CFE 70 ANIVERSARIO
Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2008-2017 Subdirección de Programación Coordinación de Planificación
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO 2008 - 2017
Subdirección de Programación Coordinación de Planificación
Comisión Federal de Electricidad Alfredo Elías Ayub Director General Florencio Aboytes García Subdirector de Programación Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación Isaac Jiménez Lerma Coordinador de Evaluación Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos
Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a: Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía CFE Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE Subdirección de Distribución CFE Subdirección de Generación CFE Subdirección de Proyectos y Construcción CFE Subdirección de Transmisión CFE
ÍNDICE
página i
INTRODUCCIÓN
iii
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2008 - 2017 1.
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1 1.2
1.3 1.4
2.
Introducción Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos 1.2.2 Población y vivienda 1.2.3 Precios de electricidad 1.2.4 Precios de combustibles 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1.2.6 Otros supuestos Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2007 - 2017 Estudio regional del mercado eléctrico 2007 - 2017. Escenario de planeación 1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2006 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2007 - 2017 1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 - 2017 1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2007 - 2017 1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1.4.6 Exportación e importación de CFE
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2.1 2.2
Evolución del Sistema Eléctrico Nacional Estructura del sistema de generación 2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2.2.2 Principales centrales generadoras 2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2.2.2.6 Centrales eoloeléctrica 2.2.3 Productores independientes de energía
1111111111-
1 1 1 1 4 4 5 6 6 7
1-11 1-12 1-13 1-16 1-17 1-20 1-22
2- 1 22222222222-
1 2 2 4 6 6 7 7 7 7 7
ÍNDICE página
2.3 2.4
3.
2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2.2.5 Autoabastecimiento remoto Generación bruta en 2006 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
3.1 3.2 3.3
3.4 3.5 3.6 3.7 3.8 3.9.
3.10
3.11 3.12 3.13 3.14 3.15 3.16 3.17
Aspectos principales de la planificación a largo plazo Conceptos de margen de reserva Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento 3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración Retiros de capacidad Proyectos de Rehabilitación y Modernización Disponibilidad del parque de generación Catálogo de proyectos candidatos Participación en el cambio climático Adiciones de capacidad para el servicio público 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3.9.3 Capacidad adicional Evolución de la capacidad para el servicio público 3.10.1 Repotenciaciones 3.10.2 Centrales eoloeléctricas 3.10.3 Centrales carboeléctricas 3.10.4 Participación de tecnologías en la expansión Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico Margen de reserva de capacidad Margen de reserva de energía Diversificación de las fuentes de generación Fuentes de suministro de gas natural Oportunidades de participación de los particulares en la generación de electricidad Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles 3.17.1 Restricciones ecológicas 3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3.17.3 Composición de la generación bruta 3.17.4 Requerimientos de combustibles 3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre
2- 8 2- 9 2- 9 2-10
33333-
1 1 3 5 5
3- 6 3- 7 3- 8 3-11 3-12 3-14 3-17 3-18 3-19 3-20 3-22 3-24 3-29 3-29 3-29 3-30 3-30 3-32 3-34 3-35 3-38 3-39 3-39 3-39 3-40 3-42 3-44 3-46
ÍNDICE página
4.
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4.1 4.2
4.3 4.4
Introducción Metodología para expandir la red de transmisión 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4.2.2 Escenario de demanda 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión Expansión de la red de transmisión Escenario actual por área de control 4.4.1 Área Central 4.4.1.1 Obras principales 4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III 4.4.2 Área Oriental 4.4.2.1 Obras principales 4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV 4.4.3 Área Occidental 4.4.3.1 Obras principales 4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico 4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca 4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 4.4.4 Área Noroeste 4.4.4.1 Obras principales 4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II 4.4.5 Área Norte 4.4.5.1 Obras principales 4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) 4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) 4.4.6 Área Noreste 4.4.6.1. Obras principales 4.4.7 Área Baja California 4.4.7.1 Obras principales 4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California 4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II 4.4.8 Área Baja California Sur 4.4.8.1 Obras principales 4.4.9 Área Peninsular 4.4.9.1 Obras principales
4- 1 4- 1 4- 1 4- 1 4- 2 4- 2 4- 2 4- 3 4- 4 4- 4 4- 4 4- 6 4- 7 4- 7 4-10 4-11 4-11 4-14 4-15 4-16 4-17 4-18 4-20 4-21 4-21 4-23 4-24 4-25 4-26 4-28 4-29 4-31 4-32 4-33 4-34 4-35 4-35
ÍNDICE página 4.5 4.6 4.7
4.8
Obras e inversiones con financiamiento externo 4.5.1 Obras de subtransmisión con financiamiento externo Capacidad de transmisión entre regiones Interconexiones nacionales e internacionales 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional 4.7.2 Interconexión CFE - Guatemala Pérdidas de energía 4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 4.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución
4-37 4-42 4-44 4-45 4-45 4-46 4-47 4-47 4-48
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017
5- 1
6.
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO
6- 1
6.1
6.2
6.3 6.4
Mercado eléctrico 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6.1.4 Escenario bajo 6.1.5 Escenario alto Requerimientos de capacidad y retiros 6.2.1 Escenario alto 6.2.2 Escenario bajo Margen de reserva y margen de reserva operativo Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles 6.4.1 Generación bruta 6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles
ANEXO A A.1 A.2 A.3 A.4 A.5 A.6 A.7 A.8
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes Niveles recomendados de operación en las GCH Aportaciones hidráulicas Degradación en potencia por unidad de energía extraída Concepto de energía almacenada Evolución histórica de la energía almacenada Generación hidroeléctrica 2007 - 2017 Política de operación 2007 - 2017
6- 1 6- 1 6- 1 6- 1 6- 2 6- 4 6- 5 6- 6 6- 8 6-10 6-12 6-12 6-14
A- 1 A- 1 A- 2 A- 5 A- 8 A- 9 A- 9 A-10 A-11
ÍNDICE página
ANEXO B B.1 B.2
Introducción Margen de reserva en el ámbito internacional B.2.1 North American Electric Reliability Corporation B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del NERC B.2.2 Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
ANEXO C C.1 C.2 C.3 C.4 C.5 C.6
RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE TEHUANTEPEC
Antecedentes Requisitos de participación en TA Capacidad reservada en TA Cambios regulatorios para proyectos eólicos de autoabastecimiento Descripción del proyecto de TA Requerimientos técnicos para la interconexión de los aerogeneradores a la red de TA (Código de red)
ANEXO D D.1 D.2 D.3 D.4 D.5 D.6
MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS ELÉCTRICOS
INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA AL SIN
Introducción Escenario actual y en el corto plazo Comportamiento de la demanda en Baja California Diversidad de la demanda del SIN y Baja California Beneficios de la interconexión Factores por considerar en la interconexión
B- 1 BBBBB-
1 2 3 4 6
B- 8
C- 1
CCCCCC-
1 2 3 5 5 7
D- 1 D- 1 D- 1 D- 4 D- 6 D- 7 D-11
ANEXO E
GLOSARIO
E- 1
ANEXO F
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
F- 1
ANEXO G
SIGLAS Y ACRÓNIMOS
G- 1
INTRODUCCIÓN El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión con implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto. La planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y de precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER). En esta actualización se presenta la evolución del sistema en el periodo 2008–2017. Para 2007 se considera la información del sistema disponible en el momento de la elaboración de este programa. En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional; análisis del margen de reserva en otros sistemas eléctricos; red de temporada abierta para proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec; así como la interconexión del sistema Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN).
