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PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONESDEL SECTOR ELÉCTRICO
2007 – 2016
Subdirección de Programación
Gerencia de Programación de Sistemas Eléctricos
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Comisión Federal de Electricidad
Alfredo Elías AyubDirector General
Florencio Aboytes GarcíaSubdirector de Programación
Gonzalo Arroyo AguileraGerente de Programación de
Sistemas Eléctricos
Isaac Jiménez LermaGerente de Evaluación yProgramación de
Inversiones
Jorge B. García PeñaGerente de Estudios Económicos
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Por sus aportaciones para la elaboración de este documento
agradecemos a:
Subdirección del Centro Nacional deControl de Energía
CFE
Subdirección de DistribuciónCFE
Subdirección de GeneraciónCFE
Subdirección de Transmisión y TransformaciónCFE
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INTRODUCCIÓN i
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016 iii
PREMISAS v
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1- 11.1 Introducción 1- 11.2
Supuestos básicos 1- 1
1.2.1 Macroeconómicos 1- 1
1.2.2 Población y vivienda 1- 21.2.3 Precios de electricidad 1-
31.2.4 Precios de combustibles 1- 41.2.5 Autoabastecimiento y
cogeneración 1- 41.2.6 Otros supuestos 1- 4
1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más
autoabastecimiento2006-2016
1- 4
1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006-2016. Escenario
deplaneación
1- 7
1.4.1 Distribución de la demanda máxima bruta en 2005 1- 71.4.2
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en
2006-20161- 8
1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006-2016
1-10
1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del
serviciopúblico 2006-2016
1-12
1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-141.4.6 Exportación e
importación de CFE 1-15
2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2- 12.1
Evolución del sistema 2- 12.2 Estructura del sistema de generación
2- 1
2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2- 12.2.2 Principales
centrales generadoras 2- 3
2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2- 5
2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2- 52.2.2.3 Centrales
carboeléctricas 2- 52.2.2.4 Central dual 2- 52.2.2.5 Centrales
geotermoeléctricas 2- 52.2.2.6 Central nucleoeléctrica 2- 52.2.2.7
Centrales eoloeléctricas 2- 5
2.2.3 Productores independientes de energía (PIE) 2- 52.2.4
Autoabastecimiento y cogeneración 2- 62.2.5 Autoabastecimiento
remoto 2- 6
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2.3 Generación bruta en 2005 2- 72.4 Capacidad de transmisión en
el Sistema Eléctrico Nacional 2- 7
3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3- 13.1 Aspectos principales
de la planificación a largo plazo 3- 13.2 Conceptos de margen de
reserva (MR) 3- 2
3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3- 33.3.1
Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para
autoabastecimientos3- 3
3.3.2 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento
ycogeneración
3- 4
3.3.3 Autoabastecimiento remoto 3- 43.4 Retiros de capacidad 3-
63.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM) 3- 73.6
Disponibilidad del parque de generación 3-103.7 Catálogo de
proyectos candidatos 3-113.8 Participación en el cambio climático
3-14
3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-153.9.1
Participación de las tecnologías de generación en el programa
de expansión3-15
3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-173.9.3 Capacidad
adicional 3-19
3.10 Evolución de la capacidad del servicio público 3-203.10.1
Repotenciaciones 3-253.10.2 Centrales eoloeléctricas 3-253.10.3
Centrales carboeléctricas 3-25
3.10.4 Participación de tecnología en la expansión 3-25
3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico (SE)
3-263.12 Margen de reserva de capacidad 3-273.13 Margen de reserva
de energía 3-29
3.14 Posibilidades de diversificar las fuentes de generación
3-303.15 Oportunidades de participación de los particulares en la
generación de
electricidad3-31
3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos
decombustibles
3-32
3.16.1 Restricciones ecológicas 3-333.16.2 Eficiencia
termoeléctrica 3-34
3.16.3 Composición de la generación bruta para servicio público
3-363.16.4 Requerimiento de combustibles 3-37
4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4- 14.1 Introducción 4- 14.2
Metodología para expandir la red de transmisión 4- 1
4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4- 14.2.2 Escenarios
de demanda 4- 14.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año
horizonte 4- 1
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4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4-
24.2.5 Mínimo costo 4- 24.2.6 Análisis de rentabilidad de los
proyectos 4- 2
4.2.7 Cálculo de los beneficios y costos 4- 24.3 Expansión de la
red de transmisión 4- 24.4 Descripción de las obras principales 4-
5
4.4.1 Líneas de transmisión 4- 54.4.2 Subestaciones 4- 74.4.3
Equipo de compensación 4-11
4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-144.5.1
Obras de subtransmisión con financiamiento externo 4-18
4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-20
4.7 Descripción de las redes de transmisión asociada a centrales
4-254.7.1 Red de transmisión asociada a la central de TG
Baja California II4-25
4.7.2 Red de transmisión asociada a la repotenciación deValle de
México U2
4-26
4.7.3 Red de transmisión asociada a la repotenciación deValle de
México U3
4-27
4.7.4 Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta
II 4-284.7.5 Red de transmisión asociada a la central
eoloeléctrica
La Venta III4-29
4.7.6 Red asociada a la central Carboeléctrica del
Pací fico 4-30
4.7.7 Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua)
4-314.7.8 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada
abierta
y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV4-32
4.8 Pérdidas de energía 4-33
4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 4-334.8.2
Pérdidas de energía en el nivel de distribución 4-33
5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007-2016 5- 1
6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6- 16.1
Mercado eléctrico 6- 1
6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6- 16.1.2
Pronóstico del consumo autoabastecido 6- 16.1.3 Pronóstico de
ventas del servicio público 6- 1
6.1.4 Escenario bajo 6- 26.1.5 Escenario alto 6- 4
6.2 Requerimientos de capacidad 6- 56.2.1 Escenario alto 6-
56.2.2 Escenario bajo 6- 7
6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6- 86.4
Evolución de la generación bruta y requerimientos de
combustibles
fósiles 6-10
6.4.1 Generación bruta 6-106.4.2 Requerimiento de combustibles
fósiles 6-11
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ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN ELSISTEMA
INTERCONECTADO NACIONAL
A- 1
A.1 Antecedentes A- 1A.2 Curva recomendada de niveles (CRN) en
las GCH A- 2A.3 Aportaciones hidráulicas A- 3A.4 Degradación en
potencia por unidad de energía extraída A- 5A.5 Concepto de energía
almacenada A- 6A.6 Evolución histórica de la energía almacenada A-
7A.7 Generación hidroeléctrica 2006-2016 A- 7A.8 Política de
operación 2006-2016 A- 8
ANEXO B VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN B- 1B.1
Introducción B- 1
B.2 Metodología de planificación del SEN B- 1B.2.1 Etapas del
estudio de la expansión del sistema eléctrico B- 1
B.2.2 Etapas en los estudios de expansión del sistema de
generación B- 3B.2.3 Incorporación de los nuevos proyectos de
autoabastecimiento
y cogeneración en el SENB- 3
B.2.4 Definición de la cartera de proyectos termoeléctricos B-
3B.3 Política energética B- 4
B.3.1 Necesidad de cotas de expansión B- 4B.4 Participación de
las tecnologías de generación en el programa de expansión
de largo plazoB- 5
B.4.1 Posibilidades de diversificar las fuentes de generación B-
5B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas B- 5B.4.1.2 Perspectiva de
centrales carboeléctricas B- 6B.4.1.3 Continuidad de la tecnología
de ciclo combinado B- 6B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas B-
6B.4.1.5 Fuentes renovables B- 6
B.5 Planificación bajo incertidumbre y análisis de riesgo B-
7
ANEXO C PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DEGENERACIÓN
BAJO INCERTIDUMBRE
C- 1
C.1 Introducción C- 1C.2 Certidumbre y aleatoriedad C- 1C.3
Variables sujetas a incertidumbre C- 2C.4 Modelado de la
incertidumbre C- 3C.5 Criterios para el análisis de decisiones C-
3C.6 Incertidumbre y riesgo en la planificación C- 5
ANEXO D INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICONACIONAL
D- 1
D.1 Introducción D- 1D.2 Interconexiones existentes D- 1D.3
Proyectos de interconexión de corto plazo D- 3
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D.4 Enlaces CFE - ERCOT D- 4D.4.1 Nuevo Laredo - Laredo, Texas
D- 4
D.4.2 Reynosa – Mission, Texas D- 4D.5 Interconexión SIN – Baja
California D- 5D.6 Interconexión SIN – Baja California Sur D- 6D.7
Interconexión CFE – Guatemala D- 7D.8 Proyectos de interconexión en
el mediano plazo D- 8
ANEXO E CONSIDERACIONES PARA LA INTEGRACIÓN DEPROYECTOS EÓLICOS
EN EL SISTEMA ELÉCTRICO
E- 1
E.1 Introducción E- 1E.2 Economía de la generación eólica E-
1E.3 Incidencia eólica en el medio ambiente. Externalidades E-
2
E.4 Integración eólica en la red eléctrica E- 3E.5
Infraestructura de transmisión para la generación eólica E- 4E.6 La
intermitencia eólica en la operación del sistema E- 4
E.6.1 Impacto en el predespacho E- 5E.6.2 Impacto en el
seguimiento de la carga E- 5E.6.3 Impacto en la regulación de la
frecuencia E- 6
E.7 Comportamiento eólico en condiciones de emergencia E- 6E.7.1
Control de potencia activa E- 7E.7.2 Rango de frecuencias
operativas E- 7E.7.3 Control de la tensión E- 7E.7.4 Permanencia
operativa bajo falla E- 7
ANEXO F GLOSARIO DE TÉRMINOS F- 1
ANEXO G ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS G- 1
ANEXO H SIGLAS Y ACRÓNIMOS H- 1
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INTRODUCCIÓN
El Programa de Obras e Inversiones del SectorEléctrico (POISE)
es el resultado de estudioscoordinados dentro del marco de la
planificaciónintegral del sistema eléctrico del país.
La selección de los componentes del sistema, su
programación en el tiempo y la defi
nición de los sitiospara su instalación, son actividades
importantes enel proceso de decisión con implicaciones
técnicas,económicas, ambientales y sociales a nivel nacional.
La planificación del sistema eléctrico se realizaaprovechando,
tanto en el corto como en el largoplazos, las mejores opciones de
inversión y producciónde energía que permitan satisfacer la
demandafutura de electricidad a costo global mínimo y con unnivel
adecuado de confiabilidad y calidad. Para ellose consideran los
costos de inversión, operación yenergía no suministrada, así como
las disposicionesnacionales en materia energética,
financiera,ambiental y social.
