de los Estados Unidos Mexicanos.
Por su parte, los principales ordenamientos legales derivados
de la norma fundamental que regulan la prestación del servicio
público de energía eléctrica y a la CFE son:
• Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que es el
ordenamiento principal de esta materia, la cual regula
propiamente la prestación del servicio público de energía
eléctrica así como la organización y funcionamiento de la
CFE, constituyéndose en su ley orgánica.
• Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, por
cuanto se refiere a la asignación de facultades de las
secretarías de Estado particularmente a la Secretaría
de Energía y el reconocimiento y ubicación estructural
de las entidades paraestatales.
• Ley de la Comisión Reguladora de Energía, que regula
las actividades y organización de dicha comisión así
como sus facultades.
Secretaría de Energía
Además de los ordenamientos legales anteriormente
señalados, el Artículo 27 constitucional establece la exclusividad
de la nación en el aprovechamiento de los combustibles nucleares
para la generación de energía nuclear y la regulación de sus
aplicaciones con otros propósitos y determina que la energía
nuclear solo podrá utilizarse con fines pacíficos. Al respecto,
el marco jurídico en materia nuclear está definido por:
Por otro lado, la participación de la iniciativa privada
en áreas no reservadas en forma exclusiva a la Nación, como
es el caso de la generación de electricidad que se destine
a fines distintos del servicio público, puede permitirle al Estado
canalizar los recursos en el corto y mediano plazo hacia otras
necesidades sociales y con ello, diferir la carga financiera que
representa la rápida expansión del servicio público de energía
eléctrica.
• Ley Reglamentaria del Artículo 27 constitucional
en materia nuclear.
Los ordenamientos jurídicos que rigen las actividades
reguladas del sector eléctrico están supeditados a la Constitución,
y la estructura con relación a ésta se ilustra a continuación (véase
figura 1).
• Ley de responsabilidad civil por daños nucleares.
Adicionalmente a estos ordenamientos, el marco regulatorio
cuenta con instrumentos de regulación que establecen los
lineamientos y los mecanismos de interrelación entre los
particulares y suministradores del servicio público (CFE
y LyFC). Estos mecanismos se esquematizan a continuación
(véase figura 2) y, más adelante, se definen cada uno de ellos.
2.1 Estructura del marco regulatorio
de las actividades reguladas
En lo que al autoabastecimiento se refiere, es en 1975 cuando
a través de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
(LSPEE), se establece que la participación de los particulares
en la generación de energía eléctrica puede realizarse, sujeta
a previo permiso y al visto bueno de la Comisión Federal de
Electricidad (CFE).
Con el objetivo de incentivar la participación de particulares
en la expansión del sistema eléctrico, el Congreso de la Unión
ha modificado la LSPEE en diferentes años para incorporar
nuevas modalidades de generación de electricidad, tal es el caso
de la reforma a dicha ley en 1992, en la cual se incorporaron
las modalidades de: autoabastecimiento, cogeneración,
productor independiente, importación y exportación y pequeña
producción.
De todas las modalidades la producción independiente ha
presentado el mayor dinamismo, fundamentado principalmente
en la búsqueda de mayor eficiencia energética, menor impacto
ambiental, así como en la necesidad de expandir la oferta de
energía eléctrica mediante plantas de ciclo combinado cuya
producción es vendida en su totalidad a la CFE.
Otras modalidades como es el caso de autoabastecimiento
y cogeneración, representan diferentes áreas de oportunidad de
acuerdo con el enfoque desde el cual se analice. En el caso
de la industria (y sus diferentes ramas) y Petróleos Mexicanos
(Pemex), la posibilidad de autoabastecerse o cogenerar
su propia energía a un costo menor que la tarifa aplicable
por los suministradores (CFE y LyFC), puede ser una vía
para incrementar la eficiencia de sus procesos y con ello la
competitividad de las empresas.
28
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Figura 1
Ordenamientos jurídicos que rigen las actividades reguladas del sector eléctrico
Constitución
Política de los
Estados Unidos
Mexicanos
Ley del Servicio Público
de Energía Eléctrica
Ley de la Comisión Reguladora de Energía
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
en Materia de Aportaciones
Manual de Servicio al Público en
Materia de Energía Eléctrica
Normas Oficiales Mexicanas
Fuente: CRE.
Figura 2
Modalidades de permisos e instrumentos de regulación
Modalidades de generación e
importación de energía
eléctrica de particulares
Instrumentos
Instrumentosde
deregulación
regulación
Suministradores
Suministradores
Para fuentes de energía firme:
•Autoabastecimiento
•Autoabastecimiento
Contrato de interconexión
•Cogeneración
•Cogeneración
Contrato para el servicio de
transmisión de energía eléctrica
•Pequeña
•Pequeñaproducción
producción
Convenio de respaldo de energía
eléctrica
•Producción
•Producciónindependiente
independiente
•Exportación
•Exportación
Convenio de compraventa de
energía eléctrica
Para fuentes de energía renovable:
Contrato de interconexión
••Importación
Importación
Contrato de servicio de
transmisión de energía eléctrica
Para importación de energía eléctrica:
Contrato de interconexión
Metodologías diversas*
* Aplicables a los instrumentos de regulación para fuentes de energía firme, renovable e importación.
Fuente: CRE.
29
•Comisión Federal
de Electricidad
•Luz y Fuerza del
Centro
Secretaría de Energía
2.2 Órgano regulador
del servicio público de energía eléctrica, para
la realización de obras específicas, ampliaciones
o modificaciones de las existentes, solicitadas por
aquellos para el suministro de energía eléctrica.
Desde 1995, a través de la expedición de la Ley de la
Comisión Reguladora de Energía, esta entidad cuenta con
facultades en materia de regulación de energía eléctrica. A partir
de ese año, la CRE se constituyó como autoridad reguladora
y pasó a ser de un órgano consultivo en materia de electricidad
a un órgano desconcentrado de la Secretaría de Energía con
autonomía técnica y operativa con funciones de regulación sobre
el sector de electricidad y gas natural en México.
• Verificar que en la prestación del servicio público
de energía eléctrica, se adquiera aquella que resulte
de menor costo y ofrezcan además, óptima estabilidad,
calidad y seguridad para el sistema eléctrico nacional.
• Aprobar las metodologías para el cálculo de las
El objetivo fundamental de la CRE es promover el desarrollo
eficiente de la industria eléctrica y del gas natural mediante una
regulación que permita: salvaguardar la prestación de servicios,
fomentar una sana competencia, proteger los intereses de los
usuarios, propiciar una adecuada cobertura nacional y atender
la confiabilidad, estabilidad y seguridad en el suministro
y prestación de los servicios.
contraprestaciones por los servicios de conducción,
transformación y entrega de energía eléctrica.
• Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones
que, conforme a las disposiciones legales aplicables,
se requieren para la realización de las actividades
reguladas.
En lo concerniente al sector eléctrico, la CRE tiene por
objeto promover el desarrollo eficiente de las siguientes
actividades:
• Aprobar modelos de convenios y contratos de adhesión
para la realización de las actividades reguladas.
• Suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios
2.3 Modalidades de generación
de energía eléctrica del sector privado
• Generación, exportación e importación de energía
De acuerdo a lo establecido en la LSPEE y su Reglamento,
las modalidades bajo las cuales los particulares pueden invertir
en la generación e importación de energía eléctrica, están
sujetas al previo otorgamiento de un permiso por la CRE
y consisten en lo siguiente:
del servicio público.
eléctrica que realicen los particulares.
• Adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio
público.
1) Autoabastecimiento: Es la utilización de energía
eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando
dicha energía provenga de plantas destinadas a la
satisfacción de las necesidades de personas físicas
o morales.
• Servicios de conducción, transformación y entrega
de energía entre entidades que tienen a su cargo
el servicio público, y entre éstas y los particulares.
Para la consecución de lo anterior, la CRE cuenta con
las siguientes atribuciones en materia de energía eléctrica
establecidas en el Artículo 3º de su propia Ley:
2) Cogeneración:
• Aprobar los instrumentos de regulación entre
• Es la producción de energía eléctrica
permisionarios de generación e importación de energía
eléctrica y los suministradores del servicio público.
conjuntamente con vapor u otro tipo de energía
térmica secundaria, o ambas;
• Participar en la determinación de las tarifas para
• es la producción directa e indirecta de energía
eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada
en los procesos de que se trate;
el suministro y venta de energía eléctrica.
• Aprobar los criterios y las bases para determinar
• es la producción directa o indirecta de energía
el monto de las aportaciones de los gobiernos de las
entidades federativas, ayuntamientos y beneficiarios
eléctrica utilizando combustibles producidos en
los procesos de que se trate.
30
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Para esta modalidad es necesario que la electricidad
generada se destine a la satisfacción de las necesidades de
establecimientos asociados a la cogeneración, entendidos por
tales, los de las personas físicas o morales que:
el esquema de producción independiente de energía que en
2005 representó el 21.6% de la generación total de energía
eléctrica del servicio público.
2.4 Instrumentos de regulación
a) Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los
combustibles que dan lugar a los procesos base de la
cogeneración, o
Como un mecanismo facilitador para la participación
de particulares en la generación de electricidad, el marco
regulatorio cuenta con instrumentos de regulación que posibilitan
a los permisionarios para solicitar a los suministradores
la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La
factibilidad de poder interconectarse con la red del servicio
público, así como la certeza de contar con energía eléctrica
de respaldo y la posibilidad de entregar excedentes a la CFE
o LyFC, le provee a la iniciativa privada una mayor flexibilidad
en sus operaciones de generación de energía eléctrica. Los
instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de energía
firmes como fuentes de energía renovable, como se describe
a continuación:
b) sean copropietarios de las instalaciones o miembros
de la sociedad constituida para realizar el proyecto.
3) Producción independiente: Es la generación de energía
eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor
de 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la
CFE o a la exportación.
4) Pequeña producción: Es la generación de energía
eléctrica destinada a:
• La venta a la CFE de la totalidad de la electricidad
a) Fuentes firmes
• El autoabastecimiento de pequeñas comunidades
1) Contrato de interconexión. Establece los términos
y condiciones para interconectar la central de generación
de energía eléctrica con el SEN. Este contrato
proporciona al permisionario los elementos necesarios
para administrar la demanda de los centros de carga,
además de permitirle calcular los pagos por los servicios
conexos proporcionados por el suministrador.
generada, en cuyo caso los proyectos no podrán
tener una capacidad total mayor de 30 MW en un
área determinada.
rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio
de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos no
podrán exceder de 1 MW.
• La exportación, dentro del límite máximo
2) Contratos de servicio de respaldo de energía
eléctrica. Tienen por objeto que el suministrador
respalde la central de generación de energía eléctrica
en caso de falla, mantenimiento o ambos. Este servicio
está determinado en función de las tarifas publicadas
por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
de 30 MW.
5) Exportación: Es la generación de energía eléctrica
para destinarse a la exportación, a través de proyectos
de cogeneración, producción independiente y pequeña
producción, que cumplan las disposiciones legales
y reglamentarias aplicables según los casos. Los
permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar
dentro del territorio nacional la energía eléctrica
generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para
realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate.
3) Convenio de compraventa de excedentes de
energía eléctrica. También conocida como energía
económica, establece los procedimientos y condiciones
que rigen la entrega de energía eléctrica del permisionario
al suministrador de acuerdo con las reglas de despacho
del SEN. Este convenio considera que el permisionario
pueda realizar entregas de energía económica al
suministrador, para lo cual cuenta con tres procedimientos:
recepción por subasta, recepción automática notificada
y recepción automática no notificada.
6) Importación: Es la adquisición de energía eléctrica
proveniente de plantas generadoras establecidas
en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados
directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica
y el consumidor de la misma.
4) Convenio de servicio de transmisión de energía
eléctrica. Establece que el suministrador recibe
la energía eléctrica de la central de generación en el
La participación de las modalidades de generación eléctrica
se ha incrementado en los últimos años, especialmente
31
Secretaría de Energía
punto de interconexión y la transporta hasta los centros
de carga del permisionario de acuerdo con la capacidad
de porteo contratada para cada uno de ellos.
de energía renovable y los centros de consumo
del permisionario, de manera que dicho contrato sirva
de marco para todas las operaciones entre el
suministrador y el permisionario.
b) Fuentes de energía renovable
2) Convenio para el servicio de transmisión de
energía eléctrica. Permite transportar la energía
eléctrica generada desde la fuente de energía renovable
hasta donde se localizan sus centros de consumo.
En 2001, la CRE aprobó una regulación específica para
fuentes renovables de energía con la finalidad de fomentar
el desarrollo de proyectos de generación de energía eléctrica.
Estos instrumentos consideran las características de este tipo
de fuentes de energía, como es la disponibilidad intermitente
del energético, primario, e incluyen conceptos únicamente
aplicables a éstas, tales como:
c) Importación de energía eléctrica
1) Contrato de Interconexión para permisionarios
ubicados en el área de control de Baja California,
que importan energía eléctrica a través del Consejo
Coordinador de Electricidad del Oeste (Western
Electricity Coordinating Council -WECC-), de los
Estados Unidos de América, tiene por objeto que la
CFE realice la transmisión de energía de importación
entre el punto de interconexión y el punto de carga
del permisionario, de manera que este contrato sirva
de marco para todas las operaciones entre él y el
permisionario.
• Energía sobrante.- cuando un permisionario entrega
a sus centros de consumo una cantidad de energía mayor
a la correspondiente de su potencia comprometida
de porteo o cuando la demanda de los centros
de consumo sea menor a la potencia entregada en el
punto de interconexión.
• Energía faltante.- cuando una fuente de energía
no satisface la potencia de compromiso de porteo con
sus centros de consumo.
d) Metodologías
• Capacidad aportada al SEN.- se reconoce la capacidad
que la fuente de energía renovable aporta en las horas
de máxima demanda del Sistema Eléctrico Nacional .
Como parte de los contratos y convenios antes mencionados,
la CRE ha publicado las siguientes metodologías:
Para el caso de fuentes de energía renovable, es posible
realizar compensaciones de energía faltante con energía
sobrante, es decir, si existe energía sobrante neta en
un mes, ésta se puede utilizar para compensar faltantes
de meses posteriores, haciendo un corte anual. De esta forma
y dada la intermitencia de estas fuentes, el contrato considera
la flexibilidad de estos intercambios. Asimismo, los cargos
de porteo para fuentes renovables se corrigen en función
de la energía realmente porteada, es decir, dichos cargos
se multiplican por el factor de planta de la fuente de energía.
1) Metodología para la determinación de los cargos
por servicios de transmisión, con el objeto establecer
el procedimiento que deberán seguir los suministradores
para el cálculo de los cargos correspondientes a las
solicitudes de porteo de los permisionarios en tensiones
diversas. Para tensiones mayores o iguales a 69 kV,
toma en cuenta el impacto que sobre la red tiene cada
servicio de porteo solicitado en forma individual, usando
un modelo de flujos de corriente alterna y debe ser
aplicado en los casos con y sin el servicio solicitado
en las situaciones de demanda máxima y mínima en
el año en que se pretende iniciar el porteo. En cuanto
a las cargas que se encuentran en tensiones menores
a 69 kV, se cuenta con los procedimientos denominados
de trayectoria punto a punto o de proporcionalidad
de demanda, según se trate de cargas únicas de más
de 1 MW o múltiples cargas agrupadas por tipo
de tarifa, con demandas menores a 1 MW. Es de señalarse
que esta Metodología, aunque pueda parecer compleja,
envía a los permisionarios una clara señal económica
para incentivar una ubicación de la fuente de energía
que favorezca al Sistema Eléctrico al reducir sus
pérdidas.
Los instrumentos para regular lo anterior son los
siguientes:
1) Contrato de interconexión. Permite realizar la
interconexión necesaria entre el SEN y la fuente
Publicado en el Diario Oficial de la Federación (DOF) el 7 de septiembre
de 2001.
2
La definición de fuente de energía renovable fue modificada y publicada
en el DOF del 26 de febrero de 2003. El 30 de enero de 2006, se publicó
en el DOF la modificación que permite reconocer la capacidad de los
generadores a partir de energía renovable del tipo intermitente.
1
32
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
2.5 Permisos de generación eléctrica
2) Metodología para la determinación de los cargos
por servicios conexos. La conexión a la red por
parte de los permisionarios implica que estos reciban
servicios del suministrador tales como regulación
de frecuencia y voltaje, entre otros. Con objeto de retribuir
por estos servicios conexos, la metodología establece
el procedimiento para determinar la contraprestación
correspondiente, la cual está basada en el cargo
autorizado para la demanda reservada en el caso del
respaldo para falla.
En 2005, los permisos otorgados por la CRE
se incrementaron en 171, sumando un total de 494 permisos
vigentes, de los cuales, el 93.7% están en operación
con una capacidad de 16,801 MW. Este aumento se debe,
principalmente, al otorgamiento de 160 permisos en la
modalidad de autoabastecimiento.
La situación de los permisos vigentes de generación
e importación de energía eléctrica, de acuerdo con el programa
de obra autorizado en el permiso respectivo, se observa en tres
rubros: los permisos en operación, en construcción e inactivos.
3) Metodología para la determinación del costo
total de corto plazo (CTCP). Esta Metodología
es utilizada para el pago por la energía excedente que
los permisionarios entregan a los suministradores.
A su vez, el CTCP está constituido por la suma de los
costos variables de generación y los costos variables
de transmisión. También se prevé que para el cálculo
del CTCP no se debe considerar la generación mínima
de despacho por confiabilidad.
De acuerdo con la capacidad autorizada en los permisos
administrados, la modalidad de producción independiente
representa el 57.8%, seguida por el autoabastecimiento con
22.9%. La capacidad autorizada en la modalidad de producción
independiente representa el 72.7% del total de los permisos
en construcción, y la correspondiente a la cogeneración
constituye el 83.0% de los permisos inactivos.
Gráfica 8
Situación de los permisos de generación eléctrica*
(capacidad en MW por modalidad y participación porcentual)
21,733 MW
100%
463 permisos
16,801 MW
25 permisos
4,510 MW
3 permisos
138 MW
2 permisos
284 MW
556
90%
80%
20
Usos propios
continuos
1.5
Producción
independiente
Importación
70%
9,277
Exportación
3,279
60%
Cogeneración
284
50%
40%
30%
1,512
20%
10%
0%
115
200
1,330
300
173
3,927
758
2
En operación
En construcción
Inactivos
Por iniciar obras
*Incluye la demanda máxima autorizada bajo la modalidad de importación de energía eléctrica.
Fuente: CRE.
33
Autoabastecimiento
Secretaría de Energía
La capacidad autorizada en operación de los permisos
representa el 43.9% con respecto a la capacidad efectiva
instalada de CFE (sin PIE) y LyFC en 2005 (38,297 MW).
Esto indica la gran importancia de la inversión por particulares
en la adición de capacidad al SEN. En adición, la generación
de los permisionarios representa el 43.9% en relación con
la generación bruta de CFE y LyFC de 2005 que ascendió
a 171,601 GWh.
y autoabastecimiento, las cuales contribuyeron con 94.2%
del crecimiento total. La modalidad con mayor capacidad
autorizada es producción independiente con 12,557 MW,
la cual con respecto a la capacidad total autorizada en los
permisos, representa el 57.8% (véase gráfica 9).
La generación producida en 2005 se ubicó en
75,390 GWh, lo que significó un aumento del 2.9% con
respecto a 2004. Las modalidades de productor independiente
y usos propios continuos, registraron una disminución en su
generación de energía eléctrica con respecto a 2004, mientras
que la modalidad de exportación registró la tasa de crecimiento
en generación de energía eléctrica más alta con 37.8%.
La capacidad autorizada total en operación de los
permisos en 2005 representó el 77.3% con respecto a la
autorizada, porcentaje mayor al observado en 2004 (70.8%).
Este incremento en la capacidad en operación se debe
principalmente a las modalidades de producción independiente
Cuadro 3
Permisos administrados de generación eléctrica
(cierre al 31 de diciembre de 2005)
Permisos
Modalidad
Permisos
Capacidad MW
Generación GWh
Vigentes
Operando
Autorizada
Operando
Potencial
Producida
494
463
21,733
16,801
137,169d
75,390d
a
54
576
556
1,888
1,392
21
17
12,557
9,277
87,778
46,281
342
322
4,970
3,927
24,653
14,368
5
4
1,630
1,330
12,081
6,095
Cogeneración
39
35
1,799
1,511
10,768
7,253
Importación
32
31
201b
200b
500c
54c
Total
Anteriores
a 1992
Usos propios
continuos
Posteriores
a 1992
Producción
independiente
Autoabastecimiento
Exportación
55
Número de permisos con registro de operación actual.
Demanda máxima de importación.
Energía importada.
d
No incluye energía importada.
Fuente: CRE.
a
b
c
Un punto a destacar de los permisos administrados, es el
predominio en la elección de la tecnología de ciclo combinado,
que para 2005 representó el 69.8% de la capacidad total
autorizada, que junto con la tecnología de ciclo convencional
y la turbina de gas (10.36% y 7.41% respectivamente)
representan el 87.6% de la capacidad autorizada total. La razón
del crecimiento en la utilización del ciclo combinado se debe
a su mayor eficiencia, menores costos de inversión y a un
proceso de combustión más limpio con respecto a otras
tecnologías.
El autoabastecimiento aumentó en seis puntos porcentuales
su participación en la capacidad autorizada en los permisos
vigentes con respecto a 2004, esto debido al otorgamiento de
160 nuevos permisos.
Gráfica 9
Capacidad de los permisos autorizados por modalidad, 2005
(MW)
Usos propios continuos
2.6%
Exportación
7.5%
Por otro lado, para los permisos vigentes en 2005,
se observa una participación del gas natural del orden
del 87.2%; mientras que el segundo combustible en
importancia es el combustóleo, el cual representa el 4.3%.
Cogeneración
8.3%
Autoabastecimiento
22.9%
3
Importación
0.9%
Fuente: CRE.
Se refiere a la tecnología de una turbina de vapor con una caldera.
34
Producción independiente
57.8%
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
En cuanto al autoabastecimiento y la cogeneración
se refiere, la estructura de la capacidad autorizada por permisos
ha cambiado a través del tiempo. A partir de las reformas
a la LSPEE en 1992, la capacidad autorizada promedio por
permisos otorgados alcanzaba valores de 71 MW (año 2000);
sin embargo, en los últimos años, la capacidad promedio
ha disminuido considerablemente al grado de que en 2005 llega
a ser de 2.8 MW por permiso (véase gráfica 10).
Este comportamiento se explica principalmente por el fuerte
crecimiento en el número de permisos para autoabastecimiento
otorgados durante 2005, la mayoría de los cuales corresponde
a plantas bajo un esquema de generación distribuida, las cuales
tienen una pequeña capacidad instalada y operan principalmente
en horas punta como una estrategia de mitigación de costos.
En ese año se registraron 160 nuevos permisos bajo la
modalidad de autoabastecimiento.
Gráfica 10
Comparativo entre la capacidad promedio autorizada por permiso (MW)
y número de permisos otorgados
180
Capacidad/permiso (MW)
166
Número de permisos
165
160
140
120
100
80
40
20
55
36
25
19 18
34
24
10
71
65
58
60
22
12
32 31
31
19
14
13
30
28
19
5
4
-
4
2.8
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2002* 2003 2004 2005 2005**
* No se considera el permiso otorgado a Iberdrola Energía Monterrey, S.A. de C.V. con capacidad de 619 MW.
** No se considera el permiso otorgado a Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V., con capacidad de 164 MW.
Fuente: CRE.
2.5.1 Usos propios continuos
es decir, en 2004 se registró una capacidad autorizada
de 12,557 MW, cifra que no presentó variaciones para 2005.
Para 2005, se registraron 55 permisos vigentes de usos
propios continuos que fueron otorgados por diversas Secretarías
antes de las reformas de 1992, que están en operación con una
capacidad autorizada de 556 MW, a excepción del permiso
otorgado a la Comisión Estatal de Servicios Públicos de Tijuana
que se encuentra inactivo.
Hasta finales de 2006 existen 21 permisos otorgados
para producción independiente, de los cuales 20 estarán
en operación con una capacidad autorizada de 11,478 MW
y el resto se encuentra en construcción (véase cuadro 4). Cabe
hacer mención que todos los proyectos autorizados en los
permisos de producción independiente operan con tecnología
de ciclo combinado, utilizando gas natural.
2.5.2 Productor independiente de energía
En 1997, la CRE otorgó el primer permiso bajo la modalidad
de productor independiente a AES Mérida III por una capacidad
de 532 MW, cuya entrada en operación fue en 2000. Para ese
año, con base en los permisos otorgados en esta modalidad,
ya se contaba con una capacidad autorizada de 6,200 MW,
y cuatro años más tarde, la capacidad aumentó al doble,
35
Secretaría de Energía
Cuadro 4
Permisos otorgados bajo la modalidad de productor independiente
Central
Permisionario
Total
Capacidad
autorizada
(MW)
Fecha
de otorgamiento
Fecha de entrada
en operación
Ubicación
12,557
Mérida III
AES Mérida III, S. de R.L.
de C.V.
532
1997
2000
Yucatán
Hermosillo
Fuerza y Energía de
Hermosillo, S.A. de C.V.
253
1998
2001
Sonora
Río Bravo II
(Anáhuac)
Central Río Bravo, S.A.
de C.V.
569
1998
2002
Tamaulipas
Saltillo
Central Saltillo, S.A.
de C.V.
248
1999
2001
Coahuila
Bajío (El Sauz)
Energía Azteca VIII, S.
de R.L. de C.V.
597
1999
2002
Guanajuato
Tuxpan II
Electricidad Águila de
Tuxpan, S. de R.L. de C.V.
536
1999
2001
Veracruz
Monterrey III
Iberdrola Energía
Monterrey, S.A. de C.V.
570
1999
2002
Nuevo León
Campeche
Transalta Campeche, S.A.
de C.V.
275
2000
2003
Campeche
Altamira II
Electricidad Águila de
Altamira, S. de R.L. de C.V.
565
2000
2002
Tamaulipas
Naco Nogales
Fuerza y Energía de NacoNogales, S.A. de C.V.
339
2000
2003
Sonora
Mexicali
Energía Azteca X, S.
de R.L. de C.V.
597
2000
2003
Baja California
Tuxpan III y IV
Fuerza y Energía
de Tuxpan, S.A. de C.V.
1,120
2000
2003
Veracruz
Altamira III y IV
Iberdrola Energía Altamira,
S.A. de C.V.
1,153
2001
2003
Tamaulipas
Chihuahua III
Transalta Chihuahua,
S.A. de C.V.
318
2001
2003
Chihuahua
Río Bravo III
Central Lomas de Real,
S.A. de C.V.
541
2001
2004
Tamaulipas
Río Bravo IV
Central Valle Hermoso,
S.A. de C.V.
547
2002
2005
Tamaulipas
La Laguna II
Iberdrola Energía La
Laguna, S.A. de C.V.
518
2002
2005
Durango
Altamira V
Energía Altamira*, S.A.
de C.V.
1,089
2003
2006
Tamaulipas
Valladolid III
Compañía de Generación
de Valladolid, S. de R.L.
de C.V.
563
2004
2006
Yucatán
Tuxpan V
Electricidad Sol de Tuxpan
548
2004
2006
Veracruz
Tamazunchale
Iberdrola Energía
Tamazunchale, S.A. de C.V.
1,079
2004
2007
San Luis Potosí
* Anteriormente Iberdrola Energía del Golfo.
Fuente: CRE.
36
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
2.5.3 Autoabastecimiento
Esta modalidad genera el 61.34% de energía eléctrica
respecto al total de generación producida por los permisionarios.
El promedio de capacidad autorizada por permiso de los 21
permisos otorgados es de 598 MW.
La modalidad de autoabastecimiento registró 160 nuevos
permisos en 2005, alcanzando un total de 342 permisos vigentes
(véase cuadro 5). Estos permisos se componen principalmente
por permisos otorgados a Pemex, sector industrial y servicios.
Cuadro 5
Permisos autorizados de autoabastecimiento, 2005
No. de permisos
Capacidad autorizada
(MW)
Generación
(GWh)
Inversión
(millones de dólares)
Total
342
4,970
24,653
4,352
Industria
128
2,868
15,424
2,646
Pemex
39
1,481
6,938
1,077
Otros*
175
621
2,292
629
Actividades
* Incluye los sectores de agricultora y ganadería, municipal, servicios y turismo.
Fuente: CRE.
Gráfica 11
Permisos de autoabastecimiento al cierre de 2005
(MW)
Permisos en operación
3,927 MW
2,446
1,481
758
284
2
Pemex
Privados
En construcción Por Iniciar obras
Inactivos
Fuente: CRE.
2.5.4 Cogeneración
Los permisionarios del sector industrial aportan la mayor
cantidad de capacidad autorizada con 60.3%, mientras
que Pemex representa el 28.6% del total de capacidad. En lo
concerniente a la situación de los permisos, existen 173 MW
en construcción y 115 MW inactivos (véase gráfica 12).
En 2005, esta modalidad registró una significativa
disminución en la capacidad autorizada debido a la renuncia
del permiso otorgado a Energía Industrial Río Colorado por
una capacidad de 940 MW, no obstante que se otorgaron
6 nuevos permisos (véase cuadro 6).
37
Secretaría de Energía
Cuadro 6
Permisos autorizados de cogeneración, 2005
No. de
permisos
Capacidad
autorizada
(MW)
Generación
(GWh)
Inversión
(millones
de dólares)
Total
39
1,799
10,768
1,302
Industria
Actividades
31
1,085
7,485
813
Pemex
4
515
1,770
356
Otros*
4
199
1,513
133
Fuente: CRE.
Gráfica 12
Permisos de cogeneración al cierre de 2005
(MW)
Permisos en operación
1,512 MW
997
515
173
Pemex
Privados
115
En construcción
Inactivos
Fuente: CRE.
2.5.5 Exportación
autorizada de 1,630 MW, de los cuales cuatro están
en operación representando el 81.6% de capacidad autorizada
en esta modalidad.
Para 2005, los permisos vigentes en la modalidad
de exportación se mantuvieron constantes respecto a 2004,
es decir, se tienen cinco permisos otorgados por una capacidad
Cuadro 7
Permisos autorizados de exportación, 2005
Fecha de
otorgamiento
Capacidad
autorizada (MW)
Energía autorizada
(GWh)
Estado actual
Ubicación
Energía Azteca X
2000
299
2,425
En operación
Baja California
Termoeléctrica
de Mexicali
2001
680
5,835
En operación
Baja California
Energía de Baja
California
2001
337
2,952
En operación
Baja California
AES Mérida III
2002
15
39
En operación
Yucatán
Fuerza Eólica
de Baja California
2002
300
830
En construcción
Baja California
Permisionario
Fuente: CRE.
38
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
2.5.6 Importación
Para 2005, la importación tuvo un crecimiento en la
demanda máxima autorizada de 9.2% respecto de 2004, es
decir se registró un total de 201 MW con una cantidad de
energía eléctrica importada de 500 GWh. Dicho crecimiento se
debe al otorgamiento de cinco nuevos permisos en la modalidad,
lo que representa 17 MW.
Gráfica 13
Permisos otorgados de importación, 1996-2005*
201 MW de demanda máxima autorizada a importar
220
2 permisos
23 MW
200
5 permisos
17 MW
19 permisos
120 MW
180
160
140
120
100
80
60
40
20
0
1 permiso
4 MW
2 permisos
3 MW
1996
1998
1 permiso
1.6 MW
1999
1 permiso
12 MW
2001
1 permiso
20 MW
2002
2003
2004
2005
* Se consideraron sólo los permisos vigentes.
Fuente: CRE.
2.6 Decreto de Ley sobre Cogeneración
en Pemex
En el corto plazo, el Decreto brinda mayor sustento
jurídico a la iniciativa de establecer en Pemex un esquema
de autoabastecimiento de energía eléctrica, al permitir a la
Empresa incrementar el número de beneficiarios de la energía
generada por sus permisionarios actuales de cogeneración.
La implementación de un esquema de autoabastecimiento
en Pemex permitirá alcanzar los siguientes beneficios:
Como una respuesta al reto de flexibilizar la operación
de Petróleos Mexicanos en lo que se refiere a sus procesos
de generación de energía eléctrica, y con la finalidad
de fomentar el aprovechamiento del potencial de cogeneración
de la Empresa, el 12 de enero de 2006 se publicó en el Diario
Oficial de la Federación (DOF), el Decreto por el que se
adicionan dos párrafos al Artículo 6º de la Ley Reglamentaria
del Artículo 27 Constitucional en el Ramo del Petróleo
y se reforma el Tercer Párrafo y adiciona un Último Párrafo
al Artículo 3º de la Ley Orgánica de Pemex y Organismos
Subsidiarios. Este Decreto establece las modificaciones
legislativas que facultan a Pemex a cogenerar energía eléctrica
y vender sus excedentes de energía eléctrica a la CFE y LyFC,
mediante convenios con dichas entidades.
• Mejor aprovechamiento de la capacidad instalada actual
de Pemex.
• Mayor eficiencia en el suministro de energía eléctrica
y vapor, al incrementar los niveles de utilización de los
equipos actuales.
• Mayor flexibilidad para administrar y portear la energía
excedente.
39
Secretaría de Energía
• Reducción de los costos de generación de energía
• los choques eléctricos,
eléctrica y vapor.
• los efectos térmicos,
• Reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera
resultado de la operación de equipos más eficientes
y un menor consumo de combustibles para generación
eléctrica y vapor.
• sobrecorrientes,
En el mediano y largo plazo, el Decreto, promueve
la instalación en Pemex de plantas de cogeneración. Las
plantas de cogeneración representan una opción técnica
y económicamente viable para Pemex, en la medida que son
más eficientes que los equipos actuales y podrían desplazar
equipos ineficientes al término de su vida útil.
• sobretensiones.
• las corrientes de falla y
El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta
norma garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura.
• NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad
y eficiencia energética para transformadores
de distribución, que precisamente establece los
requisitos de seguridad y eficiencia que deben
de cumplir los transformadores de distribución.
Para capturar los beneficios asociados con la cogeneración,
Petróleos Mexicanos deberá impulsar, en primera instancia,
aquellos proyectos que le permitan autoabastecer su demanda
de energía eléctrica y eliminar las compras interorganismos
que impliquen altos costos de generación. Asimismo, estos
proyectos permitirán a los Organismos satisfacer parte de los
incrementos esperados en la demanda eléctrica futura.
2.8 Normas Oficiales Mexicanas (NOMs)
en materia ecológica aplicables a la
industria eléctrica
En lo que se refiere al origen de los recursos necesarios
para desarrollar estos proyectos, en el Decreto aprobado
se establece que “En el Proyecto de Presupuesto de Egresos
de la Federación, se someterán a discusión, análisis, aprobación
y modificación de la Cámara de Diputados los recursos
destinados a los proyectos de cogeneración de electricidad
que Petróleos Mexicanos, los organismos subsidiarios
y sus empresas propongan ejecutar, los recursos y esquemas
de inversión pública con los que se pretendan llevar a cabo
dichas obras, así como la adquisición de los excedentes por
parte de las entidades.”
Las Normas Oficiales Mexicanas en materia ecológica
que aplican al sector eléctrico están referidas al control
de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera
(humos, partículas suspendidas, bióxido de azufre y óxidos
de nitrógeno). Además, establecen la regulación por zonas
y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que
utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.
Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales
incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México,
Guadalajara y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los
corredores industriales (véase figura 3).
2.7 Normas Oficiales Mexicanas
del sector eléctrico
Las normas oficiales mexicanas
eléctrica son:
Las principales NOMs que determinan la normatividad
ecológica en la industria eléctrica son:
(NOMs) en materia
• NOM-085-ecol-1994. Regula, por zonas y por
• NOM-001-SEDE-1999 Instalaciones Eléctricas
capacidad, los niveles máximos permisibles de emisión
a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales,
bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, provenientes
del equipo de combustión de fuentes fijas que utilizan
combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Modificada
en 1997 y desde el 2000 en revisión por las autoridades
del medio ambiente y energéticas del país, con objeto
de incluir a las nuevas centrales eléctricas.