i
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2008-2017 Escenarios macroeconómicos La tasa media de crecimiento anual prevista para el consumo de energía en el sector eléctrico ha disminuido de 6.3% en 2001 a 4.8% en 2006. Esto, como consecuencia de la reducción permanente, durante estos últimos años, de las proyecciones anuales de la SENER y de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) sobre el crecimiento de la economía del país. La estimación en 2007 para el incremento anual del consumo eléctrico en 2008-2017 es de 4.8%. Lo anterior se deriva de un crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.6%. Ciclo de planificación anual En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo ―más de 5 años― no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales, ya que los proyectos aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural por arriba de 6 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional estará alrededor de 5 dólares/MMBtu y 6 dólares/MMBtu para el combustóleo importado. Sobre esta base de precios, las centrales carboeléctricas y nucleoeléctricas son opciones económicamente competitivas respecto a la tecnología de ciclo combinado para la expansión del sistema de generación. Ante la posibilidad futura de que se mantengan los precios altos para el gas natural o limitaciones en su suministro ―por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA)― Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y próximamente en Manzanillo, Colima. Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 82% a 83 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. iii
El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en los criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión del parque de generación. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental. En este plan se incluye la adición de capacidad para el servicio público con la siguiente composición: 4,065 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 3,478 MW en carboeléctricas; 226 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 11,062 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 6,772 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En estas cifras se incluye la capacidad que entró en operación en 2007 y la actualmente en construcción. Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas tecnologías de generación, como centrales con fuente de energía renovable y ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, así como carboeléctricas y centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía. Debido a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura correspondiente a este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y después de 2017, las nucleares. El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en plantas existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nuevas centrales. Retiro de unidades generadoras En este periodo se retirarán 5,967 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes de realizar dicha acción. Para los siguientes tres años, un porcentaje alto de la capacidad por retirar quedará en reserva fría por ser unidades con baja eficiencia. En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse.
iv
Margen de reserva Los márgenes de reserva para 2008 y 2009 serán altos en el SIN, debido principalmente a que en los últimos años el crecimiento de la demanda de electricidad ha sido menor al esperado. Esto como consecuencia de un desarrollo económico por debajo de las proyecciones oficiales, así como a la dificultad para hacer ajustes en el programa de generación en el corto plazo. En los ciclos anuales de revisión del POISE de 2005 y 2006 se difirieron 48 proyectos de generación y en éste, se reprogramaron 27. Lo anterior se refleja en 2008 donde no se tendrán adiciones de capacidad y en 2009 sólo entrarán en operación 123 MW de capacidad firme. Con el conjunto de estas acciones, de 2011 a 2017 el margen de reserva del SIN cumplirá con los estándares establecidos. En el horizonte de planeación se incorporará un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima. Programa de autoabastecimiento De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido crecerá 25% y llegaría a 28.7 TWh en 2017. Este monto representaría alrededor de 9% de las ventas de energía para el servicio público en ese año. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año a 15.2 TWh. Por otra parte, como resultado del proceso de temporada abierta convocado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), con el fin de desarrollar capacidad de transmisión en el Istmo de Tehuantepec para 1,900 MW en proyectos eólicos, se tiene aprobado un paquete de infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores. Al concretarse el desarrollo de estos parques, se estima que el consumo autoabastecido podría incrementarse 6 TWh. Desarrollo de la transmisión Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo. Con ello se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema. Se construirán 27,152 km-c de líneas ―69 a 400 kV― y se instalarán 58,245 MVA de capacidad de transformación en subestaciones. Nuevas interconexiones En este ciclo de planificación se ha incluido el proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN. Tal acción permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del SIN.
v
La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una. La primera está programada para iniciar su operación en 2011. Requerimientos de inversión El monto total necesario para atender el servicio público de CFE en el periodo 2008–2017 es de 638,209 millones de pesos de 2007, con la siguiente composición: 47.5% para generación, 18.0% en obras de transmisión, 21.1% para distribución, 12.7% en los procesos del mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones. Se estima que 39.7% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, 34.7% del total utilizaría el esquema de obra pública financiada y 7.5% la modalidad de producción independiente de energía. Aún no se ha definido el esquema de financiamiento que se utilizaría para el 18.1% restante.
vi
1.
EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1
Introducción
El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial, en correspondencia con las proyecciones macroeconómicas definidas por la SENER, las cuales son base de los ejercicios de planeación sectorial para todos los organismos del sector público. Dichas estimaciones permiten identificar los requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad para servicio público —CFE y Luz y Fuerza del Centro (LyFC)—, como el de los usuarios de autoabastecimiento. Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requiere de la actualización y análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios con la finalidad de identificar, mediante modelos econométricos, cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas, afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Así, se podrán estimar las expectativas de desarrollo del mercado, en función de los diferentes escenarios de evolución de las determinantes económicas y sociales. Adicionalmente las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales:
Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional
Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional
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 de crecimiento y evolución de la economía, se estiman las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema.
1.2 1.2.1
Supuestos básicos Macroeconómicos
La SENER define tres escenarios económicos —planeación, alto y bajo— para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para 2007 — 2017 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y región
1-1
del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. En este escenario de planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB total durante 2007 — 2017 es de 3.6% (3.8% en 2006). En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de 4.1% (4.3% en 2006) y 2.4% (2.6% en 2006). En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observan comparativamente sus tmca, así como las de los usuarios y precio medio de venta. Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medio Tasas medias de crecimiento anual 1986 — 2006 (21 años) tmca 20%
15%
10%
5%
0%
-5%
-10%
-15% 1986
1988 PIB
1990
1992
1994
1996
Ventas más autoabastecimiento
1998
2000 Usuarios
2002
2004
2006
Precio medio
Figura 1.1
En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1999 hasta 2007. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior. Se observa que los pronósticos de 1999 y 2000 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo crecimiento económico dio lugar a desviaciones significativas. En 2006 se observa un incremento del PIB mayor al de 2005. Por lo anterior, se registran tres años (2004, 2005 y 2006) de recuperación de la economía.