La elaboración del POISE es una actividad dinámica,pues de
manera continua se van incorporando lasmodificaciones en montos y
alcances de los proyectosque imponen nuevas circunstancias. El
ciclo derevisión integral del POISE es anual, y en él se tomancomo
base los escenarios macroeconómicos del paísy de precios de
combustibles elaborados cada añopor la Secretaría de Energía
(SENER), coordinadoradel sector.
A diferencia de años anteriores, se presenta laevolución a diez
años considerando el actual comoparte de la historia, de esta
manera el programa de
obras e inversiones que se reporta corresponde alperiodo
2007–2016.
En el documento se describe la evolución delmercado eléctrico y
la expansión de la capacidad degeneración y transmisión para
atender la demandade electricidad futura. Asimismo, se detallanlas
inversiones necesarias en nuevas centralesgeneradoras, redes de
transmisión y distribución deenergía eléctrica, así como para el
mantenimiento dela infraestructura, a fin de brindar un servicio
públicode electricidad seguro y eficiente.
Por su relevancia en el contexto actual de planificación,
en los anexos se exponen los siguientes temas:política de
generación hidroeléctrica; visión de largoplazo en la
planificación; planificación de la expansióndel sistema de
generación bajo incertidumbre;consideraciones para la integración
de proyectoseólicos, así como las interconexiones del
sistemaeléctrico nacional con otros sistemas.
Este documento se ha elaborado de conformidadcon lo dispuesto en
el artículo 36-Bis de la Leydel Servicio Público de Energía
Eléctrica y en elartículo 66 de su Reglamento.
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Escenarios macroeconómicos
La tasa media anual esperada de incremento enel consumo de
energía en el sector eléctrico hadisminuido de 6.3% en 2001 a 5.2%
en 2005, debido ala reducción permanente de las proyecciones
anualesde SENER y la Secretaría de Hacienda y CréditoPúblico (SHCP)
del crecimiento de la economía delpaís.
Las estimaciones actuales consideran que las ventasde
electricidad más autoabastecimiento crecerán4.8% cada año, derivado
de un crecimiento delProducto Interno Bruto (PIB) de 3.8 por
ciento.
Ciclo de planificación anual
El punto de partida en cada ciclo es la nueva estimacióndel
consumo de energía eléctrica. En este ciclo, hasido necesario
diferir la entrada en operación de22 centrales generadoras. En el
proceso de decisión seconsideró el tiempo requerido desde la
programaciónde una nueva planta hasta su puesta en servicio(4 a 5
años). Por tanto, en el corto plazo no ha sidoposible realizar
todos los ajustes necesarios por noconvenir el diferimiento de
obras en construcción.
En el mediano plazo (más de 5 años) la reprogramaciónde fechas
en el programa de centrales fue posible, yaque los proyectos aún no
se han licitado.
Escenario de precios de combustibles
Este es un insumo importante que se recibe deSENER. Los
pronósticos de precios de combustibles junto con los costos de
inversión para las diferentestecnologías, se utilizaron en modelos
de optimizacióna fin de determinar el plan para expandir la
capacidadde generación y la red eléctrica. Las estimacionesactuales
consideran precios nivelados del gas naturalpor arriba de 6
dólares/MMBtu y para el combustóleosuperiores a 30 dólares/Barril.
Con esta base deprecios, es competitiva la participación de
centralescarboeléctricas y nucleoeléctricas en la expansióndel
sistema.
Ante la posibilidad futura de que se mantengan losprecios altos
para el gas natural o limitaciones en su
suministro por reducción de la oferta de PetróleosMexicanos
(PEMEX) o de las importaciones de EstadosUnidos de América (EUA),
Comisión Federal deElectricidad (CFE) ha emprendido acciones
concretaspara diversificar sus fuentes de suministro mediantela
construcción de terminales de regasificación degas natural licuado
(GNL).
Las terminales de Altamira, Costa Azul y Manzanillopermitirán
disponer en el futuro de 1,250 millones depies cúbicos diarios de
gas natural. La capacidad de
las terminales de regasificación se podría
incrementardependiendo de la oferta de gas natural de PEMEX através
de la red nacional de gasoductos.
Disponibilidad de unidades generadoras
En este ejercicio de planificación se ha supuesto queen el
periodo habrá suficiencia presupuestal para elmantenimiento del
parque de generación de CFE.Esto permitirá lograr factores de
disponibilidad delorden de 82% a 83%, con lo cual se dispondrá
delos márgenes de reserva operativos necesarios paraenfrentar
contingencias y desviaciones en pronósticossin comprometer la
confiabilidad del suministro.
El incumplimiento de este supuesto afectaríasignificativamente
el funcionamiento del sistemaen sus indicadores económicos y de
confiabilidad,particularmente en los años donde la reserva se
haajustado a los valores establecidos en criterios dediseño del
sistema.
Composición del parque generador
Tomando como base los escenarios oficiales deprecios de
combustibles, los costos de inversiónpara las tecnologías y las
disposiciones para generarenergía limpia en zonas críticas, se
determinó el plande expansión 2007-2016.
La mezcla óptima es la que permite satisfacer lademanda prevista
a costo global mínimo, con el nivelde confiabilidad establecido por
CFE, cumpliendo conlos lineamientos sobre política energética y
normativa
ambiental.
En este plan se incluyen 4,456 MW de capacidad enplantas
hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eólicas,3,478 MW en
carboeléctricas, 898 MW en unidadesturbogás y de combustión
interna, 12,184 MW encentrales de ciclo combinado a gas natural,
así como6,021 MW cuya tecnología aún no se ha definido.
Exceptuando las unidades programadas para BajaCalifornia Sur,
que utilizarían diesel y otras en elnorte y centro del país para
las que no se prevéotra opción que utilizar gas natural, quedarían
sindefinir solamente 4,328 MW. Para este bloque, seconsiderarán
nuevas tecnologías de generación, comocentrales con energía
renovable y ciclos combinadoscon gasificación de carbón, residuos
de vacío o gasnatural licuado, así como carboeléctricas y
centralesnucleares. También se estima que en algunos casos
lainstalación de centrales se sustituiría por importaciónde
energía.
Debido a los periodos de licitación, construcción ydesarrollo de
la infraestructura correspondiente paraeste tipo de proyectos, se
ha considerado que a
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016
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partir de 2014 será posible reactivar la instalaciónde centrales
carboeléctricas y posteriormente lasnucleoeléctricas.
El programa de expansión incluye la repotenciaciónde dos
unidades en Manzanillo I y dos enManzanillo II, tres unidades en la
central Valle deMéxico, dos unidades de Tula y plantea la
posibilidadde repotenciar las centrales Mérida II y Lerma.
Estaopción ofrece menores costos, al aprovechar partede la
infraestructura existente con eficiencias muycercanas a las de
ciclos combinados nuevos. Unaventaja adicional es que al cambiar la
operaciónde combustóleo a gas, se reduce el impacto sobreel
ambiente en las áreas de influencia de estascentrales.
Retiro de unidades generadoras
En este periodo se retirarán 4,546 MW (10% dela capacidad de
generación en 2005). En todos loscasos, el área operativa de CFE
revisa la problemáticalocal del sistema antes del retiro. Para los
siguientescuatro años, un porcentaje alto quedará en reservafría
por ser unidades con baja eficiencia.
La meta para los próximos años es desarrollarestrategias a fin
de mejorar la competitividad delparque de generación combinando el
programade retiros con la incorporación de tecnologías degeneración
más eficientes, tal es el caso de algunascentrales termoeléctricas
para las cuales se habíaprevisto su retiro y ahora se ha
determinado sufactibilidad técnica y económica para
repotenciarse.
Margen de reserva
Los márgenes de reserva de 2006 a 2009 serán altos,debido
principalmente a que en los últimos años elcrecimiento de la
demanda de electricidad ha sidomenor al esperado, consecuencia de
un desarrolloeconómico por debajo de las proyecciones delgobierno,
así como a la dificultad para hacer ajustesen el programa de
generación en el corto plazo.
Como resultado de este ejercicio de planificación,se ha
reprogramado la entrada en operación de22 centrales para ajustar el
margen de reservay cumplir así con los criterios de
planificaciónestablecidos. De 2010 a 2016 el margen de
reservacumple con los estándares establecidos.
Programa de autoabastecimiento
En este periodo se estima que el consumoautoabastecido crecerá
18.3% y llegaría a 25.5 TWhen 2016. Este monto representaría 8% del
consumonacional en ese año. El autoabastecimiento remotoque utiliza
la red eléctrica llegaría en el mismo añoa 12.4 TWh.
Debido al interés de los particulares por participar
en proyectos de generación eólica en el Istmo deTehuantepec en
la modalidad de autoabastecimiento,la SENER solicitó a la Comisión
Reguladora deEnergía (CRE) conducir un proceso de temporadaabierta
(TA). Como resultado de este proceso parareservar capacidad de
transmisión, se formalizó antela CRE un requerimiento de 1,899 MW.
ActualmenteCFE ha iniciado las gestiones ante SENER y SHCPpara la
autorización de un proyecto con el fin dedesarrollar la capacidad
de transmisión requerida enesa región. Se estima que la energía
generada enestos parques eólicos sería del orden de 6,600 GWh.
Proyecto de generación distribuida deLyFC
En el análisis de la evolución de la capacidad seincluyen 448 MW
de generación distribuida de Luzy Fuerza del Centro (LyFC),
autorizados por SHCP ySENER.
Desarrollo de la transmisión
Las redes principales para transferir grandes bloquesde energía
entre áreas del sistema y los sistemasde transmisión regionales
tendrán un crecimientoimportante en este periodo, con lo cual se
mejorará laconfiabilidad del suministro y la operación económicadel
sistema.
Se construirán 29,558 km-c de líneas(69 a 400 kV) y se
instalarán 63,881 MVA decapacidad de transformación en
subestaciones, locual representa respectivamente un crecimiento
de32% y 47% de los valores correspondientes al cierrede 2005.
Requerimientos de inversión
El monto total de inversión necesario para atenderel servicio
público de CFE en 2007 – 2016 es de543,354 millones de pesos de
2006, con la siguientecomposición: generación 44.4%, transmisión
19.1%,distribución 20.7%, mantenimiento 14.9% y otrasinversiones
0.9 por ciento.
Se estima que el 40.0% del monto total de la inversiónutilizaría
el esquema de obra pública financiada, 8.8%la modalidad de
producción independiente de energía,mientras que CFE participaría
con 38.5% medianterecursos presupuestales. Para el 12.7% restante
aún
no se ha definido el esquema de financiamiento quese
utilizaría.