(utilización), tiene como objetivo establecer las
especificaciones y lineamientos de carácter técnico
que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la
utilización de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan
condiciones adecuadas de seguridad para las personas
y sus propiedades, en lo referente a la protección
contra:
Turbinas de gas a ciclo abierto, turbogeneradores de gas sin
recuperación de calor, etc.
4
40
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
• NOM-cca-001-ecol/96. Establece los límites máximos
• NOM-114-ecol-1998. Establece las especificaciones
• NOM-113-ecol-1998. Establece las especificaciones
Asimismo, se tienen 16 NOMs de eficiencia energética
vigentes que regulan los consumos de energía eléctrica
de equipos y sistemas que ofrecen un potencial de ahorro y, 10
proyectos de normas en proceso de elaboración (véase cuadro
44 del capítulo 5).
permisibles de contaminantes en las descargas de aguas
residuales a cuerpos receptores provenientes de las
centrales termoeléctricas convencionales.
de protección ambiental para la planeación, diseño,
construcción, operación y mantenimiento de líneas de
transmisión y de subtransmisión eléctrica.
de protección ambiental para la planeación, diseño,
construcción, operación y mantenimiento de
subestaciones eléctricas de potencia o de distribución.
Figura 3
Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana
4
5
2
Zonas metropolitanas:
1. México, D.F.
2. Monterrey, Nuevo León.
3
3. Guadalajara, Jalisco.
7
Ciudades fronterizas:
4. Tijuana, Baja California.
5. Cd . Juárez, Chihuahua.
Corredores industriales
6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz.
7. Irapuato-Celaya -Salamanca, Guanajuato.
8. Tula-Vitro-Apasco, en los estados de Hidalgo y México.
9. Tampico-Madero -Altamira, Tamaulipas.
Fuente: CFE.
41
9
8
1
6
Capítulo
tres
Mercado eléctrico nacional
E
n este capítulo, se aborda el análisis de la estructura
de mercado del sector eléctrico nacional, considerando
la situación reciente de oferta e infraestructura de generación
y transmisión de energía eléctrica. Asimismo, se analiza
el comportamiento del consumo de energía eléctrica durante
los últimos años desde un enfoque sectorial y regional, con el
objetivo de contar con una referencia lo suficientemente amplia
de la situación actual del mercado eléctrico.
3.1 Consumo nacional de energía eléctrica
El consumo nacional de electricidad está compuesto por dos
categorías: i) las ventas internas de energía eléctrica, las cuales
consideran la energía entregada a los usuarios con recursos
de generación del sector público, incluyendo a los productores
independientes de energía, y ii) autogeneración, que incluye
a los permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración
e importación de electricidad.
El consumo nacional de electricidad en 2005 ascendió
a 191,339 GWh, lo que representó un crecimiento de 4.0%
respecto a 2004, similar a la variación de 2003-2004 que
se ubicó en 3.9%.
En 2005, las ventas internas de energía eléctrica registraron
un crecimiento de 3.8% al ubicarse en 169,757 GWh,
lo cual duplicó la tasa de crecimiento registrada en 2004,
de 1.9%. Por otra parte, de 2004 a 2005 el autoabastecimiento
creció en 5.5%, incremento sensiblemente menor al de 2004
respecto a 2003, el cual se ubicó en 23.2%. Este comportamiento
se debe a que durante 2005, ningún nuevo permisionario
de gran capacidad instalada inició operaciones.
Secretaría de Energía
En términos generales, el comportamiento de las
ventas totales de energía eléctrica se encuentra altamente
correlacionado, en forma positiva, con el ritmo de actividad
económica, lo cual implica que por lo general, ante
un incremento en el Producto Interno Bruto (PIB), el
consumo de energía eléctrica aumenta (véase gráfica 14). De
esta manera, en 2005 el consumo de energía eléctrica creció
en 4.0% en tanto que el PIB presentó una variación de 3.0%.
Esto debido a un menor ritmo de crecimiento en ramas como
la minería, industria manufacturera y construcción, así como
una contracción en el sector agropecuario, silvicultura y pesca
respecto a 2004.
Gráfica 14
Evolución del consumo nacional de electricidad y PIB,
1983-2005
(%)
PIB
Consumo de electricidad
10%
8%
6%
4%
2%
0%
-2%
-4%
-6%
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
-8%
Fuente: CFE.
3.1.1 Ventas internas sectoriales de electricidad
Gráfica 15
Distribución de las ventas internas por sector,
1995-2005
(%)
De acuerdo al consumo final, las ventas internas del sector
eléctrico se clasifican en cinco sectores: bombeo agrícola,
industrial, residencial, comercial y servicios. En orden
de magnitud, el sector industrial es el principal consumidor
de energía eléctrica dada la infinidad de sistemas y procesos
de producción que hacen uso de este tipo de energía. En 2005,
este sector demandó el 58.7% del total consumido, lo cual
revela su importancia en las ventas internas. Asimismo, la fuerte
demanda de electricidad en el sector industrial y su diversidad
de aplicaciones, requiere que gran parte del suministro se realice
en media, alta y muy alta tensión, por lo cual a este sector
se le subdivide en gran industria y empresa mediana, mismos
que representaron el 37.9% y 62.1% respectivamente, con
relación al sector industrial. Por otra parte, el 24% de las ventas
internas se destinan al sector residencial, el cual constituye
el segundo gran consumidor de energía eléctrica, seguido por
el sector comercial con 8% del total.
Bombeo agrícola
5%
Residencial
24%
Comercial
8%
Industrial
59%
Fuente: CFE.
44
Servicios
4%
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
El sector que ha mostrado el mayor dinamismo en el
consumo de electricidad durante el periodo 1995-2005
es el industrial, con un crecimiento promedio anual de 4.7%,
seguido por el residencial con 4.1% . El consumo de electricidad
del sector industrial ha sido particularmente impulsado por la
empresa mediana, la cual en 2005 registró un incremento de
4.7% respecto a 2004. Asimismo, aunque en menor medida,
el crecimiento de 1.2% en el PIB manufacturero contribuyó al
incremento en las ventas de energía eléctrica del sector industrial
al ubicarse en 3.2% referido al mismo periodo.
Gráfica 16
Evolución de las ventas de energía eléctrica en el sector industrial y PIB manufacturero, 1994-2005
(variación porcentual anual)
14%
PIB Manufacturero
Ventas en el sector industrial
12%
10%
8%
6%
4%
2%
0%
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
-2%
-4%
-6%
Fuente: CFE.
Si bien el PIB manufacturero había mostrado variaciones
negativas durante el periodo 2001-2003, en 2004 registró
un importante repunte de 4.0% el cual no se mantuvo para
2005. A pesar de esta desaceleración, las ventas de energía
eléctrica en el sector industrial mantuvieron una variación
al alza de 3.2%. Por otra parte, el sector residencial registró
un incremento de 4.4%, superando al observado en 2004
que se ubicó en 2.2%. Ambos sectores representan cerca
del 84% de las ventas internas de energía eléctrica totales.
Cuadro 8
Ventas internas sectoriales de energía eléctrica, 1995-2005
(GWh)
Sector
Total
nacional
Residencial
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca %
1995-2005
113,366
121,573
130,254
137,209
144,996
155,349
157,204
160,203
160,384
163,509
169,757
4.1
28,493
28,518
29,644
31,690
33,369
36,127
38,344
39,032
39,861
40,733
42,531
4.1
Comercial
9,636
9,371
9,871
10,496
10,945
11,674
12,167
12,509
12,808
12,908
12,989
3.0
Servicios
5,293
5,055
5,109
5,192
5,450
5,891
5,973
6,076
6,149
6,288
6,450
2.0
Industrial
63,269
71,099
77,981
82,088
87,234
93,755
93,255
94,942
94,228
96,613
99,720
4.7
Empresa
mediana
35,548
39,135
42,627
46,264
49,446
53,444
54,720
55,776
56,874
59,148
61,921
5.7
Gran
industria
27,721
31,964
35,355
35,824
37,788
40,311
38,535
39,166
37,354
37,465
37,799
3.1
6,675
7,530
7,649
7,743
7,997
7,901
7,465
7,644
7,338
6,968
8,067
1.9
Bombeo
agrícola
Fuente: CFE.
45
Secretaría de Energía
Gráfica 17
Evolución sectorial de las ventas internas de energía eléctrica, 1995-2005
(GWh)
180,000
169,757
155,349
160,000
Total nacional
tmca 1995-2005
4.1%
140,000
GWh
120,000
113,366
80,000
99,720
93,755
100,000
Industrial
tmca 1995-2005
4.7%
63,269
60,000
40,000
42,531
36,127
28,493
20,000
0
1995
1996
Empresa mediana
1997
1998
1999
2000
Gran industria
2001
Residencial
2002
2003
Industrial
2004
2005
Residencial
tmca 1995-2005
4.1%
Nacional
Fuente: CFE.
3.1.2 Ventas internas regionales de electricidad
En el ámbito nacional, el crecimiento de las ventas internas
en 2005 fue de 3.8% respecto a 2004 debido principalmente
a las regiones Sur-Sureste, Noreste y Noroeste que presentaron
los mayores incrementos, con 4.6% las dos primeras y 4.0%
la última.
En México se tienen identificadas cinco regiones, las cuales
están en conformidad con la división geográfica y estadística
propuesta por el Ejecutivo Federal. Es importante señalar
que debido a la estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
CFE divide al país en nueve áreas operativas (véase anexo 2). De
tal manera, que a lo largo de la prospectiva, con excepción del
tema sobre demanda bruta por área operativa, se hará referencia
a las cinco regiones.
Por otro lado, la región Centro registró las mayores ventas
internas de energía eléctrica en 2005 con 42,111 GWh (véase
cuadro 9). Cabe señalar que su tasa media de crecimiento anual
fue de 3.0% para el periodo 1995-2005, tasa superior a la
observada en el periodo 1994-2004. De esta región, el Estado
de México impulsó el crecimiento en 2005, al aumentar en
574 GWh las ventas en esa entidad.
En la figura 4 se muestran estas cinco regiones con la
participación porcentual promedio que cada Estado tiene
en las ventas de energía de la región. Los Estados con mayores
ventas internas de electricidad durante los últimos 10 años
son México, Distrito Federal, Nuevo León, Veracruz, Jalisco
y Sonora (véase figura 4).
46
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Figura 4
Estructura regional de las ventas internas por estado
(participación porcentual promedio 2005)
Noroeste
Noreste
Baja California
36%
Chihuahua
21%
Tamaulipas
19%
Sonora
39%
Durango
6%
Nuevo León
34%
Baja California
Sur
6%
Sinaloa
19%
Coahuila
20%
Sur-Sureste
Yucatán
10%
Centro-Occidente
Aguascalientes
5%
Zacatecas
4%
Colima
San Luis
3%
Potosí
12%
Querétaro
9%
Tlaxcala
4%
Oaxaca
9%
Puebla
15%
Distrito
Federal
32%
Morelos
5%
Michoacán
18%
8%
Guerrero
11%
Guanajuato
20%
Nayarit
3%
Campeche
4%
Chiapas
Jalisco
26%
Veracruz
38%
Tabasco
10%
Quintana
Roo
10%
Hidalgo
7%
México
37%
Centro
Fuente: CFE.
Cuadro 9
Ventas internas totales por región, 1995-2005
(GWh)
Región
Total
Variación %
Noroeste
Variación %
Noreste
Variación %
CentroOccidente
Variación %
Centro
Variación %
Sur-Sureste
Variación %
Pequeños
sistemas
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca %
1995-2005
113,366
121,573
130,254
137,209
144,996
155,349
157,204
160,203
160,384
163,509
169,757
4.1
3.5
7.2
7.1
5.3
5.7
7.1
1.2
1.9
0.1
1.9
3.8
14,122
15,774
16,901
17,230
18,505
19,949
20,480
20,354
21,270
22,311
23,195
4.8
11.7
7.1
1.9
7.4
7.8
2.7
-0.6
4.5
4.9
4.0
27,052
29,457
31,658
33,961
36,404
39,236
39,989
40,863
39,235
39,421
41,221
5.6
8.9
7.5
7.3
7.2
7.8
1.9
2.2
-4.0
0.5
4.6
25,210
26,910
28,926
30,763
32,801
35,192
34,909
35,570
36,242
37,451
38,843
3.2
6.7
7.5
6.4
6.6
7.3
-0.8
1.9
1.9
3.3
3.7
31,199
32,810
35,080
36,611
38,239
40,733
40,993
41,280
40,969
41,006
42,111
-0.5
5.2
6.9
4.4
4.4
6.5
0.6
0.7
-0.8
0.1
2.7
15,726
16,557
17,617
18,574
18,970
20,160
20,744
22,046
22,582
23,227
24,294
7.7
5.3
6.4
5.4
2.1
6.3
2.9
6.3
2.4
2.9
4.6
57
65
73
71
77
80
90
89
86
93
93
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: CFE.
47
5.1
4.3
4.4
3.0
4.4
5.0
Secretaría de Energía
• Sur-Sureste
3.1.2.1 Ventas internas por región
• Noroeste
Esta región ha mantenido un crecimiento constante
en los últimos años. Chiapas, Veracruz y Campeche impulsaron
el crecimiento en 2005 con tasas de 6.6%, 6.0% y 5.1%,
respectivamente. En el Estado de Veracruz se concentra
el 38.1% de las ventas regionales, lo cual en conjunto con
su crecimiento de 6.0%, estimuló el crecimiento de la región
al ubicarse en 4.6%.
En 2005, esta región disminuyó su ritmo de ventas internas
de electricidad al crecer 4.0% a diferencia del incremento
de 4.9% registrado en 2004. Este comportamiento se explica
principalmente por la baja de alrededor de 3.0% de las ventas
internas de electricidad en Baja California y de 1.0% en Sinaloa.
No debe perderse de vista que la característica principal
de esta región es el clima extremoso con altas temperaturas
en verano y fríos intensos en invierno, lo cual incide sobre el patrón
de consumo de energía eléctrica en la región.
3.1.3 Comportamiento horario y estacional
de la demanda del Sistema Interconectado (SI)
Desde el punto de vista económico, el consumo nacional
de electricidad (ventas internas y autoabastecimiento) se puede
considerar como la demanda de energía eléctrica; sin embargo
debe contemplarse la producción de la energía eléctrica
requerida para satisfacer dicha demanda, tomando en cuenta
las pérdidas de transmisión, distribución y los usos propios
de las instalaciones de generación y transmisión. La agregación
de tales componentes constituye la energía bruta.
• Noreste
En 2005 la región registró una tasa de 4.6%, superando
el incremento de medio punto porcentual observado en 2004.
El mayor incremento se presentó en Chihuahua al ubicarse
en 7.9%, seguida por Durango y Nuevo León con 5.6%
y 5.1%, respectivamente. Todas las entidades federativas
en esta región registraron tasas positivas, específicamente
en Chihuahua las ventas se incrementaron en 6.9%.
Como la energía eléctrica no se puede almacenar, para la
determinación de la capacidad de generación requerida para
la satisfacción de la demanda agregada deben considerarse
sus variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias
y horarias), y de manera primordial determinar para cada área
la demanda máxima del año, esto es, el valor máximo de las
demandas que se presentan en cada una de las horas del año.
• Centro-Occidente
En esta región las ventas internas de energía eléctrica
crecieron en 3.7% en 2005. Los Estados de Aguascalientes,
Colima y Guanajuato fueron quienes impulsaron el crecimiento
regional al representar el 28.2% de las ventas regionales
de electricidad y al crecer a tasas mayores del 7%. Asimismo,
en el caso de Jalisco donde se registró un crecimiento de 4.4%,
la participación de dicha entidad en las ventas regionales
asciende a 25.9%, lo cual ilustra el peso específico de esa
entidad por su dinamismo económico e industrial. Cabe señalar
que el motor de la región está constituido por empresas como
SERSIINSA, Industrial Minera México, Cementos Apasco,
Celanese, Las Encinas y el desarrollo de parques industriales
como los de Silao, Apaseo y Buenavista.
En lo concerniente a la operación y planeación del
Sistema Eléctrico Nacional, CFE lo divide en nueve áreas.
De esta manera, las áreas operativas interconectadas pueden
compartir recursos de capacidad y lograr un funcionamiento
más económico y confiable del sistema en su conjunto.
Aunque desde hace años han existido enlaces del área
Noroeste al Norte y Occidental, por razones de estabilidad,
el área Noroeste se había operado en forma independiente. En
marzo de 2005, el área Noroeste se interconectó de manera
permanente al resto del sistema. Esta importante integración
ha permitido grandes ahorros en generación de energía
eléctrica, así como beneficios locales al evitar afectaciones
de carga en el Noroeste y Norte. Por otro lado, las dos áreas
de la península de Baja California, permanecen como sistemas
aislados, ya que hasta el momento, su interconexión con el resto
• Centro
En esta región las ventas crecieron en 2.7%, incremento
que fue impulsado principalmente por los estados de Morelos
y México, con 5.1% y 3.9%, respectivamente. En el caso
del Distrito Federal se registró un crecimiento de 0.5%;
sin embargo su participación del 31.7% junto con el Estado
de México (36.7%), explica la importancia de ambas
demarcaciones en las ventas de la región.
Véase Anexo 3.
Noroeste, Norte, Noreste, Occidental, Central, Oriental, Peninsular,
Baja California y Baja California Sur. Con excepción de Baja California
y Baja California Sur, el resto de las regiones integra el SI, del cual la
región Noroeste se interconectó en marzo de 2005.
1
2
48
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
de la red nacional no se justifica desde el punto de vista técnico
y económico.
anuales de cada área debido a que ocurren en momentos
diferentes.
3.1.3.1 Demanda máxima coincidente
A diferencia del periodo 2002-2004 donde la demanda
máxima coincidente se presentó durante mayo, en 2005 ésta
se presentó en septiembre, la cual aumentó en 14.6% respecto
a 2004 (véase cuadro 10). Cabe hacer notar que en los valores
reportados en el cuadro para los años de 1995 a 2004 no se
incluye al Noroeste, pero para 2005 sí se incluye dicha área,
lo cual explica el incremento respecto a 2004.
La demanda del SI en una hora específica del año es igual
a la suma de todas las demandas de cada área del sistema
en esa misma hora. La demanda máxima coincidente para
un año definido es el valor máximo de las demandas horarias
del SI, ésta es menor que la suma de las demandas máximas
Cuadro 10
Sistema Interconectado: demanda máxima coincidente, 1995-2005
(MWh/h)
Periodo
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Enero
18,305
18,576
19,848
20,961
21,746
23,191
24,329
24,943
24,789
25,566
28,110
Febrero
18,145
18,939
19,991
21,168
22,467
23,833
24,620
24,696
25,652
25,980
28,488
Marzo
18,528
19,088
20,230
21,565
22,509
24,500
24,670
25,403
26,403
26,543
29,019
Abril
18,476
18,728
19,608
21,760
22,697
23,674
25,254
25,738
25,815
26,265
29,273
Mayo
19,109
19,621
19,881
22,028
23,191
24,511
24,885
26,152
27,433
27,282
30,380
Junio
19,003
19,238
20,331
22,205
23,321
23,162
24,729
25,633
26,325
26,742
30,919
Julio
17,952
18,982
19,837
21,620
22,485
24,276
24,347
24,852
25,602
26,016
29,736
Agosto
18,203
18,959
20,575
21,773
22,828
24,494
24,946
25,882
25,748
26,717
30,318
Septiembre
18,584
19,379
21,002
21,837
23,421
25,207
25,267
25,403
25,530
26,402
31,268
Octubre
18,878
20,017
20,843
21,697
22,778
24,487
25,660
25,450
25,439
27,275
30,278
Noviembre
18,731
19,783
20,846
21,776
23,189
24,378
25,092
25,151
25,840
26,682
29,652
Diciembre
19,107
19,869
21,367
21,987
23,596
25,075
25,598
25,582
25,998
27,197
29,867
Máxima anual
19,109
20,017
21,367
22,205
23,596
25,207
25,660
26,152
27,433
27,282
31,268
2.5
4.8
6.7
3.9
6.3
6.8
1.8
1.9
4.9
-0.6
14.6
74.4
75.9
76.3
78.4
77.6
77.4
77.4
78.1
76.3
79.0
78.0
Incremento (%)
Factor de carga (%)
Fuente: CFE.
En lo concerniente al factor de carga, el cual indica cómo
la energía eléctrica es consumida con relación a la demanda
máxima registrada en ese mismo tiempo, se mantuvo en un
nivel similar al de 2004, lo cual refleja cierta uniformidad
en el comportamiento de las cargas. Recuérdese que si el factor
de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo
y continuo de los equipos.
es relevante la magnitud de las demandas máximas en cada
región operativa así como la demanda máxima coincidente.
En 2005 la región del SI que registró el mayor
incremento respecto a 2004 en la demanda máxima fue
la región Noroeste, con 10.2%. Asimismo, durante el periodo
1995-2005 las regiones Peninsular y Norte presentaron
los mayores crecimientos anuales, con 5.8% y 5.3%,
en promedio respectivamente. En 2005 las demandas máximas
se presentaron en las regiones Central, Occidental y Noreste
(véase cuadro 11).
3.1.3.2 Demanda bruta por área operativa
El análisis de la demanda bruta por área operativa permite
identificar los consumos mínimos, intermedios y máximos que
se registran durante ciertos periodos en el SI. En este sentido,
3
En conjunto con el análisis de las curvas de carga.
49
Secretaría de Energía
Cuadro 11
SEN1: demanda bruta por área operativa, 1995-2005
(MWh/h)
Área
Carga
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca (%)
1995-2005
P
1,790
1,887
1,937
2,163
2,231
2,421
2,516
2,660
2,720
2,853
2,997
5.3
Norte
M
1,252
1,343
1,407
1,520
1,597
1,723
1,806
1,859
1,896
1,963
2,083
5.2
B
1,133
1,223
1,290
1,378
1,457
1,569
1,649
1,682
1,715
1,667
1,782
4.6
Noreste
Occidental
Central
Oriental
Peninsular
Noroeste
Baja
California
P
3,693
4,005
4,307
4,662
4,759
5,245
5,558
5,676
5,688
6,148
6,068
5.1
M
2,653
2,920
3,128
3,351
3,615
3,874
3,933
4,062
4,106
4,256
4,410
5.2
B
2,423
2,680
2,867
3,061
3,363
3,571
3,574
3,706
3,756
3,797
3,936
5.0
P
4,688
4,837
5,209
5,472
5,702
6,062
6,157
6,345
6,632
6,523
7,047
4.2
M
3,375
3,611
3,916
4,164
4,435
4,732
4,701
4,827
4,999
5,157
5,449
4.9
B
3,085
3,340
3,631
3,875
4,155
4,438
4,379
4,491
4,638
4,364
4,618
4.1
P
5,819
6,347
6,447
6,884
7,181
7,439
7,700
7,737
7,874
8,047
8,287
3.6
M
3,772
3,949
4,202
4,406
4,616
4,885
5,048
5,141
5,252
5,394
5,608
4.0
B
3,319
3,419
3,706
3,859
4,050
4,321
4,462
4,567
4,672
4,049
4,262
2.5
P
4,352
4,463
4,528
4,797
4,954
5,058
5,291
5,373
5,434
5,425
5,684
2.7
M
2,700
2,911
3,125
3,330
3,444
3,633
3,657
3,801
3,891
3,954
4,133
4.3
B
2,335
2,568
2,815
3,006
3,111
3,318
3,296
3,453
3,550
3,430
3,615
4.5
P
671
702
737
805
839
908
971
985
1,043
1,087
1,174
5.8
M
459
467
509
555
593
654
703
729
776
801
824
6.0
B
412
416
459
499
539
597
644
673
718
636
658
4.8
P
1,911
2,041
2,182
2,195
2,217
2,365
2,496
2,457
2,491
2,606
2,872
4.2
M
1,224
1,324
1,392
1,415
1,464
1,526
1,575
1,534
1,596
1,668
1,770
3.8
B
1,072
1,166
1,217
1,243
1,298
1,340
1,371
1,331
1,399
1,417
1,515
3.5
P
1,388
1,458
1,329
1,393
1,491
1,695
1,698
1,699
1,823
1,856
1,909
3.2
M
873
890
813
842
927
1,048
1,087
1,081
1,211
1,170
1,195
3.2
B
760
765
699
720
803
905
952
945
1,076
966
984
2.6
Baja
California
Sur
P
153
164
170
181
186
204
224
215
214
234
264
5.6
M
97
109
114
117
125
132
136
136
141
152
166
5.5
B
85
97
102
103
111
116
116
118
125
122
135
4.8
P
16
17
19
19
20
21
22
22
22
24
24
4.1
Pequeños
sistemas
M
8
8
9
9
9
10
11
11
12
12
13
5.3
B
6
6
6
8
7
8
9
9
9
10
10
6.0
P = Carga máxima.
M= Carga media.
B = Carga base.
1
No incluye autoabastecimiento local y exportación.
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: CFE.
3.1.3.3 Comportamiento horario y estacional
de la demanda
Los instantes respectivos de conexión y desconexión
de estas cargas son aleatorios, pero la potencia requerida
en un periodo dado por el conjunto de cargas sigue un patrón
bien determinado, que depende del ritmo de las actividades
humanas en las regiones atendidas por el sistema eléctrico.
La carga global de un sistema está constituida por un gran
número de cargas individuales de diferentes clases (industrial,
residencial, comercial, etc.) que demandan potencias pequeñas
en comparación con la potencia total requerida.
50
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
La introducción de tarifas horarias para clientes industriales
así como el horario de verano, han propiciado un cambio
en los patrones de consumo que se refleja en la reducción de las
cargas durante las horas de mayor demanda, con el consecuente
beneficio de un mejor aprovechamiento de la capacidad.
En la gráfica 18 se muestran las curvas típicas de carga
de las áreas del norte y sur del país, correspondientes a días
hábiles y no laborables, para invierno y verano de 2005. En ellas
se señala la magnitud relativa de las cargas horarias respecto
a la demanda máxima anual de potencia. Se puede apreciar
que los perfiles de carga dependen de la región geográfica,
estación del año y tipo de día.
Gráfica 18
Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima
Áreas operativas del Norte, 2005
(promedio de las áreas Norte y Noroeste)
Invierno
Verano
80%
120%
70%
100%
Demanda máxima
50%
40%
30%
Día no laborable
20%
Día laborable
60%
40%
Día no laborable
Día laborable
20%
10%
0%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
0%
80%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Demanda máxima
60%
horas
horas
Curvas típicas de carga horaria respecto a la demanda máxima
Áreas operativas del Sur, 2005
(promedio de las áreas Occidental, Oriental, Central y Peninsular)
Verano
100%
90%
90%
80%
80%
70%
70%
60%
50%
40%
Día no laborable
30%
Día laborable
60%
50%
40%
30%
20%
20%
10%
10%
0%
0%
horas
Día no laborable
Día laborable
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Demanda máxima
100%
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
14
15
16
17
18
19
20
21
22
23
24
Demanda máxima
Invierno
horas
Fuente: CFE.
51
Secretaría de Energía
3.1.4 Estructura tarifaria
Los factores fijos se autorizan generalmente en forma
anual, mediante acuerdos específicos y se relacionan con las
estimaciones de la evolución esperada de la inflación. Por otra
parte, el ajuste automático mensual representa incrementos
o decrementos derivados de los movimientos del costo
total, considerando tanto los combustibles fósiles utilizados
en la generación de electricidad, como el resto de los factores
de costo. Los cambios en el costo de combustibles se estiman
con base en dos elementos:
Las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica
se clasifican de acuerdo con su uso y nivel de tensión en:
• Domésticas: 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F y DAC
• Servicios públicos: 5, 5A y 6
• Agrícola: 9, 9M, 9CU y 9N
1) Las variaciones en el precio de los combustibles y,
• Temporal: 7
2) los cambios en la proporción en que los combustibles
fósiles participan en la generación total.
• Generales en baja tensión: 2 y 3
Los cambios en el resto de los componentes se estiman
utilizando un promedio ponderado de los Índices de Precios
Productor de tres ramas industriales seleccionadas: maquinaria
y equipo, metálica básica, y otras manufacturas.
• Generales en media tensión: OM, HM y HMC
• Generales en alta tensión: HS, HSL, HT y HTL
• Respaldo en media tensión: HM-R, HM-RF y HM-RM
Con fines estadísticos, se considera que el sector comercial
está constituido por los clientes de las tarifas generales
de baja tensión y la tarifa 7. De la misma manera se consideran
en el sector industrial los clientes de las tarifas generales y de
respaldo, tanto de media como de alta tensión.
• Respaldo en alta tensión: HS-R, HS-RF, HS-RM, HTR, HT-RF y HT-RM
• Servicio interrumpible: I-15 e I-30
De todos los usuarios finales, en el sector comercial
se observan los precios medios más elevados, los cuales
desde 2002 han mostrado una tendencia ascendente (véase
gráfica 19). En los sectores residencial e industrial la tendencia
ha sido la misma desde 2001, sin embargo, a partir de 2003
el precio medio sólo ha mostrado ligeras variaciones en el
primero, mientras que en el sector industrial el crecimiento
ha sido sostenido. Asimismo, la tarifa agrícola es la más baja
y en la que menores variaciones se han registrado.
La estructura tarifaria del servicio en media tensión (MT)
y alta tensión (AT) en uso general y respaldo, así como de la
tarifa Doméstica de Alto Consumo (DAC), es más compleja
en comparación con las tarifas específicas, dado que están
sujetas a costos marginales y al ajuste automático mensual que
considera variaciones en los precios de los combustibles y la
inflación. Asimismo, tienen cargos por consumo y por demanda
con diferencias regionales, horarias y estacionales. El resto
de las tarifas tienen estructuras más sencillas, sin diferencias
horarias.
Todas las tarifas eléctricas se encuentran sujetas
a ajustes mensuales, con excepción de las tarifas agrícolas
de estímulo 9-CU y 9-N, que se ajustan anualmente. Las
tarifas residenciales (sin incluir la DAC), las agrícolas 9
y 9-M y las de servicios públicos, se ajustan mediante
factores fijos. El resto (DAC, comerciales e industriales)
se ajustan mediante una fórmula de ajuste automático que
incorpora las variaciones de los precios de los combustibles
y la inflación.
4
Domésticas, servicios públicos, agrícola y acuícola.
52
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 19
Precios reales de tarifas de energía eléctrica por tipo de usuario, 1995-2005
(pesos 2005/kWh)
Precios medios
2.0
Pesos reales 2005 / kWh
1.8
1.6
1.4
1.2
1.0
0.8
0.6
0.4
0.2
0.0
1995
1996
Residencial
1997
1998
1999
2000
Comercial
2001
Servicios
2002
2003
Agrícola
2004
2005
Industrial
Fuente: CFE.
en EUA y que operan mediante enlaces asíncronos. El Consejo
de Coordinación de Electricidad del Oeste (Western Electricity
Coordinating Council, WECC creada en 1967) opera las
interconexiones de Baja California y El Paso mientras que
las interconexiones desde Piedras Negras hasta Matamoros
las opera el Consejo de Confiabilidad Eléctrica de Texas
(Electric Reliability Council of Texas, ERCOT creada
en 1970).
3.1.5 Interconexiones y comercio exterior
de energía eléctrica
El comercio exterior de energía eléctrica se realiza
a través de nueve interconexiones entre EUA y México y una
interconexión de México con Belice. Estas interconexiones
existentes varían de acuerdo a su capacidad y nivel de tensión,
y han sido utilizadas primordialmente para exportar o importar
energía eléctrica en caso de emergencias. Cabe señalar que
la exportación o importación de energía eléctrica a la que se
hace referencia, proviene del servicio público y no se considera
el comercio exterior que realizan los permisionarios.
El sistema de Baja California opera mediante interconexiones
síncronas con el sistema de California. Las interconexiones
entre ambos sistemas tienen un conductor especial, lo cual
explica el por qué existe una capacidad de 800 MW para unas
líneas con un nivel de tensión de 230 KV (véase figura 5). Los
miembros en EUA del WECC están localizados en los Estados
de California, Arizona, Nuevo México y una pequeña parte
de Texas, mientras que el sistema de CFE que es miembro
del WECC está ubicado en Baja California, Sonora y Chihuahua.
Actualmente, existen dos tipos de interconexión, las
que operan de manera permanente y las que se utilizan
de apoyo mutuo en emergencias, la razón de que estas últimas
no operen de forma permanente es que técnicamente no es
posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas por el riesgo
de inestabilidades en el sistema eléctrico de uno u otro país.
CFE y ERCOT comparten 1,200 km de frontera para
realizar el intercambio de energía eléctrica y consideran
El comercio de energía eléctrica con EUA es administrado
por dos consejos, de un total de diez que están establecidos
Consejos en EUA: East Central Area Reliability Coordination Agreement;
Electric Reliability Council of Texas; Florida Reliability Coordinating Council;
Mid-Atlantic Area Council; Mid-America Interconnected Network; MidContinent Area Power Pool; Northeast Power Coordinating Council;
Southeastern Electric Reliability Council; Southwest Power Pool y
Western Electricity Coordinating Council.
5
Los enlaces asíncronos consisten en una tecnología de corriente
directa, con lo cual la variación de frecuencia entre Consejos no afecta ni
contamina el intercambio de energía.
6
53
Secretaría de Energía
el resto de las líneas de interconexión del norte del país. Estas
interconexiones sólo operan en caso de emergencia y no operan
de manera permanente, a excepción de la interconexión Eagle
Pass – Piedras Negras, la cual cuenta con tecnología nueva
que le permite operar de manera cerrada y permanente. Los
sistemas que mantienen el contacto con CFE son Electric
Power Texas Central Company y American Electric Power
Texas North Company, mientras que por el lado de México, son
los estados de Chihuahua, Coahuila, Nuevo León y Tamaulipas.
En la frontera sur, la interconexión de Belice opera de manera
permanente debido a que el sistema de ese país es pequeño
y no genera problemas de inestabilidad al SEN.
En 2005 la capacidad e infraestructura de transmisión para
comercio exterior se ha mantenido constante respecto a 2004,
sin embargo las exportaciones de electricidad han mostrado
un fuerte dinamismo al aumentar en 28.3%. Desde 2003,
esto último se ha reflejado en un incremento sostenido del
balance neto de exportaciones e importaciones de electricidad
al ubicarse en 1,204 GWh (véase cuadro 12). En el sistema
de Baja California se operan los mayores flujos de energía
hacia el exterior, con una participación del 80.3% del total
exportado.
Figura 5
Enlaces e interconexiones internacionales, 2005
Eagle Pass-Piedras Negras (Texas),
WECC
138 kV
36 MW
Laredo-Nuevo Laredo (Texas),
138 kV 80 MW
Falcon-Falcon (Texas),
138 kV 50 MW
Matamoros-Brownsville (2)
(Texas),
138 kV y 69 kV 105 MW
Belice-Chetumal 115 kV
65 MW
WECC: Western Electricity Coordinating Council.
ERCOT: Electric Reliability Council of Texas.
Fuente: CFE.
Recientemente se han realizado estudios donde se ha analizado la
interconexión entre CFE y ERCOT usando un Transformador de Frecuencia
Variable (VFT), el cual es una tecnología que permite enlazar sistemas
eléctricos que operan a frecuencias iguales o diferentes y realizar
intercambios de energía en corriente alterna.
7
54
ERCOT
Miguel-Tijuana (California), 230 kV
800 MW
Imperial Valley-La Rosita, 230 kV
El Paso-Ciudad Juárez (2) (Texas), 115 kV 200 MW
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 12
Exportación e importación de energía eléctrica, 1995-2005
(GWh)
Estados
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Chiapas1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1
1,920
1,258
17
45
31
66
112
164
765
770
1,037
Exportaciones
Baja California Norte2
Tamaulipas3
Quintana Roo4
Total
0
6
6
0
0
2
1
0
0
0
0
24
25
28
31
100
127
158
180
188
236
253
1,944
1,289
51
76
131
195
271
344
953
1,006
1,291
228
355
406
480
646
927
82
311
45
39
75
3
3
3
3
4
4
4
5
5
6
6
928
1,029
1,101
1,022
7
129
235
189
21
2
6
5
0
0
2
2
9
6
26
0
0
0
1,164
1,387
1,510
1,507
659
1,069
327
531
71
47
87
780
-98
-1,459
-1,431
-528
-874
-56
-187
882
959
1,204
Importaciones
Baja California Norte2
Sonora5
Chihuahua
6
Tamaulipas3
Total
Balance neto
Exportación-Importación
Guatemala.