1-2
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto (Miles de millones de pesos de 1993) PIB 3,000 2,750 2,500 2,250 2,000 1,750 1,500 1,250 1,000 750 500 250 0 1991 1999
1993
1995 2000
1997 2001
1999
2001 2002
2003
2007
2005
2003
2004
2009
2011
2005
2013
2006
Figura 1.2
En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB 2000 a 2006. Crecimiento real del PIB en 2000 — 2006
PIB
Año
trca
1/
(%)
2000
6.60
2001
-0.16
2002
0.83
2003
1.35
2/
2004
4.18
2/
2005
2.96
2/
2006
4.70
1/ Tasa real de crecimiento anual 2/ Cifra revisada
Cuadro 1.1
1-3
2015 2007
2017 Real
1.2.2
Población y vivienda
Respecto a la materia demográfica, en los tres escenarios económicos se utilizó la misma proyección de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) para un solo escenario, y por su recomendación expresa, se utiliza en los tres casos. Tal proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.9% durante el periodo de pronóstico, y respecto a las viviendas, de 2.8%. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2006 registró 3.7 habitantes por vivienda y según las previsiones de CONAPO, bajará a 3.0 habitantes para 2017. 1.2.3
Precios de electricidad
Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como las residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, las cuales se efectúan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con base en la disposición complementaria1/ número 7, aplicable a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica. Los factores fijos se autorizan por lo general en forma anual mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en los cargos tarifarios, derivados de los movimientos del costo total, considerando por una parte los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad y por otra, el resto de los factores de costo. Los cambios mensuales son función de: 1) Las variaciones en el precio de los combustibles 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 las industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector residencial, la DAC. En consecuencia, la proyección de su precio medio para el pronóstico 2007 — 2017, se vincula directamente con la perspectiva de evolución del ajuste automático que resulta de los escenarios económicos y de los precios de combustibles proporcionados por la SENER. Para el ajuste —normalmente anual— del resto de las tarifas, en los tres escenarios se han supuesto incrementos asociados a la evolución del Índice Nacional de Precios al Consumidor, considerando una ligera racionalización de los subsidios sin que, en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.3. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N. Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. 1
“Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la inflación nacional” publicado originalmente en el Diario Oficial de la Federación del 31 de diciembre de 2001
1-4
A pesar de que en términos reales los precios son muy similares, en los tres escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles. Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola 1988 — 2017 1.00 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 1988
1990
1992
1994
1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
Residencial planeación
Agrícola planeación
Residencial bajo
Agrícola bajo
Residencial alto
Agrícola alto
2012
2014
2016
Figura 1.3
Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como a los factores fijos—, el precio medio global registra comportamientos relativamente similares. En el de planeación decrece a una tasa media anual real de -1.0%; en el alto -0.6%; y en el bajo -1.3 por ciento. 1.2.4
Precios de combustibles
Según los escenarios determinados por la SENER, la trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (la parte más significativa del costo de producción) es diferente en cada uno, tanto en dólares como en pesos, debido a los diferentes índices de inflación y de tipo de cambio. En términos de cada combustible, el comportamiento resultante es el siguiente: en los tres escenarios, planeación, alto y bajo, el precio del combustóleo disminuye a tasas anuales de 4.9%, -5.0% y -4.1%, respectivamente. En el caso del precio del gas natural desciende en los escenarios de planeación y bajo, -0.7% y -3.0% respectivamente. En cambio en el alto su precio se eleva a una tasa media de 1.6% real al año durante todo el periodo. En la figura 1.4 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles, 2007 — 2017, para el escenario de planeación.
1-5
Escenario de precios de combustibles 2007 (moneda constante de 2007) USD/MMBTU 10.0
9.0
8.0
7.0
Gas importado
6.0
Gas Henry Hub
Gas nacional Combustóleo importado
5.0
Combustóleo nacional 4.0
3.0
Carbón Pacífico (0.5 % S) Carbón Golfo (0.8 % S)
2.0
Carbón nacional (1.01 % S)
1.0
0.0 2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 1.4
1.2.5
Autoabastecimiento y cogeneración
En 2006, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) fue de 22.1 TWh y representó 11.2% del consumo de electricidad. Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico de planeación indica que en 2017 el autoabastecimiento será de 28.7 TWh, similar al nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 25.5 TWh para el final del horizonte. En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los tres escenarios. 1.2.6
Otros supuestos
A los elementos anteriores se añaden las tendencias a un uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial, con la introducción y difusión de equipos diversos y dispositivos de iluminación. También se han tomado en cuenta los ahorros por el cambio de horario en el verano.
1-6
1.3
Pronósticos global y sectorial autoabastecimiento, 2007 — 2017
de
las
ventas
más
La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo lapso. En los últimos cuatro años el referente a las ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.5. Similar al comportamiento del PIB para el pronóstico realizado en 1999, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta bien al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2001 a 2005, aunque un poco menores por el crecimiento de 2006 (4.7%). Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento TWh 350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 1991
1993 1999
1995 2000
1997
1999 2001
2001 2002
2003
2005
2003
2007 2004
2009 2005
2011 2006
2013
2015 2007
2017 Real
Figura 1.5
El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000 — 2006.
1-7
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000 — 2006
(V + A)
Año
trca
2/
1/
(%)
2000
6.75
2001
1.74
2002
1.95
2003
2.56
2004
3.94
2005
4.00
2006
3.19
1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual
Cuadro 1.2
Las ventas más autoabastecimiento previstas en 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para ese mismo año son de 219,121 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debido a estos cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.3% como consecuencia de una evolución anual de 3.7% del atendido por las ventas del sector público, y de 10.3% del autoabastecido. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2003, 2004, 2005 y 2006: 16.6 TWh, 20.5 TWh, 21.6 TWh y 22.1 TWh, que representan un incremento de 34.3%, 65.5%, 74.6% y 78.5% respecto a 2002. Considerando todos los supuestos descritos, en el escenario de planeación se estima que 2007 — 2017 las ventas más autoabastecimiento crecerán en promedio 4.9% anual, y en alto y bajo en 5.3% y 3.9%, respectivamente. Como resultado de este comportamiento, cantidades globales de energía proyectadas para 2017 serán de: 1) 332.8 TWh en el planeación; 2) 349.0 TWh en el alto, y 3) 299.7 TWh en el bajo.
en los las de
De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 5.1% en promedio al año en el escenario de planeación, para llegar a 304.1 TWh en 2017. Ver figuras 1.6 y 1.7. En el alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.6% anual, para alcanzar 320.3 TWh en ese año, y en el bajo de 4.0% con 271.0 TWh.
1-8
Ventas más autoabastecimiento 1996 — 2017
TWh
TWh
350
332.8 Ventas más autoabastecimiento
325
140
tmca 4.9%
300
150
130
304.1 275
120 110
250
100
225
90
200
tmca 4.3%
tmca 5.1%
175
80
Ventas del servicio público
70
150 60
tmca 3.7%
125
50
100
40
tmca 2.4%
75 50
tmca 10.3%
28.7
30 20
Autoabastecimiento
25
10
0
0 1996
1998
2000
2002
2004
2006
2008
2010
2012
2014
2016 2017
Figura 1.6
Ventas más autoabastecimiento 1970 — 2006 y Escenarios 2007 — 2017 TWh 400
tmca
5.3%
349.0
Planeación:
tmc
4.9%
332.8
Bajo:
tmca 3.9%
Alto:
350
300
299.7
250
200
150
100
50
0 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016
Historia
Planeación
Alto
Figura 1.7
1-9
Bajo
En lo fundamental, la dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59% de las totales: 37% a la empresa mediana y 22% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 4.6% y 6.6% respectivamente, para quedar conjuntamente en 5.4% y superar el 5.1% de crecimiento de las ventas totales, por lo cual en 2017 representarán 60% de estas últimas. En el periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será el de la gran industria, no sólo por el alto dinamismo económico de las ramas intensivas en uso de electricidad, sino por el relativo estancamiento que registrará el consumo autoabastecido a partir de 2012, tras el cual no se ha programado el ingreso de nuevos proyectos de autoabastecimiento. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado desarrollo normal, crecerán 5.1% al año en conjunto, tasa ligeramente superior a la de 2006 (4.6%), como respuesta a una expectativa un poco más dinámica prevista para el escenario macroeconómico de planeación. Finalmente, aunque se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen similar al de 2006, su tmca será mayor a la prospectiva del año pasado (1.7%) como consecuencia del comportamiento de bajo nivel de ventas en 2006, ver cuadro 1.3. Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento Escenario de planeación, 1997 — 2017
1997 - 2006
2007 - 2017
2008 - 2017
tmca (%)
tmca (%)
tmca (%)
4.3
4.9
4.8
10.3
2.4
2.2
3.7
5.1
5.1
4.1
5.1
5.1
Residencial
4.6
5.1
5.0
Comercial
3.5
6.1
6.1
Servicios
2.7
3.0
3.0
Agrícola
0.5
1.7
1.4
Industrial
Ventas más autoabastecimiento Autoabastecimiento Ventas del servicio público Desarrollo normal
3.8
5.4
5.3
Empresa mediana
5.2
4.6
4.7
Gran industria
1.7
6.6
6.3
Cuadro 1.3
1-10
1.4
Estudio regional del mercado eléctrico 2007 — 2017. Escenario de planeación
Para elaborar el POISE es necesario estimar el desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional a fin de localizar y definir el tamaño de las centrales de generación, así como las subestaciones y líneas de transmisión requeridas. Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, ya que no permitiría precisar la ubicación y características de las obras por realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se efectúa considerando zonas y regiones para llegar al pronóstico original a nivel nacional. La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos en el país, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución de la Subdirección de Distribución, Áreas de Control de la Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de la Subdirección de Generación. Actualmente se encuentran interconectadas siete áreas operativas del territorio nacional. Los sistemas Baja California y Baja California Sur están separados del resto. Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 12 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor el sistema. Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta:
La evolución de las ventas en los diversos sectores tarifarios y zonas del país
Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas importantes —las de aquellos con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial—
La evolución de la energía por pérdidas eléctricas en zona, región y área
El desarrollo de las demandas en cada banco de transformación
El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad
Los valores reales de los usos propios de generación, condensadores síncronos y servicios propios recibidos por transmisión y distribución
Las estimaciones sobre usos propios de las centrales generadoras
La caracterización y proyección de las cargas de autoabastecimiento
Los escenarios de consumo sectorial de electricidad
La opinión y criterios de las Divisiones de Distribución
La demanda máxima anual de una zona se calcula utilizando los valores estimados para la energía bruta y el factor de carga de esa zona. 1-11
El pronóstico de los factores se deriva del análisis de la serie histórica correspondiente, al considerar por separado las demandas de desarrollo normal y cargas importantes. 1.4.1
Distribución de la demanda máxima en 2006
En el cuadro 1.4 y la figura 1.8 se muestra su conformación.