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v
En los estudios de expansión del sistema eléctriconacional se
consideran aspectos técnicos, económicos,legales, ambientales,
políticos y regulatorios, entreotros. Para el ejercicio de
planeación 2007 - 2016 sehan adoptado las premisas siguientes:
Legales y regulatorias
De acuerdo con los artículos 4o. y 9o. de la Ley delServicio
Público de Energía Eléctrica (LSPEE), CFEtiene la función, entre
otras, de realizar la planeacióndel Sistema Eléctrico Nacional
(SEN).
En el artículo 66 del Reglamento de la LSPEE seestablece que CFE
deberá elaborar y remitir a la SENERpara su aprobación ―cuando
dicha dependencialo determine, pero al menos una vez al año―
undocumento de prospectiva sobre las tendencias delsector eléctrico
del país y los programas de obraspara la prestación del servicio
público.
A su vez, el artículo 36-Bis de la LSPEE establece quela
planificación del SEN debe hacerse aprovechando,tanto en el corto
como en el largo plazos, la producciónde energía eléctrica que
resulte de menor costo paraCFE y que además ofrezca óptima
estabilidad, calidady seguridad del servicio público.
Evolución de la demanda
Para la determinación del pronóstico de la demandase considera
lo siguiente:
Escenarios económicos.- En febrero de 2006SENER definió
para este periodo tres escenarios:planeación, alto y bajo. El de
planeación consideralas proyecciones económicas con mayor
probabilidadde realización en los próximos años.
Población y vivienda.- Se toma como base laestimación elaborada
por el Consejo Nacional dePoblación (CONAPO) de 2005 y se utiliza
en los tresescenarios económicos.
Precios de electricidad.- En el análisis todas lastarifas se
encuentran sujetas a ajustes mensuales.En términos reales los
precios de electricidad paralos tres escenarios son muy similares:
las relaciones
precio/costo se modifican en función de los
diferentesmovimientos de los indicadores económicos, asícomo de los
precios de combustibles proporcionadospor SENER.
Utilización eficiente de la energía.- Lasproyecciones de demanda
consideran las tendenciasde la implantación de nuevas tecnologías
para unuso más eficiente de la electricidad en los
sectoresresidencial, comercial e industrial. También se hantomado
en cuenta los ahorros debidos al cambio dehorario durante el
verano.
Precios de combustibles
Se consideran tres escenarios (referencia, alto ybajo),
entregados por SENER en febrero de 2006.La trayectoria futura del
precio de los combustiblesfósiles (que constituye la parte más
significativa delcosto de producción) es diferente en cada uno.
Así, en el escenario de referencia, el precionivelado medio del
gas natural doméstico durantelos próximos 30 años será de 7.16
dólares/MMBtu.Para el combustóleo será de 32.44 dólares/barril
ypara carbón importado de 43 y 51 dólares/toneladacorta, en el
Golfo de México y en las costas delOcéano Pací fico,
respectivamente.
La evolución de precios de combustibles estimada porSENER es un
insumo fundamental para determinar lamezcla óptima de tecnologías
de generación en elmediano y largo plazos.
Disponibilidad de gas natural
Se considera que existirá disponibilidad de gas aprecios
competitivos en la zona occidental del país,mediante una terminal
de regasificación de gasnatural licuado en Manzanillo. Se supuso un
precioen Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos0.58
dólares/MMBtu.
Autoabastecimiento y cogeneración
Los planes de instalación de centrales deautoabastecimiento y
cogeneración se considerande manera explícita en la expansión del
sistemade generación. Los programas especí ficos
fueronformulados por SENER en marzo de 2006 con laparticipación de
diferentes entidades del sector.
En el proceso se separa el autoabastecimiento remoto―que utiliza
servicios de transmisión y respaldo― dellocal que se reconoce
independiente del sistema.
Disponibilidad del parque de generación
Se supone la suficiencia de recursos presupuestalespara llevar a
cabo los programas de mantenimientonecesarios para sostener y en su
caso, incrementarlos índices de disponibilidad de las centrales.
Paralos próximos diez años se supuso una disponibilidaddel parque
termoeléctrico de CFE de 83%, y de 90%para proyectos de
autoabastecimiento y producciónindependiente.
Proyectos de rehabilitación ymodernización
Se considera la recuperación de capacidad, incrementoen
disponibilidad o mejora en eficiencia del parque de
PREMISAS DE LA PLANIFICACIÓN
-
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vi
generación de CFE, como resultado de los proyectospara la
rehabilitación y modernización de algunascentrales eléctricas
autorizadas en los Presupuestosde Egresos de la Federación (PEF) de
2002 a 2006,así como los propuestos en el PEF 2007.
Generación distribuida en el área Central
Este proyecto de LyFC fue considerado comopredefinido en el
ejercicio de planificación del sistemade generación, con base en
información reciente sólose incluyen 448 MW en 2006.
Generación eoloeléctrica
Se han programado 589 MW de capacidad degeneración con esta
tecnología como proyectosdel servicio público, todos ellos en el
Istmo deTehuantepec y que entrarán en operación entre2006 y 2010.
Para aprovechar la sinergia con losproyectos de TA, CFE ha
reprogramado la entrada enoperación de 404 MW en 2009 y 2010.
-
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1 - 1
1.1 Introducción
El estudio del desarrollo del mercado eléctrico paralos próximos
años tiene como objetivo estimar lastrayectorias futuras del
consumo y la demandamáxima de electricidad a nivel nacional,
regional ysectorial, en correspondencia con las
proyeccionesmacroeconómicas definidas por la SENER, las cualesson
bases de los ejercicios de planeación sectorialpara todos los
organismos del sector público. Dichas estimaciones permiten
identificar losrequerimientos de capacidad y energía necesariospara
satisfacer el consumo, tanto el atendido por lasventas de
electricidad del sector público de CFE yLyFC, como el de los
propios usuarios a través delautoabastecimiento.
Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requierede la
actualización y análisis de la información másreciente sobre el
consumo de los diversos sectoresde usuarios con la finalidad de
identificar, mediantemodelos econométricos, cómo el
comportamientohistórico de las condiciones económicas,
tecnológicasy demográficas afecta el nivel y la estructura
delconsumo eléctrico. Así, se podrán estimar lasexpectativas de
desarrollo del mercado, en funciónde los diferentes escenarios de
evolución de lasdeterminantes económicas y sociales.
Adicionalmente las proyecciones regionales requieren,aparte de
los modelos econométricos sectoriales, dela aplicación de aquellos
de estimación regional queconsideran cuatro aspectos
principales:
• Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores
a escala regional
• Estudio de cargas especí ficas de importancia
regional y nacional
• Actualización anual de las solicitudes formales de
servicio e investigaciones del mercado
regional
• Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con
mayor probabilidad de realización
Así, a partir de tres diferentes hipótesis decrecimiento y
evolución de la economía, se estimanlas trayectorias del consumo de
energía eléctricaa nivel nacional, regional y sectorial,
antecedenteindispensable para cuantificar las necesidades
decapacidad de generación y transmisión del sistema.
1.2 Supuestos básicos
1.2.1 Macroeconómicos
La SENER define tres escenarios económicos—planeación, alto y
bajo— para utilizarse como basede las estimaciones del consumo de
electricidad. Elde planeación considera las proyecciones
económicascon mayor probabilidad de realización en los
próximosaños. Constituye la trayectoria de referencia delejercicio
de planeación del SEN para 2006 – 2016y la base para estimar los
niveles y trayectorias porsector y región del consumo de energía,
necesariospara identificar los requerimientos de expansión
delsistema en el periodo.
En este escenario de planeación, la tasa mediade crecimiento
anual (tmca) del PIB total durante2006 – 2016 es de 3.8% (4.3% en
2005). Enlos escenarios alto y bajo se proyectan tasas de4.3% (5.2%
en 2005) y 2.6% (2.8% en 2005).
En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB totaly de las
ventas más autoabastecimiento, donde seobservan comparativamente
sus tmca, así como lasde los usuarios y precio medio de venta.
En la figura 1.2 se compara el comportamiento realdel PIB con la
evolución prevista en los pronósticosdesde 1998 hasta 2006. En
general el conjunto detrayectorias económicas muestra una tendencia
quese ajusta cada año, tomando como base los valoresreales del año
anterior.
Se observa que los pronósticos de 1998 y 1999corresponden en los
primeros años al comportamientoreal de la economía; en cambio de
2001 a 2003, elbajo crecimiento económico dio lugar a
desviacionessignificativas. En 2005 se aprecia un incremento delPIB
ligeramente inferior al de 2004. No obstante yase registran dos
años (2004 y 2005) de recuperaciónde la economía.
En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimientoreal del PIB
2000 a 2005.
Crecimiento real del PIB en 2000 – 2005
Cuadro 1.1
PIBtrca 1/ (%)
2000 6.60
2001 -0.16
2002 0.83
2003 1.41
2004 4.36
2005 3.00
Año
1/ Tasa real de crecimiento anual
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
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1 - 2
1.2.2 Población y vivienda
Respecto a la materia demográfica, en los tres
escenarios económicos se utilizó la misma proyecciónde población
y vivienda de 2005. Ésta fue elaboradapor el CONAPO para un solo
escenario, y por su
15%
10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
tmca
Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio
15%
10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005
tmca
Ventas más autoabastecimientoPIB Usuarios Precio medio
Figura 1.1
Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y
precio medioTasas medias de crecimiento anual 1985 - 2005 (21
años)
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
1,750
2,000
2,250
2,500
2,750
3,000
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
2016
PIB
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real
0
250
500
750
1,000
1,250
1,500
1,750
2,000
2,250
2,500
2,750
3,000
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
2016
PIB
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto(Miles
de millones de pesos de 1993)
Figura 1.2
-
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1 - 3
recomendación expresa, se utiliza en los tres casos.
Tal proyección para el crecimiento de la poblaciónestima una
tmca de 0.9% durante el periodo depronóstico, y respecto a las
viviendas, de 2.8%anual en promedio. Estos dos supuestos implicanun
descenso paulatino del tamaño promedio de lasfamilias que en 2005
registró 3.8 habitantes porvivienda y el cual, según las
previsiones de CONAPO,bajará a 3.1 habitantes para 2016.
1.2.3 Precios de electricidad
Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustesmensuales,
salvo algunas como la residencial(excepto la Doméstica de Alto
Consumo (DAC)),agrícola y de servicio público, los cuales se
efectúanmediante factores fi jos, en tanto que el resto lohace
automáticamente con base en la disposicióncomplementaria1/
número 7, aplicable a las tarifaspara suministro y venta de energía
eléctrica.