Coral Power L.L.C., San Diego Gas & Electric y Sempra Energy Solutions (EUA).
3
American Electric Power (EUA).
4
Belize Electricity Board (Belice).
5
Sasabe Trico Electric Cooperative y Santa Cruz (UNS Electric) (EUA).
6
El Paso Electric Company (EUA).
Fuente: CFE.
1
2
3.2 Estructura del Sistema Eléctrico
Nacional (SEN)
3.2.1 Capacidad instalada en el SEN
La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre
de 2005 incluyendo exportación fue de 53,858 MW, lo
que representó un incremento de 0.6% respecto a 2004.
No obstante el ligero incremento, la capacidad instalada
de los PIEs creció 13.6% debido a la entrada en operación
de nuevas centrales, como fue el caso de La Laguna II y Río
Bravo IV. Asimismo, la modalidad de autoabastecimiento
registró un crecimiento importante durante 2005, reflejado
en el número de permisos otorgados al sector servicios para
generación de electricidad en horario punta.
El Sistema Eléctrico Nacional está conformado por dos
sectores, el público y el privado. El sector público se integra
por CFE, LyFC y los Productores Independientes de Energía
(PIEs), éstos últimos entregan su energía a CFE para
el servicio público de energía eléctrica. Por el otro lado,
el sector privado agrupa las modalidades de cogeneración,
autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas
modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia
en diversos sectores, tal es el caso del industrial, comercial
y particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado
un importante incremento en la capacidad instalada durante
los últimos años.
En términos de participación porcentual, al cierre de 2005
CFE representó el 69.5% y LyFC el 1.6% del total instalado.
Enseguida en orden de magnitud se encuentran los PIEs que
registraron una participación del 15.3%. El sector privado bajo
las figuras de autoabastecimiento y cogeneración contribuye con
el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras que la capacidad
instalada para fines de exportación de electricidad participa con
el 2.5%.
En términos generales, la estructura del sistema eléctrico
nacional se conforma de tres fases: generación, transmisión
y distribución, las cuales son realizadas dentro del sistema
eléctrico a través de centrales eléctricas, líneas de transmisión
y distribución.
Véase Cap. 2, gráfica 10.
Esta participación corresponde a 8,251 MW de capacidad efectiva
neta contratada por CFE, la cual se destina en su totalidad al servicio
público.
8
9
55
Secretaría de Energía
Durante 2005 no se registró una modificación importante
en la capacidad con base en fuentes alternas, en todo caso
la composición porcentual de estas fuentes respecto al total
tiende a la baja (véase cuadro 14).
Gráfica 20
Capacidad efectiva instalada nacional, 2005
53,858 MW
Cogeneración
2.8%
Exportación
2.5%
En relación con la tecnología de ciclo combinado, ésta
alcanzó en 2005 una participación del 28.5% del total
de la capacidad, superando ya y con una tendencia ascendente,
a la tecnología de vapor convencional la cual representó
el 27.8% de la capacidad total instalada en el servicio público
en ese mismo año.
PIE*
15.3%
Autoabastecimiento
7.3%
LyFC
1.6%
Usos propios
1.0%
CFE
69.5%
* Considera la capacidad efectiva neta contratada por CFE.
Fuente: CFE y CRE.
La capacidad instalada nacional de 53,858 MW se
compone por los dos servicios anteriormente mencionados:
46,534 MW por parte del servicio público y 7,324 MW por
parte de los permisionarios, cada servicio con sus propias
características estructurales.
3.2.2 Capacidad instalada en el servicio público
A diciembre de 2005 la capacidad instalada por parte
del servicio público ascendió a 46,534 MW, lo cual significa
una variación de -18 MW con respecto a 2004, debido a los
retiros de capacidad obsoleta e ineficiente (véase cuadro 13).
Del total de adiciones, 998 MW pertenecen en conjunto
a dos proyectos, la central de La Laguna II y la central Río
Bravo IV, ambos bajo la figura de producción independiente
y localizados en los Estados de Durango y Tamaulipas,
respectivamente. Asimismo, otro proyecto que entró
en operación a finales de 2005 fue la conversión
a ciclo combinado de la central Hermosillo con 93 MW
correspondientes al ciclo de vapor recién integrado, para llegar
así a una capacidad de 225 MW en ciclo combinado. Por
otro lado, los retiros de capacidad más importantes se dieron
en las centrales termoeléctricas Monterrey y Presidente
Juárez, con –465 MW y –300 MW, respectivamente.
56
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 13
Adiciones, modificaciones y retiros, 2005
Central
Total
Adiciones
Holbox
Capacidad MW
Unidad
Tecnología
Ubicación
-18.1
1,146.3
0.8
7
CI
Quintana Roo
La Laguna II PIE
498.0
1
CC
Durango
Río Bravo IV PIE
500.0
1
CC
Tamaulipas
9.0
2
HID
Michoacán
42.9
1
CI
Baja California Sur
Yécora
0.7
4
CI
Sonora
Ixtaczoquitlán
1.6
1
HID
Veracruz
93.3
2
CC
Sonora
-12.0
1
CC
Guanajuato
4.0
1y2
CC
Querétaro
-465.0
6 U’s
TC
Nuevo León
-75.0
3y4
TC
Nuevo León
-300.0
1a4
TC
Baja California
-2.5
2 U’s
CI
Baja California Sur
Botello
Baja California Sur I
Hermosillo*
Modificaciones
Bajío (El Sauz) PIE
El Sáuz
Retiros
Monterrey
San Jerónimo
Presidente Juárez
Guerrero Negro
-8.0
-1,156.3
Guaymas I
-70.0
3y4
TC
Sonora
Francisco Villa
-99.0
3 U’s
TC
Chihuahua
La Laguna
-39.0
4
TC
Durango
Chihuahua
-64.0
4U’s
TG
Chihuahua
Arroyo del Coyote
-24.0
1y2
TG
Villa Constitución
-9.5
4a7
CI
Baja California Sur
Botello
-4.1
2
HID
Michoacán
Ixtaczoquitlán
-0.8
3y4
HID
Veracruz
Holbox
-0.2
3
CI
Quintana Roo
Guerrero Negro
-3.3
4 U’s
CI
Baja California Sur
CC = Ciclo Combinado TG = Turbogas CI = Combustión Interna HID = Hidráulica GEO = Geotérmica
PIE = Productor Independiente de Energía.
* Con la entrada en operación de esta unidad, se completa el paquete 2 de ciclo combinado (U´s 5,6 y 7), ya que las
unidades 5 y 6 de tipo turbogás pasan a ser unidades de ciclo combinado.
Fuente: CFE.
57
Secretaría de Energía
Cuadro 14
Capacidad efectiva del servicio público por tipo de central
(MW)
Fuentes alternas
Año
Hidrocarburos
Total
Hidráulica
Geotermia
Eólica
Nuclear
Carbón
Vapor
Ciclo
combinado*
Turbogás
Combustión
interna
Dual
1995
9,329
753
2
1,309
2,250
13,594
1,890
1,682
128
2,100
33,037
1996
10,034
744
2
1,309
2,600
14,295
1,912
1,675
121
2,100
34,792
1997
10,034
750
2
1,309
2,600
14,282
1,942
1,675
121
2,100
34,815
1998
9,700
750
2
1,309
2,600
14,282
2,463
1,929
120
2,100
35,256
1999
9,618
750
2
1,368
2,600
14,283
2,463
2,364
118
2,100
35,666
2000
9,619
855
2
1,365
2,600
14,283
3,398
2,360
116
2,100
36,697
2001
9,619
838
2
1,365
2,600
14,283
5,188
2,381
143
2,100
38,519
2002
9,608
843
2
1,365
2,600
14,283
7,343
2,890
144
2,100
41,177
2003
9,608
960
2
1,365
2,600
14,283
10,604
2,890
143
2,100
44,554
2004
10,530
960
2
1,365
2,600
13,983
12,041
2,818
153
2,100
46,552
2005
10,536
960
2
1,365
2,600
12,935
13,256
2,599
182
2,100
46,534
* Incluye productores independientes de energía.
Fuente: CFE.
• Noroeste
3.2.2.1 Capacidad instalada eléctrica en el servicio
público por región
Desde años recientes esta región ha disminuido
su capacidad, no obstante la conversión de la central Hermosillo
a ciclo combinado, acentuándose en 2005 con el retiro de 300
MW de las unidades 1 a 4 de la central Presidente Juárez
en Baja California, con lo cual considerando adiciones y retiros
en toda la región, su capacidad se redujo en 249 MW.
En el ámbito regional, la capacidad instalada en el servicio
público se encuentra dispersa por todo el territorio nacional
en función de la disponibilidad de recursos, infraestructura
y cercanía respecto a los centros de demanda, entre otros
factores. En el caso de la región Sur-Sureste, en 2005
se concentró el 35.3% del total y no se registraron cambios
significativos respecto a 2004. En esta región se encuentran
instalados los principales desarrollos hidroeléctricos del
país ubicados en Chiapas y Guerrero, así como importantes
centrales termoeléctricas al norte de Veracruz y la planta
nucleoeléctrica Laguna Verde (véase gráfica 21).
• Noreste
En 2005 esta región registró una capacidad instalada
de 12,086 MW. Las centrales de ciclo combinado aportaron
un incremento de 998 MW con la entrada en operación
comercial de las centrales La Laguna II y Río Bravo IV con
498 MW y 500 MW de capacidad efectiva, respectivamente,
para así posicionar a esta región con 6,447 MW instalados
con dicha tecnología.
Por otro lado y en orden de magnitud después del SurSureste, en la región Noreste se localiza el 26% de la capacidad
nacional. Desde 2001 con la creciente instalación de centrales
de ciclo combinado por parte de PIEs, así como la presencia
de varias centrales de vapor, se ha posicionado de manera
importante esta región.
• Centro-Occidente
En el Centro-Occidente la capacidad instalada en 2005
se ubicó en 6,724 MW, donde la única adición de capacidad
fueron 9 MW en la central hidroeléctrica Botello. Así,
considerando esta adición y la degradación de –12 MW
de capacidad realizada en la central El Sauz (PIE), entre otras
modificaciones y retiros, la variación de esta región respecto
a 2004 fue de –3 MW. En resumen, durante ese año la región
Centro-Occidente registró mínimas variaciones de capacidad.
El resto de la regiones, Noroeste, Centro-Occidente
y Centro, concentran respectivamente el 14.3%, 14.5% y 9.9%
de la capacidad instalada nacional (véase cuadro 15).
58
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
• Centro
• Sur-Sureste
La región Centro registró una capacidad instalada
de 4,607 MW en 2005, la cual no presentó cambios respecto
al año anterior. A diferencia de 2004 cuando la capacidad
de las centrales de ciclo combinado de CFE aumentaron
en 549 MW debido a la conversión de unidades de la Central
Valle de México de combustóleo y turbogás a ciclo combinado,
durante 2005 todas las tecnologías instaladas para el servicio
público en esta región permanecieron sin variación.
La región con mayor capacidad del país es la Sur-Sureste
debido a su gran capacidad hidroeléctrica que en 2005 registró
6,877 MW, cifra superior a la capacidad total de la región
Noroeste (6,673 MW). En forma análoga a la región Centro,
en el Sur-Sureste no se realizaron modificaciones de capacidad
durante 2005. La última adición importante de capacidad
se realizó en 2004, cuando las unidades 6, 7 y 8 de la central
hidroeléctrica Chicoasén entraron en operación con un total
de 900 MW.
Gráfica 21
Distribución de la capacidad efectiva instalada nacional de cada región por tecnología, 2005
(%)
100%
90%
80%
70%
Otras*
60%
Fuentes
alternas**
50%
Hidroeléctrica
40%
Ciclo
combinado
30%
Vapor
20%
10%
0%
Noroeste
Noreste
CentroOccidente
Centro
Sur-Sureste
* Incluye las centrales turbogás, combustión interna y dual.
** Incluye las centrales carboeléctricas, nucleoeléctrica, geotermoeléctricas y eoloeléctricas.
Fuente: CFE.
59
Secretaría de Energía
Cuadro 15
Evolución de la capacidad efectiva instalada por región y tecnología, 1995-2005
(MW)
Región
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
33,037
34,792
34,815
35,255
35,666
36,697
38,519
41,177
44,554
46,552
46,534
4,741
4,948
4,927
5,060
5,211
5,309
6,196
6,205
6,952
6,922
6,673
729
941
941
941
941
941
941
941
941
941
941
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,895
2,525
-
-
-
-
-
-
725
734
1,481
1,493
1,718
413
408
383
515
665
665
768
768
768
716
584
Combustión
Interna
84
85
89
90
90
88
137
137
137
146
174
Geotermica
620
620
620
620
620
720
730
730
730
730
730
1
1
1
1
1
1
1
12,086
Total
Noroeste
Hidráulica
Vapor
Ciclo combinado
Turbogas
Eólica
Noreste
6,132
6,485
6,515
7,037
7,322
7,772
8,443
10,013
11,308
11,854
123
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
2,759
2,759
2,789
2,789
2,789
2,789
2,789
2,789
2,789
2,789
2,111
Ciclo combinado
578
578
578
1,099
1,099
1,550
2,220
3,659
4,954
5,449
6,447
Turbogas
423
423
423
423
708
708
708
839
839
890
802
2,250
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
5,707
5,695
5,653
5,775
5,776
5,781
5,805
6,520
6,605
6,727
6,724
Hidráulica
1,882
1,880
1,880
1,880
1,881
1,881
1,881
1,881
1,881
1,873
1,878
Vapor
3,508
3,508
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
218
218
218
218
218
218
218
810
793
1,174
1,166
122
122
122
146
275
275
24
24
1
1
1
1
1
1
1
1
Hidráulica
Vapor
Carbón
CentroOccidente
Ciclo combinado
Turbogas
Combustión
Interna
Geotérmica
Centro
Hidráulica
1
1
1
98
88
88
88
88
93
93
88
190
190
190
4,146
4,439
4,445
4,111
4,067
4,067
3,940
4,296
4,311
4,607
4,607
781
1,073
1,073
739
695
695
695
684
684
714
714
2,474
2,474
2,474
2,474
2,474
2,474
2,474
2,474
2,474
2,174
2,174
Ciclo combinado
482
482
482
482
482
482
382
489
489
1,038
1,038
Turbogas
374
374
374
374
374
374
374
623
623
640
640
Vapor
Geotérmica
35
36
42
42
42
42
15
25
40
40
40
12,138
13,066
13,120
13,120
13,142
13,623
14,131
14,140
15,375
16,439
16,440
Hidráulica
5,814
6,014
6,014
6,014
5,976
5,976
5,976
5,976
5,976
6,876
6,877
Vapor
Sur-Sureste
1,959
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
2,659
Ciclo combinado
612
634
664
664
664
1,148
1,643
1,651
2,886
2,886
2,886
Turbogas
342
348
372
372
372
372
385
385
385
548
548
1
1
1
1
1
1
2
2
3
3
3
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
Combustión
Interna
Dual
Eólica
Nuclear
Plantas
móviles
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
2
1,309
1,309
1,309
1,309
1,368
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
173
157
153
151
149
145
3
3
3
3
3
Notas: Los totales podrían no coincidir debido al redondeo.
Fuente: CFE.
60
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
3.2.2.2 Capacidad instalada para generación
de energía eléctrica de permisionarios
En 2005 la capacidad instalada nacional por parte de los
permisionarios ascendió a 16,601 MW en operación sin incluir
importación. La capacidad está sustentada en un 56% por la
modalidad de productores independientes, quienes han generado
el mayor crecimiento, siguiéndole el autoabastecimiento.
532
522
1999
2,164
1,132
2,799
1,136
2,302
1,121
2000
538
1,567
517
3,868
559
7,671
2002
2001
554
2003
3,136
1,511
1,330
3,678
1,330
574
8,212
15
2004
3,927
1,427
9,277
1,424
2005
556
Gráfica 22
Capacidad instalada de energía eléctrica de permisionarios por modalidad, 1999-2005
(MW)
15,221
16,601
1,330 14,115
8,373
Producción independiente
5,522
Usos propios continuos
Autoabastecimiento
4,338
Cogeneración
0
2,000
735
Exportación
2,045
3,317
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
Fuente: CRE.
3.2.3 Generación de energía eléctrica nacional
de energía 19.1%, autoabastecimiento el 5.8%, cogeneración
2.9%, exportación el 2.5% y usos propios continuos el 0.6%.
La generación de energía eléctrica nacional está integrada
por dos categorías; la generación que es producida por LyFC
y CFE y la generación eléctrica por parte de los permisionarios
que considera las modalidades de autoabastecimiento,
cogeneración, productores independientes10, usos propios
continuos y exportación.
3.2.3.1 Generación de energía eléctrica
para el servicio público
La generación de energía eléctrica para el servicio público
en el año 2005 ascendió a 218,971 GWh, lo que representa
un incremento de 5.0% respecto a 2004. El mayor crecimiento
en la generación de energía eléctrica se registró en la central
dual de Petacalco, con 80.3% en 2005. Esto se explica por
la estabilización de los precios del carbón en ese año, el cual
había registrado niveles altos y limitada disponibilidad durante
2004. Este proceso de estabilización de precios y mayor
disponibilidad en el mercado, estimuló la generación con ese
combustible, con lo cual la energía generada en la central dual
volvió a los niveles observados durante años anteriores a 2004,
En 2005, la generación total de energía eléctrica ascendió a
248,079 GWh, de los cuales las empresas suministradoras CFE
y LyFC aportaron el 69.2%, los productores independientes
Es importante indicar que CFE contrata la capacidad de los Productores
Independientes de Energía para servicio público, por tanto los PIEs están
obligados a vender su generación total de electricidad a la CFE mediante
contratos de largo plazo.
10
61
Secretaría de Energía
es decir, alrededor de los 14,000 GWh (véase gráfica 23). Por
otro lado, la generación de las centrales de ciclo combinado
y turbogás, registraron variaciones de 1.5% y -51.0% respecto
a ese último año.
de las centrales de ciclo combinado (73,381 GWh) superó
a la suma de la generación eléctrica de las centrales
de combustóleo y/o gas (vapor), turbogás y combustión interna
(67,215 GWh). Cabe señalar que la participación de las
centrales de vapor, turbogás (resultado de las conversiones)
y combustión interna ha disminuido de 49.0% en 1995 a 30.7%
en 2005.
La generación eléctrica con base a hidrocarburos representa
el 70.7% de la generación eléctrica total. En 2005, la generación
208,634
203,555
201,059
197,106
192,761
180,917
170,982
151,889
Geotermoeléctrica
y eoloélectrica
Dual
Nucleoeléctrica
Carboeléctrica
GWh
150,000
142,344
200,000
161,386
250,000
218,971
Gráfica 23
Generación bruta en el servicio público por tipo de planta, 1995-2005
(GWh)
Hidroeléctrica
Vapor+turbogás+
combustión interna
100,000
Ciclo combinado
50,000
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Fuente: CFE.
Por otra parte, las centrales basadas en fuentes alternas
en 2005 generaron 45,720 GWh de energía eléctrica, dentro
de las cuales, las centrales hidroeléctricas representan la
mayor participación de generación con 60.4% respecto al total
de fuentes alternas. Asimismo, este tipo de centrales mostraron
un incremento de 11.9% respecto a 2004.
consumen gas natural o diesel, las duales consumen carbón
y combustóleo y las centrales de combustión interna en su
mayoría consumen diesel.
Desde el punto de vista del combustible con mayor
dinamismo en su utilización para la generación eléctrica,
el consumo del gas natural se ha incrementando
considerablemente. En 1995 la generación con base en gas
natural representaba el 16.6%, y en 2005 aumentó al 43.2%
de la generación total. Mientras que la generación con base
en combustóleo en 1995 era del 61.8%, y para 2005 pasó
a ocupar el segundo lugar con una participación del 32.7%.
En cuanto al tipo de combustible para generación
de electricidad, éste depende fundamentalmente de la tecnología
instalada y la configuración técnica de la planta. En México
en el caso del servicio público, las centrales termoeléctricas
convencionales utilizan combustóleo y/o gas natural, las de
ciclo combinado utilizan gas natural11, las centrales turbogás
No obstante lo común es utilizar gas natural, las plantas de ciclo
combinado puede utilizar diversos combustibles, tales como diesel,
gases sintéticos provenientes de la gasificación de carbón y residuales
sólidos y líquidos, biomasa, así como mezclas de gas natural.
11
62
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 24
Generación bruta en el servicio público por tipo de energético utilizado, 1995-2005
(TWh)
Uranio
Tasa media de
crecimiento
anual (%)
Carbón
2.5
200
180
160
140
Diesel
8.5
Gas natural
Combustóleo
4.1
TWh
120
15.9
100
80
60
40
-1.1
20
0
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Nota: No incluye las fuentes renovables (viento, agua y vapor del subsuelo).
Fuente: CFE.
A partir del 2000, con la entrada en operación del primer
productor independiente de energía, se marcó la tendencia
al mayor consumo de gas natural por parte del sector eléctrico
y al menor consumo de combustóleo para generar electricidad.
Esto se debió a que el gas natural, respecto al resto de los
combustibles fósiles utilizados para la generación de energía
eléctrica, es el menos contaminante, presenta una eficiencia
de combustión elevada y es más atractivo por sus características
para utilizarse en plantas con costos de inversión más bajos
y plazos de construcción cortos12.
de electricidad otorgados por la CRE. Cabe señalar que la
generación efectiva producida puede variar y ubicarse por
debajo de la generación autorizada.
La generación de energía eléctrica de permisionarios
en 2005 registró un ligero aumento de 2,089 GWh respecto
a 2004, debido principalmente a los incrementos en la
electricidad exportada y autoabastecida, de 37.8% y 3.7%,
respectivamente. La electricidad generada por PIEs se mantuvo
prácticamente sin cambio respecto a 2004 (véase gráfica 25).
3.2.3.2 Generación de energía eléctrica
de permisionarios
La modalidad de exportación reportó en 2005 el mayor
aumento en generación de energía eléctrica de 37.8%,
ubicándose en 6,095 GWh, mientras que la modalidad de usos
propios continuos disminuyó en 115 GWh.
La capacidad de generación máxima autorizada de energía
eléctrica es la que se establece en los permisos para generación
Es importante señalar que dichas características de las plantas
basadas en gas natural son altamente dependientes de los precios y
disponibilidad del combustible.
12
63
Secretaría de Energía
2003
2002
6,270
6,401
1,646
6,854
1,765
1998
5,070
2,674
1999
2,818
1,735
1,335
3,440
1,435
4,605
4,815
19,949
2001
2000
1,485
31,171
7,973
10,617
33,993
17,12
7,184
6,664
6,095
13,853
4,422
1,392
46,334
7,253
1,507
2004
14,368
2,509
46,281
1,536
2005
4,585
Gráfica 25
Generación anual de energía eléctrica de permisionarios por modalidad, 1998-2005
(GWh)
75,389
73,300
52,496
Producción independiente
Usos propios continuos
Autoabastecimiento
Cogeneración
Exportación
12,910
11,317
9,509
Fuente: CRE.
3.3 Capacidad de transmisión
y distribución del SEN
3.2.4 Balance de energía eléctrica
El balance de energía eléctrica engloba la evolución que ha
mostrado la oferta y la demanda de energía eléctrica a nivel
nacional. A partir de éste, se puede observar la gran participación
que representa la tecnología de ciclos combinados, así como
los crecientes flujos de energía para autoabastecimiento remoto
(véase cuadro 16). El resto de los rubros mostrados ya han
sido analizados en los apartados anteriores.
La infraestructura de transmisión y distribución del SEN
hace posible la transformación, transmisión, distribución
y comercialización de energía eléctrica a lo largo de todo
el país. Esta infraestructura es operada por áreas de control
que mantienen la confiabilidad e integridad del sistema. Las
áreas supervisan a su vez que la demanda de energía eléctrica
esté balanceada en todo instante con la oferta de energía
eléctrica.
Las pérdidas de energía eléctrica incluyen las pérdidas
no técnicas y técnicas en la red de transmisión y distribución.
El total representa el 16.4% respecto a la generación total.
Las pérdidas no técnicas de energía eléctrica se derivan
principalmente de los usos ilícitos del servicio público de energía
eléctrica. Éstas tienen dos vertientes de origen diferenciado
que requieren estrategias distintas para su solución: una ligada
al problema de asentamientos humanos irregulares y la otra
a clientes que evaden el pago.
La red de transmisión en 2005 se incrementó
en 12,641 km respecto a 2004, de tal manera, que el 92.8%
del aumento corresponde a líneas de CFE mientras que
el resto a LyFC. De esta manera, al cierre de 2005 la red
de transmisión fue de 759,552 km. En términos generales
y considerando las líneas pertenecientes a CFE, la red
de transmisión está constituida en 6.6% por líneas de 400
kV y 230 kV, 6.7% por líneas de 161 kV a 69 kV y 52.9%
por líneas de tensión de 60 kV a 2.4 kV, y respecto al SEN,
el 41.9% corresponde a líneas de baja tensión menores
a 2.4 kV.
64
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 16
Balance de energía eléctrica del Sistema Eléctrico Nacional, 1995-2005
(GWh)
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Generación total
143,860
153,588
163,198
173,309
182,454
194,641
198,476
203,767
210,154
217,793
228,270
Servicio Público
Nacional sin importación
142,344
151,889
161,386
170,982
180,917
192,761
197,106
201,059
203,555
208,634
218,971
68,948
74,805
82,103
86,206
85,104
89,891
90,395
79,300
73,743
66,334
65,077
Combustóleo y/o gas
Dual
Ciclo combinado
Turbogás*
Combustión interna*
6,053
2,775
7,001
12,692
11,234
13,569
14,109
13,879
13,859
7,915
14,275
10,399
10,661
11,233
13,183
15,526
17,752
25,377
44,765
55,047
72,267
73,381
455
440
657
1,087
2,077
5,228
5,456
6,394
6,933
2,772
1,358
364
419
460
314
382
420
467
555
751
610
780
Hidroeléctrica
27,528
31,442
26,430
24,616
32,713
33,075
28,435
24,862
19,753
25,076
27,611
Carboeléctrica
14,479
17,735
17,575
17,956
18,251
18,696
18,567
16,152
16,681
17,883
18,380
Nucleoeléctrica
8,443
7,878
10,456
9,265
10,002
8,221
8,726
9,747
10,502
9,194
10,805
Geotermoeléctrica
5,669
5,729
5,466
5,657
5,623
5,901
5,567
5,398
6,282
6,577
7,299
6
5
4
5
6
8
7
7
5
6
5
Importación
1,164
1,387
1,510
1,507
659
1,069
327
531
71
47
87
Servicio por
particulares
351
312
303
819
878
811
1,043
2,176
6,528
9,112
9,212
351
312
303
819
878
811
1,043
2,176
6,528
9,112
9,212
Usos y ventas totales
143,860
153,588
163,198
173,309
182,454
194,641
198,476
203,767
210,154
217,793
228,270
Ventas nacionales sin
exportación
113,366
121,573
130,254
137,209
144,996
155,349
157,204
160,203
160,384
163,510
169,757
Sector industrial
63,269
71,099
77,981
82,088
87,234
93,755
93,255
94,942
94,228
96,613
99,720
Sector residencial
28,493
28,518
29,644
31,690
33,369
36,127
38,344
39,032
39,861
40,733
42,531
Sector comercial
9,636
9,371
9,871
10,496
10,945
11,674
12,167
12,509
12,808
12,908
12,989
Sector agrícola
6,675
7,530
7,649
7,743
7,997
7,901
7,465
7,644
7,338
6,968
8,067
Sector servicios
5,293
5,055
5,109
5,192
5,450
5,891
5,973
6,076
6,149
6,288
6,450
1,944
1,289
51
76
131
195
271
344
953
1,006
1,291
21,902
23,252
24,379
25,912
27,364
28,483
30,083
30,920
33,084
34,901
37,418
6,648
7,474
8,460
9,453
9,170
9,859
10,059
10,474
10,559
10,514
11,139
0
0
54
659
794
755
859
1,827
5,174
7,862
8,665
Eoloeléctrica
Autoabastecimiento,
cogeneración y
excedentes**
Exportación
Pérdidas
Usos propios de
generación, transmisión
y distribución1
Autoabastecimiento a
cargas remotas***
* Incluye unidades fijas y móviles.
** Para autoabastecimiento remoto.
*** Incluye porteo para exportación.
1
Incluye usos propios de transmisión y distribución, así como ajustes estadísticos.
Fuente: CFE.
65
Secretaría de Energía
3.3.1 Estructura de la red de transmisión
con mayor frecuencia la potencia máxima entre los enlaces
de la red.
La red de transmisión se integra por CFE y LyFC, y a su
vez, se clasifica por tensión. De tal forma que podemos dividir
la red de transmisión en:
3.3.2 Evolución de la red de transmisión
y distribución nacional
Comisión Federal de Electricidad
La red de transmisión nacional alcanzó los 759,552 km
en 2005 (véase cuadro 17). Desde 1995 a 2005, esta red
se ha expandido en 189,187 km, lo que representó un
incremento de 33.2% a lo largo de toda la década analizada.
• Red de transmisión troncal: Integrada por líneas
de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta
tensión (400 kV y 230kV) para conducir grandes
cantidades de energía entre regiones alejadas. Se
alimentan de las centrales generadoras y abastece
las redes de subtransmisión y las instalaciones de
algunos usuarios industriales. Estas líneas aumentaron
para 2005 en 1,574 km para totalizar 45,291 km.
Las líneas de transmisión que han registrado mayor
expansión en la red son las líneas de 13.8 kV al aumentar
68,402 km desde 1995 a 2005. En segundo lugar están
las líneas de baja tensión que se incrementaron en 19.9%
durante el lapso 1995-2005.
• Redes de subtransmisión: Son de cobertura regional
En total el SEN cuenta con 759,552 km de líneas
de transmisión, incluyendo 71,132 km pertenecientes a LyFC
y 14,447 km de líneas subterráneas en alta, media y baja tensión
de CFE. Del total anterior, 6.0% corresponde a las de 400 kV
y 230 kV, 6.1% a las de 69 kV a 161 kV y 87.9% restante,
a líneas con tensiones de 2.4 kV a 60 kV y baja tensión.
y utilizan líneas en alta tensión (69 kV a 161 kV).
Estas suministran energía a redes de distribución
en media tensión y a cargas de usuarios conectadas
en alta tensión. Esta infraestructura registró el menor
incremento en kilómetros de líneas respecto al resto;
la red de subtransmisión aumentó en 668 km, ubicándose
en 46,073 km.
En lo concerniente a subestaciones y transformadores,
en 2005 se registró una capacidad instalada de 234,530
Megavolt Amperes (MVA), lo cual representa un incremento
de 4.0% respecto al año anterior. De esta capacidad instalada,
134,707 MVA le corresponden a subestaciones de transmisión
de CFE, 71,066 MVA a subestaciones de distribución de CFE
y 28,757 MVA a subestaciones de LyFC.
• Redes de distribución en media y baja tensión:
Suministran la energía manejada en el rango de 2.4 kV
a 34.5 kV dentro de zonas relativamente pequeñas. En
2005 la longitud en media tensión registró el mayor
incremento con 6,802 km, mientras que las líneas
de baja tensión aumentaron en 2,686 km. Su longitud
asciende a 597,056 km en conjunto.
Con respecto a la evolución de la red de transmisión,
debe aclararse que anteriormente CFE dividía al país en 32
regiones para coordinar la red de transmisión nacional y con
ello controlar la entrega de energía eléctrica en todo el país.
A lo largo del tiempo, esta división ha sido superada por
la expansión dinámica de la red de transmisión, lo que ha dado
origen a nuevas regiones que en total suman 50 y en las que
se agrupan con mayor claridad las líneas que actualmente
operan en la nación (véase figura 6).
Luz y Fuerza del Centro
• Red de LyFC: Cuenta con una longitud total
de 71,132 km en niveles de tensión de 6.6 kV a 400
kV, incluyendo líneas subterráneas, además de líneas
de distribución en baja tensión (220 volts ó 240 volts).
La capacidad de transmisión de los enlaces está en función
de los puntos de operación del sistema y de la generación
disponible. El diseño de la red considera la magnitud
y dispersión geográfica de las cargas y la ubicación de la
generación eléctrica. La potencia máxima soportada por un
enlace depende del límite térmico de los conductores, del límite
de voltaje aceptable en los extremos del enlace y del margen
de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad
del sistema ante una desconexión imprevista de una línea o de
una unidad generadora. Estos dos últimos factores restringen
La evolución de la red de transmisión indica una gran
expansión en la zona centro y norte del país en los últimos
10 años. De esta manera, la capacidad de entrega de energía
eléctrica se ha incrementando notablemente en los enlaces
que convergen a la zona Centro.
66
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 17
Líneas de transmisión, subtransmisión y baja tensión, 1995-2005
(km)
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001*
2002*
2003*
2004*
2005*
Sistema Eléctrico
Nacional
570,365
584,993
606,456
622,718
637,377
651,995
661,863
674,300
727,075
746,911
759,552
Comisión Federal
de Electricidad**
543,988
558,021
578,923
594,715
608,773
622,718
632,025
643,807
658,067
676,690
688,420
400 kV
10,979
11,337
11,908
12,249
12,399
13,165
13,695
14,503
15,999
17,831
18,144
230 kV
18,532
18,878
19,375
20,292
21,224
21,598
22,644
24,058
24,776
25,886
27,147
456
456
456
456
456
508
516
614
470
486
475
138 kV
1,215
1,171
1,171
1,176
1,018
1,029
1,051
1,086
1,340
1,358
1,369
115 kV
40,847
161kV
31,336
31,423
32,003
33,405
34,151
34,971
36,199
38,048
38,773
40,176
85 kV
215
219
185
185
185
186
186
140
140
140
141
69 kV
3,496
3,566
3,487
3,459
3,490
3,441
3,360
3,381
3,364
3,245
3,241
34.5 kV
55,600
54,897
55,638
57,135
58,996
60,300
61,756
62,725
63,654
64,768
66,287
23 kV
19,928
20,505
22,056
22,765
23,323
23,756
24,663
25,826
26,366
27,435
27,940
200,988
211,533
219,254
226,922
233,232
239,748
246,304
251,771
257,462
264,595
269,390
6.6 kV
451
425
429
428
428
428
429
429
429
429
411
4.16 kV
164
156
157
69
67
60
49
49
49
16
16
2.4 kV
101
102
102
103
93
94
94
98
98
61
62
13.8 kV
Baja tensión
194,317
196,960
205,902
208,765
211,969
215,369
221,079
221,079
225,147
230,264
232,950
Líneas
subterráneas***
6,210
6,393
6,800
7,306
7,742
8,065
9,039
9,039
9,737
12,443
14,447
Luz y Fuerza del
Centro
26,377
26,972
27,533
28,003
28,604
29,277
29,838
30,493
69,008
70,221
71,132
* Cifras revisadas por CFE.
** Incluye líneas subterráneas a partir de 2001.
*** Kilómetros de línea incluidos en el total CFE.
Fuente: CFE.
Cuadro 18
Capacidad instalada en subestaciones y transformadores
(MVA)
Subestaciones
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
Sistema Eléctrico
Nacional
177,626
184,753
197,656
209,584
217,774
225,615
234,530
CFE
157,124
164.916
173,305
183,783
191,711
198,508
205,773
Distribución
53,950
57,070
59,749
64,076
66,638
69,667
71,066
Transmisión
103,174
107,846
113,556
119,707
125,073
128,841
134,707
20,502
19,837
24,351
25,801
26,063
27,107
28,757
LyFC
Fuente: CFE y LyFC.