Demanda 2006
Sistema
(MW)
Sistema Interconectado Nacional Baja California
92.9
2,095
6.2
284
0.8
25
0.1
33,951
100.0
Baja California Sur Sistemas aislados Total
(%)
31,547
Cuadro 1.4
Demanda máxima1/ por área y zona (MW), año 2006 Sistema Eléctrico Nacional 2/ TIJUANA 730
MEXICALI S. L. RÍO 1,096 COLORADO 232 JUÁREZ
TECATE 45
864
NOGALES 481
ENSENADA 199
CASAS GRANDES 188
CABORCA 189
7
4
2,095 HERMOSILLO 798
5
2,916
3,113
GUAYMAS 148 GRO. NEGRO 12 STA. ROSALÍA 15
8 301 VILLA CONSTITUCIÓN 39
CUAUHTÉMOC 237
CD. OBREGÓN 321
CHIHUAHUA 481
PIEDRAS NEGRAS 223
PARRAL 132
NAVOJOA 151 LOS MOCHIS 279
LORETO 10 LA PAZ 116
GUASAVE 162
247 CULIACÁN 592
MAZATLÁN 285 CABO SAN LUCAS 131
TORREÓN 986 DURANGO
SOMBRERETE 30
ÁREA
SABINAS 81
CAMARGO 243
NUEVO LAREDO MONCLOVA 276 373 CERRALVO 67 REYNOSA 540 MONTERREY MATAMOROS 3,269 SALTILLO 340 720 MONTEMORELOS 132 C. DEL ORO 18 CD. VICTORIA
6
MATEHUALA 112
6,319 RÍO VERDE
ZACATECAS S. L. POTOSÍ 441 735
47
193 MANTE 73 TAMPICO 704 VALLES 234
1
CENTRAL
2
ORIENTAL
3
OCCIDENTAL
4
NOROESTE
5
NORTE
6
NORESTE
7
BAJA CALIFORNIA
8
BAJA CALIFORNIA SUR
9
PENINSULAR
AGUASCALIENTES 618 LEÓN LOS ALTOS 502 3 114 CANCÚN TIZIMÍN TEPIC MOTUL IRAPUATO 315 50 109 529 MÉRIDA 7,106 35 CHAPALA GUADALAJARA 251 1,333 438 LA PIEDAD CELAYA CD. GUZMÁN PLAYA DEL 676 132 102 QUERÉTARO CARMEN PUERTO ZAMORA POZA RICA 774 SALAMANCA TICUL 125 COZUMEL VALLARTA 164 257 251 63 34 176 S. J. DEL RÍO COLIMA 504 1 102 CAMPECHE 8,419 MANZANILLO 9 MORELIA 138 PACHUCA 239 225 URUAPAN ATLACO- TOLUCA 588 TEZIUTLÁN CD. 1,268 85 MULCO 801 166 D.F. APATZINGÁN CARMEN 240 6,430 99 65 CUERNAVACA VALLE DE JALAPA CHETUMAL 115 BRAVO TLAXCALA 150 VERACRUZ LÁZARO 80 354 396 552 S. MARTÍN CARDENAS PAPALOAPAN 326 VILLAHERMOSA MORELOS 226 897 CÓRDOBA 400 PUEBLA 361 124 706 CHONTALPA ZIHUATANEJO TECAMA- ORIZABA IGUALA CHALCO COATZA- 227 251 80 61 191 COALCOS LOS RÍOS 2 CHILPANCINGO 588 156 93 HUAJUAPAN OAXACA 5,882 53 ACAPULCO 162 365 S. CRISTÓBAL TEHUANTEPEC TUXTLA 125 140 GUTIÉRREZ HUATULCO 231 69 TAPACHULA 148
1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren 2/ Excluye exportación
Figura 1.8
1-12
1.4.2
Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2007 — 2017
Como se observa en la figura 1.9, el pronóstico de la demanda máxima bruta del SIN presenta una tendencia al alza, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. Una causa principal de esta recuperación es el crecimiento económico de 2004 a 2006 respecto a la tendencia histórica. En 2006 la demanda apenas se incrementó 1%, sin embargo se espera un mayor aumento. Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima bruta Sistema Interconectado Nacional MW 55,000 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2002
2003
2004
2005
2006
2007
Real
Figura 1.9
Al analizar las figuras 1.5 y 1.9 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y reales, particularmente en los últimos años. El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas del SIN de 2002 a 2017. Demanda máxima bruta del SIN Escenario de planeación Concepto
Demanda máxima (MW) incremento %
2002
2003
2004
28,187 2.23
29,408 4.33
29,301 -0.36
1/
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
31,268 6.71
31,547 0.89
33,438 5.99
35,328 5.65
37,143 5.14
39,204 5.55
41,226 5.16
43,239 4.88
45,250 4.65
47,399 4.75
49,699 4.85
52,164 4.96
54,561 4.60
2005
1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste
Cuadro 1.5
1-13
tmca (2007-2017) %
5.1
La demanda pronosticada en 2003 para 2010 era de 43,477 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2007 para ese mismo año fue de 39,204 MW. Ahora se espera que aquellos niveles de demanda se alcancen entre 2012 y 2013, más de dos años después. La figura 1.10 indica las tmca de 1997 a 2017 para la demanda máxima de cada área. Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta1/ por área (%)
3.7
4.7 7
3.6
5.0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
4 5.1 5.6
5.1
7.5 4.7
5
8
6.0
Central Oriental Occidental Noroeste Norte Noreste Baja California Baja California Sur Peninsular
6 3.9 Total Nacional Evolución histórica (1997 – 2006)
3.7
5.0
Crecimiento (2007 – 2017)
5.3 6.1
3
1 2.9
3.3
9 2.8
5.6 2
1/ Excluye exportación
Figura 1.10
1-14
6.0
Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas para 1997 — 2006, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2007 — 2017. Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN 1997 — 2006
Área
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
tmca (1997-2006) %
Central
6,447
6,884
7,181
7,439
7,700
7,737
7,874
8,047
8,287
8,419
2.9
Oriental
4,528
4,797
4,954
5,058
5,291
5,373
5,434
5,425
5,684
5,882
2.8
Occidental
5,209
5,472
5,702
6,062
6,157
6,345
6,632
6,523
7,047
7,106
3.9
Noroeste
2,182
2,195
2,217
2,365
2,496
2,457
2,491
2,606
2,872
2,916
3.6
Norte
1,937
2,163
2,231
2,421
2,516
2,660
2,720
2,853
2,997
3,113
5.1
Noreste
4,307
4,662
4,759
5,245
5,558
5,676
5,688
6,148
6,068
6,319
4.7
Baja California
1,329
1,393
1,491
1,695
1,698
1,699
1,823
1,856
1,909
2,095
3.7
Baja California Sur
170
181
186
204
224
215
214
234
264
284
5.6
Peninsular
737
805
839
908
971
985
1,043
1,087
1,174
1,268
6.1
19
19
20
21
22
22
22
24
24
25
3.9
tmca (2007-2017) %