Los factores fi jos se autorizan generalmente en
formaanual, mediante acuerdos especí ficos y se relacionancon
las estimaciones de la evolución inflacionariaesperada. Por otro
lado, el ajuste automáticorepresenta incrementos o decrementos en
los cargostarifarios, derivados de los movimientos del costototal,
considerando por una parte los combustiblesfósiles utilizados en la
generación de electricidad ypor otra, el resto de los factores de
costo.
Los cambios mensuales son función de:
1) las variaciones en el precio de loscombustibles fósiles;
2) la proporción que representa la generación con estos
combustibles en el total;
3) las variaciones de un promedio ponderado de los Índices
de Precios Productor de tres
divisiones industriales seleccionadas (metálica básica,
maquinaria y equipo, y
otras manufacturas).
Las tarifas sujetas al ajuste automático son lasindustriales de
alta y media tensión (HT, HTL, HS,HSL, HM, HMC y OM), las
comerciales (2, 3 y 7) yen el sector residencial, la DAC. En
consecuencia,la proyección de su precio medio para el periodo
depronóstico 2006 – 2016, se vincula directamente conla perspectiva
de evolución del ajuste automático queresulta de los escenarios
económicos y de los preciosde combustibles proporcionados por la
SENER.
Para el ajuste —normalmente anual— del resto de
las tarifas, en los tres escenarios se han supuestoincrementos
asociados a la evolución del ÍndiceNacional de Precios al
Consumidor, considerandouna ligera racionalización de los subsidios
sin que,en ningún caso y en ningún escenario, se alcance
elequilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.3.En este
grupo se encuentran básicamente las tarifascon subsidio: en el
sector residencial las 1, 1A, 1B,1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola
las 9, 9M, 9CU y 9N.
1/ “Cláusula de los ajustes por las variaciones de los
precios de combustibles y la inflación nacional” publicada
originalmente en el Diario Oficialde la Federación del 31 de
diciembre de 2001
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
2014 2016
Residencial planeación Agrícola planeación
Residencial bajo Agrícola bajo
Residencial alto Agrícola alto
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012
2014 2016
Residencial planeación Agrícola planeación
Residencial bajo Agrícola bajo
Residencial alto Agrícola alto
Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola1988 -
2016
Figura 1.3
-
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1 - 4
Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. A
pesar de que en términos reales los precios sonmuy similares, en
los tres escenarios proporcionadospor la SENER las relaciones
precio/costo se modificancomo resultado de los diferentes
movimientos de losindicadores económicos y precios de
combustibles.
Como consecuencia de las diversas trayectoriasde precios —tanto
de las sujetas al mecanismo deajuste automático como al normalmente
anual—,el precio medio global registra comportamientosrelativamente
similares. En el de planeación crece auna tasa media anual real de
0.5%; en el alto 0.4%;y en el bajo 0.3 por ciento.
1.2.4 Precios de combustibles
Según los escenarios determinados por la SENER, latrayectoria
futura del precio de los combustibles fósiles(la parte más
significativa del costo de producción)es diferente en cada uno,
tanto en dólares como enpesos, debido a los distintos índices de
inflación y detipo de cambio. En términos de cada combustible,el
comportamiento resultante es el siguiente: en lostres escenarios,
planeación, alto y bajo, el precio delcombustóleo crece a tasas
anuales de 1.3%, 2.5% y0.7%, respectivamente. En el caso del precio
del gasnatural desciende en los escenarios de planeación ybajo,
-0.6% y -2.1% respectivamente. En cambio enel alto su precio se
eleva a una tasa media de 1.2%real al año durante todo el
periodo.
1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración
En 2005, el autoabastecimiento de electricidad enlas modalidades
establecidas por la LSPEE fue de
21.6 TWh y representó 11.3% del consumo total.
Basado en la más reciente documentación sobrepermisos y
proyectos de instalación, el pronóstico deplaneación indica que en
2016 el autoabastecimientoserá de 25.5 TWh, similar al nivel
esperado en laprospectiva del año pasado, calculado en 25.0 TWhpara
el final del horizonte.
En este ejercicio se toman en cuenta únicamenteaquellos
proyectos con una alta posibilidad derealización, dados su
desarrollo y condiciones deviabilidad. Se considera la misma
trayectoria paralos tres escenarios.
1.2.6 Otros supuestos
A los elementos anteriores se añaden las tendenciasa un uso más
eficiente de la electricidad, taly como acontece en los ámbitos
residencial,comercial e industrial, con la introducción ydifusión
de equipos diversos y dispositivos deiluminación. También se han
tomado en cuentalos ahorros por el cambio de horario en el
verano.
1.3 Pronósticos global y sectorial de lasventas más
autoabastecimiento,2006 – 2016
La predicción para un periodo dado está correlacionadacon el
pronóstico del PIB para el mismo lapso.
En los últimos cinco años el referente a las ventasmás
autoabastecimiento muestra una tendencia ala baja, como se observa
en la figura 1.4. Similaral comportamiento del PIB para los
pronósticosrealizados en 1998 y 1999, el de ventas
másautoabastecimiento se ajusta correctamente al realpara los
primeros años. En cambio se observandesviaciones en el largo plazo,
debido al bajocrecimiento económico de 2001 a 2005.
Las ventas más autoabastecimiento previstas en2000 para 2008
fueron de 275,743 GWh, mientrasque en el actual pronóstico las
calculadas para esemismo año son de 218,216 GWh. En el capítulo3 se
analizan los efectos de estos cambios en lasestimaciones.
En el pasado decenio las ventas másautoabastecmiento crecieron
4.7% comoconsecuencia de una evolución anual de 4.1% delatendido
por las ventas del sector público, y de10.5% del
autoabastecimiento. Esto último seexplica básicamente por los altos
niveles
logrados en 2003, 2004 y 2005: 16.6 TWh, 20.5 TWh y21.6 TWh, que
representan un incremento de34.3%, 65.5% y 74.6% respecto a
2002.
Considerando todos los supuestos descritos,en el escenario de
planeación se estima que en2006 - 2016 las ventas más
autoabastecimientocrecerán en promedio 4.8% anual, y en los alto
ybajo en 5.4% y 3.6%, respectivamente. Comoresultado de este
comportamiento, las cantidadesglobales de energía proyectadas para
2016serán de: 1) 319.1 TWh en el de planeación,
El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real delas ventas
más autoabastecimiento en 2000 - 2005.
Crecimiento real de las ventas másautoabastecimiento 2000 -
2005
1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de
crecimiento anual
Cuadro 1.2
(V + A) 1/
trca 2/ (%)
2000 6.74
2001 1.74
2002 1.95
2003 2.56
2004 3.94
2005 4.00
Año
-
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1 - 5
2) 341.4 TWh en el alto, y 3) 282.0 TWh en el bajo. De
concretarse las estimaciones sobre la trayectoriamás probable del
autoabastecimiento, las ventas delsector público aumentarán 5.1% en
promedio al añoen el escenario de planeación, para llegar a
293.5 TWh en 2016. Ver figuras 1.5 y 1.6. En el alto,el
incremento de las ventas del sector público seráde 5.8% anual, para
alcanzar 315.9 TWh en ese año,y en el bajo de 3.8% con 256.4
TWh.
En lo fundamental, la dinámica de las ventas del
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015
TWh
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
TWh
tmca 4.8%
tmca 5.1%
tmca 4.7%
tmca 4.1%
Ventas más autoabastecimiento
Ventas de servicio público
tmca 10.5%
tmca 1.5%
Autoabastecimiento
319.1
293.5
25.5
2016
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015
TWh
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
TWh
tmca 4.8%
tmca 5.1%
tmca 4.7%
tmca 4.1%
Ventas más autoabastecimiento
Ventas de servicio público
tmca 10.5%
tmca 1.5%
Autoabastecimiento
319.1
293.5
25.5
0
25
50
75
100
125
150
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200
225
250
275
300
325
350
1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015
TWh
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
120
130
140
150
TWh
tmca 4.8%
tmca 5.1%
tmca 4.7%
tmca 4.1%
Ventas más autoabastecimiento
Ventas de servicio público
tmca 10.5%
tmca 1.5%
Autoabastecimiento
319.1
293.5
25.5
2016
Ventas más autoabastecimiento 2006 – 2016
Figura 1.5
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
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1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
2016
TWh
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real
0
25
50
75
100
125
150
175
200
225
250
275
300
325
350
1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
2016
TWh
1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real
Comparación de los pronósticos de ventas más
autoabastecimiento
Figura 1.4
-
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1 - 6
servicio público de electricidad descansa en lasefectuadas a la
industria y los grandes comercios,que actualmente representan 59%
de las totales:37% a la empresa mediana y 22% a la granindustria.
En el periodo de pronóstico, estos dossectores incrementarán sus
tasas medias anualespara superar en 5.6% a las ventas totales, por
lo cualen 2016 representarán 62% de estas últimas.
En el periodo de pronóstico, el sector de mayorcrecimiento en
las ventas será el de la gran industria,no sólo por el alto
dinamismo económico de lasramas intensivas en uso de electricidad,
sino por elrelativo estancamiento que registrará el
consumoautoabastecido a partir de 2013, tras el cual no seha
programado el ingreso de nuevos proyectos de
20
50
80
110
140
170
200
230
260
290
320
350
1970 1972 1974 1976 1978 19801982 1984 19861988 1990 1992 1994
1996 1998 2000 2002 20042006 2008 2010 20122014 2016
TWh
Historia Planeación Alto Bajo
Alto: tmca 5.4%
Planeación: tmca 4.8%
Bajo: tmca 3.6%
341.4
319.1
282.0
20
50
80
110
140
170
200
230
260
290
320
350
1970 1972 1974 1976 1978 19801982 1984 19861988 1990 1992 1994
1996 1998 2000 2002 20042006 2008 2010 20122014 2016
TWh
Historia Planeación Alto Bajo
Alto: tmca 5.4%
Planeación: tmca 4.8%
Bajo: tmca 3.6%
341.4
319.1
282.0
Ventas más autoabastecimiento 1970 – 2005 yEscenarios 2006 -
2016
Figura 1.6
autoabastecimiento.
Los sectores residencial, comercial y servicios, queintegran el
denominado desarrollo normal, crecerán4.6% al año en conjunto, tasa
ligeramente inferiora la del año pasado (5.0%), como respuesta
a unaexpectativa un poco menos dinámica prevista para elescenario
macroeconómico de planeación.