67
Secretaría de Energía
Figura 6
Capacidad de transmisión entre regiones del SEN 1995-2005
(MW)
1995
250
28
27
180
Regiones
5
1
230
257
18) Oriental
19) Acapulco
20) Temascal
21) Minatitlán
22) Grijalva
23) Lerma
24) Mérida
25) Chetumal
26) Cancún
27) Mexicali
28) Tijuana
29) Ensenada
30) C. Constitución
31) La Paz
32) Cabo San Lucas
6
2
30
3
60
31
40
32
8
235
260
2000
260
7
11
250
9
275
740
180
4
10
140 0
740
600
65
150
26
7
24
12 50 15
850
18
45
1800
460
150
17 3200
13
25
2100
23
0
16 95 240
0
2014 0 0 21
0
22
19
2200
22
14
40
15
0
0
1) Sonora Norte
2) Sonora Sur
3) Mochis
4) Mazatlán
5) Juárez
6) Chihuahua
7) Laguna
8) Río Escondido
9) Monterrey
10) Huasteca
11) Reynosa
12) Guadalajara
13) Manzanillo
14) AGS-SLP
15) Bajío
16) Lázaro Cárdenas
17) Central
29
2005
43
5
44520 18
46 47
800
200
7
45
1 150 2
600
12
225
9
330
4
48
65
Regiones
250
110
11 26
5
50
23
22
1700
26
1000
1350
200
55 400
0
480
29
25
1200
750
27
0
17
28
200
30
02
20
40
31
0
34
600
240
32
33 3110 450 36
270
35
1064
37
215
0
43
6
561
0
68
0
24
24
19
1000
1000
18
18
6
19
Fuente: CFE.
16
0
90 0
650
21
0
35) Temascal
36) Coatzacoalcos
37) Tabasco
38) Grijalva
39) Lerma
40) Mérida
41) Cancún
42) Chetumal
43) WECC (EUS)
44) Tijuana
45) Ensenada
46) Mexicali
47) San Luis Río C.
48) Villa Constitución
49) La Paz
50) Los Cabos
70
18) Valles
19) Husteca
20) Tamazunchale
21) Tepic
22) Guadalajara
23) Aguascalientes
24) San Luis Potosi
25) Salamanca
26) Manzanillo
27) Carapan
28) Lazaro Cárdenas
29) Querétaro
30) Central
31) Poza Rica
32) Veracruz
33) Puebla
34) Acapulco
1000
0 0 1300
10
115
0
0 1150
0
10 00 1000 17 30
1
650 300 2 3
20
50
6
300
1) Hermosillo
2) Nacozari
3) Obregón
4) Los Mochis
5) Culiacán
6) Mazatlán
7) Juárez
8) Moctezuma
9) Chihuahua
10) Durango
11) Laguna
12) Río Escondido
13) Nuevo Laredo
14) Reynosa
15) Matamoros
16) Monterrey
17) Saltillo
60
60
14 15
16
200
49
13
2100
0
200
45
3
500
00
400
32
8
38
39
300
150
42
41
Capítulo
cuatro
Prospectiva del sector eléctrico
nacional
E
n este capítulo, se presentan las estimaciones
de consumo y demanda de energía eléctrica con un
enfoque nacional, sectorial y regional, las cuales permiten
dimensionar los requerimientos de capacidad y la generación
de electricidad necesaria para responder en forma oportuna
al crecimiento de la demanda durante el periodo 2006-2015.
Como se encontrará más adelante en este capítulo, para
el análisis de la expansión del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)
se requiere considerar en su justa dimensión la participación
de las empresas paraestatales (CFE y LyFC) así como al sector
privado que realiza actividades de autogeneración.
4.1 Escenarios macroeconómicos
y supuestos básicos
La trayectoria del consumo y la demanda de energía eléctrica
para los próximos 10 años está estimada con base en supuestos
macroeconómicos y considerando la evolución reciente del sector
eléctrico. Además de las estimaciones basadas en modelos
econométricos, se utilizan estudios regionales que consideran
cuatro aspectos principales:
1. Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores
a escala regional.
2. Cargas específicas de importancia regional y nacional.
3. Actualización anual de las solicitudes formales de servicio
e investigaciones particulares del mercado regional.
4. Estimaciones de capacidad y generación de electricidad
de los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
con mayor probabilidad de realización.
Secretaría de Energía
El análisis de estos y otros aspectos del mercado eléctrico,
es sumamente importante para poder generar estimaciones de
la trayectoria futura de la demanda y el consumo de electricidad
para el periodo 2006-2015. De esta forma, se puede contar
con elementos que permitan realizar una planeación integral
de la expansión de la capacidad de generación, transmisión,
transformación y distribución de energía eléctrica para el
periodo de análisis. En los siguientes apartados se mencionan
los supuestos utilizados para la estimación del consumo y
demanda de energía eléctrica.
desempeño de la actividad económica durante el periodo de
proyección. La variable que intrínsecamente engloba los
componentes de la demanda agregada es el Producto Interno
Bruto (PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de
análisis: bajo, alto y de planeación. Este último es el utilizado
debido a su alta probabilidad de realización en la planeación del
sector eléctrico para estimar los niveles y las trayectorias por
sector y región del consumo nacional de electricidad para el
periodo 2006-2015.
Cabe mencionar que desde fechas recientes el crecimiento
económico estimado para el ejercicio de planeación se ha
sometido a ciertos ajustes de acuerdo con la reciente evolución
de la economía, por lo que resultan más bajos con respecto a
prospectivas anteriores.
a) Escenarios macroeconómicos
Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios
macroeconómicos que consideran los probables niveles de
Cuadro 19
Comparativo de escenarios del crecimiento del PIB entre la Prospectiva 2005-2014
y la Prospectiva 2006-2015
(tmca)
Escenarios
2005-2014
2006-2015
Bajo
2.8%
2.6%
Planeación
4.3%
3.8%
Alto
5.2%
4.3%
Fuente: CFE.
b) Precios de energía eléctrica
En el caso del gas natural, a diferencia de la Prospectiva
2005-2014 en la cual se consideró una coyuntura de precios
elevados debido a los efectos causados por los huracanes en
la costa del Golfo, así como los bajos niveles de inventarios
registrados durante 2005, para la Prospectiva 2006-2015,
se considera que el precio del combustible disminuye para
los escenarios planeación y bajo, respectivamente, mientras
que en el escenario alto el precio aumenta ligeramente durante
el periodo. Es importante tener presente que durante 2006,
no se han manifestado fenómenos meteorológicos en la cantidad
y magnitud como los observados durante el año anterior;
asimismo los volúmenes de producto almacenado en Estados
Unidos es elevado y adicionalmente, las altas temperaturas han
propiciado una disminución en la demanda del combustible.
Estos elementos en su conjunto, han favorecido la presencia de
ciertas condiciones que son consistentes con la reducción en el
precio del energético, al menos, en el corto plazo.
Los precios de la electricidad están en función de los
escenarios macroeconómicos anteriormente mencionados,
así como de las políticas de subsidios que el gobierno federal
ponga en marcha durante los años siguientes. Asimismo, dichos
precios son inherentes a sus componentes como son el precio
de los combustibles y la inflación. Estos elementos, de igual
manera, están ligados necesariamente a los escenarios previstos
del ritmo de la actividad económica.
c) Precio de los combustibles
La trayectoria futura del precio de los combustibles
fósiles (que constituyen la parte más significativa del costo de
generación) es diferente en cada escenario, tanto en dólares
como en pesos, debido a los diferentes índices de inflación y de
tipo de cambio.
d) Población y vivienda
En términos de cada combustible el comportamiento es el
siguiente: en los tres escenarios (planeación, bajo y alto) el
precio del combustóleo crece a tasas anuales de –1.3%, 0.7%
y 2.5%, respectivamente.
Considerando el crecimiento de la población para
los próximos 10 años estimado por el Consejo Nacional
de Población (Conapo), se proyecta una tasa media anual
70
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
de crecimiento de 0.9% y para el caso de las viviendas de 2.8%
anual en promedio.
En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde
2004 en que entraron en operación dos grandes sociedades
de autoabastecimiento en la región Centro-Occidente del país,
no se ha estimado la realización de nuevos proyectos de gran
capacidad, lo cual se refleja en un crecimiento muy discreto
de 1.7% en promedio anual de la energía eléctrica autoabastecida
por particulares.
Las tasas anteriores implican un descenso paulatino del
tamaño medio de las familias, por lo cual, según las previsiones
del Conapo, se pasará de los 3.8 habitantes por vivienda
actuales a 3.1 habitantes por vivienda hacia el final del periodo
de prospectiva.
Si bien el crecimiento esperado en las ventas de energía
eléctrica ha sido ajustado a la baja en años recientes, se estima
que las ventas internas sigan una tendencia al alza como efecto
de causales muy importantes como son el ritmo de crecimiento
económico y el crecimiento poblacional.
e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración
Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas
de acuerdo a los análisis que realiza año con año el
Grupo de Trabajo de Autoabastecimiento y Cogeneración
coordinado por la Sener. Se consideraron los proyectos
de autogeneración con mayor probabilidad a realizarse,
incluyendo proyectos de los sectores público y privado.
Específicamente, los sectores residencial, comercial
y de servicios que integran el denominado desarrollo normal,
crecerán anualmente 4.7% en conjunto, tasa ligeramente inferior
a la del año pasado, como resultado de una expectativa más
conservadora contemplada en el escenario macroeconómico
de planeación (véase cuadro 20).
f) Otros supuestos
A los elementos anteriores se añade la implantación
de nuevas tecnologías para el uso más eficiente de la electricidad,
tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial
e industrial con la introducción y difusión de equipos diversos
y dispositivos para el ahorro de energía. También se han tomado
en cuenta los ahorros obtenidos por la aplicación del horario
de verano.
Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola
tendrán un crecimiento medio anual de 1.4%, el cual representa
el menor dinamismo sectorial.
Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector
industrial concentra la mayor participación en las ventas internas.
Se estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente
con ritmo de 5.6% en promedio anual (véase cuadro 21). Esta
variación responde principalmente a la dinámica esperada
de la gran industria la cual se proyecta que crecerá en 6.2%
para 2005-2015, mientras que la empresa mediana aumentará
en 5.2%.
4.2 Pronóstico del consumo nacional
de energía eléctrica 2006-2015
En forma consistente con el ritmo de actividad económica
considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó
anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima
que el consumo nacional de electricidad para el periodo
2005-2015 muestre una tasa de crecimiento anual de 4.8%,
lo que representa en términos absolutos 0.4% menos que en
la Prospectiva anterior, en la cual se consideró un crecimiento
de 5.2% para el periodo 2005-2014. Se espera que
el consumo muestre un incremento de alrededor de 113 TWh
al pasar de 191.3 TWh en 2005 a 304.7 TWh en 2015.
Por otra parte y en lo que al autoabastecimiento se refiere,
en años recientes se ha observado un crecimiento muy importante
en el número de permisos de pequeña capacidad otorgados
para generación eléctrica en el sector comercial y servicios,
lo cual responde a los altos costos en que llegan a incurrir
algunas empresas al adquirir energía eléctrica del servicio
público en horario punta.
Este crecimiento estará impulsado principalmente por
las ventas del servicio público, que se estima crecerán con
un ritmo de 5.1% en promedio anual (véase gráfica 26).
Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas por tipo
de usuarios, entre las cuales el sector industrial es de gran
relevancia debido a su mayoritaria participación en las ventas
totales, la cual en 2005 ascendió a 58.7% y se estima que
alcance una participación de 61.4% en 2015.
71
Secretaría de Energía
Gráfica 26
Consumo nacional de energía eléctrica
(escenario de planeación)
(TWh)
Consumo total
2005-2015
tmca=4.8%
350
305
300
279
250
1994-2004
tmca=4.7%
200
191
170
Consumo autoabastecido
2005-2015
tmca=1.7%
150
118
100
Ventas del sector público
2005-2015
tmca=5.1%
110
50
0
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
8.8
8.0
8.3
8.8
9.1 10.9 11.1 12.0 12.9 17.4 20.4 21.6 21.9 22.6 23.3 24.1 24.6 24.8 25.6 25.5 25.5 25.5
Serv. Púb. 109.5 113.4 121.6 130.3 137.2 145.0 155.3 157.2 160.2 160.4 163.5 169.8 176.6 185.7 194.9 204.7 216.0 227.9 238.9 251.4 265.2 279.4
Autoab.
Fuente: CFE.
Cuadro 20
Crecimiento medio anual del consumo de electricidad
(escenario de planeación)
(tmca)
Prospectiva
2006-2015
Consumo nacional
Consumo autoabastecido
1996-2005
%
2005-2015
%
4.7
4.8
10.5
1.7
Ventas
4.1
5.1
Desarrollo normal
3.6
4.7
Residencial
4.1
4.7
Comercial
3.0
5.7
Servicios
2.0
2.9
Agrícola
1.9
1.4
Industrial
4.7
5.6
Empresa mediana
5.7
5.2
Gran industria
3.1
6.2
Fuente: CFE.
72
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 21
Ventas totales del servicio público por sector, 2005-2015
(GWh)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
tmca (%)
20052015
Total
Nacional
171,048
177,861
186,971
196,171
206,009
217,314
229,150
240,190
252,713
266,473
280,429
5.1
Ventas
internas
169,757
176,570
185,680
194,880
204,718
216,023
227,859
238,899
251,422
265,182
279,138
5.1
Residencial
42,531
43,633
45,727
48,453
51,586
55,083
57,967
60,403
62,622
64,891
67,153
4.7
Comercial
12,989
13,348
14,157
15,189
16,349
17,624
18,680
19,640
20,597
21,606
22,649
5.7
Sector
Servicios
6,450
6,564
6,758
6,948
7,158
7,374
7,613
7,849
8,089
8,343
8,608
2.9
Industrial
99,720
104,796
110,750
115,922
121,157
127,377
134,895
142,169
151,142
161,244
171,494
5.6
Empresa
mediana
61,921
64,445
68,026
70,312
73,129
76,294
80,291
84,839
89,879
95,978
102,502
5.2
Gran
industria
37,799
40,351
42,724
45,610
48,028
51,083
54,604
57,330
61,263
65,266
68,992
6.2
Bombeo
Agrícola
8,067
8,229
8,288
8,367
8,469
8,566
8,703
8,839
8,972
9,097
9,234
1.4
Exportación
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
1,291
0.0
tmca: tasa de crecimiento media anual.
Fuente: CFE.
4.2.1 Análisis regional del mercado
de energía eléctrica
Las ventas totales estimadas de energía eléctrica para los
próximos 10 años muestran que la región Noreste presentará
la mayor tasa promedio de crecimiento con 6.2% (véase
cuadro 22). Este aumento se explica principalmente por las
expectativas de crecimiento de Nuevo León y Tamaulipas.
Asimismo, en la región Centro-Occidente se espera que el
crecimiento de las ventas se ubique en 5.4% promedio anual,
seguida por la región Noroeste con 5.1%. La región con menor
crecimiento esperado es el Centro, con 3.7% para el periodo
2005-2015.
El análisis regional del mercado de energía eléctrica
se realiza con base a los estudios estadísticos de tendencia,
proyecciones basadas en solicitudes de servicio de grandes
consumidores y mediante encuestas anuales aplicadas por CFE.
De esta manera, se estima la energía requerida en cada región
con el fin de determinar la capacidad y ubicación de las nuevas
centrales generadoras así como la óptima expansión de la red
de transmisión, de forma coordinada con las necesidades de
cada uno de los diferentes centros de consumo del país.
Cuadro 22
Ventas totales del servicio público por región, 2005-2015
(GWh)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
tmca (%)
20052015
169,757
176,570
185,680
194,880
204,718
216,023
227,859
238,899
251,422
265,182
279,138
5.1
Noroeste
23,195
24,185
25,300
26,561
27,884
29,558
31,192
32,849
34,490
36,261
38,033
5.1
Noreste
41,221
44,137
46,665
49,744
52,772
55,860
59,502
63,200
66,776
70,964
75,207
6.2
CentroOccidente
38,843
40,563
43,054
45,299
47,611
50,504
53,290
56,366
59,530
62,673
65,774
5.4
Centro
42,111
43,299
44,812
46,009
47,546
49,276
51,026
53,022
55,057
57,663
60,348
3.7
SurSureste
24,294
24,288
25,740
27,153
28,786
30,701
32,719
33,327
35,428
37,474
39,622
5.0
93
98
109
114
119
124
130
135
141
147
154
5.2
Total
nacional
Pequeños
Sistemas
tmca: tasa de crecimiento media anual.
Fuente: CFE.
73
Secretaría de Energía
4.2.2 Demanda bruta por área operativa
La planeación de la capacidad adicional necesaria para
satisfacer la demanda de energía eléctrica estimada para los
próximos años, se realiza con base en la evaluación técnica y
económica de las diferentes configuraciones de los proyectos,
seleccionando los proyectos de generación y transmisión que
maximizan el valor presente de la inversión. Asimismo, el
programa de expansión de capacidad contempla la anticipación
necesaria acorde con el tiempo de maduración de cada proyecto.
Desde la fecha cuando se inicia el concurso para la construcción
de una nueva central generadora hasta su entrada en operación
comercial, en promedio transcurren cuatro años. Asimismo,
en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de
tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva
infraestructura.
La demanda bruta es la potencia a la cual se debe suministrar
la energía eléctrica en un instante dado. Esta demanda se
integra por la demanda del servicio público así como la demanda
atendida por centrales de autoabastecimiento y cogeneración
que requieren servicios de transmisión y respaldo para ese fin.
Toda esta energía es satisfecha por el parque de generación
del servicio público y el sector privado a través de líneas de
transmisión instaladas en todo el país.
Para efectos de planeación del SEN, lo que corresponde
a la demanda que se satisface mediante particulares, sólo se
considera la demanda de autoabastecimiento remoto debido a
los servicios de transmisión y de respaldo, no así, la demanda
de autoabastecimiento local, que no hace uso de los servicios de
porteo de la red del servicio público.
Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta
otros elementos de la misma importancia como son: la
configuración del sistema de generación (retiros de unidades,
proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la red
troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas:
Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja
California Sur. La región Noroeste se interconectó en marzo de
2005 a través del enlace Nacozari-Nuevo Casas Grandes4.
En el cuadro 23 se indican las cifras correspondientes a la
demanda bruta por área, representada mediante tres categorías:
demanda máxima anual1, demanda media2 y demanda base3 .
El área con la mayor carga máxima en 2005 fue la
Central, al registrar 8,287 MWh/h. Asimismo, se prevé
que los mayores incrementos anuales de la carga máxima
se presenten en las regiones de Baja California Sur, con
7.4% y el Noreste con 5.9% en promedio durante el periodo
2005-2015. Es importante señalar que en 2005 la magnitud
de la carga máxima en la primera de estas regiones se
ubicó en 264 MWh/h, mientras que en la segunda asciende
a 6,068 MWh/h.
4.3.1 Capacidad de reserva
La capacidad de reserva se define como la diferencia entre
la capacidad efectiva de generación del sistema y la demanda
máxima o demanda pico en un periodo. De acuerdo con este
concepto, para satisfacer la demanda de energía eléctrica
adecuada y confiablemente, la capacidad del sistema debe ser
mayor que la demanda máxima anual.
4.3 Expansión del Sistema Eléctrico
Nacional
Por consiguiente, la importancia de la capacidad de reserva
radica primordialmente en la confiabilidad del suministro de
energía eléctrica por las siguientes razones:
La planeación de la expansión del sistema eléctrico responde
a las estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica
para los próximos diez años. El programa considera dos tipos
de requerimientos:
• No es posible almacenar la energía eléctrica. Ésta se
produce en el instante en que se consume.
• La capacidad del sistema está sujeta a reducciones
1. Capacidad comprometida: centrales en proceso
de construcción, en licitación o cierre financiero y,
como consecuencia de salidas programadas de plantas
por mantenimiento y eventos fortuitos como fallas,
degradaciones, fenómenos climatológicos, entre otros.
2. capacidad no comprometida: sin esquema financiero
definido y sin licitarse aún.
Para fines de operación y planeación, el SEN se divide en nueve áreas,
de las cuales por razones técnico-económicas, sólo Baja California y Baja
California Sur permanecen como sistemas aislados. La interconexión
del resto de las áreas permite: a) reducir los requerimientos
de capacidad instalada, pues se aprovecha la diversidad de las demandas
y se comparten reservas de capacidad, b) hacer posible el intercambio
de energía entre regiones y, c) incrementar la confiabilidad del suministro
ante condiciones de emergencia.
4
El valor máximo de las demandas máximas en el año (MWh/h). Las
cargas máximas que se presentan en horario punta durante ciertas
épocas del año en cada área operativa, constituyen la demanda máxima
anual del SEN.
2
Energía necesaria en MWh dividida entre el total de horas del año.
3
Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo. Los valores indicados
en el cuadro se refieren al promedio de las demandas mínimas diarias.
1
74
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
En este sentido, para satisfacer los requerimientos
de demanda adecuada y confiablemente, la capacidad
del sistema eléctrico debe ser mayor que la demanda máxima
anual. Por lo tanto, factores como la capacidad efectiva
de las plantas, así como su disponibilidad y mallado de la
red5 determinan en gran medida la confiabilidad del abasto
de energía eléctrica.
y la demanda máxima bruta coincidente como porcentaje
de esta última (véase figura 7). Para el cálculo del margen
de reserva y el margen de reserva operativo base, en el caso
del sistema eléctrico nacional, se adoptó el método
determinístico7, basado en valores promedio de disponibilidad
de las centrales generadoras y/o en el comportamiento estacional
típico de la demanda.
Esta capacidad de reserva se mide a través del margen
de reserva (MR) el cual se define como la diferencia entre
la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente del sistema
eléctrico, expresado como porcentaje de la demanda máxima
coincidente6. Asimismo, el margen de reserva operativo (MRO)
es un otro indicador de la capacidad de reserva y se define
como la diferencia entre la capacidad efectiva bruta disponible
Los dos márgenes están relacionados entre sí por el índice
de disponibilidad del parque de generación. La composición
de éste es dinámica debido a que cada año se incorporan centrales
cuya tecnología ofrece mayores índices de disponibilidad, lo
que repercute en una disponibilidad equivalente mayor de todo
el parque de generación.
Cuadro 23
Demanda bruta estimada por tipo de carga y área operativa, 2005-2015
(MWh/h)
ÁREA
Norte
Noreste
Occidental
Central
Oriental
Peninsular
Noroeste
Baja California
Baja California Sur
Pequeños sistemas
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
tmca (%)
2005-2015
P
2,997
3,151
3,316
3,450
3,628
3,833
4,018
4,220
4,422
4,671
4,891
5.0
M
2,083
2,205
2,321
2,436
2,558
2,710
2,838
2,979
3,123
3,296
3,457
5.2
B
1,782
1,874
1,972
2,051
2,157
2,279
2,389
2,509
2,629
2,777
2,908
5.0
P
6,068
6,348
6,781
7,226
7,644
8,103
8,583
9,138
9,675
10,229
10,801
5.9
M
4,410
4,590
4,875
5,181
5,480
5,811
6,157
6,554
6,935
7,334
7,741
5.8
B
3,936
4,118
4,398
4,687
4,958
5,256
5,567
5,927
6,276
6,635
7,006
5.9
P
7,047
7,311
7,759
8,147
8,557
9,140
9,630
10,148
10,681
11,221
11,728
5.2
M
5,449
5,652
5,994
6,290
6,580
7,017
7,396
7,790
8,201
8,612
9,006
5.2
B
4,618
4,791
5,085
5,339
5,608
5,990
6,311
6,650
6,999
7,353
7,686
5.2
P
8,287
8,473
8,747
8,946
9,248
9,640
10,028
10,433
10,872
11,339
11,826
3.6
M
5,608
5,723
5,905
6,030
6,224
6,470
6,712
6,954
7,217
7,517
7,828
3.4
B
4,262
4,358
4,499
4,601
4,756
4,958
5,157
5,366
5,591
5,832
6,082
3.6
P
5,684
5,951
6,303
6,658
7,033
7,491
7,885
8,312
8,724
9,176
9,613
5.4
M
4,133
4,318
4,535
4,764
5,018
5,343
5,626
5,928
6,220
6,543
6,857
5.2
B
3,615
3,785
4,009
4,234
4,473
4,764
5,015
5,286
5,548
5,836
6,114
5.4
P
1,174
1,215
1,277
1,333
1,405
1,480
1,573
1,675
1,783
1,928
2,067
5.8
M
824
854
905
951
1,008
1,070
1,136
1,210
1,288
1,392
1,493
6.1
B
658
681
716
747
787
830
882
939
999
1,081
1,159
5.8
P
2,872
2,954
3,061
3,183
3,349
3,544
3,701
3,863
4,025
4,193
4,327
4.2
M
1,770
1,821
1,887
1,962
2,064
2,184
2,282
2,381
2,481
2,584
2,668
4.2
B
1,515
1,558
1,615
1,679
1,767
1,869
1,952
2,038
2,123
2,212
2,283
4.2
P
1,909
2,007
2,097
2,223
2,334
2,479
2,624
2,769
2,921
3,086
3,251
5.5
M
1,195
1,256
1,313
1,391
1,461
1,551
1,643
1,733
1,828
1,932
2,035
5.5
B
984
1,035
1,081
1,146
1,203
1,278
1,353
1,427
1,506
1,591
1,676
5.5
P
264
283
308
330
353
379
407
436
467
503
540
7.4
M
166
178
196
210
225
242
261
281
301
324
348
7.7
B
135
145
157
169
180
194
208
223
238
257
276
7.4
P
24
26
28
29
31
33
34
36
37
39
40
5.2
M
13
13
15
15
16
17
18
19
19
20
21
5.1
B
10
11
12
12
13
14
14
15
16
17
17
5.2
P = Carga máxima
M = Carga media
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: CFE.
B = Carga base
Cuando varios sistemas regionales se encuentran sólidamente mallados,
es posible reducir el margen de reserva, debido a que los recursos de
capacidad de generación se comparten en forma eficiente.
6
El programa de expansión del sistema eléctrico, garantiza que se cubra
la demanda máxima de cada día del año, en especial en las horas pico.
5
Existen dos métodos de medición: el probabilístico, que está en función
del costo de falla (probabilidad de pérdida de carga) y el determinístico.
7
75
Secretaría de Energía
Figura 7
Margen de reserva (MR) y margen de reserva operativo (MRO)
Capacidad efectiva
Capacidad efectiva
Margen
de reserva
Mantenimiento
programado
Falla, degradación
y causas ajenas
Margen de
reserva operativo
Demanda
máxima bruta
coincidente
Demanda
máxima bruta
coincidente
Fuente: CFE.
En noviembre de 2004, CFE preparó para la Junta
de Gobierno el documento Diagnóstico sobre márgenes
de reserva, en el cual se determina, con base en la variación
de la disponibilidad del parque generador, que el criterio
respectivo para el cual debe observarse su cumplimiento en la
planificación de la generación es el MRO. Este mismo acuerdo
fue enviado a la Auditoría Superior de la Federación.
El ajuste de éstos se dificulta por la anticipación requerida
para que un proyecto de generación entre en operación. En
el corto plazo no es conveniente diferir proyectos que ya están
en construcción. A partir de 2012 se proyecta que el MRO
disminuya a 6% y se mantenga así durante los años siguientes
(véase gráfica 27).
Como se ha mencionado, la anticipación requerida para
que un proyecto de generación entre en operación en una fecha
establecida se estima entre cuatro a cinco años, considerando
el tiempo desde que se decide la adición hasta su puesta en
servicio. Por tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MR
al valor deseado pues no resulta conveniente diferir proyectos
que ya están en construcción. Sin embargo, disponer de MR
y MRO altos, permite despachar las tecnologías de generación
más eficientes y dejar en reserva las más costosas, lo que
representa beneficios económicos en la operación del sistema.
Además se ha aprovechado esta situación para reducir rezagos
en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro
de centrales antiguas e ineficientes.
El valor mínimo adoptado para la planificación del Sistema
Interconectado Nacional (SIN) es un MRO de 6%, con este
valor se obtiene el MR correspondiente.
Por otro lado, respecto a los sistemas aislados como es
el caso de la península de Baja California, el margen de reserva
se determina de manera separada en función de sus curvas
de carga y demandas máximas. Por consiguiente, para el área
de Baja California se admite como valor mínimo de capacidad
de reserva (después de descontar la capacidad no disponible por
mantenimiento) lo que resulte mayor de una de las siguientes
opciones: a) La capacidad de la unidad mayor o b) 15% de la
demanda máxima. En lo concerniente al área de Baja California
Sur, se asume como valor mínimo de capacidad de reserva
el total de la capacidad de las dos unidades mayores.
El margen de reserva en 2005 se ubicó en 40.0%. Los
valores altos de MR y MRO de 2006 a 2009 se deben
principalmente a una desaceleración del ritmo de crecimiento
de la demanda de electricidad registrada a partir de 2001.
76
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 27
Sistema Interconectado: Margen operativo y margen de reserva
(%)
Margen de reserva
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1995
1990
Margen de operativo
1985
48
45
42
39
36
33
30
27
24
21
18
15
12
9
6
3
0
Fuente: CFE.
Cada año, como parte del proceso de planificación, se revisan
de manera sistemática las fechas de operación programadas
para los proyectos de generación, con base en los cambios
de las expectativas económicas del país, las cuales inciden
directamente en la estimación de la demanda de electricidad.
Durante el periodo 2006-2015, el programa de expansión
de CFE requerirá adiciones de capacidad por 23,545 MW
de los cuales, se tienen 6,549 MW de capacidad comprometida
y 16,995 MW de capacidad no comprometida. Adicionalmente,
el programa de LyFC iniciará la puesta en operación
del proyecto de generación distribuida en la región Centro
del país, el cual adiciona 448 MW de capacidad comprometida.
En suma, por parte del servicio público se adicionarán
23,993 MW durante el periodo (véase cuadro 24).
A partir de 2001 se ha registrado una reducción en el ritmo
de crecimiento de la demanda, por lo que se han efectuado
ajustes a las adiciones de capacidad para cumplir en lo posible
los criterios de reserva.
Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de
autoabastecimiento y cogeneración de 619 MW, considerando
los proyectos del sector privado al igual que del servicio público,
específicamente Pemex con los proyectos de cogeneración
en Nuevo Pemex y Tula, con 284 MW y 213 MW de
autoabastecimiento remoto, respectivamente (véase cuadro 25).
4.3.2 Programa de expansión
El programa de expansión del SEN se integra por la
planeación del servicio público (CFE y LyFC) y la proyección de
adiciones de capacidad de permisionarios de autoabastecimiento
y cogeneración. Éstas adiciones de capacidad de permisionarios
dentro del marco regulatorio vigente, permiten por una parte,
el aprovechamiento del potencial de generación de electricidad
en varios sectores así como en diferentes ramas industriales8
que por las características de sus procesos, ofrecen posibilidades
de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra parte,
le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes
de suministro de energía eléctrica.
Asimismo, hacia 2015 se prevé realizar retiros de capacidad
obsoleta e ineficiente del servicio público de energía eléctrica
por 4,546 MW.
Desde una perspectiva integral, considerando las adiciones
del servicio público, privado y retiros, el sistema eléctrico
nacional contará con una capacidad total de 66,599 MW
en 2015 (véase gráfica 28).
Industrias diversas (incluyendo sociedades de autoabastecimiento y
cogeneración), azúcar, siderurgia, papel y cartón, petroquímica, sector
petrolero, entre otros.
8
77
Secretaría de Energía
Cuadro 24
Programa de adiciones de capacidad en el SEN, 2006-2015
(MW)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
Total
2,804
1,997
252
2,157
2,212
1,919
2,492
2,758
3,952
4,130
24,672
Servicio Público
2,801
1,968
101
2,157
1,928
1,919
2,279
2,758
3,952
4,130
23,993
2,353
1,968
101
2,157
1,928
1,919
2,279
2,758
3,952
4,130
23,545
2,353
1,968
0
800
678
750
101
1,357
1,250
1,169
Comisión Federal
de Electricidad
Capacidad en
construcción
o comprometidas
Capacidad
adicional no
comprometida
Luz y Fuerza
del Centro
6,549
2,279
2,758
3,952
4,130
16,995
448
Autoabastecimiento
y cogeneración
448
3
29
151
284
213
680
Fuente: CFE.
Cuadro 25
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 2006-20151,2
Adiciones
Año
MW
Retiros
Año
MW
2006
Proveedora de Electricidad de
Occidente
3
2007
Mexicana de Hidroelectricidad
(Mexhidro)
29
2008
Eoliatec del Istmo
21
Fuerza Eólica del Istmo
50
Eléctrica del Valle de México
68
Electricidad del Istmo
12
2010
2010
Pemex Nuevo Pemex
284
2012
Pemex Tula
213
Subtotal
Pemex Morelos
-18
Pemex Pajaritos
-12
Pemex Escolín
-14
Pemex La Venta
-17
680
Total proyectos de autoabastecimiento
y cogeneración
619
Capacidad de autoabastecimiento remoto.
No se incluyen proyectos de autoabastecimiento eoloeléctricos de temporada abierta (1,989 MW).
Fuente: CFE.
1
2
78
Subtotal
-61
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 28
Sistema Eléctrico Nacional: programa de expansión 2006-2015
(MW)
23,545
619
448
-4,546
66,599
Capacidad 2015
Retiros
Proyectos de
autoabastecimiento
y cogeneración*
Adiciones Ly FC 20062015
Adiciones CFE 20062015
Capacidad 2005
46,534
* Únicamente considera autoabastecimiento remoto.
Fuente: CFE.
4.3.2.1 Capacidad comprometida o en construcción
A diciembre de 2006, las centrales Altamira V, Valladolid
III y Tuxpan V estarán ya en operación bajo el esquema de PIE,
así como también la central El Encino que fue convertida a ciclo
combinado y la central eoloeléctrica La Venta II. Éstas últimas
se construyeron bajo el esquema de OPF.
La capacidad comprometida o en construcción considerada
en esta prospectiva ascenderá a 6,997 MW, cifra conformada
por 6,549 MW de CFE y 448 MW de LyFC. Esta capacidad
está programada para iniciar operaciones durante el periodo
2006-2011.
La distribución geográfica de la capacidad comprometida
puede observarse en la figura 8. En el caso de la costa
del Golfo de México, las nuevas centrales que operarán son
Altamira V y Tuxpan V, las cuales en conjunto aportarán 1,663
MW de capacidad bruta al SEN. Asimismo, en la Península
de Yucatán se encuentra en operación la central Valladolid III,
con 540 MW. Por otro lado, cerca de la costa del Pacífico
operará la central eoloeléctrica La Venta II, la cual contribuirá
a diversificar el parque de generación en nuestro país
al aportar 83 MW, así como también la central hidroeléctrica
El Cajón adicionará 754 MW de capacidad a partir de 2007.
Adicionalmente, la central Tamazunchale en el Estado de San
Luis Potosí iniciará operaciones en este último año, con una
importante capacidad instalada de 1,168 MW con tecnología
de ciclo combinado.
El programa de expansión con proyectos de generación
en proceso de construcción o comprometidos está integrado
por 4,238 MW con base en ciclo combinado, es decir,
el 60.6% de la expansión al 2011. Asimismo iniciarán
operación otras tecnologías para diversificar la generación
eléctrica como son la central hidroeléctrica El Cajón con
754 MW en 2007 y en 2010 la Carboeléctrica del Pacífico
con 678 MW de capacidad bruta, entre otras (véase
cuadro 26).
Con relación al esquema de licitación, 3,773 MW
de capacidad comprometida estarán considerados bajo
el esquema de Productor Independiente de Energía (PIE),
mientras que 2,777 MW serán bajo el esquema de Obra
Pública Financiada (OPF).