Pequeños Sistemas 1/
Excluye exportación
Cuadro 1.6
Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN Escenario de planeación 2007 — 2017
Área
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
8,654
8,892
9,123
9,492
9,830
10,139
10,454
10,798
11,207
11,627
12,055
3.3
Oriental
6,206
6,507
6,844
7,255
7,655
8,080
8,524
8,984
9,526
10,124
10,686
5.6
Occidental
7,548
8,050
8,495
9,002
9,479
9,955
10,448
10,972
11,464
11,983
12,501
5.3
Noroeste
3,127
3,296
3,486
3,638
3,848
3,982
4,111
4,315
4,548
4,810
5,004
5.0
Norte
3,308
3,525
3,705
3,892
4,059
4,257
4,488
4,686
4,922
5,154
5,380
5.1
Noreste
6,741
7,183
7,672
8,224
8,745
9,308
9,809
10,322
10,828
11,368
11,953
6.0
Baja California
2,228
2,345
2,467
2,594
2,727
2,849
2,972
3,093
3,220
3,344
3,464
4.7
315
342
369
401
431
460
489
521
554
592
629
7.5
1,345
1,426
1,515
1,613
1,711
1,814
1,923
2,029
2,151
2,281
2,407
6.0
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
Baja California Sur Peninsular Pequeños Sistemas 1/
Excluye exportación
Cuadro 1.7
1-15
1.4.3
Crecimiento esperado del consumo bruto en 2007 — 2017
En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del SIN de 2002 a 2017. Consumo bruto1/ del SIN Escenario de planeación Concepto
2002
Consumo bruto (GWh) incremento %
2003
2004
2005
2/
2006
192,307 197,242 203,398 212,921 220,073 2.48 2.57 3.12 4.68 3.36
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
231,700 243,595 255,735 269,912 283,759 297,402 311,459 326,228 342,117 358,918 375,529 5.28 5.13 4.98 5.54 5.13 4.81 4.73 4.74 4.87 4.91 4.63
tmca (2007-2017) %
5.0
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Se interconectó al sistema el área Noroeste
Cuadro 1.8
Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información correspondiente para cada área del SEN desde 1997 a 2017. Consumo bruto1/ (GWh) del SEN 1997 — 2006 Área
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
tmca (1997-2006) %
Central
36,811
38,599
40,439
42,792
44,218
45,032
46,004
47,255
49,129
50,523
3.9
Oriental2/
27,376
29,168
30,170
31,825
32,037
33,295
34,082
34,634
36,208
37,452
3.9
Occidental
34,361
36,619
38,853
41,454
41,178
42,283
43,789
45,177
47,734
49,239
4.5
Noroeste
12,192
12,397
12,826
13,366
13,794
13,442
13,984
14,609
15,506
15,966
3.2
Norte
12,328
13,318
13,990
15,093
15,818
16,282
16,613
17,192
18,245
18,743
4.8
27,398
29,868
31,669
33,938
34,455
35,586
35,968
37,279
38,630
40,205
4.6
7,105
7,332
8,091
9,111
9,413
9,307
9,842
10,252
10,466
11,088
5.4
2/
Noreste
Baja California2/ Baja California Sur
1,003
1,027
1,091
1,159
1,189
1,189
1,238
1,333
1,453
1,605
5.3
Peninsular2/
4,435
4,827
5,099
5,599
6,003
6,207
6,614
7,016
7,215
7,718
6.6
163,009 173,155 182,228 194,337 198,105 202,623 208,134 214,747 224,586 232,539
4.3
Subtotal Pequeños Sistemas Total incremento %
119
4.6
163,092 173,238 182,317 194,434 198,206 202,723 208,237 214,855 224,697 232,658 7.08 6.22 5.24 6.65 1.94 2.28 2.72 3.18 4.58 3.54
4.3
83
83
89
97
101
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Excluye exportación
Cuadro 1.9
1-16
100
103
108
111
Consumo bruto1/ (GWh) del SEN Escenario de planeación 2007 — 2017 Área
tmca (2007-2017) %
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,606
52,906
54,226
56,215
58,080
59,624
61,521
63,482
65,858
68,281
70,783
3.1
Oriental2/
39,553
41,468
43,627
46,227
48,793
51,493
54,308
57,264
60,705
64,512
68,122
5.6
Occidental
52,232
55,358
58,207
61,665
64,958
68,197
71,583
75,179
78,559
82,077
85,644
5.2
Noroeste
17,024
17,924
18,954
19,783
20,923
21,655
22,348
23,457
24,728
26,142
27,206
5.0
Norte
19,938
21,307
22,395
23,521
24,534
25,738
27,131
28,317
29,752
31,158
32,518
5.1
Noreste2/
42,933
45,713
48,817
52,339
55,660
59,235
62,416
65,690
68,917
72,349
76,073
6.0
Baja California2/
11,885
12,635
13,336
14,091
14,861
15,571
16,297
16,990
17,715
18,424
19,114
5.1
Baja California Sur
1,778
1,928
2,078
2,257
2,431
2,593
2,752
2,934
3,121
3,333
3,541
7.5
Peninsular2/
8,190
8,697
9,290
9,948
10,600
11,251
11,946
12,638
13,399
14,205
14,992
6.2
245,139 257,936 270,930 286,046 300,840 315,357 330,302 345,951 362,754 380,481 397,993
5.0
Subtotal Pequeños Sistemas Total incremento %
206
5.1
245,271 258,075 271,078 286,201 301,001 315,525 330,478 346,134 362,944 380,679 398,199 5.42 5.22 5.04 5.58 5.17 4.83 4.74 4.74 4.86 4.89 4.60
5.0
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
1/ Incluye ventas, autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios 2/ Excluye exportación
Cuadro 1.10
1.4.4
Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio público 2007 — 2017
La figura 1.11 señala el incremento de las ventas por área para la serie histórica 1997 — 2006 y la estimación para los tres escenarios en 2007 — 2017. Crecimiento medio anual de las ventas (%)
5.6
5.5 5.0 3.9 7
3.6
4.1 3.8 3.1
4 5.3
7.9 7.4 6.3
4.0
6.0 5.5 4.4 4.0
5
8
1 2 3 4 5 6 7 8 9
7.1 6.6 5.5
Central Oriental Occidental Noroeste Norte Noreste Baja California Baja California Sur Peninsular
6 Total
Nacional
Crecimiento (2007 – 2017) Evolución histórica (1997 – 2006)
3.7
5.6 6 5.1 4.0
4.1
5.7 5.2 3.9
3
1
Alto Planeación Bajo
6.9
2.2
3.6 3.0 1.9
Figura 1.11
1-17
5.7 3.5
6.1 5.7 4.7 2
9
6.8 6.3 5.1