Finalmente, aunque se estima que las ventas alsector agrícola
registren un nivel de volumen similaral de 2005, su tmca será menor
a la prospectivadel año pasado (1.3%) como consecuencia
delcomportamiento del alto nivel de ventas en 2005.Ver cuadro
1.3.
1996 - 2005 2006 - 2016
tmca (%) tmca (%)
Ventas más autoabastecimiento 4.7 4.8
Autoabastecimiento 10.5 1.5
Ventas del servicio público 4.1 5.1
Desarrollo normal 3.6 4.6
Residencial 4.1 4.6
Comercial 3.0 5.6
Servicios 2.0 3.0
Agrícola 1.9 1.3
Industrial 4.7 5.6
Empresa mediana 5.7 5.3
Gran industria 3.1 6.1
Crecimiento promedio anual de las ventas más
autoabastecimiento Escenario de planeación, 1996 – 2016
Cuadro 1.3
-
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25/196
1 - 7
1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006 – 2016.
Escenario de planeación
Para elaborar el POISE es necesario estimar eldesarrollo del
mercado eléctrico a nivel regional afin de localizar y definir el
tamaño de las centrales degeneración, así como las subestaciones y
líneas detransmisión requeridas.
Desde el punto de vista del sector eléctrico, unpronóstico
global de energía y demanda máximasería de utilidad limitada, ya
que no permitiríaprecisar la ubicación y características de las
obrasa realizar. Por esta razón, el estudio del mercado seefectúa
considerando zonas y regiones para llegar alpronóstico a nivel
nacional.
La estadística en las diferentes áreas y sistemaseléctricos del
país, se obtiene de los reportes deoperación de las Divisiones de
Distribución de laSubdirección de Distribución, Áreas de Control
dela Subdirección del Centro Nacional de Control deEnergía (CENACE)
y Regiones de Producción de laSubdirección de Generación.
Actualmente se encuentran interconectadas sieteáreas operativas
del territorio nacional. Los sistemasBaja California y Baja
California Sur están separadosdel resto.
Para el estudio regional del mercado eléctrico, el paísse divide
en 118 zonas y 12 comunidades o pequeñossistemas aislados —seis de
los cuales reciben energíade importación—.
Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas.
Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, enlas áreas
Occidental y Oriental se conforman regionescon el objeto de
representar mejor el sistema y susresultados.
Para los pronósticos de la demanda de energíaeléctrica se toman
en cuenta:
• La evolución de las ventas en los diversossectores tarifarios
y zonas del país
• Los registros históricos, solicitudes deservicio y encuestas a
usuarios de cargasimportantes —las de aquellos con demandade
potencia generalmente superior a 1 MWy que en su mayoría
corresponden al sectorindustrial—
• La evolución de la energía por pérdidaseléctricas de zona,
región y área
• El desarrollo de las demandas en cada bancode
transformación
• El comportamiento histórico de los factoresde carga y de
diversidad
• Los valores reales de los usos propios degeneración,
condensadores síncronos yservicios propios recibidos por
transmisión ydistribución
• Las estimaciones sobre usos propios de lascentrales
generadoras
• La caracterización y proyección de las cargasde
autoabastecimiento
• Los escenarios de consumo sectorial deelectricidad
• La opinión y criterios de las Divisiones deDistribución
La demanda máxima anual de una zona se calculautilizando los
valores estimados para la energía brutay el factor de carga de esa
zona.
El pronóstico de los factores se deriva del análisisde la serie
histórica correspondiente, al considerarpor separado las demandas
de desarrollo normal ycargas importantes.
1.4.1 Distribución de la demanda máxima bruta en
2005 En el cuadro 1.4 y la figura 1.7 se muestra
suconformación.
Cuadro 1.4
(MW) (%)
Sistema Interconectado Nacional 31,268 93.4
Baja California 1,909 5.7
Baja California Sur 264 0.8
Sistemas aislados 24 0.1
Total 33,465 100
Demanda 2005Sistema
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
26/196
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
27/196
1 - 9
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
2013 2014 2015 2016
2002 2003 2004 2005 2006 Real
MW
20,000
25,000
30,000
35,000
40,000
45,000
50,000
55,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
2013 2014 2015 2016
2002 2003 2004 2005 2006 Real
MW
Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima
brutaSistema Interconectado Nacional
Figura 1.8
Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por
área (%)
Figura 1.9
1/ Excluye exportación
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
4
5
6
7
8 9 Peninsular
2
91
Total Nacional
3.2 5.5
4.2 4.2
5.3 5.0
2.7 5.33.6 3.7
4.2 5.2
5.1 5.9
5.8 5.9
4.0 5.0
3
Crecimiento(2006 – 2016)
Evolución histórica
(1996 – 2005)
5.6 7.4
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
4
5
6
7
8 9 Peninsular
2
91
Total Nacional
3.2 5.5
4.2 4.2
5.3 5.0
2.7 5.33.6 3.7
4.2 5.2
5.1 5.9
5.8 5.9
4.0 5.0
3
Crecimiento(2006 – 2016)
Evolución histórica
(1996 – 2005)
5.6 7.4
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
28/196
1 - 10
Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricaspara 1996 –
2005, así como los pronósticos para la
1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006
– 2016
En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto delSIN de 2001 a
2016.
Cuadro 1.7
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SENEscenario de planeación
2006 – 2016
Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
2016tmca
(2006-2016)%
Central 8,473 8,747 8,946 9,248 9,640 10,028 10,433 10,872
11,339 11,826 12,330 3.7
Oriental 5,951 6,303 6,658 7,033 7,491 7,885 8,312 8,724 9,176
9,613 10,053 5.3
Occidental 7,311 7,759 8,147 8,557 9,140 9,630 10,148 10,681
11,221 11,728 12,252 5.2
Noroeste 2,954 3,061 3,183 3,349 3,544 3,701 3,863 4,025 4,193
4,327 4,492 4.2
Norte 3,151 3,316 3,450 3,628 3,833 4,018 4,220 4,422 4,671
4,891 5,112 5.0
Noreste 6,348 6,781 7,226 7,644 8,103 8,583 9,138 9,675 10,229
10,801 11,374 5.9
Baja California 2,007 2,097 2,223 2,334 2,479 2,624 2,769 2,921
3,086 3,251 3,425 5.5
Baja California Sur 283 308 330 353 379 407 436 467 503 540 578
7.4
Peninsular 1,215 1,277 1,333 1,405 1,480 1,573 1,675 1,783 1,928
2,067 2,209 5.9
Pequeños Sistemas 26 28 29 31 33 34 36 37 39 40 42 5.2
demanda máxima bruta de cada área del SEN en2006 – 2016.
Cuadro 1.6
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN1996 – 2005
Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005tmca
(1996-2005)%
Central 6,347 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047
8,287 3.6
Oriental 4,463 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425
5,684 2.7
Occidental 4,837 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523
7,047 4.2
Noroeste 2,041 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606
2,872 4.2
Norte 1,887 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853
2,997 5.3
Noreste 4,005 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148
6,068 5.1
Baja California 1,458 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823
1,856 1,909 3.2
Baja California Sur 164 170 181 186 204 224 215 214 234 264
5.6
Peninsular 702 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174
5.8Pequeños Sistemas 17 19 19 20 21 22 22 22 24 24 4.1
1/ No incluye exportación
1/ No incluye exportación
Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la informacióncorrespondiente
para cada área del SEN de 1996 a2016.
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
29/196
1 - 11
Consumo bruto del SINEscenario de planeación
Cuadro 1.8
Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 1/ 2006 2007 2008 2009
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca
(2006-2016)%
Consumo bruto (GWh) 187,661 192,307 197,242 203,398 212,921
220,674 231,713 242,138 253,690 268,329 281,836 296,288 310,906
326,790 342,292 358,273incremento % 1.88 2.48 2.57 3.12 4.68 3.64
5.00 4.50 4.77 5.77 5.03 5.13 4.93 5.11 4.74 4.67 4.8
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN1996 - 2005
Cuadro 1.9
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento
remoto, pérdidas y usos propios
Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005tmca
(1996-2005)%
Central 34,590 36,811 38,599 40,439 42,792 44,218 45,032 46,004
47,255 49,129 4.0
Oriental 25,500 27,376 29,168 30,170 31,825 32,037 33,295 34,082
34,634 36,208 4.3
Occidental 31,631 34,361 36,619 38,853 41,454 41,178 42,283
43,789 45,177 47,734 4.9
Noroeste 11,598 12,192 12,397 12,826 13,366 13,794 13,442 13,984
14,609 15,506 3.8
Norte 11,765 12,328 13,318 13,990 15,093 15,818 16,282 16,613
17,192 18,245 5.2
Noreste 25,575 27,398 29,868 31,669 33,938 34,455 35,586 35,968
37,279 38,630 5.2
Baja California 6,546 7,105 7,332 8,091 9,111 9,413 9,307 9,842
10,252 10,466 6.1
Baja California Sur 956 1,003 1,027 1,091 1,159 1,189 1,189
1,238 1,333 1,453 5.5
Peninsular 4,069 4,435 4,827 5,099 5,599 6,003 6,207 6,614 7,016
7,215 6.1
Subtotal 152,230 163,009 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623
208,134 214,747 224,586 4.7
Pequeños Sistemas 76 83 83 89 97 101 100 103 108 111 5.2
Total 152,306 163,092 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723
208,237 214,855 224,697 4.7incremento % 7.32 7.08 6.22 5.24 6.65
1.94 2.28 2.72 3.18 4.58
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN
Escenario de planeación 2006 - 2016
Cuadro 1.10
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento
remoto, pérdidas y usos propios
Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
2016tmca
(2006-2016)%
Central 50,133 51,732 52,826 54,524 56,674 58,798 60,919 63,218
65,851 68,573 71,399 3.5
Oriental 37,822 39,724 41,728 43,956 46,805 49,279 51,932 54,490
57,314 60,065 62,833 5.1
Occidental 49,509 52,505 55,100 57,643 61,469 64,791 68,239
71,843 75,442 78,891 82,473 5.1
Noroeste 15,951 16,533 17,185 18,085 19,131 19,986 20,858 21,733
22,639 23,369 24,254 4.2
Norte 19,317 20,334 21,339 22,405 23,738 24,859 26,096 27,358
28,877 30,285 31,652 5.1
Noreste 40,207 42,707 45,386 48,006 50,904 53,934 57,410 60,752
64,247 67,809 71,469 5.8
Baja California 11,004 11,499 12,188 12,795 13,591 14,390 15,184
16,015 16,920 17,827 18,777 5.5
Baja California Sur 1,560 1,714 1,838 1,971 2,122 2,287 2,463
2,638 2,838 3,046 3,264 7.6 Peninsular 7,484 7,929 8,328 8,827
9,369 9,954 10,602 11,286 12,198 13,082 13,981 6.2
Subtotal 232,987 244,677 255,918 268,212 283,803 298,278 313,703
329,333 346,326 362,947 380,102 4.9
Pequeños Sistemas 117 129 134 142 149 156 163 169 176 183 190
5.0
Total 233,104 244,806 256,052 268,354 283,952 298,434 313,866
329,502 346,502 363,130 380,292 4.9incremento % 3.74 5.02
4.59 4.80 5.81 5.10 5.17 4.98 5.16 4.80 4.73
1/ El área Noroeste se interconectó al SIN
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
30/196
1 - 12
1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía
del servicio público 2006 - 2016 La figura 1.10 señala
el incremento de las ventaspor área para la serie histórica 1996 –
2005 y laestimación para los tres escenarios en 2006 – 2016.