79
Secretaría de Energía
En relación con el proyecto de LyFC, la generación
distribuida se entiende como la generación de electricidad
mediante plantas en pequeña escala instaladas cerca o en el
mismo lugar de consumo final de dicha energía y, por tanto, no
requieren de tanta infraestructura de transformación, transmisión
y distribución como en el caso de la generación centralizada,
en la cual la producción de electricidad por lo general se realiza
en una o varias centrales con gran capacidad instalada y la
energía eléctrica generada se transforma, transmite y distribuye
entre una gran cantidad de usuarios. El proyecto de LyFC
consiste en 14 plantas turbogás que utilizarán gas natural, con
capacidad instalada de 32 MW cada una, para aportar un total
de 448 MW al SEN.
Cuadro 26
Proyectos de generación en proceso de construcción o comprometidos1
Proyecto
Ubicación
Tecnología
Fecha
del concurso
Mes
de entrada
en operación
Modalidad
de licitación
Total anual
Acumulado
Capacidad bruta (MW)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2,801
2,801
1,968
4,769
4,769
800
5,569
678
6,247
750
6,997
0
0
0
0
0
Proyectos terminados
Altamira V
Tamaulipas
CC
2002
Nov
PIE
1,153
Tuxpan V
Veracruz
CC
2002
Sep
PIE
509
Valladolid III
Yucatán
CC
2002
Jun
PIE
540
Conversión El
Encino TG/CC
Chihuahua
CC
2003
Ago
OPF
67
La Venta II
Oaxaca
EOL
2005
Nov
OPF
83
Generación
distribuida
Zona
Metropolitana
TG
2005
Nov
OPF
448
Subtotal
2,801
Proyectos en construcción
Baja California
Sur II
Baja California
Sur
CI
2003
Ene
OPF
Tamazunchale
San Luis
Potosí
CC
2003
Jun
PIE
El Cajón
Nayarit
HID
2002
May, Ago
OPF
Carboeléctrica
del Pacífico
Michoacán
CAR
2005
Feb
OPF
46
1,168
754
678
Subtotal
0
1,968
0
0
678
0
Proyectos en proceso de licitación
San Lorenzo
conversión
TG/CC
Puebla
CC
2005
Abr
OPF
139
Baja California
(Pdte.
Juárez)2
Baja California
CC
2006
Mar
OPF
259
Norte (La
Trinidad )
Durango
CC
2005
Jun
PIE
402
La Yesca
Nayarit
HID
2006
Feb, May
OPF
Subtotal
750
0
HID: Hidroeléctrica
CC : Ciclo combinado
CI : Combustión interna tipo diesel
PIE : Productor independiente de energía.
OPF : Obra pública financiada.
1
Incluye 448 MW del proyecto de generación distribuida de LyFC.
2
Segunda convocatoria.
Fuente: CFE y LyFC.
80
EOL: Eoloeléctrica
0
0
800
CAR: Carboeléctrica
0
750
TG: Turbogás
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Figura 8
Centrales en proceso de construcción o comprometidas
5,447 MW
Conversión El Encino
TG/CC
(67 MW)
Baja California Sur II
(46 MW)
Altamira V
(1,153 MW)
MW*
Carboeléctrica
678
Hidroeléctrica
754
Ciclo
combinado
Turbogás
3,437
448
Combustión
Interna
46
Eoloeléctrica
83
Total
El Cajón
(754 MW)
Tamazunchale
(1,168 MW)
Tuxpan V
(509 MW)
LyFC
(448 MW)
Carboeléctrica
del Pacífico
(678 MW)
Valladolid III
(540 MW)
La Venta II
(83 MW)
5,447
* Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no coincidir exactamente.
Fuente: CFE.
4.3.2.2 Capacidad adicional no comprometida
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.
Los proyectos del Programa de Requerimientos de
Capacidad (PRC) que no han sido adjudicados y por ende,
no han sido comprometidos y aún no han iniciado obras,
se considera inicien operaciones a partir de 2008, dado
el tiempo que se requiere desde la adjudicación de un proyecto
de generación, hasta la puesta en operación del mismo.
Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente
programa de expansión del sector eléctrico, tanto el gobierno
de México como las otras partes interesadas se valdrán de los
recursos financieros previstos por las convenciones y tratados
de los que México sea parte, así como de los programas
internacionales de financiamiento, el mecanismo de desarrollo
limpio u otros instrumentos económicos que se hayan diseñado
o puesto en marcha antes y durante el periodo de duración
del presente programa.
La capacidad adicional no comprometida para el ejercicio
de planeación 2006-2015, considera la instalación de 16,995
MW durante el periodo 2008-2015 (véase cuadro 27). Esta
capacidad es susceptible de instalarse mediante diversos
esquemas de inversión, siendo factible mediante participación
privada bajo licitaciones para producción independiente de
energía y obra pública financiada.
Específicamente, para aquellos proyectos incluidos en el
presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la
reducción de emisiones de gases de efecto invernadero a la
atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la
comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional
de carbono, a fin de que sean económicamente viables, y puedan
avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha.
En lo correspondiente a la ubicación y al tipo
de tecnología, la ley prevé la posibilidad, que en relación con
los requerimientos no comprometidos, los particulares puedan
proponer una ubicación diferente a la programada y el tipo
de tecnología a utilizar en los proyectos de generación, aún
cuando esto involucre transmisión adicional para llegar
81
Secretaría de Energía
En lo que se refiere a las tecnologías consideradas en los
requerimientos de capacidad no comprometida, los ciclos
combinados representan el 45.7% del total a instalarse durante
2008-2015, con 7,766 MW, seguido por la asignación
de capacidad denominada libre, la que por definición corresponde
a la capacidad no comprometida de la cual no se ha especificado
la tecnología que se instalará para cubrir esa asignación.
Esta capacidad asciende a 5,278 MW es decir, 31.1% de la
capacidad total no comprometida para el mismo periodo.
Asimismo, como parte de una política de diversificación de fuentes
de energía, se prevé que esta capacidad se asigne a diferentes
tecnologías que permitan la utilización de varias fuentes, tales
como carbón, uranio, entre otras. De esta forma, se evitaría
la dependencia respecto a un solo combustible. El restante 23.2%
de la capacidad no comprometida, corresponde a diferentes
tecnologías, principalmente carboeléctricas e hidroeléctricas.
De éstas últimas, se prevé instalar 1,400 MW de tecnología
carboeléctrica en la costa del Pacífico hacia 2015, asimismo,
a partir de 2008 el programa contempla la instalación de 507 MW
de capacidad eólica en el Estado de Oaxaca (véase figura 9).
Cuadro 27
Requerimientos de capacidad adicional no comprometida
(proyectos con esquema financiero por definirse)
Proyecto
Ubicación
Tecnología
Mes de
entrada
en operación
Total anual
Acumulado
Capacidad bruta (MW)
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
101
101
1,357
1,458
1,250
2,708
1,169
3,877
2,279
6,156
2,758
8,913
3,952
12,865
4,130
16,995
304
458
La Venta III
Oaxaca
EO
Sep
Oaxaca I, II, III y IV
Oaxaca
EO
Nov, Sep
101
101
Agua Prieta II1
Sonora
CC
Mar
642
Baja California II (SLRC)
Sonora
TG
Abr
223
Valle de México repotenciación U2
Edo. Méx.
CC
May
380
Guerrero Negro III
Baja California Sur
CI
Abr
11
Cerro Prieto V
Baja California
GEO
Abr
107
Humeros
Puebla
GEO
Abr
51
Presidente Juárez conversión TG/CC
Baja California
CC
Abr
93
Norte II (Chihuahua)
Chihuahua
CC
Abr
652
Manzanillo I repotenciación U1 y U2
Colima
CC
Abr, Abr
458
Baja California III (Ensenada)
Baja California
LIBRE
Abr
288
Baja California Sur III, IV, V y VI
Baja California Sur
LIBRE
Abr, Abr, Abr
Valle de México repotenciación U3
Edo. Méx.
CC
Abr
Sta. Rosalía
Baja California Sur
CI
Abr
Tula repotenciación U1 y U2
Hidalgo
CC
Abr, Abr
554
Valle de México repotenciación U1
Edo. Méx.
CC
Abr
380
Manzanillo II repotenciación U1 y U2
Colima
CC
Abr, Abr
408
Baja California IV (Tijuana)
Baja California
LIBRE
Abr
288
Río Moctezuma
Hidalgo, Queréraro
HID
Abr
Guadalajara I
Jalisco
CC
Abr
Noreste (Monterrey)
Nuevo León
LIBRE
Abr
Peninsular I
Yucatán
CC
Abr
Topolobampo I
Sinaloa
CAR
Abr
Norte III (Juárez)
Chihuahua
LIBRE
Abr
Tamazunchale II
San Luis Potosí
CC
Abr
750
Reynosa
Tamaulipas
LIBRE
Abr
764
Topolobampo II
Sinaloa
CAR
Abr
Villita ampliación
Michoacán
HID
Abr
400
Infiernillo repotenciación
Guerrero
HID
Abr
200
Peninsular II
Yucatán
CC
Abr
180
La Parota U1, U2 y U3
Guerrero
HID
Abr, Jul, Oct
900
Baja California V (SLRC)
Sonora
LIBRE
Abr
279
Veracruz I y II
Veracruz
LIBRE
Abr
1,400
Norte IV (Torreón)
Coahuila
LIBRE
Abr
671
43
43
86
380
14
554
408
139
645
645
734
180
700
683
700
Incluye 25 MW de campo solar.
HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica
TG: Turbogás.
LIBRE: Tecnología aún no definida.
Fuente: CFE y LyFC.
1
82
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Figura 9
Requerimientos de capacidad adicional no comprometida
Baja California V
(279 MW)
Pte.Juárez Conv. TG/CC
(93 MW)
Baja California II
(223 MW)
Baja California IV
(288 MW)
Baja California III
(288 MW)
16,995 MW
Cerro Prieto V
(107 MW)
Agua Prieta II
(642 MW)
Guerrero Negro III
(11 MW)
Topolobampo I y II
(2x700 MW)
Santa Rosalía
(14 MW)
Norte III
(683 MW)
Norte II
(652 MW)
Noreste (Monterrey)
(734 MW)
Norte IV
(671 MW)
Reynosa
(764 MW)
Baja California Sur
III, IV, V y VI
(4x43 MW)
Tamazunchale II, III
(750 MW)
Río Moctezuma
(139 MW)
Guadalajara I, II
(2x645 MW)
Manzanillo I Rep. U1, U2
Tula Rep. U1, U2
Humeros
(2x458 MW)
(2x554 MW)
(51 MW)
Manzanillo II Rep. U1, U2
(2x408 MW)
MW*
Carboeléctrica
Eoloeléctrica
1,400
1,639
Ciclo
combinado
7,766
Combustión
interna
Libre
(900 MW)
Peninsular I y II
(2x180 MW)
La Venta III
(101 MW)
Oaxaca I, II, III y IV
(4x101 MW)
25
5,278
Turbogás
223
Geotermoeléctrica
158
Total
Ampliación Villita
V. de México Rep U1, U2, U3
(400 MW)
(3x380 MW)
Infiernillo
Repotenciación
(200 MW)
La Parota
507
Hidroeléctrica
Veracruz I, II
(1,400 MW)
16,995
* Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no coincidir exactamente.
Fuente: CFE.
4.3.2.3 Programa de retiros de capacidad
10 años de 4,546 MW de capacidad del servicio público (véase
cuadro 28).
El programa de retiros de capacidad se basa en los costos
de operación y en la vida útil de las unidades generadoras.
Estos criterios permiten evaluar la conveniencia de mantener
en operación algunas centrales. Asimismo, es importante
considerar el nivel de emisiones y la eficiencia de las centrales
con mayor antigüedad de operación. En este sentido, en la
presente planeación se consideró el retiro para los próximos
Es importante señalar que este programa no es definitivo,
pues con la finalidad de operar con mayores márgenes de
eficiencia y competitividad, la CFE evalúa, en función de los
criterios que se acaban de mencionar así como de la problemática
específica en cada caso, qué unidades y de que centrales deben
salir de operación, rehabilitarse o modernizarse.
83
Secretaría de Energía
Los retiros de mayor magnitud programados serán realizados
en los años 2010-2011 y en 2013-2014 en donde se retirarán
3,386 MW en total.
Gráfica 29
Programa de retiros de capacidad, 2006-2015
(MW)
991.0
943.7
752.0
700.0
323.5
317.0
224.0
168.6
126.5
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Fuente: CFE.
Por lo tanto, incluyendo los retiros anuales, se estima que
a finales de 2015 se alcance una capacidad total de energía
eléctrica para el servicio público de 65,981 MW.
Cuadro 28
Evolución esperada de la capacidad instalada del servicio público, 2006-2015
(MW)
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Capacidad a diciembre
de cada año
49,209
50,854
50,731
52,571
53,508
54,675
56,785
58,599
61,851
65,981
Capacidad a diciembre
de 2005
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
46,534
Adiciones acumuladas
2,354
4,322
4,423
6,580
8,508
10,427
12,706
15,464
19,416
23,545
Adiciones acumuladas
LyFC
448
448
448
448
448
448
448
448
448
448
Retiros acumulados
127
450
674
991
1,982
2,734
2,903
3,846
4,546
4,546
Nota: No incluye autoabastecimiento local ni remoto.
Fuente: CFE.
84
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 29
Programa de retiros (capacidad bruta)
2006-2015
2006
Central
Unidad
Tipo
MW
Mes
Área
3
TC
40.0
Nov.
Noroeste
Nonoalco
1y2
1y2
TC
49.0
Nov.
Peninsular
Nonoalco
1
TC
37.5
Nov.
Peninsular
Topolobampo II (Juan
de Dios Bátiz)
Nachi-Cocom II
2007
Lerma (Campeche)
Suma retiros
126.5
Central
Unidad
MW
Mes
Área
TG
64.0
Feb.
Central
3y4
TG
84.0
Feb.
Central
Lechería
1, 2 y 3
TG
96.0
Feb.
Central
Lechería
4
TG
42.0
Feb.
Central
Lerma (Campeche)
2
TC
37.5
Nov.
Peninsular
MW
Mes
Área
Suma retiros
323.5
2008
Central
Tipo
2009
Unidad
Tipo
MW
Mes
Área
Central
Jorge Luque
1y2
TC
64
Feb.
Central
Guaymas II (Carlos
Rodríguez Rivero)
2
TC
84.0
Nov.
Noroeste
Jorge Luque
3y4
TC
160.0
Feb.
Central
Guaymas II (Carlos
Rodríguez Rivero)
4
TC
158.0
Nov.
Noroeste
1y2
TC
75.0
Nov.
Peninsular
MW
Mes
Área
Felipe Carrillo
Puerto
Suma retiros
224.0
Unidad
Suma retiros
317.0
2010
Central
Unidad
2011
Tipo
MW
Mes
Área
Cerro Prieto I
1y2
GEO
75.0
Feb.
Baja
California
Salamanca
1y2
TC
316.0
Mar.
Occidental
Altamira
1y2
TC
300.0
Mar.
Noreste
Francisco Villa
4y5
TC
300.0
Nov.
Norte
Suma retiros
991.0
Central
Emilio Portes Gil
(Río Bravo)
Unidad
TC
300.0
Mar.
Noreste
Dos Bocas
1a4
CC
252.0
Mar.
Oriental
Dos Bocas
5y6
CC
200.0
Mar.
Oriental
Suma retiros
752.0
2013
Unidad
Tipo
MW
Mes
Área
Santa Rosalía
2
CI
2.0
Mar.
Aislados
Altamira
Santa Rosalía
3
CI
0.8
Mar.
Aislados
Santa Rosalía
4
CI
0.6
Mar.
Aislados
Santa Rosalía
5
CI
1.2
Mar.
Aislados
Santa Rosalía
6
CI
1.2
Mar.
Aislados
Santa Rosalía
7
CI
2.8
Mar.
Aislados
Santa Rosalía
8y9
CI
2.0
Mar.
Aislados
2
TC
158.0
Oct.
Noroeste
Mazatlán II (José Aceves
Pozos)
Suma retiros
168.6
Central
Unidad
MW
Mes
Área
3
TC
250 .0
Mar.
Noreste
Samalayuca
1y2
TC
316.0
Nov.
Norte
Huinalá
1a4
CC
249.4
Nov.
Noreste
Huinalá
5
CC
128.3
Nov.
Noreste
Central
Mes
Área
943.7
2015
Unidad
Tipo
MW
Mes
Área
1y2
TC
700.0
Oct.
Occidental
Suma retiros
Tipo
Suma retiros
2014
Villa de Reyes
Tipo
3
2012
Central
Tipo
700.0
Central
Unidad
Tipo
Suma retiros
Total
0.0
4.546.3
TC: Termoeléctrica convencional.
CC: Ciclo combinado.
TG: Turbogás.
CI: Combustión interna.
GEO: Geotérmica.
Fuente: CFE.
85
MW
Secretaría de Energía
4.3.2.4 Evolución de la capacidad instalada
por región estadística
la capacidad de generación hidroeléctrica, la cual aumentará
en 2,243 MW, impulsado por las centrales El Cajón, la Yesca
y el proyecto de ampliación Villita, entre otras.
Durante el periodo 2006-2015, se espera que la capacidad
de generación eléctrica en el servicio público presente
un incremento neto de 16,773 MW, al pasar de 49,207 MW
a 65,980 MW. La región con el mayor incremento será
el Centro-Occidente, donde la capacidad total registrará
adiciones netas por 6,845 MW, debido al fuerte incremento
en la instalación de centrales de ciclo combinado y centrales
hidroeléctricas en esa región. En contraste, en la región Centro
se instalarán las menores adiciones durante el periodo, es decir,
1,789 MW (véase cuadro 30).
Por otra parte, hacia 2015 se observará una disminución
de la capacidad en centrales termoeléctricas basadas
en combustóleo.
Centro
En la región Centro las adiciones de capacidad planeadas
se realizarán mediante el proyecto de generación distribuida
de LyFC, así como la repotenciación de las unidades 1, 2 y 3
de la central Valle de México con una capacidad de 380 MW
cada una. Asimismo, se espera un ligero incremento en la
capacidad geotérmica mediante el proyecto Humeros en
Puebla. Dicho incremento será de 51 MW y está programado
para 2010.
Noroeste
Se estima que en esta región la capacidad instalada
se incremente en 3,336 MW durante el periodo 2006-2015,
donde la tecnología que registrará el mayor incremento será
la carboeléctrica con la instalación de las centrales Topolobampo
I y II en 2014 y 2015, respectivamente. Asimismo, en este
último año la tecnología de ciclo combinado participará con
el 28.7% de la capacidad total de la región.
Sur-Sureste
En la región Sur-Sureste, la cual concentra la mayor
diversidad de tecnologías de generación eléctrica en el país,
se esperan adiciones de capacidad por 2,741 MW durante
el periodo 2006-2015. Adicionalmente a los PIE’s y la central
eólica La Venta II que iniciarán operaciones en 2006, en
esta región se tiene programada la instalación de 1,400 MW
de capacidad libre que podría ejecutarse mediante proyectos
basados en diversas fuentes de energía tales como carbón,
gas natural, uranio, gas de síntesis, entre otras.
Noreste
En 2005, la región Noreste concentró la mayor capacidad
regional de tecnología de ciclo combinado instalada con
6,447 MW, lo que representa el 13.9% del total nacional
instalado por el servicio público. Asimismo, se pronostica
un incremento neto de 676 MW durante el periodo 2006-2015,
para ubicarse en 8,475 MW al final del mismo. La importante
presencia de productores independientes en la región, hace
de ésta, un área geográfica estratégica en lo que se refiere
a la generación de energía eléctrica y consumo de gas natural.
Por otra parte, las centrales carboeléctricas Carbón II
y Río Escondido, en Coahuila, tienen una capacidad conjunta
de 2,600 MW y no se tiene programado un aumento
de capacidad en estas centrales. En cuanto a la capacidad
libre, ésta ascenderá a 2,852 MW al final del periodo, y podrá
ejecutarse mediante diversas tecnologías.
Centro-Occidente
Al igual que en la Prospectiva del sector eléctrico 20052014, en esta región el programa de expansión considera
adicionar la mayor capacidad, la cual asciende a 6,845 MW
para el lapso 2006-2015. Las plantas de ciclo combinado
concentrarán el 91.2% de este incremento, es decir, 6,240
MW. Asimismo, otro incremento importante se realizará en
86
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 30
Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2005-2015
(MW)
Tipo
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
46,534
49,207
50,851
50,728
52,568
53,505
54,672
56,783
58,597
61,850
65,980
6,673
6,633
6,679
6,679
7,572
7,740
8,071
7,917
8,205
8,991
9,970
941
941
941
941
941
941
941
941
941
941
941
1,718
1,718
1,718
1,718
2,619
2,862
2,862
2,862
2,862
2,862
2,862
Turbogás
584
584
584
584
807
657
657
657
657
657
657
Combustión interna
174
174
220
220
231
231
231
235
235
235
235
Eólica
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Libre
0
0
0
0
0
43
374
374
662
748
1,027
2,525
2,485
2,485
2,485
2,243
2,243
2,243
2,085
2,085
2,085
2,085
0
0
0
0
0
0
0
0
700
1,400
730
730
730
730
730
762
762
762
762
762
762
12,086
13,306
13,306
13,306
13,708
13,760
13,460
14,194
13,933
14,697
15,368
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
126
6,447
7,798
7,798
7,798
8,200
8,852
8,852
8,852
8,475
8,475
8,475
802
671
671
671
671
671
671
671
671
671
671
0
0
0
0
0
0
0
734
1,417
2,181
2,852
Carboeléctrica
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
2,600
Combustóleo
2,111
2,111
2,111
2,111
2,111
1,511
1,211
1,211
645
645
645
6,724
6,724
8,646
8,646
8,646
9,008
10,216
10,813
11,866
13,569
13,569
Hidráulica
1,878
1,878
2,632
2,632
2,632
2,632
3,382
3,521
3,521
4,121
4,121
Ciclo combinado
1,166
1,166
2,334
2,334
2,334
2,334
3,092
3,850
5,253
7,406
7,406
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
Combustión interna
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Carboeléctrica
0
0
0
0
0
678
678
678
678
678
678
3,466
3,466
3,466
3,466
3,466
3,150
2,850
2,550
2,200
1,150
1,150
190
190
190
190
190
190
190
190
190
190
190
4,607
5,055
4,769
4,545
4,925
4,976
5,356
6,290
6,844
6,844
6,844
Total1
Noroeste Subtotal
Hidráulica
Ciclo combinado
Combustóleo
Carboeléctrica
Geotérmica
Noreste Subtotal
Hidráulica
Ciclo combinado
Turbogás
Libre
Centro-Occidente
Subtotal
Turbogás
Combustóleo
Geotérmica
Centro Subtotal
Hidráulica
Ciclo combinado
Turbogás2
Libre
Combustóleo
Geotérmica
714
714
714
714
714
714
714
714
714
714
714
1,038
1,038
1,038
1,038
1,568
1,568
2,098
3,482
4,336
4,336
4,336
640
1,088
802
802
802
802
802
802
802
802
802
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,174
2,174
2,174
1,950
1,800
1,800
1,650
1,200
900
900
900
40
40
40
40
40
91
91
91
91
91
91
16,440
17,486
17,448
17,549
17,714
18,018
17,566
17,566
17,746
17,746
20,226
Hidráulica
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
6,877
7,777
Ciclo combinado
2,886
3,935
3,935
3,935
4,340
4,340
3,888
3,888
4,068
4,068
4,248
548
548
548
548
282
282
282
282
282
282
282
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
2
85
85
186
287
591
591
591
591
591
591
Sur-Sureste Subtotal
Turbogás
Combustión interna
Dual
Eólica
Libre
Combustóleo
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,400
2,659
2,573
2,535
2,535
2,460
2,460
2,460
2,460
2,460
2,460
2,460
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
1,365
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
3
Carboeléctrica
Nucleoeléctrica
Plantas móviles
Incluye CFE y PIE.
2
Incluye 448 MW del proyecto de generación distribuida de LyFC.
Debido al redondeo de cifras, los totales podrían no corresponder exactamente.
Fuente: CFE.
1
87
Secretaría de Energía
4.3.2.5 Tecnologías para la expansión del sistema
de generación
También se estudian las centrales nucleoeléctricas cuyo
desarrollo tecnológico ha permitido abatir costos de inversión.
Bajo un escenario donde existe alta volatilidad en el precio
del gas natural, se considera no incrementar más la capacidad
requerida de centrales de gas natural e incrementar otro tipo de
centrales como la carboeléctrica.
Como resultado de los costos de inversión de las tecnologías
de generación así como del escenario de precios de combustibles
principalmente, la revisión anual de la expansión del sistema
de generación efectuada por CFE, muestra que la expansión a
costo mínimo se logra mediante una participación mayoritaria
de proyectos basados en tecnología de ciclo combinado. Sin
embargo, ante la posibilidad de que en el futuro se incremente el
precio del gas o haya limitaciones en el suministro, se estudian
permanentemente otras posibilidades.
Por otra parte, en lo que se refiere a la participación de cada
tipo de tecnología en el programa de expansión con respecto a
la capacidad comprometida y no comprometida, se observa que
los ciclos combinados son mayoritarios en ambas categorías
(véase cuadro 31). La combinación de opciones de generación
eléctrica se optimiza cuando los proyectos considerados en
la expansión son aquellos que arrojan el costo mínimo para
satisfacer la demanda prevista, con el nivel de confiabilidad
requerido y acorde a los lineamientos de política energética y
desarrollo sustentable.
Otras alternativas de solución que están en evaluación
constante con respecto al suministro de gas son el carbón,
el gas natural licuado y gas de síntesis (a partir de residuos
de refinación), los cuales podrían utilizarse como energético
primario en centrales carboeléctricas y de ciclo combinado.
Cuadro 31
Capacidad adicional por tecnología, 2006-2015*
(MW)
Comprometida
(MW)
No
comprometida
(MW)
Total
(MW)
Participación
porcentual
Total***
6,997
16,995
23,993
100.0
Ciclo combinado
4,238
7,766
12,004
50.0
Turbina de vapor
0
0
0
0.0
1,504
1,639
3,143
13.1
0
0
0
0.0
Tecnología
Hidroeléctrica
Combustóleo
Carbón
678
1,400
2,078
8.7
Geotermia
0
158
158
0.7
Nuclear
0
0
0
0.0
Turbogás
448
223
671
2.8
Combustión interna
46
25
71
0.3
Eólica
83
507
590
2.5
0
5,278
5,278
22.0
Libre**
Incluye 448 MW de turbogás de LyFC.
* No incluye autoabastecimiento remoto.
** De acuerdo con el Artículo 125 del Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, las
convocatorias permitirán a los participantes confirmar o proponer la tecnología y el combustible por
utilizar en la central generadora.
*** Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder
exactamente.
Fuente: CFE.
88
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
4.3.3 Generación bruta del servicio público,
2006-2015
La tecnología que participará mayoritariamente en la
generación eléctrica hacia 2015 serán los ciclos combinados,
con 51.4% del total generado, mientras que la generación
termoeléctrica basada en combustóleo reducirá su participación
de 29.7% en 2005 a 9.6% en 2015 (véase gráfica 30), debido
a la configuración del programa de expansión así como a los
retiros de capacidad. Asimismo, la capacidad libre participará
con 9.0% del total en ese último año.
En 2005, la generación de energía eléctrica del servicio
público ascendió a 218,971 GWh, lo cual representa un
incremento de 5.0% respecto a 2004. Se estima que la
electricidad generada crezca con un ritmo de 4.6% en promedio
anual durante 2005-2015, para ubicarse en 343,355 GWh
hacia el final del periodo. Se estima que los productores
independientes registrarán un crecimiento anual de 7.8%
durante el mismo periodo.
Gráfica 30
Proyección de la generación bruta del servicio público por tipo de tecnología, 2005-2015
(GWh)
Año 2005
218,971 GWh
Dual
6.5%
Año 2015
343,355 GWh
Ciclo combinado
(CFE)
11.9%
Dual
4.6%
Hidroeléctrica
12.6%
Hidroeléctrica
9.2%
Ciclo combinado
(PIE)
21.6%
Termoeléctrica
convencional
29.7%
Geotermoeléctrica
y eoloeléctrica
3.3%
Turbogás
0.6%
Carboeléctrica
8.4%
Nuclear
4.9%
Combustión interna
0.4%
Libre
9.0%
Ciclo combinado
(CFE)
22.3%
Termoeléctrica
convencional
9.6%
Geotermoeléctrica
y eoloeléctrica
2.8%
Nuclear
3.3%
Combustión interna
0.5%
Carboeléctrica
9.4%
Ciclo combinado
(PIE)
29.1%
Turbogás
0.1%
Fuente: CFE.
4.3.4 Consumo de combustibles para generación
de electricidad
el restante 72% se asignaría a tecnologías que requieran diversas
fuentes de energía, tales como carbón, gas de síntesis9, uranio,
y en algunos casos, importación de energía eléctrica.
Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para
generación de electricidad en el servicio público, se toma en
consideración la eficiencia térmica (o su inverso, el régimen
térmico) de las plantas, precios de los combustibles, mínimos
operativos, así como la normatividad ambiental aplicable, entre
otros factores. Asimismo, la canasta de tecnologías consideradas
en el PRC es el criterio que define el tipo de combustible
requerido. En este sentido, es importante mencionar que
en ejercicios anteriores la capacidad libre se había simulado
en su totalidad para utilizar gas natural. Sin embargo como
ya se dijo, de acuerdo con una estrategia de diversificación
de fuentes de energía, para el programa de expansión 20062015 se contempla asignar únicamente el 28% de dicha
capacidad a tecnologías que utilizan gas natural, mientras que
La proyección del consumo de combustibles indica que
en 2015, de un total de 5,825 Terajoules/día, la participación
del gas natural dentro del mismo será de 64.7%, seguido por
el carbón y el combustóleo con 19.4% y 15.7%, respectivamente.
El diesel participará marginalmente en el consumo, con 0.2%
(véase gráfica 31).
Específicamente, el combustible de mayor crecimiento
en su utilización será el gas natural, con 7.3% en promedio
anual, mientras que el diesel mostrará la mayor disminución
Proveniente de la gasificación de residuales sólidos y líquidos de la
refinación.
9
89
Secretaría de Energía
anual con –10.6%, seguido por el combustóleo con –6.1%.
Se prevé que el carbón se incremente con un ritmo de 2.7%
anual, sin embargo, esta variación promedio podría aumentar
si se considera que parte de la capacidad libre podría ser
asignada a proyectos que hagan uso de este combustible (véase
cuadro 32).
Gráfica 31
Proyección del consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, 2005-2015
Año 2005
4,377 Terajoules/día
Año 2015
5,825 Terajoules/día
Diesel
0.9%
Carbón
19.4%
Carbón
20.5%
Diesel
0.2%
Combustóleo
15.7%
Combustóleo
39.1%
Gas natural
CFE y LyFC
26.9%
Gas natural
para tipo libre
3.7%
Gas natural PIE
21.1%
Gas natural PIE
34.1%
Gas natural
CFE y LyFC
18.5%
Fuente: CFE.
Cuadro 32
Pronóstico del consumo de combustibles fósiles para la generación de energía eléctrica, 2005-2015
Combustóleo
Gas
Unidades
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
tmca %
2005-2015
Mm3/día
41.1
33.1
42.8
41.2
39.1
34.7
33.7
31.4
29.5
25.9
21.9
-6.1
MMm3/día
49.1
56.4
54.2
57.7
67.1
69.0
75.4
84.2
91.0
97.4
99.0
7.3
0.9
0.9
0.2
0.3
0.3
0.2
0.2
0.3
0.4
0.3
0.3
-10.6
14.9
14.7
15.3
15.3
15.2
16.3
17.1
17.0
16.7
17.6
19.5
2.7
Diesel
Mm3/día
Carbón
MM tonc/
año
Nota: Considera el proyecto de generación distribuida de LyFC.
tmca: tasa media de crecimiento anual.
Fuente: CFE.
4.4 Autoabastecimiento y cogeneración
Esquemáticamente (véase figura 10), el análisis y planeación
del SEN incluye las centrales de autoabastecimiento y
cogeneración para valorar su impacto en la expansión del sistema
de generación, dado que la localización geográfica de las nuevas
plantas de autoabastecimiento y cogeneración, así como la de
sus cargas locales y remotas, tiene una incidencia importante
sobre el margen de reserva regional y la expansión de la red
de transmisión.
Los permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración
han incrementado su dinamismo en los últimos años,
de forma que representan una capacidad importante en el
sistema eléctrico nacional. Estos proyectos atienden parte
del consumo nacional de energía eléctrica e impactan en el
sistema del servicio público al requerir servicios de transmisión
y respaldo. Esto ocasiona que sea necesario instalar reserva
adicional de generación y realizar ajustes en el programa
de expansión de la red de transmisión.
90
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Figura 10
Sistema Eléctrico Nacional
Capacidad
de plantas
para el servicio público
(CSP)
RED DE
TRANSMISIÓN
Capacidad de plantas
de autoabastecimiento
y cogeneración
(CAC)
Demanda de
usuarios del
servicio público
(DSP)
Demanda
autoabastecida en
forma remota
(porteo)
(DAR)
Demanda
autoabastecida
en forma local
(DAL)
Fuente: CFE.
Por el lado de la oferta se consideró la capacidad de
las plantas destinadas al servicio público (CSP) y la de
autoabastecimiento y cogeneración (CAC). Por otro lado, en la
demanda, se incluyeron los requisitos de los usuarios del servicio
público (DSP), así como la demanda de los autoabastecedores
y cogeneradores con los componentes siguientes:
autoabastecimiento en pequeña escala. Como una estrategia de
mitigación de costos, muchas empresas del sector servicios
han optado por desconectarse de la red del servicio público en
horario punta y generar su propia electricidad mediante plantas
de pequeña capacidad y en su mayoría, utilizando diesel. Este
tipo de autoabastecimiento es primordialmente local.
• Demanda remota (DAR): corresponde a las cargas
Es importante señalar que a diferencia de la Prospectiva del
sector eléctrico 2005-2014, en este ejercicio de planeación no
se considera el proyecto de cogeneración de Pemex Minatitlán,
debido a que las evaluaciones de Pemex al cierre de este
programa señalan que en principio los proyectos con mayor
factibilidad para realizarse son Nuevo Pemex y Pemex Tula.
Asimismo, en lo referente a este último, en esta prospectiva se
considera que este proyecto utilizará coque de petróleo como
combustible primario, a diferencia de la prospectiva anterior
donde se consideró la opción del residuo de vacío.
ubicadas en sitios alejados de la central generadora, las
cuales son alimentadas mediante la red de transmisión
del servicio público.
• Demanda local (DAL): corresponde a la carga que
se encuentra ubicada cercanas al sitio de la central
generadora y no hace uso de la red de transmisión del
servicio público.
En 2005 la mayor capacidad instalada por parte de
permisionarios se concentró en grandes sociedades de
autoabastecimiento y cogeneración, tales como: Iberdrola
Energía Monterrey, Tractebel, Termoeléctrica Peñoles,
Termoeléctrica del Golfo, Energía Azteca VIII y Enertek, los
cuales en conjunto representan el 76% de la capacidad de
autoabastecimiento remoto. Adicionalmente, es importante
indicar que Pemex tiene una importante capacidad autorizada
para autoabastecimiento y cogeneración, la cual asciende a
2,088 MW (véase cuadro 34).
Por otra parte, desde 2004 con la puesta en operación
de las dos Termoeléctricas (Peñoles y del Golfo), no se han
puesto en marcha proyectos de autoabastecimiento de gran
capacidad. Sin embargo, durante 2005 se ha observado un
importante incremento en el número de permisos otorgados para
91
Secretaría de Energía
Cuadro 33
Capacidad adicional de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015
(MW)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
1,401
1,404
1,433
1,433
1,433
1,628
1,640
1,846
1,869
1,869
1,869
Arancia
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
Enertek
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75
75
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
439
439
439
439
439
439
439
439
439
439
439
Energía Azteca VIII
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
15
Energía y Agua Pura de
Cozumel
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Termoeléctrica del Golfo
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
Termoeléctrica Peñoles
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
230
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
12
Total
Micase
Iberdrola Energía Monterrey
Hidroelectricidad del
Pacífico
Impulsora Mexicana de
Energía
Bioenergía de Nuevo León
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
5
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
208
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
6
13
16
16
16
16
16
16
16
16
16
16
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Pemex Cosoleacaque
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Pemex Lázaro Cárdenas
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
18
Pemex Independencia
42
42
42
42
42
42
42
42
42
42
42
Pemex Petroquímica
Morelos
18
18
18
18
18
0
0
0
0
0
0
Pemex Pajaritos
12
12
12
12
12
0
0
0
0
0
0
Pemex Escolín
14
14
14
14
14
0
0
0
0
0
0
Pemex La Venta
17
17
17
17
17
0
0
0
0
0
0
29
29
29
29
29
29
29
29
29
256
268
286
284
284
284
188
213
213
213
Tractebel (Enron )
Agrogen
Proveedora de Electricidad
de Occidente
Italaise
Mexicana de
Hidroelectricidad Mexhidro
Pemex Nuevo Pemex
Pemex Tula
* Considera sólo autoabastecimiento remoto.
Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.
Fuente: CFE.
92
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 34
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015
(MW)
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
5,835
5,835
5,865
5,865
5,865
6,153
6,153
6,377
6,377
6,377
6,377
Proyectos existentes (sin Pemex)
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
1,938
Pemex1
2,088
2,088
2,088
2,088
2,088
2,062
2,062
1,956
1,956
1,956
1,956
Arancia
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
29
Enertek
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
120
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
11
Iberdrola Energía Monterrey
619
619
619
619
619
619
619
619
619
619
619
Energía Azteca VIII
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
131
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
32
Termoeléctrica del Golfo
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
250
Termoeléctrica Peñoles
260
260
260
260
260
260
260
260
260
260
260
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
24
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
7
284
284
284
284
284
284
284
284
284
284
284
Agrogen
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
10
Proveedora de Electricidad de
Occidente
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
19
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
4
30
30
30
30
30
30
30
30
30
314
314
314
314
314
314
330
330
330
330
Micase
Energía y Agua Pura de Cozumel
Hidroelectricidad del Pacífico
Impulsora Mexicana de Energía
Bioenergía de Nuevo León
Tractebel (Enron )
Italaise
Mexicana de Hidroelectricidad
Mexhidro
Pemex Nuevo Pemex
Pemex Tula
* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento local, remoto, usos propios y excedentes.
1
Se consideran retiros de Pemex Cosoleacaque, Independencia, Morelos y Escolín.
Fuente: CFE.
93
Secretaría de Energía
Cuadro 35
Evolución de la energía generada de autoabastecimiento y cogeneración*, 2005-2015
(GWh)
Total
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
12,372
8,192
8,242
8,963
9,182
9,284
10,685
10,679
12,241
12,372
12,372
Arancia
28
28
28
28
28
28
28
28
28
28
28
Enertek
495
495
495
495
495
495
495
495
495
495
495
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
33
2,461
2,461
2,756
2,756
2,756
2,756
2,756
2,756
2,756
2,756
2,756
106
107
107
107
107
107
107
107
107
107
107
34
34
34
34
34
34
34
34
34
34
34
Termoeléctrica del Golfo
1,496
1,498
1,498
1,657
1,657
1,657
1,657
1,657
1,657
1,657
1,657
Termoeléctrica Peñoles
1,485
1,488
1,692
1,692
1,692
1,692
1,692
1,692
1,692
1,692
1,692
28
28
28
28
28
28
28
28
28
28
28
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
21
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
1,527
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
12
56
56
56
56
56
56
56
56
56
56
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
1
Pemex Cosoleacaque
60
60
86
86
86
86
86
86
86
86
86
Pemex Lázaro Cárdenas
10
10
97
97
97
97
97
97
97
97
97
130
130
141
141
174
174
174
174
174
174
174
Pemex Petroquímica
Morelos
73
73
110
110
120
0
0
0
0
0
0
Pemex Pajaritos
61
61
61
61
75
0
0
0
0
0
0
Pemex Escolín
69
69
69
69
94
0
0
0
0
0
0
Pemex La Venta
44
44
44
44
64
0
0
0
0
0
0
61
121
121
121
121
121
121
121
121
1,754
1,748
2,009
1,964
1,964
1,964
1,301
1,477
1,477
1,477
Micase
Iberdrola Energía
Monterrey
Energía Azteca VIII
Energía y Agua Pura de
Cozumel
Hidroelectricidad del
Pacífico
Impulsora Mexicana de
Energía
Bioenergía de Nuevo
León
Tractebel (Enron )
Agrogen
Proveedora de
Electricidad de
Occidente
Italaise
Pemex Independencia
Mexicana de
Hidroelectricidad
Mexhidro
Pemex Nuevo Pemex
Pemex Tula
* No incluye PIE. Considera autoabastecimiento remoto.
Fuente: CFE.
94
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
En lo que se refiere al autoabastecimiento remoto,
los proyectos de mayor capacidad son los de Nuevo Pemex
y Tula que iniciarán operaciones en 2010 y 2012 con 284 MW
y 213 MW, respectivamente10. Asimismo, existen proyectos
de autoabastecimiento a partir de energía eólica con alta
probabilidad de realizarse, es el caso de Eléctrica del Valle
de México con 67.5 MW y Fuerza Eólica del Istmo con 50
MW. Adicionalmente, se espera que en 2007 inicie operaciones
el proyecto hidroeléctrico de Mexicana de Hidroelectricidad
(Mexhidro), que se ubicará en el Estado de Guerrero, con una
capacidad de 30 MW.
Cabe señalar que a principios del periodo de estimación
el comportamiento de la capacidad es estable, sin embargo
a partir de 2010 con la entrada en operación del proyecto de
Nuevo Pemex la capacidad se incrementa. Asimismo, en 2012
se espera otro repunte con el inicio de operaciones del proyecto
de Pemex Tula.
A continuación se muestra la ubicación geográfica de las
nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, mismas
que representan un efecto importante en el margen de reserva
del sistema y en la expansión de la red de transmisión.
Figura 11
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 2006-2015
(capacidad de autoabastecimiento remoto)
Total 619 MW¹
Pemex Escolín
(2010: -14 MW)
Proveedora de Electricidad
de Occidente
(2006: 3 MW)
Pemex Tula
(2012: 213 MW)
Mexicana de
Hidroelectricidad
(2007: 29 MW)
Pemex Pajaritos
(2010: -12 MW)
Pemex Morelos
(2010: -18 MW)
Pemex
La Venta
(2010: -17 MW)
Considera adiciones y retiros de capacidad.
Fuente: CFE.
1
10
Véase cuadro 25, pág. 78.
95
Pemex Nuevo Pemex
(2010: -284 MW)
Eoliatec del Istmo (2008: 21.1 MW)
Fuerza Eólica del Istmo (2008: 50 MW)
Eléctrica del V. de México (2008: 67.5 MW)
Electricidad del Istmo (2008: 12 MW)
Secretaría de Energía
4.5 Evolución planeada de la red nacional
de transmisión
costos de producción y los parámetros del comportamiento
eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como
índices de confiabilidad.
Las adiciones de capacidad de transmisión necesarias para
abastecer la demanda esperada a costo mínimo se determinan
con base en los siguientes criterios:
De acuerdo con el programa de transmisión de mediano
plazo se tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico
13,306 km de líneas en niveles de tensión de 69 kV a 400 kV
y 29,172 MVA en subestaciones reductoras para el periodo
2006-2010 (véase figura 12).
• Seguridad.- posibilidad de mantener operando en
sincronismo las unidades generadoras, inmediatamente
después de una contingencia crítica de generación o
transmisión.
En el cuadro 36, se presenta un resumen de la capacidad
de transmisión de los principales enlaces internos y externos a
las áreas de control integrantes del SEN, que incrementan la
capacidad de transmisión entre las mismas y la confiabilidad
de suministro hacia los principales centros de consumo, para el
periodo 2006-2010.
• Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la
frecuencia dentro de los rangos aceptables.
• Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la
energía que no es posible suministrar debido a posibles
fallas de los elementos del sistema.
Asimismo, se resume la capacidad de transmisión así
como la potencia transmitida a través de los enlaces entre las
regiones del SEN durante 2006-2010, en condiciones de
operación normal del sistema (véase cuadro 37). La utilización
máxima de los enlaces se debe principalmente a operaciones de
mantenimiento en las unidades generadoras, la salida forzada de
elementos de generación y transmisión, así como a condiciones
de demanda máxima del sistema.
• Economía.- reducción de los costos de operación del
sistema eléctrico.
La red de transmisión se evalúa a través de modelos
probabilísticos y determinísticos que permiten calcular los
Figura 12
SEN: Capacidad de transmisión entre regiones, 2010
(MW)
800 43
520 370
44 46 47
350
45
Incremento en
capacidad de
transmisión en el
periodo 2005-2009
7
1
450 2
360
600
8
400
500
3
350
9
330
400
1. Hermosillo
2. Nacozari
3. Obregón
4. Los Mochis
5. Culiacán
6. Mazatlán
7. Juárez
8. Moctezuma
9. Chihuahua
10. Durango
11. Laguna
12. Río Escondido
13. Nuevo Laredo
14.
15.
16.
17.
18.
19.
20.
21.
22.
23.
24.
25.
26.
Reynosa
Matamoros
Monterrey
Saltillo
Valles
Huasteca
Tamazunchale
Tepic
Guadalajara
Aguascalientes
San Luis Potosí
Salamanca
Manzanillo
27.
28.
29.
30.
31.
32.
33.
34.
35.
36.
37.
38.
39.
Carapan
Lázaro Cárdenas
Querétaro
Central
Poza Rica
Veracruz
Puebla
Acapulco
Temascal
Coatzacoalcos
Tabasco
Grijalva
Lerma
40.
41.
42.
43.
44.
45.
46.
47.
48.
49.
50.
5
49
260
50
1200
60
15
1250 14 15
1300
13001
15
0
17
16
11
30 10 300
1200
0
6
200
Mérida
Cancún
Chetumal
WECC (EUA)
Tijuana
Ensenada
Mexicali
San Luis Río C.
Villa Constitución
La Paz
Los Cabos
900
950
0
19
90 24
1500 1000
400
18
23
20 1500 1000
600
1500
41
40
1600
31
0
29
22 550
30
190
780
1
0
5
25 1800
3500 600
20 33
700
50
750
42
30
39
32
26
2
27 10
1500
0
950
450
60 33 3110 450
480
5
36
37
2
28
270
1064 1960
34
450
35
1340
2150
38
21
21
31
0
Regiones
250
0
65
2010
13
30
0
75
2100
4
48
12
Fuente: CFE.
96
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 36
SEN: Expansión de la capacidad de transmisión 2006-2010
(MW)
ENLACE
Capacidad inicial 2006
MW
Aumento de capacidad
MW
Capacidad total 2010
MW
400a
180
180
360
400a, 230
150
300
450
Culiacán
400, 230
750
450
1200
Durango
400a, 230
250
50
300
Mazatlán
Durango
400a, 230
250
50
300
Mazatlán
Tepic
Reynosa
Monterrey
Valles
Región
Subestación
Región
Subestación
Nacozari
Moctezuma
Nacozari
Hermosillo
Mazatlán
Laguna
Tensión
kV
400
750
150
900
400, 230
1000
250
1250
San Luis Potosí
400
1350
150
1500
Saltillo
Aguascalientes
400
1000
200
1200
Tamazunchale
Querétaro
400
1500
1500
Huasteca
Tamazunchale
400
1500
1500
Manzanillo
Guadalajara
3350
Querétaro
San Luis Potosí
Querétaro
Central
Lázaro Cárdenas
Central
Lázaro Cárdenas
Acapulco
Poza Rica
Central
Grijalva
Tabasco
Tabasco
Lerma
Lerma
Mérida
Mérida
Cancún
Mérida
Chetumal
Mazatlán
Guadalajara
Río Escondido
Monterrey
Monterrey
Huasteca
Puebla
Central
Grijalva
Grijalva
400, 230
1700
1650
230
200
200
400
400, 230
1200
600
1800
2100
400
1700
400
400a, 230, 115
200
250
450
400
3200
300
3500
400, 230
561
779
1340
400, 400a, 230
500
450
950
400, 400a, 230, 115
480
300
780
400 , 230, 115
560
40
600
230, 115
135
55
190
400
650
0
650
400, 230
2100
0
2100
400
1150
0
1150
400, 230
2560
0
2560
Temascal
400
2150
0
2150
Coatzacoalcos
400
1960
0
1960
Juárez
Moctezuma
230
600
0
600
Moctezuma
Chihuahua
400 , 230
500
0
500
Chihuahua
Laguna
230
250
0
250
Laguna
Durango
400b, 230
300
0
300
Tijuana
Ensenada
230, 115
200
150
350
CFE - ACBC
E.U.A. - WECC
230
800
0
800
Mexicali
S. Luis R. Colorado
230a, 230,161
125
245
370
Tijuana
Mexicali
230
520
0
520
Villa Constitución
La Paz
115
55
20
75
La Paz
Cabo San Lucas
230b, 115
130
130
260
a
a
LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.
LT aislada en 230 kV, operación inicial 115kV.
Fuente: CFE.
a
b
97
Secretaría de Energía
Cuadro 37
SEN: Capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema
2006-2010
(MW)
Enlace
Región
Subestación
Región
Subestación
Nacozari
Juárez
Nacozari
Hermosillo
Hermosillo
Obregón
Obregón
2006
2007
Tensión
kV
2008
2009
2010
Capacidad
MW
400a
180
380
380
380
380
400 , 230
150
150
450
450
450
230
400
400
400
400
400
Los Mochis
400a, 230
400
400
400
400
400
Los Mochis
Culiacán
400 , 230
650
650
650
650
650
Mazatlán
Culiacán
400, 400a, 230
750
750
750
1,200
1,200
Mazatlán
Durango
400a, 230
250
300
300
300
300
Mazatlán
Tepic
400
750
750
750
900
900
Río Escondido
Nuevo Laredo
400, 230
330
330
330
330
330
Reynosa
Nuevo Laredo
138
60
60
60
60
60
Matamoros
Reynosa
400, 230, 138
1,300
1,300
1,300
1,300
1,300
Río Escondido
Monterrey
400, 230
2,100
2,100
2,100
2,100
2,100
Reynosa
Monterrey
400, 230
1,000
1,250
1,250
1,250
1,250
Monterrey
Huasteca
400
1,150
1,150
1,150
1,150
1,150
Saltillo
Aguascalientes
400
1,000
1,200
1,200
1,200
1,200
Huasteca
Oriental
400
1,000
1,000
1,000
1,000
1,000
Valles
San Luis Potosí
400
1,350
1,500
1,500
1,500
1,500
Tamazunchale
Querétaro
400
1,500
1,500
1,500
1,500
Huasteca
Valles
400
1,000
1,000
1,000
1,000
Huasteca
Tamazunchale
400
1,500
1,500
1,500
1,500
Monterrey
Saltillo
400
1,300
1,300
1,300
1,300
1,300
Tepic
Guadalajara
400
2,050
2,050
2,050
2,050
2,050
Manzanillo
Guadalajara
400, 230
1,700
1,700
1,700
2,750
3,350
Guadalajara
Aguascalientes
400
950
950
950
950
950
Guadalajara
Salamanca
400, 230
550
550
550
550
550
Guadalajara
Carapan
230, 400
700
700
700
700
700
Guadalajara
Lázaro Cárdenas
400
480
480
480
480
480
Lázaro Cárdenas
Carapan
400
450
450
450
450
450
Carapan
Salamanca
400, 230
750
750
750
750
750
Aguascalientes
Salamanca
230, 400
1,600
1,600
1,600
1,600
1,600
San Luis Potosí
Aguascalientes
400 ,230
900
900
900
900
900
Querétaro
San Luis Potosí
230
200
200
200
200
400
Salamanca
Querétaro
400, 230
1,300
1,300
1,300
1,300
1,300
Querétaro
Central
400, 230
1,200
1,800
1,800
1,800
1,800
Lázaro Cárdenas
Central
Lázaro Cárdenas
Acapulco
Tijuana
Mexicali
Tijuana
Ensenada
a
b
c
a
a
1,000
400
1,700
1,700
1,700
2,100
2,100
400a, 230, 115
200
200
200
450
450
230
520
520
520
520
520
230, 115
200
200
220
220
350
LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.
LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2007.
LT aislada en 230 kV, operación inicial 115 kV.
98
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 37 (Continuación)
SEN: Capacidad de transmisión de enlaces entre regiones eléctricas bajo condiciones de demanda máxima del sistema
2006-2010
(MW)
Enlace
Región
Subestación
Región
Subestación
Mexicali
San Luis Río Colorado
Villa Constitución
La Paz
La Paz
Cabo San Lucas
Acapulco
Puebla
Poza Rica
Puebla
Veracruz
Puebla
Veracruz
Veracruz
2006
2007
Tensión
kV
2008
2009
2010
370
370
Capacidad
MW
230, 161
125
215
215
115
55
55
75
75
75
400c, 115
130
130
130
260
260
230
270
270
270
270
270
Central
400
3,200
3,500
3,500
3,500
3,500
Central
400, 230
2,560
2,560
2,560
2,560
2,560
400
1,500
1,500
1,500
1,500
1,500
Temascal
400,230
450
450
450
450
450
Poza Rica
400
600
600
600
600
600
Grijalva
Temascal
400
2,150
2,150
2,150
2,150
2,150
Grijalva
Coatzacoalcos
400
1,960
1,960
1,960
1,960
1,960
Poza Rica
Puebla
230
310
310
310
310
310
Temascal
Puebla
400
3,110
3,110
3,110
3,110
3,110
Coatzacoalcos
Temascal
Grijalva
Tabasco
Nacozari
Moctezuma
Juárez
Moctezuma
Moctezuma
Chihuahua
Chihuahua
Laguna
Laguna
Durango
Laguna
Saltillo
Río Escondido
Chihuahua
Tabasco
Lerma
Lerma
Mérida
Mérida
Cancún
Mérida
Chetumal
400
1,064
1,064
1,064
1,064
1,064
400, 400a, 230
561
561
561
1,340
1,340
400a
180
180
360
360
360
230
600
600
600
600
600
400a, 230
500
500
500
500
500
230
250
250
250
250
250
Durango
400 , 230
250
300
300
300
300
Ags-SLP
230
200
200
200
200
200
400, 230
300
300
300
300
300
400
350
350
350
350
350
400, 400a, 230
500
500
500
500
950
400, 400a, 230,
115
480
480
480
480
780
400a, 230, 115
560
560
560
560
600
230, 115
135
190
190
190
190
b
LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV.
b
LT aislada en 400 kV, operación inicial 230 kV. Cambio de tensión en 2007.
c
LT aislada en 230 kV, operación inicial 115 kV.
Fuente: CFE.
a
99
Secretaría de Energía
4.6 Requerimientos de inversión
del sector eléctrico
16.2% para mantenimientos mayores y 1.3% para otras
inversiones.
Para el periodo 2006-2015, los recursos necesarios para
cumplir con el programa de expansión del sistema eléctrico
nacional y así atender las necesidades futuras de energía
eléctrica ascienden a 608,996 millones de pesos de 2006 (véase
cuadro 38). Esta cantidad comprende los rubros de inversión
en generación, transmisión, distribución, mantenimiento
y otras inversiones. Asimismo, se incluye la inversión a realizarse
por medio de los esquemas de obra pública financiada,
producción independiente de energía, así como la inversión
presupuestaria de CFE.
Del total requerido, 36.3% corresponde a Obra Pública
Financiada; 8.8% a Producción Independiente de Energía;
46.7% a obras presupuestales y el restante 8.2% a esquemas
financieros aún por definir.
Los requerimientos presentados corresponden a inversiones
instantáneas, las cuales excluyen costos financieros e incluyen
una cantidad para contingencias como sigue: 5% en nuevos
proyectos de generación y 16% para los de transmisión
y subtransmisión.
La composición de la inversión es la siguiente: 39.7% para
generación, 19.3% para transmisión, 23.6% para distribución,
Cuadro 38
Sistema Eléctrico Nacional
Requerimientos de inversión 2006-2015 (millones de pesos de 2006)1
(obra presupuestaria, obra pública financiada y producción independiente)
Concepto
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Total
Total
48,053
54,420
66,122
71,722
59,967
59,408
65,014
62,851
61,189
60,250
608,996
Generación
18,389
17,666
22,838
30,863
23,242
22,468
29,055
28,642
25,130
23,204
241,497
6,411
1,129
3,364
4,698
1,531
1,928
5,937
4,647
569
-
30,214
Centrales eólicas (PIE)
0
973
1,838
3,692
2,093
-
-
-
-
-
8,596
Inversión Privada (OPF)
Ciclos Combinados (PIE)
8,384
12,166
16,146
19,708
17,230
14,946
17,326
14,713
10,735
10,158
141,512
Hidroeléctricas
3,939
2,436
1,112
6,263
4,484
4,015
3,909
2,044
1,671
1,740
31,613
Geotermoeléctricas y Eólicas
1,398
382
408
2,510
847
0
0
0
0
0
5,545
Ciclos Combinados
190
5,081
7,492
5,701
7,718
6,742
4,777
1,137
997
2,328
42,163
Carboeléctricas
108
1,341
3,328
1,505
1,545
3,436
8,623
10,594
7,442
5,152
43,074
Unidades Diesel
376
23
346
482
811
753
17
938
625
938
5,309
2,373
2,903
3,460
3,247
1,825
0
0
0
0
0
13,808
3,594
3,398
1,490
2,765
529
579
353
126
54
41
12,929
Rehabilitación y modernización
Inversión Presupuestal*
Obras con Esquema por definir
0
0
0
0
1,859
5,015
5,439
9,156
13,772
13,005
48,246
9,838
12,346
15,066
13,001
11,322
12,077
10,344
10,591
11,144
11,714
117,444
Inversión Privada (OPF)
5,500
8,006
8,777
5,558
5,622
5,849
4,234
4,104
4,375
4,666
56,691
Inversión Presupuestal*
4,338
4,340
6,289
7,443
5,700
6,228
6,110
6,487
6,769
7,048
60,753
10,084
14,087
18,446
17,945
14,983
14,270
14,927
12,631
12,980
13,458
143,811
Transmisión
Distribución
Inversión Privada (OPF)
1,346
1,787
2,980
2,761
2,519
2,012
2,202
2,169
2,297
2,516
22,589
Inversión Presupuestal*
8,738
12,300
15,466
15,184
12,464
12,258
12,725
10,462
10,683
10,942
121,222
Mantenimiento
9,223
9,052
9,069
9,197
9,692
9,855
9,936
10,220
11,155
11,080
98,482
Unidades Generadoras (PIE)
1,162
1,322
1,383
1,383
1,488
1,575
1,636
1,636
1,636
1,638
14,859
Unidades Generadoras (CFE
y LyFC)
8,061
7,730
7,686
7,814
8,204
8,247
8,127
8,267
8,918
8,820
81,877
Obras con Esquema por definir
Otras Inversiones Presupuestales*
-
-
-
-
-
33
173
317
601
622
1,746
519
1,268
703
715
728
737
751
765
779
794
7,762
Costos instantáneos de las obras (excluyendo costos financieros) a precios constantes y con contingencias, con información disponible al 9 de
noviembre de 2006.
Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no coincidir exactamente.
* Incluye CFE y LyFC.
Fuente:CFE y LFyC.
1
100
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Gráfica 32
Requerimientos de inversión en el sector eléctrico nacional, 2006-2015
(millones de pesos de 2006)
80,000
Inversión presupuestal
Inversión privada
70,000
54.1%
55.5%
58.5%
56.8%
52.8%
53.9%
52.7%
46.6%
40,000
47.5%
50,000
52.2%
60,000
30,000
53.4%
47.8%
47.3%
46.1%
47.2%
43.2%
41.5%
44.5%
45.9%
10,000
52.5%
20,000
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
-
Fuente: CFE y LyFC.
4.7 Opciones técnicas para la expansión
del sistema de generación
Proyectos específicos que requieren de un diseño especial
para el aprovechamiento de los recursos primarios.
A continuación se presenta una cartera de proyectos
que cuentan con estudios de factibilidad y estimaciones
de costo, en la cual se consideran:
Las principales características físicas y económicas de los
proyectos típicos considerados en el análisis de la expansión
del SEN se muestran en el cuadro 39.
Proyectos típicos de capacidades y tecnologías de generación
disponibles comercialmente.
101
Secretaría de Energía
Cuadro 39
Características y datos técnicos de proyectos típicos
Central
Térmica convencional
Potencia (MW)
Eficiencia bruta (%)
Vida económica (años)
Factor de planta típico
Usos propios (%)
2 X 350
37.56
30
0.750
5.8
2 X 160
36.31
30
0.650
6.2
2 X 84
32.42
30
0.650
6.4
2 X 37.5
30.63
30
0.650
8.3
1 X 43.4
37.97
30
0.125
1.1
Turbogás1
Aeroderivada gas
Industrial gas
1 X 85
30.00
30
0.125
1.0
Industrial gas “F”
1 X 190
33.71
30
0.125
0.8
Industrial gas “G”
1 X 266
35.68
30
0.125
1.2
1 X 41.3
38.40
30
0.125
0.8
1 X 1 “F”
1 X 291
51.86
30
0.800
2.9
2 X 1 “F”
1 X 585
51.96
30
0.800
2.8
1 X 1 “G”
1 X 398
52.40
30
0.800
2.8
2 X 1 “ G”
1 X 798
52.44
30
0.800
2.7
2 X 18.7
47.61
25
0.650
5.1
3 X 13.5
47.35
25
0.650
5.7
3 X 3.4
43.53
25
0.650
7.1
Carboeléctrica
2 X 350
37.84
30
0.800
7.2
C. Dual s/desulfurador
1 X 700
41.67
30
0.800
6.4
C. Dual c/desulfurador
1 X 700
41.67
30
0.800
10.6
1 X 1,356
34.54
40
0.850
4.1
Aeroderivada diesel
Ciclo combinado gas1
Diesel
2
Nuclear (ABWR)
La potencia y eficiencia están determinadas bajo las siguientes condiciones ISO: temperatura ambiente de 15 grados centígrados, humedad relativa
de 60% y presión a nivel del mar.
2
La potencia y eficiencia están determinadas bajo condiciones ISO 3046/1-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa
de 30% y presión barométrica de 1.0 bar.
Fuente: CFE.
1
102
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Asimismo, se incluyen los proyectos termoeléctricos
actualmente en evaluación (véase cuadro 40). Estos proyectos
representan una capacidad adicional de 8,318 MW, de la cual
alrededor del 39% tiene que ver con proyectos basados en la
tecnología de ciclo combinado.
Por otra parte, de los proyectos hidroeléctricos en etapa
de evaluación, La Parota (900 MW) se encuentra en etapa de
diseño y La Yesca (750 MW) está en proceso de licitación
(véase cuadro 41).
Cuadro 40
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminado o en proceso
Área
Proyecto
Número de
unidades
Total
Baja California
Estado actual
Observaciones
8,318
CC Baja California (Presidente
Juárez)
1 X 259
259
Sitio definido
Sitio CT Presidente
Juárez
6 X 37.3
223
Sitio definido
Sitio Ejido San Luis,
Sonora
Presidente Juárez conversión
TG/CC
1 X 93
93
Sitio definido
Sitio CT Presidente
Juárez
CC Baja California II (SLRC)
Baja California Sur
Capacidad total
factible (MW)
CC Baja California III (Ensenada)
1X288
288
Estudios en proceso
CI Baja California Sur II
(Coromuel)
1 X 46
46
Sitio definido
Sitio San Francisco
CI Baja California Sur III
(Coromuel)
1 X 43
43
Sitio definido
Sitio San Francisco
CCI Guerrero Negro III
3X3.6
10.8
Sitio definido
Sitio Vizcaíno
1 X 750
750
Sitio definido
El Tepetate
CC Agua Prieta II (híbrido)
1 X 642
642
Sitio definido
Sitio Las Américas
Norte
CC Norte (La Trinidad)
1 X 402
402
Sitio definido
Sitio La Trinidad,
Durango
CC Norte II (Chihuahua)
1 X 652
652
Estudios en proceso
Sitio por definir
Occidental
Carboeléctrica del Pacífico
1 X 678
678
Sitio definido
CT Plutarco Elías Calles
Manzanillo I repotenciación U1
758
Sitio definido
CT Manuel Álvarez
Manzanillo I repotenciación U2
758
Sitio definido
CT Manuel Álvarez
Manzanillo II repotenciación U1
758
Sitio definido
CT Manuel Álvarez
Manzanillo II repotenciación U2
758
Sitio definido
CT Manuel Álvarez
Noreste
CC Tamazunchale II
Noroeste
Central
Oriental
1
Valle de México repotenciación
U2
1 X 530
530
Sitio definido
CT Valle de México
Valle de México repotenciación
U3
1 X 530
530
Sitio definido
CT Valle de México
San Lorenzo conversión TG/CC
1 X 139
139
Sitio definido
TG San Lorenzo, Puebla
Incluye 25 MW de campo solar.
Fuente: CFE.
1
103
Secretaría de Energía
Cuadro 41
Proyectos hidroeléctricos con estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño, o en proceso
Área
Proyecto
Ubicación
Número de unidades x
potencia por unidad1
Capacidad total1
(MW)
Generación media
anual (GWh)
Nivel de
estudio7
Oriental
San Juan Tetelcingo
Guerrero
3 x 203
609
1,313
F
Oriental
Xúchiles
Veracruz
P
Oriental
Tenosique (Kaplan)
Tabasco/Chiapas
Occidental
San Cristóbal
Jalisco
Occidental
Arroyo Hondo
Jalisco
Noreste
PAEB Monterrey
Nuevo León
Oriental
Omitlán
Guerrero
Baja California
PAEB El Descanso
Norte
Madera
Occidental
2 x 38
76
499
3 x 140
420
2,328
F
2 x 37
74
146
P
2 x 38
76
220
F
2 x 100
200
292
F
2 x 115
230
789
F
Baja California
2 x 300
600
1,252
P
Chihuahua
2 x 138
276
726
F
Pozolillo
Nayarit
2 x 250
500
826
F
Oriental
Ixtayutla
Oaxaca
2 x 245
490
1,670
F
Oriental
Paso de la Reina
Oaxaca
3 x 300
900
1,870
P
Central
La Parota2
3 x 300; 2 x 3
906
1,528
D
Oriental
Copainalá (Kaplan)
Chiapas
3 x 75
225.0
502
F
Occidental
Mascota Corrinchis
Jalisco
2 x 17
34.0
51
P
Occidental
PAEB Agua Prieta
Jalisco
2 x 120
240
310
P
Occidental
La Yesca6
Jalisco/Nayarit
2 x 375
750.0
1,209
D
Baja California
PAEB Tecate
Baja California
2 x 300
600
1,252
P
Oriental
Acala4
Chiapas
3 x 45
135
310
P
1 x 41.6; 1 x 39.1;
1 x 34.8; 1 x 33.1;
1 x 27.4; 1 x 26.5
139
1,067
F
Central
Guerrero
3
Sistema Río
Moctezuma5
Querétaro, Hidalgo y
San Luis Potosí
Potencia expresada a la salida del generador.
La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos.
3
Considera las condiciones actuales de la C. H. Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,400 MW instalados.
4
Considera equipamiento con turbinas tipo bulbo.
5
Considera los proyectos Jiliapan, Tiliaco, Piedra Blanca, Gobernador, Tecalco y Tamán.
6
Actualmente en proceso de licitación.
7
D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad.
Fuente: CFE.
1
2
Cuadro 42
Ampliación de capacidad instalada en proyectos hidroeléctricos
Número de unidades x
potencia por unidad1
Capacidad total1
(MW)
Generación media
anual (GWh)
Nivel de
estudio6
2 x 200
400
260
D
Jalisco
1 x 49
49
41
F
Ampliación Mocúzari
Sonora
1x7
7
42
F
Ampliación Oviáchic
Sonora
1x6
6
26
F
Ampliación Zimapán
Hidalgo
2 x 283
566
706
D
Ampliación Infiernillo
Guerrero
2 x 250
500
252
P
Infiernillo
Repotenciación5
Guerrero
200
326
D
Área
Proyecto
Ubicación
Central
Villita Ampliación2, 4
Michoacán
Occidental
Ampliación Santa
Rosa
Noroeste
Noroeste
Central
Central
Central
3
Notas:
1
La potencia y generación corresponden a la ampliación.
2
La generación media anual no considera la repotenciación de la central.
3
La generación corresponde a horas pico; la CH Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14.
4
La generación corresponde a la ampliación de la capacidad.
5
La repotenciación corresponde a las 6 unidades en operación.
6
D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad.
Fuente: CFE.
104
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Con respecto a los proyectos geotérmicos, se tiene el caso de
Cerro Prieto V con 107 MW, actualmente en etapa de diseño.
Asimismo, de acuerdo con los estudios realizados por CFE
respecto a los proyectos eólicos con mayor factibilidad, el caso
de La Venta III está por licitarse, mientras que los proyectos
Oaxaca I-IV cuentan con estudios de factibilidad.
Cuadro 43
Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos
Área
Proyecto
Número de unidades x
potencia por unidad
Entidad federativa
Generación media
anual (GWh)
Nivel de
estudio1
D
Geotermoeléctricos
Baja California
Cerro Prieto V
2 x 53.5
Baja California
744.6
Occidental
Cerritos Colorados 1a etapa
1 x 26.6
Jalisco
186.2
F
Oriental
Los Humeros II condensación
1 x 26.6
Puebla
186.2
D
Oriental
Los Humeros II baja presión
7 x 3.47
Puebla
156.4
D
Occidental
Cerritos Colorados 2a etapa
2 x 26.6
Jalisco
372.3
P
Oriental
Los Humeros III
1 x 26.6
Puebla
186.2
P
Oriental
La Venta III
78 x 1.3
Oaxaca
360.7
L
Oriental
Oaxaca I
78 x 1.3
Oaxaca
373.1
F
Oriental
Oaxaca II
78 x 1.3
Oaxaca
373.1
F
Oriental
Oaxaca III
78 x 1.3
Oaxaca
373.1
F
Oriental
Oaxaca IV
78 x 1.3
Oaxaca
373.1
F
Eoloeléctricos
Notas:
1
L: por licitar
Fuente: CFE.
F: factibilidad
P: prefactibilidad.
105
Capítulo
cinco
Ahorro de energía en la industria
eléctrica
L
os sistemas de energía requieren un equilibrio entre
la oferta y la demanda. La mayoría de los esfuerzos
actuales y retos políticos, están enfocados a la discusión sobre
la calidad, la disponibilidad y la seguridad de las fuentes
de energía. Sin embargo, existen oportunidades importantes
para nuestro país, para preservar el medio ambiente y nuestros
recursos naturales, así como para mejorar nuestra competitividad
por el lado de la demanda.
Es un hecho que la energía más barata es la que no
necesitamos utilizar. La energía se puede ahorrar, aplicando
la tecnología apropiada para mejorar la intensidad de la energía
de un proceso industrial, sustituyendo el equipo que consume
gran cantidad de energía por dispositivos de bajo consumo
en los sectores industrial, comercial o residencial, sustituyendo
el combustible o el consumo eléctrico por energía renovable
de pequeña escala, o evitando simplemente el consumo
innecesario por acciones individuales.
5.1 Programas de ahorro de energía
A continuación, se expone la estimación de los ahorros
logrados con la implantación de programas de ahorro y uso
eficiente de la energía, tanto por el lado de la oferta, como
del de la demanda, con objeto de preservar los recursos
energéticos no renovables, modernizar la planta productiva,
proteger el medio ambiente y racionalizar el consumo
de electricidad, así como una proyección de los ahorros que
se alcanzarán en el periodo de prospección. Con la aplicación
de estos programas, para finales de 2006, se estima obtener un
ahorro equivalente a 21,940 GWh en consumo y 5,518 MW
en capacidad diferida, y mientras que en el 2015, se alcanzaría
un ahorro de 43,719 GWh y 10,678 MW, respectivamente.
Este ahorro está contemplado en los escenarios esperados de energía
necesaria y demanda de capacidad de la CFE.