La tasa estimada para las ventas de energía del servicio público durante 2006 fue de 4.0%, sin embargo, su valor real llegó a 3.3% respecto a 2005, debido a que no se cumplieron las expectativas de crecimiento de los sectores comercial, bombeo agrícola y gran industria. La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.1% similar al incremento en 2006 — 2016. La proyección actual se basa principalmente en el crecimiento estimado de los sectores comercial e industrial, por la recuperación de la economía nacional. Con relación al desarrollo regional, se destaca lo siguiente:
En el área Central se estimó para 2006 un crecimiento de 1.4%, sin embargo se registró una tasa de 0.5%, primordialmente a causa de la reducción en el consumo de los rubros residencial, comercial y gran industria. La estimación para 2007 — 2017 es de 3.0%, respecto a 3.5% que se consideraba en 2006 — 2016 La proyección actual se basa en el probable crecimiento de los sectores mencionados por las expectativas en la recuperación de la economía
En la Oriental se estimó para 2006 un incremento de 5.0%, sin embargo se registró una tasa de 3.2%, principalmente por el menor consumo en los rubros, comercial, bombeo agrícola y gran industria Por lo anterior y considerando la recuperación de los sectores comercial e industrial con base en las expectativas sobre el crecimiento de la economía, la tasa estimada para 2007 — 2017 es de 5.7%, con relación a 5.0% que se calculaba en 2006 — 2016
En la Occidental se previó una tasa de 3.8%, pero se presentó un valor real de 3.5% respecto a 2005, por lo que prácticamente se cumplieron las expectativas; la diferencia estriba en un menor consumo en los sectores de la gran industria y bombeo agrícola La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.2%, respecto a 5.3% previsto para 2006 — 2016. La proyección actual se basa en el aumento del consumo de los mencionados sectores tarifarios por la recuperación de la economía nacional
En la Noroeste, prácticamente también se cumplió con lo estimado: se consideró un incremento de 3.2% y el valor real fue de 2.9%; la diferencia es de tan solo 31 GWh. Una de las causas principales fue que no se cumplió la estimación en el crecimiento del consumo del sector industrial La tasa para 2007 — 2017 es de 3.8%, en comparación con 4.4% en 2006 — 2016, cifras basadas en el incremento de los rubros del desarrollo normal y la empresa mediana
En la Norte se pronosticó un aumento de 6.3% y el registrado fue uno de 2.2% respecto a 2005, por un menor crecimiento en consumo en el sector de la gran industria. Se espera una tasa de 5.5% en 2007 — 2017, debido principalmente al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal e industrial, igual al que se estimaba para 2006 — 2016
En la Noreste se estimó una tasa de 4.8% para 2006 y la registrada fue de 4.7%, por lo que se cumplieron las expectativas de crecimiento. Se pronosticó un incremento de 6.6% en 2007 — 2017, fundamentalmente por la recuperación en su consumo del sector de la gran industria, al ritmo de crecimiento sostenido de la empresa mediana y al incremento en el consumo de los sectores del desarrollo normal, en contraste con 6.2% que se preveía para 2006 — 2016
1-18
En la Baja California se previó un aumento de 5.4%, sin embargo se presentó un valor real de 7.1% respecto a 2005, ocasionado por el alto consumo en los rubros del desarrollo normal, e incluso en el bombeo agrícola. La tasa media en 2007 — 2017 se estima en 5.1% menor a la prevista para 2006 — 2016 (de 5.5%), por la desaceleración de la empresa mediana principalmente
En la Baja California Sur se pronosticó para 2006 un crecimiento de 7.8%, sin embargo el registrado real fue de 10.2% respecto a 2005, debido a que los sectores residencial y comercial superaron las expectativas de crecimiento en consumo La tasa media para 2007 — 2017 se estima en 7.4%, basada principalmente en el aumento de los sectores de la empresa mediana —desarrollos turísticos— y del desarrollo normal, en relación con 7.8% previsto en 2006 — 2016
En la Peninsular se pronosticó un incremento de 4.8% pero el real fue de 7.6% respecto a 2005, ya que se superaron las estimaciones en los sectores residencial e industrial La tasa media en 2007 — 2017 es de 6.3%, fundamentalmente apoyada por el crecimiento en consumo del sector de la empresa mediana, en comparación con 6.4% para 2006 — 2016. Es importante mencionar que gran parte de la infraestructura turística se incluye en ese sector
El incremento estimado para 2007 — 2017 en cada una de las áreas no es uniforme. Las regiones Baja California Sur, Peninsular y Noreste tendrán un mayor dinamismo, debido principalmente al crecimiento esperado en los sectores de la mediana y gran industria. Complementario al análisis previo es recomendable revisar simultáneamente los crecimientos promedio anuales establecidos para el autoabastecimiento remoto. Ver cuadro 1.14. La incorporación de proyectos de autoabastecimiento provoca una reducción en las ventas de energía del servicio público y viceversa. En el cuadro 1.11 se muestra la evolución histórica 2002 — 2006 y la estimación 2007 — 2017 de las ventas de energía del sector público por área.