La tasa estimada para las ventas de energía del
Con relación al desarrollo regional, destaca losiguiente:
• En el área Central se estimó para 2005 unincremento de 3.0%,
sin embargo se registróuna tasa de 2.2%, primordialmente a causade
la reducción en el consumo de los rubrosresidencial, comercial y
gran industria. Laestimación para 2006 – 2016 es de 3.5%,respecto a
4.0% que se consideraba en2005 – 2014. La proyección actual se
basaen el probable crecimiento de los sectoresmencionados debido a
las expectativas en la
recuperación de la economía
• En la Oriental se estimó para 2005 uncrecimiento de 6.0%, sin
embargo se registróuna tasa de 5.1%, principalmente por elmenor
consumo en los rubros comercialy empresa mediana. Por lo anterior
yconsiderando la recuperación de los sectorescomercial e industrial
por las expectativas decrecimiento económico, la tasa estimada
para2006 – 2016 es de 5.0%, con relación a5.5% que se calculaba en
2005 – 2014
servicio público durante 2005 se consideró de 4.9%,sin embargo,
su valor real fue de 3.8% respecto a2004, debido a que no se
cumplieron las expectativasde crecimiento de los sectores
residencial, comercialy gran industria. La tasa media en 2006 –
2016se estima en 5.1% a diferencia de 5.5% para2005 – 2014. La
proyección actual se basaprincipalmente en el crecimiento del
sector industrial,por la recuperación de la economía nacional.
• En la Occidental se previó un aumento de4.4%, pero se presentó
un valor real de3.8% respecto a 2004, ocasionado por elbajo consumo
en los sectores residencial,comercial y la gran industria. Por lo
tanto,la tasa media en 2006 – 2016 se estimaen 5.3%, respecto a
5.6% prevista para2005 – 2014. La proyección actual se basa enel
aumento del consumo de los mencionadossectores tarifarios por la
recuperación de laeconomía nacional
• En la Noroeste se calculó un incremento
de 5.9% y el valor real fue de 5.4%,a causa de que
principalmente no secumplió la estimación en el crecimientodel
consumo del sector bombeo agrícola.La tasa para 2006 – 2016 es de
4.4%, encomparación con 5.0% en 2005 – 2014,cifras basadas en el
incremento sostenidode los sectores industrial y desarrollonormal
—residencial, comercial y servicios—
• En la Norte se pronosticó un aumento de6.3% y el registrado
fue de 5.2% respecto
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
5.7
4
5
6
7
89 Peninsular
2
91
i l i
Total Nacional
6.33 5.556.3
4.1
4.2 4.45.1
3.1
4.5 5.56.2
4.3
4.0 5.05.7
2.5 3.54.2
2.3
4.4 5.36.0
4.5 6.26.9
4.9
6.2 6.47.2
4.9
4.1 5.15.83
3.8
3Alto
Planeación
Bajo
Crecimiento(2006 – 2016)
Evolución histórica
(1996 – 2005)
6.0 7.88.6
4.1
6.3
3.6
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
5.7
4
5
6
7
89 Peninsular
2
91
i l i
Total Nacional
6.33 5.556.3
4.1
4.2 4.45.1
3.1
4.5 5.56.2
4.3
4.0 5.05.7
2.5 3.54.2
2.3
4.4 5.36.0
4.5 6.26.9
4.9
6.2 6.47.2
4.9
4.1 5.15.83
3.8
3Alto
Planeación
Bajo
Crecimiento(2006 – 2016)Crecimiento
(2006 – 2016)
Evolución histórica
(1996 – 2005)
6.0 7.88.6
4.1
6.3
3.6
Crecimiento medio anual de las ventas 1/ (%)
Figura 1.10 1/ No incluye exportación
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
31/196
1 - 13
a 2004, por un menor crecimiento delconsumo en el sector bombeo
agrícola. Seespera una tasa de 5.5% en 2006 – 2016,debida
principalmente al incremento enel consumo de los sectores del
desarrollonormal e industrial, en contraste con6.0% que se
calculaba para 2005 – 2014
• En la Noreste se estimó una tasa de 4.4%para 2005 y la
registrada fue de 4.0%, debidaprincipalmente al decremento en el
consumode los sectores comercial y la gran industria.Se pronosticó
un incremento de 6.2% en2006 – 2016, fundamentalmente por
larecuperación en su consumo de los sectoresmencionados y por el
ritmo de crecimientosostenido en los rubros residencial, serviciosy
empresa mediana, en contraste con6.5% que se preveía para 2005 –
2014
• En la Baja California se calculó un incrementode 7.2%, aunque
se presentó un valor real de1.3% respecto a 2004, ocasionado por el
bajoconsumo en los rubros del desarrollo normal,industrial e
incluso en el bombeo agrícola.Por lo tanto, la tasa media en 2006 –
2016se estima en 5.5%, respecto a 6.2%prevista para 2005 – 2014. La
proyecciónactual se basa en un mayor consumo de lossectores del
desarrollo normal e industrial
• En la Baja California Sur se pronosticó para2005 un
crecimiento de 6.4%, sin embargo elregistrado real fue de 9.6%
respecto a 2004,debido a que los sectores residencial y de
laempresa mediana —desarrollos turísticos—
superaron las expectativas de crecimientoen consumo. Por lo
anterior, la tasa mediapara 2006 – 2016 se estima en 7.8%,
enrelación con 7.2% previsto en 2005 – 2014
• En la Peninsular se pronosticó un incrementode 7.1% pero el
real fue de 2.7% respectoa 2004, ya que no se cumplieron
lasestimaciones en los sectores del desarrollonormal e industrial.
La tasa media en2006 – 2016 es de 6.4%, fundamentalmentepor la
recuperación en su consumo de lossectores mencionados, en contraste
con 7.0%para 2005 – 2014. Es importante mencionarque gran parte de
la infraestructura turísticase incluye en el sector de la empresa
mediana
El incremento estimado para 2006 – 2016 en cadauna de las áreas
no es uniforme; Baja California Sur,Peninsular y Noreste tendrán un
mayor dinamismo,debido principalmente al crecimiento esperado en
lossectores de la mediana y gran industria.
Es importante destacar que la incorporación deproyectos de
autoabastecimiento ha provocado unareducción significativa en las
ventas de energía delsector público.
En el cuadro 1.11 se muestra la evolución2001 – 2005 y la
estimación 2006 – 2016 de lasventas de energía del sector público
por área.
Cuadro 1.11
Historia y estimación de ventas del servicio público1/
, SEN
1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que
abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red
nacional
tmca
Área 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
2013 2014 2015 2016 (2006-2016)%
Central 32,295 31,995 31,627 31,795 32,491 32,956 34,018 34,649
35,644 37,055 38,318 39,882 41,448 43,295 45,227 47,231
incremento % 0.64 -0.93 -1.15 0.53 2.19 1.43 3.22 1.85 2.87 3.96
3.41 4.08 3.93 4.46 4.46 4.43 3.5Oriental 24,742 25,576 25,628
25,976 27,304 28,659 30,198 31,819 33,568 35,308 37,309 37,831
39,840 42,001 44,210 46,472 incremento % 1.24 3.37 0.20 1.36
5.11 4.96 5.37 5.37 5.50 5.18 5.67 1.40 5.31 5.42 5.26 5.12 5.0
Occidental 33,758 34,858 35,454 36,205 37,585 39,020 41,433
43,625 45,833 48,574 51,231 54,186 57,224 60,253 63,229
66,340incremento % -0.85 3.26 1.71 2.12 3.81 3.82 6.18 5.29 5.06
5.98 5.47 5.77 5.61 5.29 4.94 4.92 5.3
Noroeste 11,259 11,229 11,699 12,312 12,974 13,387 13,934 14,511
15,197 16,081 16,890 17,704 18,468 19,277 20,061 20,838incremento %
2.22 -0.27 4.19 5.24 5.38 3.18 4.09 4.14 4.73 5.82 5.03 4.82 4.32
4.38 4.07 3.87 4.4
Norte 13,197 13,576 13,882 13,413 14,112 14,999 15,736 16,612
17,476 18,546 19,601 20,719 21,831 23,022 24,217 25,408incremento %
4.32 2.87 2.25 -3.38 5.21 6.29 4.91 5.57 5.20 6.12 5.69 5.70 5.37
5.46 5.19 4.92 5.5
Noreste 27,773 28,633 27,006 27,975 29,085 30,479 32,333 34,572
36,822 38,970 41,668 44,349 46,920 50,009 53,158 56,396incremento %
0.75 3.10 -5.68 3.59 3.97 4.79 6.08 6.92 6.51 5.83 6.92 6.43 5.80
6.58 6.30 6.09 6.2
Baja California 8,195 8,115 8,519 8,868 8,981 9,462 9,906 10,479
10,995 11,648 12,333 13,030 13,754 14,543 15,347 16,198incremento %
3.22 -0.98 4.98 4.10 1.27 5.36 4.69 5.78 4.92 5.94 5.88 5.65 5.56
5.74 5.53 5.55 5.5
Baja California Sur 1,026 1,007 1,052 1,131 1,239 1,336 1,460
1,571 1,692 1,829 1,969 2,115 2,268 2,441 2,625 2,823incremento %
3.12 -1.85 4.47 7.51 9.55 7.83 9.28 7.60 7.70 8.10 7.65 7.41 7.23
7.63 7.54 7.54 7.8
Peninsular 4,869 5,125 5,431 5,741 5,893 6,174 6,553 6,928 7,372
7,888 8,410 8,948 9,528 10,194 10,910 11,674
incremento % 7.60 5.26 5.97 5.71 2.65 4.77 6.14 5.72 6.41 7.00
6.62 6.40 6.48 6.99 7.02 7.00 6.4Subtotal 157,114 160,114 160,298
163,416 169,664 176,472 185,571 194,766 204,599 215,899 227,729
238,764 251,281 265,035 278,984 293,380 incremento % 1.19
1.91 0.11 1.95 3.82 4.01 5.16 4.95 5.05 5.52 5.48 4.85 5.24 5.47
5.26 5.16 5.1
Pequeños Sistemas 2/ 90 89 86 93 93 98 109 114 119 124 130 135
141 147 154 161 incremento % 12.50 -1.11 -3.37 8.14 0.00 5.38
11.22 4.59 4.39 4.20 4.84 3.85 4.44 4.26 4.76 4.55 5.1
Total nacional 157,204 160,203 160,384 163,509 169,757 176,570
185,680 194,880 204,718 216,023 227,859 238,899 251,422 265,182
279,138 293,541 incremento % 1.19 1.91 0.11 1.95 3.82 4.01
5.16 4.95 5.05 5.52 5.48 4.85 5.24 5.47 5.26 5.16 5.1
Exportación 271 344 953 1,006 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291
1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291 1,291
Total con exportación 157,475 160,547 161,337 164,515 171,048
177,861 186,971 196,171 206,009 217,314 229,150 240,190 252,713
266,473 280,429 294,832 incremento % 1.24 1.95 0.49 1.97 3.97
3.98 5.12 4.92 5.02 5.49 5.45 4.82 5.21 5.44 5.24 5.14 5.1
-
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32/196
1 - 14
1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas
En el cuadro 1.12 se presenta la evoluciónde la demanda en
cargas de proyectos deautoabastecimiento y cogeneración. Los datos
sebasan en información proporcionada por la SENERen las reuniones
del grupo interinstitucional para la
El cuadro 1.13 muestra la evolución correspondientede las cargas
de autoabastecimiento y cogeneraciónen términos de GWh.