1
Secretaría de Energía
5.1.1 Normalización
La aplicación de las NOMs de eficiencia energética
es obligatoria y regula los consumos de energía de aparatos
y sistemas que ofrecen un mayor potencial de ahorro, cuya
relación costo-beneficio resulta favorable para el país. En
la actualidad, existen 18 NOMs de eficiencia energética
vigentes, de las cuales 16 están relacionadas con el consumo
de energía eléctrica y se aplican a más de 40 millones
de equipos y sistemas en operación (véase cuadro 44). Para
2006, los ahorros estimados por su aplicación son del orden
de 16,065 GWh en consumo de energía y 2,926 MW
acumulados de potencia evitada.
La Secretaría de Energía, a través de la Conae, expide
las Normas Oficiales Mexicanas (NOM’s) de eficiencia
energética, elaboradas por el Comité Consultivo Nacional
de Normalización para la Preservación y Uso Racional de
los Recursos Energéticos (CCNNPURRE), en colaboración
y con el consenso de los sectores público, privado, social,
y de investigación y desarrollo tecnológico.
Cuadro 44
Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética vigentes y en proceso
Ahorros
Norma/equipo o sistema
Entrada
en vigor
Unidades vendidas
en 2006*
Por unidades
vendidas
en 2006
(GWh)
NOM-001-ENER-2000 Bombas verticales
XII/2000
2,804
7
137
49
NOM-004-ENER-1995 Bombas
centrífugas
VII/1996
384,025
1
33
111
NOM-005-ENER-2000 Lavadoras
de ropa
X/2000
1,930,901
102
539
0
NOM-006-ENER-1995 Sistemas
de bombeo
XI/1996
n.a.
n.a.
2,312
52
NOM-007-ENER-2004 Alumbrado
en edificios
VIII/2005
n.a.
146
1,230
50
NOM-008-ENER-2001 Edificios
no residenciales
VI/2001
n.a.
57
254
62
NOM-010-ENER-2004 Bombas
sumergibles
VII/2005
1,300
12
108
35
NOM-011-ENER-2002 Acondicionadores
de aire tipo central
X/2002
12,480
37
241
33
NOM-013-ENER-2004 Alumbrado
en vialidades
VIII/2005
n.a.
1
20
4
NOM-014-ENER-2004 Motores
monofásicos
VII/2005
422,029
41
339
257
NOM-015-ENER-2002 Refrigeradores y
congeladores
V/2003
1,835,963
712
5,584
1,144
NOM-016-ENER-2002 Motores trifásicos
IV/2003
193,994
209
2,201
730
NOM-017-ENER-1997 Lámparas
fluorescentes
VI/1998
143,489
19
138
4
NOM-018-ENER-1997 Aislantes térmicos
para edificaciones
X/1998
n.a.
3
79
7
NOM-021-ENER/SCFI/ECOL-2000
Acondicionadores de aire tipo cuarto
VI/2001
573,019
253
1,923
277
NOM-022-ENER/SCFI/ECOL-2000
Aparatos de refrigeración comercial
VI/2001
493,381
215
926
111
108
Por unidades eficientes
acumuladas
(GWh)
(MW)
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 44 (Continuación)
Normas Oficiales Mexicanas de eficiencia energética vigentes y en proceso
En proceso de elaboración
Proyecto de Norma
Equipo/sistema
Característica
NOM-003-ENER
Calentadores de agua
Revisión quinquenal
NOM-011-ENER
Acondicionadores de aire tipo central
Modificación
NOM-ENER
Acondicionadores de aire tipo dividido,
descarga libre
Tema nuevo
NOM-004-ENER
Bombas centrífugas para uso doméstico
Revisión quinquenal reprogramado
NOM-005-ENER
Lavadoras de ropa electrodomésticas
Revisión quinquenal reprogramado
NOM-017-ENER
Lámparas fluorescentes compactas
Revisión quinquenal reprogramado
NOM-019-ENER
Máquinas para elaborar tortillas
Tema nuevo
NOM-020-ENER
Edificios de uso habitacional hasta tres
niveles
Tema reprogramado
NOM-021-ENER
Acondicionadores de aire tipo cuarto
Revisión quinquenal
NOM-022-ENER
Refrigeración comercial
Modificación
* Estimaciones con base en tasas de crecimiento en las ventas, proporcionadas por los fabricantes y comercializadores de los productos y sistemas
cubiertos por las normas.
n.a.: No aplica.
Fuente: Conae.
Con objeto de lograr el cabal cumplimiento de las normas
vigentes, la Conae promueve y apoya el proceso de evaluación
de la conformidad, en coordinación con la Entidad Mexicana
de Acreditación (EMA), para la evaluación y acreditación de los
organismos de certificación, laboratorios de prueba y unidades
de verificación. A la fecha, se encuentran acreditados y aprobados
en las normas de eficiencia: dos organismos de certificación,
52 laboratorios de prueba y 133 unidades de verificación.
Con la aplicación efectiva de las NOM de eficiencia energética,
se estima que para 2015, se alcanzarán ahorros acumulados
de 36,227 GWh en el consumo de energía eléctrica y 7,065
MW en diferimiento de capacidad.
Cuadro 45
Ahorros estimados por la aplicación de las NOMs
Año
Ahorro de Energía
(GWh)
Demanda evitada acumulada
(MW)*
2005
14,251
2,567
2006
16,065
2,926
2007
17,850
3,299
2008
19,714
3,685
2009
21,658
4,093
2010
23,694
4,518
2011
25,826
4,948
2012
28,053
5,404
2013
30,511
5,906
2014
33,226
6,458
2015
36,227
7,065
* Suma de demanda evitada sin considerar la aplicación de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, 2006. Basado en estudios costo/beneficio desarrollados por ley para la
implantación de la NOM.
109
Secretaría de Energía
5.1.2 Horario de verano
y reducir las emisiones contaminantes asociadas. Además,
favorece la convivencia familiar, el desarrollo de actividades
personales y disminuye las situaciones de riesgo y accidentes
(verbigracia automovilísticos).
El Horario de Verano consiste en adelantar el reloj una
hora a escala nacional durante los meses de mayor insolación,
con el fin de aprovechar mejor la luz solar y, con ello, reducir
el consumo de electricidad que implica la iluminación artificial
en horas pico del Sistema Eléctrico Nacional. La medida
se instituyó por Decreto Presidencial en 1996, comienza
el primer domingo de abril y termina el último domingo
de octubre de cada año.
Desde que se implantó la medida en 1996, el IIE y la CFE
han evaluado los beneficios energéticos y ambientales alcanzados
por el programa. De manera acumulada, en el periodo 19962005 se han obtenido ahorros del orden de 11,133 GWh
de energía y 982 MW de disminución en demanda máxima
coincidente, lo que resulta en cerca de diez mil millones
de pesos diferidos en inversión (véase cuadro 46). Se espera
que en el año 2015 los ahorros de energía sean del orden
de 1,581 GWh y 1,510 MW de demanda evitada.
Con su aplicación se optimiza la utilización de la infraestructura
eléctrica, a la vez que permite aplazar las inversiones en nuevas
plantas generadoras. Asimismo, contribuye a disminuir el uso
de energéticos primarios para la generación de electricidad
Cuadro 46
Aplicación del horario de verano
Año
Ahorro de energía
(GWh )
Demanda evitada acumulada
(MW)
Inversión diferida acumulada*
(millones de pesos)
1996
943
529
4,100
1997
1,100
550
4,400
1998
1,012
683
6,830
1999
1,092
613
6,130
2000
1,182
823
8,230
2001
933
908
9,080
2002
1,118
900
9,000
2003
1,165
935
10,285
2004
1,287
898
9,975
2005
1,301
982
10,340
2006**
1,332
1,035
10,898
2007
1,363
1,088
11,456
2008
1,394
1,141
12,014
2009
1,425
1,193
12,562
2010
1,456
1,246
13,120
2011
1,487
1,299
13,678
2012
1,518
1,352
14,236
2013
1,549
1,405
14,794
2014
1,581
1,458
15,352
2015
1,581
1,510
15,900
* Este rubro se refiere exclusivamente a las inversiones en infraestructura que se logran diferir por la aplicación de esta medida.
** La información correspondiente al año 2006 y posteriores se obtuvo de estimaciones basadas en evaluaciones de 1996 a 2005,
considerando el crecimiento de la demanda que proyecta la CFE.
Fuente:Conae, con base en información del PAESE-CFE.
110
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
5.1.3 Programas en instalaciones
98 a comercio y servicios, 55 a servicios municipales
y tres a proyectos alternativos.
Estos programas del Fide, se agrupan en dos conjuntos:
el orientado a usuarios intensivos en el consumo de energía
eléctrica y los de la pequeña empresa.
En apoyo a la micro y pequeña empresa industrial, comercial
y de servicios, durante 2005 se terminaron 245 proyectos
con aplicación de medidas de ahorro de energía y se llevaron
a cabo 202 diagnósticos, concertándose además otros
263 proyectos.
En apoyo a los grandes usuarios de instalaciones
industriales, comerciales y de servicios municipales, durante
2005, se concluyeron 127 proyectos con aplicación de medidas
ahorradoras, de los cuales 32 corresponden al sector industrial,
54 al de comercios y servicios, 39 a servicios municipales y dos
a proyectos alternativos. Además, como resultado de la actividad
de promoción correspondientes al periodo, se firmaron 253
nuevos proyectos. De estos, 97 corresponden a industria,
En el cuadro 47, se muestra la prospectiva de ahorro
de energía y de demanda evitada por la aplicación de estos
programas. Para finales de 2015, se espera lograr ahorros
anuales del orden de 1,602 GWh y de 422 MW en demanda
evitada acumulada.
Cuadro 47
Ahorros estimados por la aplicación de programas en instalaciones
Año
Ahorro de energía
(GWh)
Demanda evitada acumulada
(MW)*
2005
1,077
270
2006
1,130
285
2007
1,182
300
2008
1,235
315
2009
1,287
331
2010
1,340
346
2011
1,392
361
2012
1,445
376
2013
1,497
391
2014
1,550
406
2015
1,602
422
*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.
5.1.4 Sector agropecuario
Durante 2005, y con el apoyo del Fide, se rehabilitaron 972
sistemas de bombeo, cantidad que representa el 107% respecto
a lo alcanzado en 2004. Con lo anteriormente señalado,
desde el inicio del programa en 1991, se han rehabilitado
15,878 sistemas de bombeo. En los siguientes 10 años,
se continuará de manera sistemática la rehabilitación de sistemas
de bombeo. Al término del horizonte de proyección, se esperan
ahorros de 1,209 GWh anuales de energía eléctrica y 452 MW
en demanda evitada (véase cuadro 48).
Las principales acciones de ahorro de energía dentro
de este sector son coordinadas por la Comisión Nacional
del Agua (CNA), a través de su Programa de Uso Eficiente
de Agua y la Energía Eléctrica, y se concentran en la rehabilitación
de sistemas de bombeo agrícola.
El bombeo agrícola a escala nacional, representa
un consumo anual de 8,067 GWh, equivalente al 4.8%
de las ventas de electricidad en el país, mientras que el potencial
técnico promedio de ahorro de electricidad, derivado de la
rehabilitación de pozos, es del orden del 40%.
111
Secretaría de Energía
Cuadro 48
Ahorros de energía en el sector agropecuario
Año
Ahorro de energía
(GWh)
Demanda evitada acumulada
(MW)*
2005
842
254
2006
879
274
2007
915
294
2008
952
313
2009
989
333
2010
1,025
353
2011
1,062
373
2012
1,099
393
2013
1,136
412
2014
1,172
432
2015
1,209
452
*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.
5.1.5 Programa de incentivos y desarrollo
del mercado
de Financiamiento a Proveedores, con el objetivo de fortalecer
la oferta de servicios energéticos integrales, propiciando así,
una mayor participación de instituciones financieras, fabricantes
y distribuidores, firmas de ingeniería y de consultoría en la
realización de proyectos de ahorro de energía eléctrica.
Este programa, operado por el Fide, inició en 1998 con el
objetivo de impulsar la utilización de tecnologías ahorradoras
y la transformación del mercado de equipos, financiamiento
y servicios para el ahorro de energía eléctrica. Mediante
el programa, se otorgan bonificaciones económicas a empresas
industriales, comerciales y de servicios que adquieran e instalen
equipos de alta eficiencia.
Asimismo, se continuará el Programa para la Introducción
de Equipos Eléctricos de Alta Eficiencia en micro y pequeñas
empresas y se iniciará el Programa de Incentivos para
la sustitución de motores eléctricos convencionales por los
de alta eficiencia, bajo proyectos que aprovechen los Mecanismos
de Desarrollo Limpio (MDL), con la finalidad de obtener
recursos a través de la venta de Bonos de Carbono.
En 2004, se comercializaron 82,605 equipos de alumbrado
comercial, con lo que se concluyó este proyecto, que logró
incorporar un total de 5.4 millones de unidades de este tipo.
Como referencia, con el proyecto de compresores ahorradores,
concluido en 2001, se colocaron 1,109 equipos y con el
de motores de alta eficiencia, terminado en 2003, al actualizarse
la NOM de eficiencia energética para motores de corriente
alterna trifásicos de inducción, se comercializaron 211,246
unidades.
Con la instrumentación de estos proyectos, se estima lograr
para 2015 ahorros anuales en consumo de energía eléctrica
del orden de 968 GWh y 279 MW en demanda evitada
acumulada (véase cuadro 49).
Para los siguientes años, el Fide seguirá apoyando
la transformación del mercado de equipos estándar hacia los
de alta eficiencia en los sectores productivos del país, al incentivar
su uso mediante el otorgamiento de bonificaciones económicas.
En particular, durante 2005, continuó con el Proyecto
112
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Cuadro 49
Ahorro estimado por la aplicación del Programa de Incentivos del Fide
Año
Ahorro de energía
GWh
Demanda evitada acumulada
MW*
2005
968
279
2006
968
279
2007
968
279
2008
968
279
2009
968
279
2010
968
279
2011
968
279
2012
968
279
2013
968
279
2014
968
279
2015
968
279
*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.
5.1.6 Sector doméstico
equipos ahorradores de aire acondicionado, de los cuales
56,716 corresponden al Fipaterm y 3,929 al Fide.
A través del Programa de Ahorro Sistemático Integral (ASI)Fipaterm, Fide y Conae, se instrumentan diversas acciones
y programas regionales que se pueden agrupar en tres líneas
de acción: el fomento de la cultura del cuidado de energía
entre la población en general, la normalización de la eficiencia
energética en aparatos electrodomésticos y los programas
específicos de ahorro de energía.
Por otro lado, en el proyecto de refrigeradores domésticos,
que inició el último trimestre de 2003, durante 2005
se comercializaron 342,755 refrigeradores domésticos,
de los cuales 182,881 corresponden al Fipaterm y 159,874
al Fide. Asimismo, las acciones para 2006 incluyen
el aislamiento térmico de más de 20 mil casas, la sustitución
de 59 mil aires.
De las acciones realizadas durante 2005, a través del Fide
y del ASI, en Baja California se comercializaron más de 789 mil
lámparas ahorradoras y 8,895, respectivamente. La operación
del programa está a cargo de ASI-Fipaterm, que atiende
los estados de la frontera norte y del sureste, así como del Fide
en el resto del país. Las acciones se enfocan, principalmente,
al aislamiento térmico de viviendas y el reemplazo de
refrigeradores y equipos de aire acondicionado obsoletos por
otros de alta eficiencia.
Las acciones de las diversas regiones del Fipaterm,
permitieron aislar térmicamente 11,494 viviendas. Por su
parte, el Fide aisló 99 casas. También se instalaron 60,645
2
Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de la Vivienda.
113
Secretaría de Energía
Cuadro 50
Acciones en el sector doméstico
Acciones
Unidad
Antes de 2005
2005
Acumulado a 2005
Programa 2006
Aislamiento Térmico
# Casas
99,062
11,593
110,655
20,438
Aires Acondicionados
# Equipos
124,972
60,645
185,617
59,633
Refrigeradores
# Equipos
132,243
342,755
474,998
317,412
Miles de Lámparas
15,500
798
16,298
950
Lámparas Eficientes
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.
y 671 MW en demanda evitada acumulada y, para 2015, se
alcanzarán ahorros 1,556 GWh y 851 MW, respectivamente.
De esta forma, por la aplicación de programas orientados
al sector doméstico, se estima que durante 2006 se alcanzarán
ahorros anuales en consumo de energía del orden de 1,243 GWh
Cuadro 51
Ahorros estimados por la aplicación de programas en el sector doméstico
Año
Ahorro de energía
GWh
Demanda evitada acumulada
MW*
2005
967
592
2006
1,243
671
2007
1,278
691
2008
1,312
711
2009
1,347
731
2010
1,382
751
2011
1,417
771
2012
1,451
791
2013
1,486
811
2014
1,521
831
2015
1,556
851
*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado 2006.
5.1.7 Administración Pública Federal (APF)
Administración Pública Federal, con el objeto de establecer
un proceso de mejora continua que permita paulatinamente
incrementar la eficiencia energética en las dependencias
y entidades del gobierno federal, mediante la implantación
de buenas prácticas e innovación tecnológica, así como
la utilización de herramientas de operación, control y seguimiento,
que propicien el uso eficiente y eficaz de los recursos públicos,
y contribuyan a la preservación de los recursos energéticos
y la ecología de la Nación.
Con el fin de reducir los niveles de consumo de energía
eléctrica en edificios de la APF, desde 1999 la Conae ha
operado un programa que ha evolucionado positivamente
a través del tiempo.
Durante 2003, se publicó en el Diario Oficial de la
Federación (DOF), el Acuerdo que establece las Disposiciones
Generales para el Programa de Ahorro de Energía en la
114
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
De esta manera, en 2005 se registraron en el programa
641 inmuebles de oficina (1,455 edificaciones) que representan
4.75 millones de m2 de superficie construida y un consumo
de 384.6 GWh/año. En lo que se refiere a los inmuebles
de otro uso, se registraron 329 inmuebles (819 edificaciones)
con un área de 1.99 millones de m2 y un consumo de
210 GWh/año.
de iluminación, acondicionamiento ambiental y asilamiento
térmico de sus inmuebles.
Como parte de las actividades de evaluación de resultados,
se analizan los registros trimestrales de consumo de energía
eléctrica de los inmuebles inscritos al programa que envían
información a la Conae. En este sentido, durante 2005,
se calculó un índice global de consumo de energía en inmuebles
de uso de oficina, de 81.0 kWh/m2-año, equivalente a 29.5%
menos de lo que se tendría en caso de no haberse aplicado
el programa, y que representa 202 millones de kWh ahorrados
durante 2005.
Particularmente, la CFE, a través del PAESE, reforzó
la promoción del ahorro y uso eficiente de la energía eléctrica
en sus instalaciones, mediante la aplicación de medidas
en usos propios de centrales generadoras y en los sistemas
Gráfica 33
Reducción del índice de consumo de energía eléctrica (ICEE)
en las oficinas públicas de la APF con y sin programa, 1998–2005
(kWh/m2-año)
ICEE (kWh/m2-año)
ICEE sin programa
120
115.1
115
110
107.4
108.4
105
109.5
110.6
82.6
82.7
111.7
112.8
114.0
100
99.0
95
90
85
81.4
81.0
81.4
81.2
80
75
70
1998
1999
2000
2001
Fuente: Conae, 2006.
115
2002
2003
2004
2005
Secretaría de Energía
Se estima que en 2015 los ahorros anuales en consumo
de energía eléctrica serán del orden de 319 GWh.
eléctrica del orden de 172 GWh y 35 MW en demanda evitada
acumulada.
Cuadro 53
Ahorros estimados por programas internos en CFE
Cuadro 52
Ahorros estimados por la aplicación del Programa
de Inmuebles de la APF
Año
Ahorro de energía
GWh
Demanda evitada
acumulada
MW*
3
Año
Ahorro de energía
GWh
2005
21
2005
202
2006
58
9
2006
211
2007
71
12
2007
221
2008
84
15
2008
232
2009
96
18
2009
242
2010
109
21
2010
254
2011
121
23
2011
266
2012
134
26
2012
278
2013
147
29
2013
291
2014
159
32
2014
304
2015
172
35
2015
319
*Suma de la demanda evitada sin considerar la aplicación estricta
de factores de coincidencia.
Fuente: Conae, con base en información del PAESE-CFE, comunicado
2006.
Fuente: Conae, 2006.
5.2 Estado actual y avances
en investigación y desarrollo tecnológico
en tecnologías de generación eléctrica
5.1.8 Programas Internos de Ahorro de Energía
en CFE
A través del Programa de Ahorro de Energía del Sector
Eléctrico (PAESE), se impulsa el desarrollo de proyectos
de ahorro de energía dentro de las instalaciones de Comisión
Federal de Electricidad, con la aplicación de medidas en usos
propios de centrales generadoras y asimismo, en sistemas
de iluminación, acondicionamiento ambiental y aislamiento
térmico en inmuebles de la Comisión.
Para poner en perspectiva los nuevos desarrollos
en tecnologías para la generación de electricidad, es conveniente
analizar los factores que impulsaron estos desarrollos. En la
actualidad, las grandes preocupaciones del sector eléctrico
en materia de generación son el costo de la energía eléctrica y la
seguridad de su suministro, relacionados con la disponibilidad
y precios de combustibles, así como los impactos ambientales
de la generación, particularmente el calentamiento global y,
en México, la reducción de emisiones de SOx.
De esta forma, durante 2005, se llevaron a cabo 38
proyectos de ahorro de energía: 10 corresponden a sistemas
de iluminación, 20 a sistemas de condicionamiento ambiental,
cuatro proyectos de variadores de velocidad, uno relacionado
con la adecuación de una estación de regulación de gas,
dos más en sistemas de aire comprimido de centrales de ciclo
combinado y otro de sustitución de motores eficientes.
Por otro lado, se tienen en desarrollo nueve proyectos
de acondicionamiento ambiental, dos de reemplazo
de compresores en centrales térmicas y un proyecto para la
incorporación de variadores de velocidad.
Un hecho observable en el sector eléctrico, es la
implementación de estrategias de diversificación de fuentes
de energía y mitigación de riesgos derivados de la alta
volatilidad de los precios del gas natural, lo cual ha resultado
del análisis de varias opciones tecnológicas adicionales al ciclo
combinado, tales como la nuclear y el carbón, en las cuales
los costos de generación eléctrica son más estables debido
a la menor volatilidad del precio del combustible.
Con la realización de estas acciones, se estima que para
2015 se alcanzarán ahorros anuales en consumo de energía
Una vertiente de los desarrollos se ha orientado a las
energías renovables. En energía eólica se han reducido
116
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
los costos de inversión por kW instalado a montos que van
de 1,200 a 1,400 dólares, lo cual sigue siendo alto dadas
las limitaciones de disponibilidad de esta fuente primaria.
La misma tecnología básica se está desarrollando para
el aprovechamiento de corrientes marinas, aunque está opción
es incipiente.
del combustible nuclear; o, en evaluaciones menos optimistas,
como muy cercana a ser competitiva. Las inversiones requeridas
están en la actualidad entre 1,800 y 2,000 dólares por kW
instalado y se espera que al tener más experiencia con los
reactores de nuevo diseño actual, estos montos de inversión
se puedan reducir a niveles de 1,500 dólares por kW instalado.
La tecnología tiene además la ventaja de tener muy bajas
emisiones de CO2 comparadas con cualquier combustible
fósil, aunque todavía tiene rechazo entre varios sectores de la
población mundial.
En energía solar se tienen las opciones de la energía
solar térmica y la fotovoltaica. En solar térmica hay algunos
desarrollos, incluyendo uno en México, que normalmente
se asocian a centrales termoeléctricas (fósiles) y se utilizan
para mejorar su eficiencia. Los sistemas fotovoltaicos para
generación eléctrica todavía resultan demasiado caros, pero
se espera que en el mediano plazo tengan un papel importante.
Estos equipos fotovoltaicos, por ser de tamaños pequeños,
requieren que se establezcan sistemas para operar una red con
generación distribuida, lo cual también presenta sus problemas
técnicos que tomará tiempo resolver.
Otra vertiente de los desarrollos ha sido el aprovechamiento
más eficiente de los combustibles fósiles, con tecnologías que
a la vez se presten a la eventual separación y captura del bióxido
de carbono. La tecnología que ha resultado, es la Gasificación
Integrada a Ciclos Combinados (IGCC), utilizando ya sea
carbón, coque de petróleo, residuales de refinación o biomasa.
Esta tecnología aprovecha las ventajas de la alta eficiencia
de las turbinas de gas, así como la facilidad de manejar corrientes
de gases que son relativamente fáciles de limpiar, reteniendo
el azufre y facilitando la separación del CO2, aunque esta última
función no está operando todavía. En la actualidad las centrales
de gasificación requieren inversiones que oscilan entre 1,250
y 1,600 dólares por kW instalado y tienen eficiencias netas
del orden del 42%, que se comparan con el 38% de las centrales
convencionales.
En las tecnologías de gasificación hay que considerar
el impacto del proyecto FUTURE-GEN que está impulsando
EUA, invirtiendo 1,000 millones de dólares para tener una
central de gasificación con separación y captura de CO2,
que ciertamente impulsará esta tecnología hacia adelante. La
tecnología de gasificación ha venido a desplazar en el mediano
plazo a la tecnología de combustión en lecho fluidizado, que
tiene la gran ventaja de retener el azufre, pero que no se presta
a la separación del CO2. Sin embargo, a corto plazo esta
tecnología está encontrando aplicación en nichos particulares
en los que conviene utilizar combustibles de muy mala calidad
por su contenido de cenizas.
Finalmente, la otra rama tecnológica que resurge en el
sector eléctrico mundial es la nuclear. Dependiendo de la fuente
que se consulte, esta tecnología se presenta como la más
económica para generar electricidad, por los bajos precios
117
NOM-011-ENER-2002
Establece los niveles mínimos de eficiencia energética estacional que deben cumplir los
acondicionadores de aire tipo central.
NOM-015-ENER-2002
Fija los límites máximos de consumo de energía de los refrigeradores y congeladores
electrodomésticos.
NOM-016-ENER-2002
Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, trifásicos,
de inducción, tipo de jaula de ardilla, de uso general, en potencia nominal de 0.746 hasta 373 KW.
NOM-008-ENER-2001
Limita la ganancia de calor de las edificaciones a través de su envolvente, con objeto de racionalizar
el uso de la energía en los sistemas de enfriamiento.
NOM-022-ENER-/SCFI
/ECOL-2000
Para aparatos de refrigeración comercial, establece las especificaciones y los métodos de prueba
de los valores de consumo de energía por litro, así como las especificaciones de seguridad al
usuario y de eliminación de cloro-floro-carbonos (CFC’s).
NOM-021-ENER-/SCFI
/ECOL-2000
Para acondicionadores de aire tipo cuarto, establece las especificaciones y los métodos de prueba
de la Relación de Eficiencia Energética (REE), así como las especificaciones de seguridad al usuario
y la eliminación de cloroflorocarbonos (CFC’s).
NOM-005-ENER-2000
Establece los niveles de consumo de energía eléctrica máximos permisibles que deben cumplir
las lavadoras de ropa electrodomésticas.
NOM-001-ENER-2000
Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir las bombas verticales tipo
turbina con motor externo.
NOM-018-ENER-1997
Establece las características y métodos de prueba que deben cumplir los materiales, productos
componentes y elementos termo-aislantes para techos, plafones y muros de las edificaciones.
NOM-017-ENER-1997
Fija los límites mínimos de eficacia de las lámparas fluorescentes, con potencias hasta de 28 W
y de los balastros con que operan.
NOM-014-ENER-1997
Establece los valores mínimos de eficiencia de los motores de corriente alterna, monofásicos,
de inducción, tipo jaula de ardilla, de uso general en potencia nominal de 0.18 hasta 1,500 KW.
NOM-013-ENER-1996
Establece niveles de eficiencia energética en términos de valores máximos de Densidad de Potencia
Eléctrica de Alumbrado (DPEA).
NOM-010-ENER-1996
Fija los valores mínimos de eficiencia energética que deben cumplir el conjunto motor-bomba
sumergibles.
NOM-007-ENER-1995
Establece niveles de eficiencia energética en términos de DPEA que debe cumplir los sistemas
de alumbrado en edificios no residenciales nuevos y ampliaciones de los ya existentes. También
establece el método de cálculo para determinar la DPEA de los sistemas de alumbrado para uso
general de edificios no residenciales.
NOM-006-ENER-1995
Establece los valores de eficiencia energética que deben cumplir los sistemas de bombeo para pozo
profundo instalados en campo.
NOM-004-ENER-1995
Establece los niveles mínimos de eficiencia energética que deben cumplirse para las bombas
centrífugas de uso doméstico.
Fuente: Conae.
Anexo
uno
Resumen de las Normas Oficiales
Mexicanas de eficiencia energética, 2006
Tabla 1
Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Área
Región
Principales localidades
Área
Región
Principales localidades
Noroeste
Sonora Norte
Pto. Peñasco
Central
Central
Cd. de México
Nogales
Toluca
Hermosillo
Cuernavaca
Cananea
Tula
Nacozari
Sonora Sur
Pachuca
Oriental
Oriental
Xalapa
Navojoa
Tuxpan
El Fuerte
Veracruz
Los Mochis
Boca del Río
Guasave
Orizaba
Culiacán
Puebla
Mazatlán
Mazatlán
Tehuacán
Juárez
Cd.Juárez
San Martín Texmelucan
Moctezuma
Tlaxcala
Nvo. Casas Grandes
Chihuahua
Cuautla
Chihuahua
Acapulco
Cuauhtémoc
Zihuatanejo
Camargo
Laguna
Temascal
Juchitán
Torreón
Huatulco
G. Palacio
Puerto Escondido
Durango
Río Escondido
Piedras Negras
Salina Cruz
Coatzacoalcos
Nva. Rosita
Coatzacoalcos
Minatitlán
Río Escondido
Grijalva
San Cristobal
Nuevo Laredo
Tuxtla Gutiérrez
Monterrey
Tapachula
Monclova
Cárdenas
Cerralvo
Macuspana
Saltillo
Reynosa
Oaxaca
Parral
Durango
Monterrey
Acapulco
Chilpancingo
Delicias
Noreste
Poza Rica
Cd. Obregón
Los Mochis
Norte
Guaymas
Reynosa
Villahermosa
Peninsular
Lerma
Escárcega
Río Bravo
Champotón
Matamoros
Campeche
Tamazunchale
Tamazunchale
Huasteca
Altamira
Cd. del Carmen
Mérida
Tampico
Motul
Cd. Victoria
Cd. Valles
Mérida
Ticul
Cancún
Cancún
Mante
Valladolid
Río Verde
Cozumel
Tizimín
Chetumal
Chetumal
Anexo
dos
Tablas regionales
Secretaría de Energía
Tabla 1 (Continuación)
Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Área
Región
Principales localidades
Occidental
Guadalajara
Guadalajara
Área
Región
Principales localidades
BCN
Mexicali
Mexicali
Cd. Guzmán
Tepic
Puerto Vallarta
Manzanillo
San Luis R. C.
Manzanillo
Tijuana
Colima
Aguascalientes - S.L.P.
Tecate
Zacatecas
Ensenada
Ensenada
V. Constitución
C. Constitución
San Luis Potosí
La Paz
La Paz
Matehuala
Los Cabos
Cabo San Lucas
Aguascalientes
Bajío
BCS
Irapuato
San José del Cabo
Guanajuato
León
Salamanca
Celaya
Querétaro
San Luis de la Paz
San Juan del Río
Uruapan
Morelia
Zamora
Apatzingan
Pátzcuaro
Lázaro Cárdenas
Tijuana
Lázaro Cárdenas
Infiernillo
Fuente: CFE.
122
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Tabla 2
Sistema Eléctrico Nacional: ventas totales por área operativa1
(GWh)
Área
Total nacional
Variación (%)
Noroeste
Variación (%)
Norte
Variación (%)
Noreste
Variación (%)
Occidental
Variación (%)
Central-CFE
Variación (%)
Central-LyFC
Variación (%)
Subtotal Central
Variación (%)
Oriental
Variación (%)
Peninsular
Variación (%)
Baja California
Variación (%)
Baja California
Sur
Variación (%)
Pequeños
Sistemas2
Variación (%)
Exportación
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca (%)
1995-2005
115,227
122,752
130,598
137,284
145,127
155,544
157,475
160,547
161,337
164,515
171,048
4.0
3.5
6.5
6.4
5.1
5.7
7.2
1.2
2.0
0.5
2.0
4.0
8,561
9,357
9,872
10,020
10,541
11,015
11,259
11,229
11,699
12,312
12,974
4.7
9.3
5.5
1.5
5.2
4.5
2.2
-0.3
4.2
5.2
5.4
9,087
9,741
10,264
11,113
11,701
12,651
13,197
13,576
13,882
13,413
14,112
5.5
7.2
5.4
8.3
5.3
8.1
4.3
2.9
2.3
-3.4
5.2
18,675
20,490
22,209
23,746
25,629
27,565
27,773
28,633
27,006
27,975
29,085
4.9
9.7
8.4
6.9
7.9
7.6
0.8
3.1
-5.7
3.6
4.0
24,389
26,017
27,986
29,724
31,724
34,049
33,758
34,858
35,454
36,205
37,585
3.7
6.7
7.6
6.2
6.7
7.3
-0.9
3.3
1.7
2.1
3.8
1,824
2,265
2,510
2,527
2,645
2,669
2,684
2,762
2,768
2,759
3,017
13.3
24.2
10.8
0.7
4.7
0.9
0.6
2.9
0.2
-0.3
9.4
23,465
24,055
25,461
26,499
27,563
29,422
29,611
29,233
28,859
29,036
29,474
-1.9
2.5
5.8
4.1
4.0
6.7
0.6
-1.3
-1.3
0.6
1.5
25,289
26,320
27,971
29,026
30,208
32,091
32,295
31,995
31,627
31,795
32,491
-0.9
4.1
6.3
3.8
4.1
6.2
0.6
-0.9
-1.2
0.5
2.2
18,514
19,902
21,198
22,337
22,983
24,439
24,742
25,576
25,628
25,976
27,304
6.5
7.5
6.5
5.4
2.9
6.3
1.2
3.4
0.2
1.4
5.1
3,233
3,264
3,652
3,961
4,169
4,525
4,869
5,125
5,431
5,741
5,893
2.0
1.0
11.9
8.5
5.3
8.5
7.6
5.3
6.0
5.7
2.6
4,870
5,606
6,184
6,347
7,020
7,939
8,195
8,115
8,519
8,868
8,981
6.1
15.1
10.3
2.6
10.6
13.1
3.2
-1.0
5.0
4.1
1.3
691
811
845
863
944
995
1,026
1,007
1,052
1,131
1,239
-2.1
17.4
4.2
2.1
9.4
5.4
3.2
-1.9
4.5
7.5
9.5
57
65
73
71
77
80
90
89
86
93
93
5.6
14.0
12.3
-2.5
8.0
4.0
12.9
-1.4
-3.4
8.1
0.0
1,861
1,179
344
76
131
195
271
344
953
1,006
1,291
tmca: tasa media de crecimiento anual.
1
No incluye el consumo de energía eléctrica de autoabastecimiento y cogeneración.
2
Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional.
Fuente: CFE.
123
4.2
4.5
4.5
4.4
5.2
2.3
2.5
4.0
6.2
6.3
6.0
5.0
-3.6
Secretaría de Energía
Tabla 3
Ventas totales por entidad federativa y región estadística, 1995-2005
(GWh)
Región
2001
2002
2003
2004
2005
tmca (%)
1995-2005
7,542
7,785
7,678
8,050
8,391
8,496
6.3
944
995
1,026
1,007
1,051
1,130
1,239
6.0
7,107
7,518
7,894
7,956
7,783
8,089
8,514
9,022
4.1
3,230
3,374
3,518
3,713
3,886
4,080
4,276
4,438
4.9
17,230
18,505
19,949
20,480
20,354
21,270
22,311
23,195
5.1
1995
1996
1997
1998
1999
Baja California
4,627
5,326
5,875
6,030
6,669
Baja California
Sur
691
811
845
863
Sonora
6,061
6,762
7,177
Sinaloa
2,744
2,875
3,004
14,122
15,774
16,901
2000
Noroeste
Total Noroeste
Noreste
Chihuahua
5,280
5,598
5,976
6,526
6,847
7,493
7,609
7,783
8,053
8,132
8,772
5.2
Coahuila
5,258
5,941
6,558
7,259
7,748
8,299
8,753
8,958
8,741
8,229
8,373
4.8
Durango
1,683
1,801
1,893
2,002
2,155
2,289
2,269
2,334
2,347
2,461
2,599
4.4
Nuevo León
9,608
10,643
11,428
12,044
13,000
13,946
13,880
14,421
12,806
13,034
13,702
3.6
Tamaulipas
5,223
5,474
5,803
6,130
6,654
7,209
7,478
7,367
7,288
7,565
7,775
4.1
27,052
29,457
31,658
33,961
36,404
39,236
39,989
40,863
39,235
39,421
41,221
4.3
Total Noreste
Centro-Occidente
Aguascalientes
1,641
1,808
1,923
1,962
1,898
2,092
2,138
1,817
1,792
1,826
2,043
2.2
Colima
1,019
1,163
1,187
1,201
1,284
1,345
1,249
1,289
1,163
1,215
1,340
2.8
Guanajuato
4,343
4,557
4,963
5,164
5,668
6,278
6,335
6,818
6,817
7,023
7,575
5.7
Jalisco
6,316
6,626
6,847
7,457
7,945
8,492
8,711
9,520
9,554
9,625
10,049
4.8
Michoacán
4,598
4,844
5,599
5,996
6,537
6,891
6,074
6,320
6,913
7,402
7,072
4.4
460
471
485
517
549
577
614
818
850
910
972
7.8
Querétaro
2,774
3,092
3,384
3,666
3,921
4,178
4,313
3,184
3,106
3,265
3,375
2.0
San Luis
Potosí
2,998
3,216
3,357
3,535
3,624
3,920
3,985
4,124
4,355
4,693
4,821
4.9
Zacatecas
1,061
1,133
1,181
1,265
1,375
1,419
1,490
1,680
1,692
1,492
1,596
4.2
25,210
26,910
28,926
30,763
32,801
35,192
34,909
35,570
36,242
37,451
38,843
4.4
Nayarit
Total CentroOccidente
Centro
Distrito
Federal
11,860
11,569
12,156
12,416
12,496
13,251
13,638
13,187
13,252
13,296
13,367
1.2
Hidalgo
1,855
1,909
2,200
2,362
2,523
2,742
2,731
3,247
3,274
3,014
2,959
4.8
México
11,117
12,402
13,147
13,593
14,477
15,349
15,162
15,201
14,732
14,868
15,441
3.3
Morelos
1,302
1,294
1,432
1,599
1,731
1,965
1,970
1,973
1,993
2,015
2,117
5.0
Puebla
4,229
4,649
5,059
5,501
5,783
6,068
6,075
6,203
6,244
6,218
6,462
4.3
Tlaxcala
Total Centro
836
987
1,086
1,140
1,229
1,358
1,417
1,469
1,474
1,595
1,765
7.8
31,199
32,810
35,080
36,611
38,239
40,733
40,993
41,280
40,969
41,006
42,111
3.0
Sur-Sureste
Campeche
482
471
522
576
583
627
692
737
815
846
889
6.3
Chiapas
1,171
1,207
1,278
1,348
1,306
1,397
1,522
1,759
1,820
1,912
2,038
5.7
Guerrero
1,649
1,602
1,720
1,802
1,896
2,018
2,127
2,291
2,399
2,469
2,574
4.6
Oaxaca
1,045
1,068
1,148
1,213
1,273
1,377
1,482
1,995
2,014
2,083
2,142
7.4
Quintana Roo
1,203
1,235
1,423
1,556
1,658
1,859
2,010
2,170
2,288
2,457
2,473
7.5
Tabasco
1,270
1,265
1,365
1,500
1,650
1,870
2,017
2,056
2,138
2,301
2,399
6.6
124
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Tabla 3 (Continuación)
Ventas totales por entidad federativa y región estadística, 1995-2005
(GWh)
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
tmca (%)
1995-2005
Veracruz
7,358
8,151
8,454
8,750
8,676
8,974
8,727
8,824
8,780
8,721
9,248
2.3
Yucatán
1,548
1,558
1,707
1,829
1,928
2,039
2,167
2,214
2,328
2,438
2,531
5.0
Total SurSureste
15,726
16,557
17,617
18,574
18,970
20,160
20,744
22,046
22,582
23,227
24,294
4.4
113,309
121,508
130,182
137,139
144,919
155,269
157,114
160,114
160,298
163,416
169,664
4.1
Región
Total Estados
Pequeños Sistemas
Norte
51
59
66
65
70
72
82
80
76
82
82
4.8
Sur
2
2
2
1
1
1
1
2
3
3
3
6.7
Importación
5
5
5
5
6
6
7
7
7
8
8
6.1
57
65
73
71
77
80
90
89
86
93
93
4.9
113,366
121,573
130,255
137,210
144,996
155,349
157,204
160,203
160,384
163,509
169,757
4.1
Total pequeños
sistemas
Total
Fuente: CFE.
125
Secretaría de Energía
Tabla 4
Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005
No.
Nombre de la central
Municipio
Estado
Tecnología
Combustible
Área
Total
Número
de
unidades
Capacidad
efectiva
MW
Generación
bruta
GWh
Factor
de
planta (%)
603
46,534
218,971
54.1
Noroeste
10
El Novillo (Plutarco
Elías Calles)
Soyopa
Sonora
HID
Noroeste
3
135
405
34.3
11
Comedero (Raúl J.
Marsal)
Cosalá
Sinaloa
HID
Noroeste
2
100
200
22.9
12
Bacurato
Sinaloa de
Leyva
Sinaloa
HID
Noroeste
2
92
403
50.0
14
Huites (Luis Donaldo
Colosio)
Choix
Sinaloa
HID
Noroeste
2
422
1,164
31.5
30
Puerto Libertad
Pitiquito
Sonora
TC
COM
Noroeste
4
632
3,518
63.5
31
Guaymas II (Carlos
Rodríguez Rivero)
Guaymas
Sonora
TC
COM
Noroeste
4
484
1,358
32.0
32
Mazatlán II (José
Aceves Pozos)
Mazatlán
Sinaloa
TC
COM
Noroeste
3
616
3,694
68.5
33
Presidente Juárez
Rosarito
Baja
California
TC/CC/TG
COM y GAS
Baja
California
11
1,026
3,772
42.0
36
Topolobampo II (Juan
de Dios Bátiz)
Ahome
Sinaloa
TC
COM
Noroeste
3
360
2,094
66.4
40
Cerro Prieto
Mexicali
Baja
California
GEO
Baja
California
13
720
5,521
87.5
42
San Carlos (Agustín
Olachea A.)
San Carlos
Baja
California
Sur
CI
COM y DIE
Baja
California
3
104
586
64.2
43
Baja California Sur I
La Paz
Baja
California
Sur
CI
COM y DIE
Baja
California
1
43
121
74.9
52
Punta Prieta
La Paz
Baja
California
Sur
TC
COM
Baja
California
3
113
634
64.3
56
El Fuerte (27 de
Septiembre)
El Fuerte
Sinaloa
HID
Noroeste
3
59
351
67.5
60
Humaya
Badiraguato
Sinaloa
HID
Noroeste
2
90
394
49.9
65
Hermosillo
Hermosillo
Sonora
CC
GAS
Noroeste
2
225
165
8.4
66
Hermosillo ( PIE )
Hermosillo
Sonora
CC
GAS
Noroeste
1
250
1,316
60.1
67
Tres Vírgenes
Comondú
Baja
California
Sur
GEO
Aislados
2
10
37
42.0
82
Mexicali ( PIE )
Mexicali
Baja
California
CC
GAS
Baja
California
1
489
2,191
51.1
84
Naco Nogales ( PIE )
Agua Prieta
Sonora
CC
GAS
Noroeste
80.5
Total Noroeste
1
258
1,819
66
6,228
29,742
Noreste
24
Altamira
Altamira
Tamaulipas
TC
COM y GAS
Noreste
4
800
3,776
53.9
26
Río Bravo (Emilio
Portes Gil)
Río Bravo
Tamaulipas
TC/TG
COM y GAS
Noreste
4
520
1,513
33.2
27
Francisco Villa
Delicias
Chihuahua
TC
COM y GAS
Norte
5
300
1,479
56.3
28
Samalayuca
Cd. Juárez
Chihuahua
TC
COM y GAS
Norte
2
316
1,560
56.4
29
Lerdo (Guadalupe
Victoria)
Lerdo
Durango
TC
COM
Norte
2
320
2,305
82.2
38
Río Escondido (José
López Portillo)
Río Escondido
Coahuila
CAR
K
Noreste
4
1,200
9,357
89.0
39
Carbón II
Nava
Coahuila
CAR
K
Noreste
4
1,400
9,023
73.6
45
Samalayuca II
Cd. Juárez
Chihuahua
CC
GAS
Norte
6
522
3,097
67.8
46
Huinalá I y II
Pesquería
Nuevo León
CC/TG
GAS
Noreste
8
968
3,761
44.4
50
Gómez Palacio
Gómez Palacio
Durango
CC
GAS
Norte
6
252
198
9.0
126
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Tabla 4 (Continuación)
Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005
Número
de
unidades
Capacidad
efectiva
MW
Generación
bruta
GWh
Factor
de
planta (%)
Noreste
2
66
109
18.8
GAS
Norte
4
554
3,053
62.9
CC
GAS
Noreste
1
248
1,432
66.0
CC
GAS
Norte
1
498
2,754
78.9
Tamaulipas
CC
GAS
Noreste
1
495
2,279
52.6
Valle Hermoso
Tamaulipas
CC
GAS
Noreste
1
495
1,717
39.6
Río Bravo IV ( PIE )
Valle Hermoso
Tamaulipas
CC
GAS
Noreste
1
500
1,885
57.1
78
Monterrey III ( PIE )
S. N. Garza
Nuevo León
CC
GAS
Noreste
1
449
3,147
80.0
79
Altamira II ( PIE )
Altamira
Tamaulipas
CC
GAS
Noreste
1
495
3,083
71.1
80
Altamira III y IV (PIE )
Altamira
Tamaulipas
CC
GAS
Noreste
1
1,036
5,932
65.4
83
Chihuahua III ( PIE )
Juárez
Chihuahua
CC
GAS
Norte
1
259
1,100
48.5
60
11,692
62,562
No.
Nombre de la central
Municipio
Estado
Tecnología
68
La Amistad
Acuña
Coahuila
HID
69
El Encino (Chihuahua
II)
Chihuahua
Chihuahua
CC
72
Saltillo ( PIE )
Ramos Arizpe
Coahuila
73
La Laguna II ( PIE )
Gómez Palacio
Durango
75
Río Bravo II ( PIE )
Valle Hermoso
76
Río Bravo III ( PIE )
77
Combustible
Área
Total Noreste
Centro Occidente
8
Villita (José María
Morelos)
Lázaro
Cárdenas
Michoacán
HID
Central
4
280
1,145
46.7
13
Aguamilpa Solidaridad
Tepic
Nayarit
HID
Occidental
3
960
1,353
16.1
15
Agua Prieta
(Valentín Gómez
Farías)
Zapopan
Jalisco
HID
Occidental
2
240
183
8.7
20
Manzanillo (Manuel
Álvarez Moreno)
Manzanillo
Colima
TC
COM
Occidental
4
1,200
5,846
55.6
21
Manzanillo II
Manzanillo
Colima
TC
COM
Occidental
2
700
4,331
70.6
22
Salamanca
Salamanca
Guanajuato
TC
COM y GAS
Occidental
4
866
2,546
33.6
TC
COM
Occidental
2
700
3,243
52.9
GAS
23
Villa de Reyes
Villa de Reyes
San Luis
Potosí
49
El Sauz
P. Escobedo
Querétaro
CC
Occidental
7
601
3,193
60.7
53
Azufres
Cd. Hidalgo
Michoacán
GEO
Occidental
14
190
1,449
87.3
55
Cupatitzio
Uruapan
Michoacán
HID
Occidental
2
72
404
63.6
58
Cóbano
G. Zamora
Michoacán
HID
Occidental
2
52
215
47.2
61
Lerma (Tepuxtepec)
[LyFC]
Contepec
Michoacán
HID
Central
3
67
181
30.8
62
Santa Rosa (Manuel
M. Diéguez)
Amatitán
Jalisco
HID
Occidental
2
61
206
38.4
74
Colimilla
Tonalá
Jalisco
HID
Occidental
4
51
42
9.3
El Sauz (Bajío) ( PIE )
S. Luis de la
Paz
Guanajuato
CC
Occidental
1
565
4,698
94.9
56
6,605
29,034
10
107
323
34.4
2
292
1,273
49.8
81
GAS
Total Centro
Occidente
Centro
9
Necaxa [LyFC]
J. Galindo
Puebla
HID
Central
16
Zimapán (Fernando
Hiriart Balderrama)
Zimapán
Hidalgo
HID
Occidental
17
Tula (Francisco
Pérez Ríos)
Tula
Hidalgo
TC/CC
COM y GAS
Central
11
1,989
11,703
67.2
18
Valle de México
Acolman
México
TC y CC
GAS
Central
7
1,087
4,760
50.0
19
Jorge Luque [LyFC]
Tultitlán
México
TC/TG
GAS
Central
8
362
647
20.4
54
Mazatepec
Tlatlauquitepec
Puebla
HID
Oriental
4
220
415
21.5
59
Humeros
Chignautla
Puebla
GEO
Oriental
8
40
292
83.2
63
Patla [LyFC]
Zihuateutla
Puebla
HID
Central
3
39
106
30.9
53
4,136
19,517
Total Centro
127
Secretaría de Energía
Tabla 4 (Continuación)
Datos técnicos de las principales centrales en operación, 2005
Número
de
unidades
Capacidad
efectiva
MW
Generación
bruta
GWh
Factor
de
planta (%)
Oriental
5
900
2,415
30.6
HID
Oriental
8
2,400
5,543
26.4
Chiapas
HID
Oriental
6
1,080
2,862
30.3
Chiapas
HID
Oriental
4
420
1,374
37.3
San Miguel
Oaxaca
HID
Oriental
6
354
1,501
48.4
6
Caracol (Carlos
Ramírez Ulloa)
Apaxtla
Guerrero
HID
Oriental
3
600
850
16.2
7
Infiernillo
La Unión
Guerrero
HID
Central
6
1,000
2,749
31.4
25
Tuxpan (Adolfo López
Mateos)
Tuxpan
Veracruz
TC/TG
COM y GAS
Oriental
7
2,263
12,589
63.5
34
Lerma (Campeche)
Campeche
Campeche
TC
COM
Peninsular
4
150
729
55.5
35
Mérida II
Mérida
Yucatán
TC
COM y GAS
Peninsular
3
198
1,017
58.6
37
Valladolid (Felipe
Carrillo Puerto)
Valladolid
Yucatán
TC/CC
COM y GAS
Peninsular
5
295
1,514
58.6
41
Laguna Verde
Alto Lucero
Veracruz
NUC
UO2
Oriental
2
1,365
10,805
90.4
44
Petacalco (Plutarco
Elías Calles)
La Unión
Guerrero
DUAL
COM y K
Occidental
6
2,100
14,275
77.6
47
Campeche (PIE)
Palizada
Campeche
CC
GAS
Peninsular
1
252
1,782
80.6
48
Dos Bocas
Medellín
Veracruz
CC
GAS
Oriental
6
452
2,665
67.3
51
Poza Rica
Tihuatlán
Veracruz
TC
COM
Oriental
3
117
591
57.7
57
Nachi-Cocom
Mérida
Yucatán
TC/TG
COM y DIE
Peninsular
3
79
264
38.2
64
Mérida III (PIE)
Mérida
Yucatán
CC
GAS
Peninsular
1
484
3,371
79.5
70
Tuxpan II (PIE)
Tuxpan
Veracruz
CC
GAS
Oriental
1
495
3,397
78.4
71
Tuxpan III y IV (PIE)
Tuxpan
Veracruz
CC
GAS
Oriental
1
983
5,464
63.5
81
15,987
75,759
287
1,885
2,357
No.
Nombre de la central
Municipio
Estado
Tecnología
1
Angostura (Belisario
Domínguez)
V. Carranza
Chiapas
HID
2
Chicoasén (Manuel
Moreno Torres)
Chicoasén
Chiapas
3
Malpaso
Tecpatán
4
Peñitas
Ostuacán
5
Temascal
Combustible
Área
Sur Sureste
Total Sur Sureste
Otras1
En 108 centrales generadoras.
HID: Hidroeléctrica, TC: Térmica convencional, CC: Ciclo Combinado, TG: Turbogás, CAR: Carbón, DUAL: Dual.
NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna.
COM: Combustóleo, DIE: Diesel, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio.
Fuente: CFE.
1
128
14.3
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Mapa 1
Distribución geográfica de las principales centrales en operación, 2005
33
40
82
84
65
28 45
69
30 66
68 38
10
83
67
31
14
43 52
73
56
29
12
36
42
39
27
72
78
60
11
26
75
76
77
50
46
32
79
24
Hidroeléctrica
Térmoeléctrica convencional
Carboeléctrica
Nucleoeléctrica
Dual
Ciclo combinado
80
23
71
51 25
16
63
74 22
49
70
9
62 15
58
54
1918
41
55
20 21
7
17
48
59
13
81
53
8
44
Geotermoeléctrica
35
34
47
61
6
4
5
3
2
1
Combustión interna
Nota: Los números que aparecen en cada central corresponden a la numeración de las centrales en la Tabla 4.
Fuente: CFE.
129
57
64
37
Secretaría de Energía
Tabla 5
Evolución de la generación bruta por tecnología y región estadística, 2005-2015
GWh
Tipo
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
218,971
225,106
236,082
246,543
258,735
266,102
280,578
294,247
309,928
326,914
343,357
30,147
31,007
32,886
34,418
37,985
38,504
40,431
41,298
41,122
43,913
47,230
Hidráulica
3,115
1,993
1,954
1,993
1,993
1,993
1,993
1,993
1,993
1,993
1,993
Ciclo
combinado
8,354
10,170
10,154
10,854
14,351
16,653
16,979
17,245
17,136
16,863
15,702
Turbogas
349
44
26
88
326
198
104
149
200
153
157
Combustión
interna
776
1,183
1,507
1,536
1,580
1,594
1,525
1,561
1,640
1,535
1,557
Carbón
0
0
0
0
0
0
0
0
0
2,852
7,752
Eólica
1
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Total
Subtotal
Noroeste
Libre
0
0
0
0
0
259
1,561
2,572
3,317
4,438
5,199
11,994
13,185
14,515
15,241
14,809
12,624
13,369
13,063
11,983
10,845
9,357
5,558
4,432
4,730
4,706
4,925
5,184
4,899
4,715
4,853
5,233
5,512
62,841
61,407
69,675
71,709
75,313
75,064
79,153
82,136
84,435
85,370
87,718
219
286
216
286
286
286
286
286
286
286
286
33,229
30,618
38,370
41,624
46,983
49,082
55,120
55,276
52,422
48,876
45,676
317
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
3,163
8,607
14,215
19,665
Carbón
18,380
19,228
19,890
19,871
19,803
19,294
19,877
19,718
19,474
19,142
19,897
Combustóleo
10,697
11,275
11,200
9,928
8,241
6,402
3,869
3,694
3,645
2,850
2,193
29,316
30,869
35,397
41,422
41,745
39,309
43,795
46,249
51,412
62,588
65,445
Hidráulica
4,009
4,667
5,500
6,132
6,120
6,120
6,878
6,878
6,878
6,878
6,878
Ciclo
combinado
7,891
6,027
8,888
14,061
15,013
14,648
19,404
24,632
32,369
46,447
53,667
Turbogas
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Combustión
interna
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Combustóleo
Geotermia
Subtotal
Noreste
Hidráulica
Ciclo
combinado
Turbogas
Libre
Subtotal
CentroOccidente
Libre
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
15,966
19,061
19,808
20,155
19,467
17,355
16,370
13,616
11,115
8,177
3,697
1,449
1,114
1,201
1,075
1,145
1,187
1,143
1,123
1,050
1,086
1,203
20,099
14,039
13,158
10,521
14,812
17,839
19,848
27,247
34,775
38,199
38,434
Hidráulica
2,380
2,497
2,358
2,550
2,580
2,580
2,580
2,647
2,647
2,647
2,647
Ciclo
combinado
6,180
3,160
3,279
3,237
6,666
10,486
12,925
20,900
28,944
32,305
32,688
417
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
99
246
246
246
246
246
375
246
285
246
Combustóleo
Geotermia
Subtotal
Centro
Turbogas
Generación
distribuida
Libre
Combustóleo
Geotermia
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
10,830
7,934
6,941
4,143
4,995
3,857
3,378
2,547
2,220
2,188
2,133
292
350
333
344
324
670
718
777
718
775
720
130
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Tabla 5 (Continuación)
Evolución de la generación bruta por tecnología y región estadística, 2005-2015
GWh
Tipo
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Subtotal SurSureste
76,569
87,783
84,965
88,472
88,880
95,384
97,349
97,316
98,183
96,842
104,528
Hidráulica
17,889
23,461
16,120
18,367
17,601
19,323
19,063
19,054
18,998
18,992
19,949
Ciclo
combinado
17,727
20,303
27,141
27,314
28,793
29,375
28,298
28,164
28,324
28,970
28,824
276
0
0
0
0
0
0
6
2
10
1
3
0
0
0
0
0
1
1
1
2
1
Turbogas
Combustión
interna
Carbón
Dual
Eólica
Libre
0
0
0
0
0
3,674
4,730
5,011
5,000
5,024
4,730
14,275
16,240
15,469
15,361
15,141
15,235
15,655
15,357
15,006
15,214
15,655
4
59
322
426
731
1,447
2,196
2,202
2,194
2,175
2,235
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
6,166
Combustóleo
15,590
16,901
16,266
16,557
16,244
15,118
15,931
16,012
16,285
14,980
15,491
Nuclear
10,805
10,818
9,648
10,448
10,370
11,214
11,475
11,509
12,374
11,475
11,475
0
0
1
1
1
2
2
2
2
2
2
Plantas
móviles
Debido al redondeo de cifras los totales pudieran no corresponder exactamente.
Fuente: CFE.
131
Anexo
tres
Glosario de términos
Adiciones
de capacidad
por modernización
Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante
mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación
de adelantos tecnológicos.
Adiciones de
capacidad por
rehabilitación
Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación
o sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad
se ha degradado.
Arrendamiento
Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente)
acuerda pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo (s),
por el derecho de usarlo (s) durante un periodo determinado.
Autoabastecimiento
Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los
miembros de una sociedad de particulares mediante una central
generadora propia.
Autoabastecimiento
remoto
Es el suministro a cargo de proyectos de autoabastecimiento
localizados en un sitio diferente al de la central generadora utilizando
la red de transmisión del servicio público.
Capacidad
Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica
una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo
eléctrico, la cual es especificada por el fabricante o por el usuario.
Capacidad adicional
no comprometida
Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya
construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la
LSPEE y su Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser
cubiertas con proyectos de generación privados o la propia CFE.
Capacidad adicional
total
Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional
no comprometida.
Capacidad bruta
Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora
o sistema de generación.
Capacidad efectiva
Es la capacidad de una unidad generadora que se determina
tomando en cuanta las condiciones ambientales y el estado físico de
las instalaciones, y corresponde a la capacidad de placa corregida
por efecto de degradaciones permanentes debidas al deterioro
o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.
Capacidad existente
Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales
de generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio
del periodo decenal que comprende el estudio.
Capacidad de placa
Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad
generadora o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene
generalmente cuando la unidad es relativamente nueva y opera bajo
condiciones de diseño.
Capacidad de
transmisión
Es la potencia máxima que se puede transmitir a través de una línea
de transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación
como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
Secretaría de Energía
Capacidad neta
Es igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora
o sistema eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se
requiere para los usos propios de las centrales generadoras.
Capacidad retirada
Capacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo,
por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por
vencimiento de contratos de compra de capacidad.
Carga
Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en
unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona
un interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo
eléctrico produce una variación en su demanda de electricidad.
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 servicio público, (CFE, LyFC y PIE), proyectos
de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos
de importación.
Curva de carga
Gráfica que muestra la variación de la magnitud de la carga a lo largo
de un periodo determinado.
Degradación
Es la reducción obligada de la capacidad de una unidad como
consecuencia de la falla o deterioro de uno de sus componentes o por
cualquier otra condición limitante.
Demanda
Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica
requerida en un instante dado. El valor promedio dentro de cierto
intervalo es igual a la energía requerida entre el número de unidades
de tiempo del intervalo (MWh/h).
Demanda base
Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva
se indica el promedio de las demandas mínimas diarias).
Demanda máxima
Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h).
Demanda máxima
coincidente
Es la demanda máxima que se observa en un sistema interconectado
durante cierto periodo, la cual resulta menor que la suma de las
demandas máximas de las áreas que integran el sistema ya que éstas
ocurren en momentos diferentes debido a la diversidad regional
y estacional de los patrones de consumo de la energía eléctrica.
Demanda máxima no
coincidente
Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema
eléctrico, sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda
máxima no coincidente es mayor o igual a la demanda máxima
coincidente.
Demanda media
Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre
el número de horas del año (MWh/h).
Disponibilidad
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora
estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya
requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente
entre la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad
disponible y la que generaría si estuviera utilizable 100%.
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una
central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado
y del consumo específico para la conversión de energía.
134
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Energía bruta
Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos
de capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia,
importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía
de las ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las
centrales y la energía de exportación.
Energía neta
Es la energía total entregada a la red y es igual a la generación
neta de las centrales del sistema más la energía de importaciones
de otros sistemas eléctricos, más la energía adquirida de excedentes
de autoabastecedores y cogeneradores.
Factor de carga
Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda máxima
registradas en un periodo determinado. El factor de carga se acerca
a la unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese
que si el factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más
intensivo y continuo de los equipos.
Factor de diversidad
Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales
de dos o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor
mayor a uno significa que las demandas máximas no ocurren
simultáneamente.
Factor de planta
Es un indicador del grado de utilización de la capacidad de unidades
generadoras en un periodo específico. Se calcula como el cociente
entre la generación media de la unidad y su capacidad efectiva.
Gas dulce
Gas natural que sale libre de gases ácidos de algunos yacimientos
de gas no asociado o que ha sido tratado en plantas endulzadoras.
Gas natural
Mezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano
que se encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa
con el crudo, o bien en yacimientos que no contienen aceite.
Gas seco
Gas natural que contiene cantidades menores de hidrocarburos
más pesados que el metano. También se obtiene de las plantas
de proceso.
Gas natural licuado
Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha
sido licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte
y almacenamiento.
Generación bruta
Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en
las terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía
es utilizada para alimentar los equipos auxiliares de la propia central
(usos propios) y el resto es entregado a la red de transmisión
(generación neta).
Generación neta
Es la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red
de transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía
utilizada en los usos propios de la central.
Indisponibilidad
Estado donde la unidad generadora esta inhabilitada total
o parcialmente para suministrar energía por causa de alguna acción
programada o fortuita tal como: mantenimiento, falla, degradación
de capacidad y/o causas ajenas.
Indisponibilidad por
causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora esta
fuera de operación a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio
ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos
naturales, falta de combustible, etc.
135
Secretaría de Energía
Indisponibilidad por
degradación
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central
generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por
problemas de funcionamiento en algunos de sus componentes.
Indisponibilidad por
fallas
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central
generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una
unidad generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la
central.
Indisponibilidad por
mantenimiento
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo
no disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios
de conservación del equipo principal
Margen de reserva
Diferencia entre la capacidad bruta y la demanda máxima coincidente
de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje de la demanda
máxima coincidente.
Margen de reserva
operativo
Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima
coincidente de un sistema eléctrico, expresada en porcentaje
de la demanda máxima coincidente. Donde la capacidad disponible
es igual a la capacidad efectiva del sistema, menos la capacidad fuera
de servicio por mantenimiento, falla, degradación y causas ajenas.
Margen de reserva= Capacidad efectiva bruta - Demanda máxima bruta coincidente x 100%
Demanda máxima bruta coincidente
Margen de reserva operativo= Capacidad efectiva bruta disponible - Demanda máxima bruta coincidente x 100%
Demanda máxima bruta coincidente
Donde:
Capacidad efectiva bruta disponible= Capacidad efectiva bruta - Capacidad indisponible por mantenimiento, falla,
degradación o causas ajenas.
Los valores mínimos adoptados para la planeación del Sistema Interconectado (SI) y del área noroeste,
son los siguientes:
Margen de reserva=27%
Margen de reserva operativo=6%
Estos niveles se consideran adecuados cuando no hay restricciones en la red de transmisión.
Para el área de Baja California se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva, después de descontar
la capacidad indisponible por mantenimiento, lo que sea mayor de: a) La capacidad de la unidad mayor ó b) 15%
de la demanda máxima.
Para el área de Baja California Sur se adopta como valor mínimo de capacidad de reserva el total de la capacidad
de las dos unidades mayores.
Megawatt (MW)
Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts.
Megawatt hora
(MWh)
Energía consumida por una carga de un MW durante una hora.
Pérdidas
Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW),
que se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las
pérdidas se deben principalmente a la transformación de una parte
de la energía eléctrica en calor disipado en los conductores
o aparatos.
Permisionario
Los titulares de permisos de generación, exportación o importación
de energía eléctrica.
Proyecto de
autoabastecimiento
Desarrollo de una unidad de generación construida por particulares,
con la finalidad de abastecer los requerimientos de energía eléctrica
propia o entre los miembros de una sociedad de particulares.
136
Prospectiva del sector eléctrico 2006-2015
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación,
interconectados para el transporte de energía.
Sector eléctrico
Conjunto de participantes, públicos y privados, que intervienen
en los procesos de generación, transmisión, y distribución de la energía
eléctrica.
Sincronismos
Es la forma en que todos los generadores conectados a una red
de corriente alterna deben mantenerse operando para garantizar
una operación estable del sistema eléctrico. En esta forma
de operación, la velocidad eléctrica de cada generador (velocidad
angular del rotor por el número de pares de polos) se mantiene igual
a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión.
Sistema eléctrico
Integrado por los participantes públicos y privados, conectados a la
red eléctrica nacional, y que intervienen en la generación, transmisión
y distribución de energía eléctrica.
Sistema mallado
Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando
las subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante
múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable
del sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos.
Subestación
Conjunto de equipos eléctricos, localizados en un mismo lugar
y edificaciones necesarias para la conversión o transformación
de energía eléctrica a un nivel diferente de tensión, y para el enlace
entre dos o más circuitos.
Suministrador
Comisión Federal de Electricidad y/o Luz y Fuerza del Centro.
Voltaje
Potencia electromotriz medida en voltios entre dos puntos.
137
APF
Administración Pública Federal.
CAT
Construcción Arrendamiento-Transferencia.
CCNNPURRE
Comité Consultivo Nacional de Normalización para la
Preservación y Uso Racional de los Recursos Energéticos.
Cenace
Centro Nacional de Control de Energía.
CFE
Comisión Federal de Electricidad.
CNA
Comisión Nacional del Agua.
Conae
Comisión Nacional para el Ahorro de Energía.
Conapo
Consejo Nacional de Población.
Copar
Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación
de Proyectos de Inversión.
CRE
Comisión Reguladora de Energía.
DOE
Department of Energy.
DOF
Diario Oficial de la Federación.
EIA
Energy Information Administration.
EMA
Entidad Mexicana de Acreditación.
EPE
El Paso Electric Company.
ERCOT
Electric Reliability Council of Texas.
EUA
Estados Unidos de América.
Fide
Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica.
Fipaterm
Fideicomiso para el Aislamiento Térmico de la Vivienda.
GWh
Gigawatt-hora.
ICEE
Índice de Consumo de Energía Eléctrica.
IEA
International Energy Agency
IIE
Instituto de Investigaciones Eléctricas.
kV
Kilovolt.
LyFC
Luz y Fuerza del Centro.
LSPEE
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica.
MR
Margen de Reserva.
MRO
Margen de Reserva Operativo.
MVA
Megavolt ampere.
MW
Megawatt.
MWh
Megawatt-hora.
NOM
Norma Oficial Mexicana.
OCDE
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico.
Olade
Organización Latinoamericana de Energía.
OPF
Obra Pública Financiada.
Anexo
cuatro
Abreviaturas y siglas
Secretaría de Energía
PAESE
Programa de Ahorro de Energía del Sector Eléctrico.
Pemex
Petróleos Mexicanos.
PIB
Producto Interno Bruto.
Pidiregas
Proyectos de Infraestructura con Impacto Diferido en el
Registro del Gasto.
PIE
Producción Independiente de Energía.
PRC
Programa de Requerimientos de Capacidad.
SEN
Sistema Eléctrico Nacional.
Sener
Secretaría de Energía.
SIN
Sistema Interconectado Nacional.
UPI
Unidad de Promoción de Inversiones.
WECC
Western Electricity Coordinating Council.
140
Bibliografía
Desarrollo del mercado eléctrico 2006-2015. Comisión Federal
de Electricidad. México, D.F., septiembre 2006.
El estudio del mercado eléctrico es una actividad fundamental
para actualizar los programas de expansión a 10 años del sector
eléctrico. El estudio se enfoca a obtener estimaciones de la potencia
y la energía que se requerirá suministrar en el próximo decenio.
Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos
de Inversión “COPAR” (tomo de generación) 2005. Comisión Federal
de Electricidad. México D.F., 2005.
Información básica para evaluar financiera y económicamente
los proyectos del presentados en el programa de expansión
del sector eléctrico. Identifica los costos y parámetros de referencia
para evaluar las diferentes tecnologías en el mercado, y elegir
la de mínimo costo.
Modelos econométricos sectoriales para la proyección del mercado
eléctrico 2006-2015. Comisión Federal de Electricidad. México
D.F., 2006.
Vinculan la evolución de la demanda y las ventas sectoriales con
indicadores de la actividad económica, demográfica y con los
precios de los energéticos utilizados en la generación eléctrica.
Informe de operación y Estadísticas por Entidad Federativa 2005.
Comisión Federal de Electricidad. México D.F., 2006.
Este documento es un resumen de las actividades realizadas a lo
largo del año, donde se exponen los avances obtenidos en materia
financiera, de construcción, capacidad instalada, generación
de electricidad, transmisión, distribución, comercialización,
protección ambiental y ahorro de energía, entre otros.
Secretaría de Energía
Direcciones electrónicas de interés sobre el sector:
http://www.energia.gob.mx
Secretaría de Energía
http://www.cfe.gob.mx
Comisión Federal de Electricidad
http://www.lfc.gob.mx
Luz y Fuerza del Centro
http://www.pemex.com
Petróleos Mexicanos
http://www.conae.gob.mx
Comisión Nacional
para el Ahorro de Energía
http://www.cre.gob.mx
Comisión Reguladora de Energía
http://www.fide.gob.mx
Fideicomiso para el Ahorro de Energía
http://www.iie.org.mx
Instituto de Investigaciones Eléctricas
http://www.imp.mx
Instituto Mexicano del Petróleo
http://www.inin.mx
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
http://www.cnsns.gob.mx
Comisión Nacional de Seguridad Nacional
y Salvaguardas
142
Referencias para la recepción
de comentarios
Los particulares interesados en aportar comentarios, realizar
observaciones o formular consultas pueden dirigirse a:
Dirección General de Planeación Energética
Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo
Tecnológico
Secretaría de Energía
Ave. Insurgentes Sur 890, 3º piso.
Col. del Valle. México, D.F.
Teléfonos: 5000 6000 extensiones. 2207 y 2208
Fax: 5000 6223
E-mail: [email protected]
Los particulares que deseen precisar la información sobre las
alternativas de inversión en el sector, favor de dirigirse a:
Unidad de Promoción de Inversiones
Secretaría de Energía
Tel: 5000 6000/1050 - 1020