Las tasas medias de crecimiento anual de la demanday consumo
autoabastecidos son menores enaproximadamente medio punto
porcentual respectoa las consideradas el año anterior, debido a
unadisminución de proyectos de autoabastecimiento.
Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW)
Cuadro 1.12
Crecimiento medio anual de la demanda máxima1/ (%)
2006 – 2016
Figura 1.11
Autoabastecimiento 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016tmca
(2006-2016)
%
Remoto 122 476 1 ,092 1 ,299 1 ,401 1 ,404 1 ,433 1 ,433 1 ,433
1 ,628 1 ,640 1 ,846 1 ,869 1 ,869 1 ,869 1 ,869 2.65
Local 3,705 3 ,541 3 ,643 2 ,843 2 ,922 2 ,932 2 ,932 2 ,932 2
,991 2 ,862 2 ,855 2 ,787 2 ,754 2 ,754 2 ,754 2 ,754 -0.54
Total 3,827 4 ,017 4 ,735 4 ,141 4 ,323 4 ,336 4 ,365 4 ,365 4
,424 4 ,490 4 ,495 4 ,633 4 ,623 4 ,623 4 ,623 4 ,623 0.61
elaboración del documento de Prospectiva del SectorEléctrico
2006 – 2016.
La figura 1.11 indica las tmca por área del SEN parala demanda
máxima del servicio público, así comosu comportamiento al incluir
el autoabastecimientoremoto.
1/ Incluye exportación
El autoabastecimiento remoto presenta los mayorescrecimientos.
Esto se debe a que los planes nuevosatenderán en mayor grado a
socios distantes delcentro de generación.
En este horizonte se considera el autoabastecimientoasociado a
tres proyectos. En 2007 se espera laentrada del hidroeléctrico de
la empresa Mexicanade Hidroelectricidad, Mexhidro, ubicado en
Guerrero.
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
5.7
4
5
6
7
8 9 Peninsular
3
2
9
4.1 4.2
5.2 5.0
6.3 5.9
5.3 5.2
3.7 3.7
5.3
6.0 6.0
5.3 5.3
7.4 7.4
5.0 4.9Servicio
público
Servicio público
más autoabastecimiento
remoto
1
SistemaInterconectado Nacional
5.1
8 Baja California Sur7 Baja California6 Noreste5 Norte4
Noroeste3 Occidental2 Oriental1 Central
5.7
4
5
6
7
8 9 Peninsular
3
2
9
4.1 4.2
5.2 5.0
6.3 5.9
5.3 5.2
3.7 3.7
5.3
6.0 6.0
5.3 5.3
7.4 7.4
5.0 4.9Servicio
público
Servicio público
más autoabastecimiento
remoto
1
SistemaInterconectado Nacional
5.1
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1 - 15
Adicionalmente se prevé el inicio de dos de Pemex: i)Nuevo Pemex
en Villahermosa, Tabasco para 2009 yii) Miguel Hidalgo en Tula,
Hidalgo en 2012.
En estas estimaciones no se incluyen la demanday consumo
autoabastecidos por los proyectos de
1.4.6 Exportación e importación de CFE
En 2005 la exportación fue de 1,291 GWh, de loscuales 1,037 GWh
se enviaron a los sistemaseléctricos de California, 253 GWh a
Belice y 1 GWha Guatemala.
En el mismo año la importación fue de 87 GWh, delos cuales 75
GWh correspondieron al área BajaCalifornia, 6 GWh a la Noroeste y 6
GWh a la Norte.
Con la diferencia entre las cifras totales de exportacióne
importación en 2005, se obtiene un balance netode exportación de
1,204 GWh.
Exportación e importación de energía eléctrica 1996
– 2005 (GWh)
Cuadro 1.14
Evolución del consumo autoabastecido (GWh)
Cuadro 1.13
Autoabastecimiento 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009
2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca
(2006-2016)%
Remoto 859 1,827 5,174 7,545 8,192 8,242 8,963 9,182 9,284
10,685 10,679 12,241 12,372 12,372 12,372 12,372 3.82
Local 11,207 10,536 11,434 12,918 13,390 13,614 13,656 14,154
14,842 13,962 14,074 13,392 13,159 13,159 13,159 13,159 -0.16
Total 12,066 12,363 16,608 20,463 21,582 21,856 22,619 23,336
24,126 24,647 24,753 25,633 25,531 25,531 25,531 25,531 1.54
Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Oriental 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1Noreste 6 6 0 0 2 1 0 0 0 0B.
California 1,258 17 45 31 66 112 164 765 770 1,037Peninsular 25 28
31 100 127 158 180 188 236 253
Total 1,289 51 76 131 195 271 344 953 1,006 1,291
B. California 355 406 480 646 927 82 311 45 39 75Noroeste 3 3 3
4 4 4 5 5 6 6Norte 1,029 1,101 1,022 7 129 235 189 21 2 6Noreste 0
0 2 2 9 6 26 0 0 0
Total 1,387 1,510 1,507 659 1,069 327 531 71 47 87
-98 -1,459 -1,431 -528 -874 -56 -187 882 959 1,204
Exportación
Importación
Balance netoExportación - Importación
generación eoloeléctrica que se ubicarán en el Istmo
deTehuantepec, Oaxaca, los cuales se han denominadode temporada
abierta.
En el capítulo tres se presenta la oferta de proyectosde
autoabastecimiento.
Para 2006 se prevén importar 414 GWh, de loscuales 403 GWh
corresponderán al área Baja
California, 6 GWh a la Noroeste y 5 GWh a la Norte.
La exportación total se estima en 1,291 GWh,igual a la del año
anterior, de la cual 1,037 GWhcorresponden al área Baja California,
253 GWh a laPeninsular y 1 GWh a la Oriental.
En el cuadro 1.14 se muestran las transacciones deenergía de
exportación e importación por área decontrol a partir de 1996.
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35/196
2 - 1
7
77
88
44
55
6
3
1
22
99
7
77
88
44
55
6
3
1
22
99
2.2.-- OrientalOriental
3.3.-- OccidentalOccidental
4.4.-- NoroesteNoroeste
5.5.-- NorteNorte
6.6.-- NoresteNoreste
7.7.-- Baja CaliforniaBaja California
8.8.-- Baja California SurBaja California Sur
9.9.-- PeninsularPeninsular
1.1.-- CentralCentral2.2.-- OrientalOriental
3.3.-- OccidentalOccidental
4.4.-- NoroesteNoroeste
5.5.-- NorteNorte
6.6.-- NoresteNoreste
7.7.-- Baja CaliforniaBaja California
8.8.-- Baja California SurBaja California Sur
9.9.-- PeninsularPeninsular
1.1.-- CentralCentral
Figura 2.1
2.1 Evolución del sistema
Al nacionalizarse la industria eléctrica en 1960, lacapacidad
instalada era de 3,021 MW y el suministrose realizaba mediante
diversos sistemas aislados.Al paso del tiempo, se fueron
interconectandoy utilizando mayores tensiones de transmisión—400 kV
y 230 kV—, se unificó la frecuencia a 60 Hz,se desarrollaron
grandes proyectos hidroeléctricosy termoeléctricos, se diversificó
la generaciónmediante el uso de energía geotérmica, nuclear, abase
de carbón y en menor medida la eólica, y seintrodujeron tarifas con
diferenciación horaria para laadministración de la demanda. A
diciembre de 2005,el SEN contaba con una capacidad de generaciónde
46,534 MW para el servicio público y un total de759,552 km de
líneas de transmisión y distribución.
Para estudios de planificación, el SEN se divide ennueve áreas,
como se muestra en la figura 2.1.
La operación de estas regiones está bajo laresponsabilidad de
siete áreas cuyos centros decontrol se ubican en las ciudades de
México, Puebla,Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey
yMérida; las dos de Baja California son administradasdesde
Mexicali. Todas ellas se encuentran coordinadaspor el CNACE en el
DF.
Las siete áreas del macizo continental estáninterconectadas y
forman el SIN. Su objetivo escompartir los recursos y reservas de
capacidad antela diversidad de las demandas. Esto hace posible
elintercambio de energía para lograr un funcionamientomás económico
y confiable en su conjunto.
Las dos regiones de la península de Baja Californiapermanecen
como sistemas aislados.
El sistema de Baja California (norte) opera ligadocon la red
eléctrica de la región occidental de EUA―el Western Electricity
Coordinating Council(WECC)― por medio de dos enlaces de
transmisióna 230 kV. Esto ha permitido a CFE realizarexportaciones
e importaciones de capacidad yenergía, y recibir apoyo en
situaciones de emergencia.
2.2 Estructura del sistema de generacion
2.2.1 Capacidad efectiva instalada
A diciembre de 2005 la requerida para atenderel servicio público
de energía eléctrica registró46,534 MW, lo que representó un
decremento de0.04% respecto a 2004 (46,552 MW). Esta nuevacapacidad
fue resultado de adicionar 1,146.3 MW,modificar la instalada en 8
MW y retirar 1,156.3 MW:
2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
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36/196
2 - 2
• Adiciones:• Ciclos combinados.- CFE: Hermosillo
(93.3 MW); PIE: La Laguna II (498.0MW),Río Bravo IV (500.0
MW)
• Combustión interna: Baja CaliforniaSur I (42.9 MW), Holbox
(0.8 MW),Yécora (0.7 MW)
• Hidroeléctricas: Botello U-2 (9.0 MW),Ixtaczoquitlán U-1 (1.6
MW)
• Modificaciones:• Bajío (El Sauz) PIE, CC (-12.0 MW)• El
Sauz, CC (4.0 MW)
• Retiros:
• Botello, HID (4.05 MW)• Ixtaczoquitlán, HID (0.79 MW)
• Villa Constitución, CI (9.5 MW)• Guerrero Negro, CI (5.8 MW)•
Holbox, CI (0.2 MW)• Monterrey, TC (465.0 MW)• San Jerónimo, TC
(75.0 MW)• Presidente Juárez, TC (300.0 MW)• Guaymas I, TC (70.0
MW)• Francisco Villa, TC (99.0 MW)• La Laguna, TC (39.0 MW)•
Chihuahua, TG (64.0 MW)• Arroyo del Coyote, TG (24.0 MW)
En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnologíaen las
diferentes áreas y regiones, mientras que en lafigura 2.2 se señala
su participación en porcentaje.
Hidrocarburos
Área Ciclo combinado Dual2/ Total3/
CFE PIE
Noroeste 941 2,092 225 508 117 3,883
Norte 28 936 1,145 757 371 3,237
Noreste 118 1,175 828 3,718 431 2,600 8,869
Occidental 1,803 3,466 565 601 24 2,100 190 8,748
Central 1,546 2,174 1,038 374 5,133
Oriental 6,100 2 2,217 452 1,478 472 40 1,365 12,126
Peninsular 442 220 736 342 3 1,744
Baja California 320 496 489 299 720 2,324
Baja California Sur 113 153 147 412
Aislados 1 15 31 10 57
Total 4/ 10,536 2 12,935 4,969 8,287 2,599 182 2,100 2,600 960
1,365 46,534
Turbogás
Hidro-eléctrica
Eolo-eléctrica Térmoeléctrica
convencional
Combustión
interna
Carbo-eléctrica
Geotermo-eléctrica
Nucleo-eléctrica
Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW)
Servicio público
Cuadro 2.1
1/ Al 31 de diciembre de 20052/ A partir de enero 2001 utiliza
carbón y/o combustóleo3/ No incluye autoabastecimiento ni
cogeneración4/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por
lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la
suma
Capacidad efectiva al 31 de diciembre de 2005: 46,534 MWServicio
público1/
1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Figura 2.2
TermoelTermoelééctricactrica convencionalconvencional
27.8%27.8%
NucleoelNucleoelééctrica 2.9%ctrica 2.9%
Dual 4.5%Dual 4.5%
GeotGeotéérmica yrmica y EoloelEoloelééctricactrica 2.1%2.1%
CarboelCarboelééctrica 5.6%ctrica 5.6%
HidroelHidroelééctrica 22.6%ctrica 22.6%
CicloCiclo combinadocombinado PIEPIE17.7 %17.7 %
TurbogTurbogááss 5.6%5.6% CombustiCombusti óónn internainterna
0.4%0.4%
CicloCiclo combinadocombinado CFECFE10.8 %10.8 %
TermoelTermoelééctricactrica convencionalconvencional
27.8%27.8%
NucleoelNucleoelééctrica 2.9%ctrica 2.9%
Dual 4.5%Dual 4.5%
GeotGeotéérmica yrmica y EoloelEoloelééctricactrica 2.1%2.1%
CarboelCarboelééctrica 5.6%ctrica 5.6%
HidroelHidroelééctrica 22.6%ctrica 22.6%
CicloCiclo combinadocombinado PIEPIE17.7 %17.7 %
TurbogTurbogááss 5.6%5.6% CombustiCombusti óónn internainterna
0.4%0.4%
CicloCiclo combinadocombinado CFECFE10.8 %10.8 %
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
37/196
-
8/18/2019 Poise 20072016 Jun
38/196
2 - 4
1/ Productor independiente de energía2/ Fuente: SENER3/ En 108
centrales generadoras4/ HID:Hidroeléctrica, TC:Térmica
convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica,
DUAL:Dual, NUC:Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica,
CI:Combustión interna,5/ COM:Combustoleo, GAS:Gas, K:Carbón,
UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diesel6/ Calculado con la capacidad anual
equivalente
Número de Capacidad Generación Factor de 6/
unidades efectiva bruta plantaMW GWh %
1 Angostura (Belisario Domínguez) V. Carranza Chiapas HID
Oriental 5 900 2,415 30.62 Chicoasén (Manuel Moreno Torres)
Chicoasén Chiapas HID Oriental 8 2,400 5,543 26.43 Malpaso Tecpatán
Chiapas HID Oriental 6 1,080 2,862 30.34 Peñitas Ostuacán Chiapas
HID Oriental 4 420 1,374 37.35 Temascal San Miguel Oaxaca HID
Oriental 6 354 1,501 48.46 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 31.48
Villita (José María Morelos) Lázaro Cárdenas Michoacán HID Central
4 280 1,145 46.79 Necaxa [LyFC] J. Galindo Puebla HID Central 10
107 323 34.410 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Soyopa Sonora HID
Noroeste 3 135 405 34.311 Comedero (Raúl J. Marsal) Cosalá Sinaloa
HID Noroeste 2 100 200 22.912 Bacurato Sinaloa de Leyva Sinaloa HID
Noroeste 2 92 403 50.013 Aguamilpa Solidaridad Tepic Nayarit HID
Occidental 3 960 1,353 16.114 Huites (Luis Donaldo Colosio) Choix
Sinaloa HID Noroeste 2 422 1,164 31.515 Agua Prieta (Valentín Gómez
Farías) Zapopan Jalisco HID Occidental 2 240 183 8.716 Zimapán
(Fernando Hiriart Balderrama) Zimapán Hidalgo HID Occidental 2 292
1,273 49.817 Tula (Francisco Pérez Ríos) Tula Hidalgo TC/CC COM y
GAS Central 11 1,989 11,703 67.218 Valle de México Acolman México
TC y CC GAS Central 7 1,087 4,760 50.019 Jorge Luque [LyFC]
Tultitlán México TC/TG GAS Central 8 362 647 20.420 Manzanillo
(Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo Colima TC COM Occidental 4 1,200
5,846 55.621 Manzanillo II Manzanillo Colima TC COM Occidental 2
700 4,331 70.622 Salamanca Salamanca Guanajuato TC COM y GAS
Occidental 4 866 2,546 33.623 Villa de Reyes Villa de Reyes San
Luis Potosí TC COM Occidental 2 700 3,243 52.924 Altamira Altamira
Tamaulipas TC COM y GAS Noreste 4 800 3,776 53.925 Tuxpan (Adolfo
López Mateos) Tuxpan Veracruz TC/TG COM y GAS Oriental 7 2,263
12,589 63.526 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Río Bravo Tamaulipas
TC/TG COM y GAS Noreste 4 520 1,513 33.227 Francisco Villa Delicias
Chihuahua TC COM y GAS Norte 5 300 1,479 56.328 Samalayuca Cd.
Juárez Chihuahua TC COM y GAS Norte 2 316 1,560 56.429 Lerdo
(Guadalupe Victoria) Lerdo Durango TC COM Norte 2 320 2,305 82.230
Puerto Libertad Pitiquito Sonora TC COM Noroeste 4 632 3,518 63.531
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 68.533 Presidente Juárez Rosarito Baja
California TC/CC/TG COM y GAS Baja California 11 1,026 3,772 42.034
Lerma (Campeche) Campeche Campeche TC COM Peninsular 4 150 729
55.535 Mérida II Mérida Yucatán TC COM y GAS Peninsular 3 198 1,017
58.636 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Ahome Sinaloa TC COM
Noroeste 3 360 2,094 66.437 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto)
Valladolid Yucatán TC/CC COM y GAS Peninsular 5 295 1,514 58.638
Río Escondido (José López Portillo) Río Escondido Coahuila CAR K
Noreste 4 1,200 9,357 89.039 Carbón II Nava Coahuila CAR K Noreste
4 1,400 9,023 73.640 Cerro Prieto Mexicali Baja California GEO Baja
California 13 720 5,521 87.541 Laguna Verde Alto Lucero Veracruz
NUC UO2 Oriental 2 1,365 10,805 90.442 San Carlos (Agustín Olachea
A.) San Carlos Baja California Sur CI COM y DIE Baja California 3
104 586 64.243 Baja California Sur I La Paz Baja California Sur CI
COM y DIE Baja California 1 43 121 74.944 Petacalco
(Plutarco Elías Calles) La Unión Guerrero DUAL COM y K Occidental 6
2,100 14,275 77.645 Samalayuca II Cd. Juárez Chihuahua CC GAS Norte
6 522 3,097 67.846 Huinalá I y II Pesquería Nuevo León CC/TG GAS
Noreste 8 968 3,761 44.447 Campeche ( PIE )1/ Palizada Campeche CC
GAS Peninsular 1 252 1,782 2/ 80.648 Dos Bocas Medellín Veracruz CC
GAS Oriental 6 452 2,665 67.349 El Sauz P. Escobedo Querétaro CC
GAS Occidental 7 601 3,193 60.750 Gómez Palacio Gómez Palacio
Durango CC GAS Norte 6 252 198 9.051 Poza Rica Tihuatlán Veracruz
TC COM Oriental 3 117 591 57.752 Punta Prieta La Paz Baja
California Sur TC COM Baja California 3 113 634 64.353 Azufres Cd.
Hidalgo Michoacán GEO Occidental 14 190 1,449 87.354 Mazatepec
Tlatlauquitepec Puebla HID Oriental 4 220 415 21.555 Cupatitzio
Uruapan Michoacán HID Occidental 2 72 404 63.656 El Fuerte (27 de
Septiembre) El Fuerte Sinaloa HID Noroeste 3 59 351 67.5
57 Nachi-Cocom Mérida Yucatán TC/TG COM y DIE Peninsular 3 79
264 38.258 Cóbano G. Zamora Michoacán HID Occidental 2 52 215
47.259 Humeros Chignautla Puebla GEO Oriental 8 40 292 83.260
Humaya Ba