1-19
Historia y estimación de ventas del servicio público, SEN Escenario de planeación (GWh) Área
tmca (2007-2017) %
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central incremento % Oriental incremento %
31,995 -0.93 25,576 3.37
31,627 -1.15 25,628 0.20
31,795 0.53 25,976 1.36
32,491 2.19 27,304 5.11
32,652 0.50 28,163 3.15
33,175 1.60 29,714 5.51
34,017 2.54 31,050 4.50
34,562 1.60 32,552 4.84
35,618 3.06 34,393 5.66
36,711 3.07 36,514 6.17
37,790 2.94 38,743 6.10
39,069 3.38 41,043 5.94
40,383 3.36 43,458 5.88
41,955 3.89 46,011 5.87
43,626 3.98 48,715 5.88
45,375 4.01 51,567 5.85
5.7
Occidental incremento %
34,858 3.26
35,454 1.71
36,205 2.12
37,585 3.81
38,884 3.46
41,380 6.42
43,999 6.33
46,385 5.42
48,748 5.09
50,982 4.58
53,187 4.33
55,919 5.14
58,778 5.11
61,694 4.96
64,738 4.93
67,799 4.73
5.2
Noroeste incremento %
11,229 -0.27
11,699 4.19
12,312 5.24
12,974 5.38
13,356 2.94
14,299 7.06
15,077 5.44
15,740 4.40
16,416 4.29
16,619 1.24
16,483 -0.82
17,150 4.05
17,848 4.07
18,552 3.94
19,284 3.95
20,033 3.88
3.8
Norte incremento %
13,576 2.87
13,882 2.25
13,413 -3.38
14,112 5.21
14,427 2.23
15,438 7.01
16,626 7.70
17,509 5.31
18,349 4.80
19,271 5.02
20,268 5.17
21,393 5.55
22,518 5.26
23,655 5.05
24,841 5.01
26,024 4.76
5.5
Noreste incremento %
28,633 3.10
27,006 -5.68
27,975 3.59
29,085 3.97
30,464 4.74
32,521 6.75
34,995 7.61
37,674 7.66
40,442 7.35
43,423 7.37
46,482 7.04
49,336 6.14
52,078 5.56
54,867 5.36
57,920 5.56
61,233 5.72
6.6
Baja California incremento %
8,115 -0.98
8,519 4.98
8,868 4.10
8,981 1.27
9,622 7.14
10,340 7.46
11,016 6.54
11,585 5.17
12,231 5.58
12,864 5.18
13,488 4.85
14,092 4.48
14,701 4.32
15,307 4.12
15,920 4.00
16,540 3.89
5.0
Baja California Sur incremento %
1,007 -1.85
1,052 4.47
1,131 7.51
1,239 9.55
1,365 10.17
1,504 10.18
1,639 8.98
1,774 8.24
1,922 8.34
2,063 7.34
2,204 6.83
2,347 6.49
2,487 5.97
2,647 6.43
2,814 6.31
2,993 6.36
7.4
Peninsular incremento %
5,125 5.26
5,431 5.97
5,741 5.71
5,893 2.65
6,341 7.60
6,739 6.28
7,184 6.60
7,656 6.57
8,199 7.09
8,752 6.74
9,305 6.32
9,866 6.03
10,444 5.86
11,061 5.91
11,707 5.84
12,365 5.62
6.3
185,110 195,603 205,437 216,318 227,199 237,950 250,215 262,695 275,749 289,565 303,929 5.61 5.67 5.03 5.30 5.03 4.73 5.15 4.99 4.97 5.01 4.96
5.1
Subtotal incremento %
160,114 160,298 163,416 169,664 175,274 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31 1/
Pequeños Sistemas incremento % Total nacional incremento %
89 -1.11
86 -3.37
93 8.14
93 0.00
97 4.30
160,203 160,384 163,509 169,757 175,371 1.91 0.11 1.95 3.82 3.31
109 12.37
115 5.50
120 4.35
125 4.17
131 4.80
137 4.58
143 4.38
149 4.20
156 4.70
163 4.49
3.0
170 4.29
5.2
185,219 195,718 205,557 216,443 227,330 238,087 250,358 262,844 275,905 289,728 304,099 5.62 5.67 5.03 5.30 5.03 4.73 5.15 4.99 4.97 5.01 4.96
5.1
1/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 1.11
1.4.5
Consumo de cargas autoabastecidas
En el cuadro 1.12 se presenta la evolución de la demanda en cargas de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico 2007 — 2017. Evolución de la demanda máxima autoabastecida (MW) Autoabastecimiento
Remoto
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
1/
2012
2013
2014
2015
2016
2017
tmca (2007-2017) %
476
1,092
1,299
1,401
1,548
1,621
1,844
2,092
2,244
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
5.10
Local
3,541
3,643
2,843
2,922
3,452
3,508
3,508
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
3,551
0.26
Total
4,017
4,735
4,141
4,323
5,000
5,129
5,352
5,643
5,795
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
6,227
2.02
1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su demanda
Cuadro 1.12
La figura 1.12 indica las tmca por área del SEN para la demanda máxima del servicio público, así como su comportamiento al incluir el autoabastecimiento remoto.
1-20
Crecimiento medio anual de la demanda máxima (%) 2007 — 2017
Figura 1.12
El cuadro 1.13 muestra la evolución de las cargas de autoabastecimiento y cogeneración. Evolución del consumo autoabastecido (GWh) Autoabastecimiento
Remoto
2002
2003
2004
2005
2006
1,827
5,174
7,545
8,192
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
1/
2014
2015
2016
2017
tmca (2007-2017) %
8,937
9,791 10,140 11,117 12,511 13,835 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159 15,159
4.92
Local
10,536 11,434 12,918 13,390 13,127
13,249 13,263 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555 13,555
0.29
Total
12,363 16,608 20,463 21,582 22,064
23,040 23,403 24,672 26,066 27,390 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714 28,714
2.42
1/ Los permisionarios de temporada abierta aún no han definido las cargas que abastecerán de manera remota, por lo que se excluye su consumo
Cuadro 1.13
La tasas medias de crecimiento anual de la demanda y consumo autoabastecidos son mayores respecto a las consideradas el año anterior, debido a la incorporación de nuevos proyectos de autoabastecimiento. El consumo remoto presenta los mayores crecimientos, debido a que los proyectos nuevos atenderán en mayor grado a socios distantes al centro de generación.
1-21
En 2007 — 2017 se considera el autoabastecimiento asociado a 17 proyectos. En 2007 se espera la entrada de la central hidroeléctrica de la empresa Mexicana de Hidroelectricidad, Mexhidro, ubicado en Guerrero y Procter & Gamble Manufactura en Tlaxcala. Entre 2008 y 2010 se espera la entrada en operación de 13 proyectos eólicos (450 MW) que se instalarán en el Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. Adicionalmente en este último año (2010) se prevé la entrada de un proyecto de cogeneración en Nuevo PEMEX. En 2011 se considera uno carboeléctrico denominado GDC Generadora el cual se instalará en el estado de Sonora. El cuadro 1.14 muestra la comparación de tasas de crecimiento promedio anual del autoabastecimiento remoto entre 2006-2016 y 2007-2017 por área y SEN. Crecimiento promedio anual del autoabastecimiento remoto
Área
2006 - 2016
2007 - 2017
tmca (%)
tmca (%)
Central
2.0
6.1
Oriental
12.0
5.3
1.1
6.0
17.7
62.6
Norte
0.9
1.5
Noreste
3.4
1.9
Baja California
0.0
0.0
Baja California Sur
0.0
0.0
Peninsular
3.9
15.9
SEN
3.8
4.9
Occidental Noroeste
Cuadro 1.14
En el capítulo 3 se presenta la oferta de proyectos de autoabastecimiento. 1.4.6
Exportación e importación de CFE
En 2006 la exportación fue de 1,299 GWh, de los cuales 1,088 GWh se enviaron a los sistemas eléctricos de EUA (Estados Unidos de América), 209 GWh a Belice y 2 GWh a Guatemala. En el mismo año la importación fue de 523 GWh, de los cuales 514 GWh correspondieron al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 2 GWh a la Norte y 1 GWh al Noreste. Con la diferencia entre las cifras totales de exportación e importación en 2006, se obtiene un balance neto de exportación de 776 GWh. Para 2007 se prevén importar 335 GWh, de los cuales 325 GWh corresponderán al área Baja California, 6 GWh a la Noroeste, 3 GWh a la Norte y 1 GWh a la Noreste. La exportación total se estima en 1,299 GWh, igual a la del año anterior, de la cual 1,072 GWh corresponden al área Baja California, 209 GWh a la Peninsular, 16 GWh a la Noreste y 2 GWh a la Oriental. 1-22
En el cuadro 1.15 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por área de control a partir de 1997. Exportación e importación de energía eléctrica 1997 — 2006 (GWh) Área
1997
1998
1999
2000 2001 Exportación
2002
2003
2004
2005
2006
Oriental Noreste B. California Peninsular
0 6 17 28
0 0 45 31
0 0 31 100
0 2 66 127
0 1 112 158
0 0 164 180
0 0 765 188
0 0 770 236
1 0 1,037 253
2 16 1,072 209
Total
51
76
131
195
271
344
953
1,006
1,291
1,299
5 189 26 311
5 21 0 45
6 2 0 39
6 6 0 75
6 2 1 514
1,069 327 531 Balance neto Exportación - Importación -874 -56 -187
71
47
87
523
882
959
1,204
776
Importación Noroeste Norte Noreste B. California
3 1,101 0 406
3 1,022 2 480
4 7 2 646
Total
1,510
1,507
659
-1,459
-1,431
-528
4 129 9 927
4 235 6 82
Cuadro 1.15
1-23
2.
INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN
2.1
Evolución del Sistema Eléctrico Nacional
Al nacionalizarse la industria eléctrica en 1960, la capacidad instalada era de 3,021 MW y el suministro se realizaba mediante diversos sistemas aislados. Al paso del tiempo, se fueron interconectando y utilizando mayores tensiones de transmisión —400 kV y 230 kV—, se unificó la frecuencia a 60 Hz, se desarrollaron grandes proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, se diversificó la generación mediante el uso de energía geotérmica, nuclear, a base de carbón y de manera incipiente la eólica, y en el campo de administración de la demanda, se establecieron los cambios del horario de verano y el uso de tarifas con diferenciación horaria. Al 31 de diciembre de 2006, el SEN contaba con una capacidad efectiva de 48,769 MW para el servicio público y un total de 773,059 km de líneas de transmisión y distribución. Para estudios de planificación, el SEN se divide en regiones, como se muestra en la figura 2.1. Regiones del Sistema Eléctrico Nacional
7
7 4 4 88
5 6
3
1.2.3.4.5.6.7.8.9.-
Central Oriental Occidental Noroeste Norte Noreste Baja California Baja California Sur Peninsular
9
1
2
Figura 2.1
2-1
La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos de Baja California son administradas desde Mexicali. Todas ellas se encuentran coordinadas por el CENACE en el Distrito Federal. Las siete áreas del macizo continental están interconectadas y forman el SIN. Su objetivo es compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de las demandas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California permanecen como sistemas aislados. El sistema de Baja California (norte) opera ligado con la red eléctrica de la región occidental de EUA ―el Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a 230 kV. Esto ha permitido a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.
2.2
Estructura del sistema de generación
2.2.1
Capacidad efectiva instalada
A diciembre de 2006 la requerida para atender el servicio público de energía eléctrica era de 48,769 MW, lo que representó un incremento de 4.8% respecto a 2005 (46,534 MW). Esta nueva capacidad fue resultado de adicionar 2,265.5 MW, modificar la instalada en 18.2 MW y retirar 48.6 MW:
Adiciones: Ciclos combinados (CC).- CFE: Chihuahua II —El Encino— (65.3 MW); PIE1⁄: Valladolid III (525 MW), Tuxpan V (495 MW), Altamira V (1,121 MW) Turbogás (TG).- CFE: Los Cabos2/ (27.2 MW). LyFC : Atenco (32 MW)
Modificaciones: Bajío —El Sauz— PIE, CC (-5 MW) Hermosillo, CC (1.9 MW) Huinalá, TG (10.3 MW) Topolobampo, TC (-40 MW) Tuxpango, HID (36 MW) Tepexic LyFC, HID (15 MW)
Retiros: Juntas, HID (15 MW) Puente Grande, HID (5.6 MW) Parque2/, TG (28 MW)
TC se refiere a la tecnología termoeléctrica convencional, e HID a la hidroeléctrica. En el cuadro 2.1 se clasifica la capacidad por tecnología en las diferentes áreas y regiones, mientras que en la figura 2.2 se señala su participación en porcentaje.
1⁄ 2⁄
Productor Independiente de Energía Movimientos oficiales. Realmente fue un traslado
2-2
Capacidad efectiva por tipo de tecnología1/ (MW) Servicio público Hidroeléctrica
Área
Central
1,561
Oriental
6,136
Occidental
Eoloeléctrica
Hidrocarburos Termoeléctrica convencional
Ciclo combinado
Turbogás
3/
CFE
PIE
2,174
1,038
2,217
452
1,973
1,782
3,466
601
560
24
941
2,052
227
508
100
28
936
1,341
757
161
118
1,175
828
4,839
441
Baja California
320
496
489
299
Baja California Sur
113
Peninsular
442
220
12,895
5,203
Noroeste Norte Noreste
Aislados Total
1/ 2/ 3/ 4/
4/
2
2
Geotermoeléctrica
Total2/
5,180
472
40 2,100
1,365
190
12,657 8,722 3,828 3,223
2,600
10,000 720
2,324
236
147
495
1,261
342
3
2,269
28
31
10,387
2,509
182
10 4,700
960
Al 31 de diciembre de 2006 No incluye autoabastecimiento ni cogeneración Productores Independientes de Energía Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente a la suma
Cuadro 2.1
Capacidad efectiva al 31 de diciembre de 2006: 48,769 MW Servicio público1/
Turbogás 5.1%
Nucleoeléctrica
406
1 10,566
Carboeléctrica
Combustión interna
Combustión interna 0.4% Carboeléctrica 9.6%
Ciclo combinado PIE 21.3%
Geotermoeléctrica y eoloeléctrica 2.0% Nucleoeléctrica 2.8%
Ciclo combinado CFE 10.7% Hidroeléctrica 21.7%
Termoeléctrica convencional 26.4% 1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración
Figura 2.2
2-3
70 1,365
48,769
2.2.2
Principales centrales generadoras
En la figura 2.3 se localizan las centrales que destacan por su tamaño, tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación en 2006 se presentan en el cuadro 2.2. Principales centrales generadoras en 2006 Servicio público 74
78
77 51
54
55
49
45 50
80
39
57
62
59
46
52 42
75
64 61
70
66 67 68 69
41
48
79 76
65
58
43
53 40
56
63
44 47
71
73 60
24
Carboeléctrica Geotermoeléctrica
20
34
Ciclo combinado Combustión interna
72
29 25 31 32
37 30
26
33
36
28 27 6
Nucleoeléctrica Termoeléctrica convencional
19
2
8
7 16 4
81
17
84
18 13 12
38 14
Hidroeléctrica
Figura 2.3
2-4
5
87
86
22 23
3 15
1 35
21
11
10
9
82
85 83
Capacidad efectiva y generación bruta en 2006 Servicio público Núm. Nombre de la central
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 53 54 55 56 57 58 59 60 61 62 63 64 65 66 67 68 69 70 71 72 73 74 75 76 77 78 79 80 81 82 83 84 85 86 87 88-195
Infiernillo Villita (José María Morelos) Necaxa [LyFC] Lerma (Tepuxtepec) [LyFC] Patla [LyFC] Tula (Francisco Pérez Ríos) Valle de México Jorge Luque [LyFC] Angostura (Belisario Domínguez) Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Malpaso Peñitas Temascal Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Mazatepec Humeros Laguna Verde Dos Bocas Poza Rica Tuxpan (Adolfo López Mateos) ( PIE )1/ Tuxpan II ( PIE )1/ Tuxpan III y IV Tuxpan V ( PIE )1/ Aguamilpa Solidaridad Agua Prieta (Valentín Gómez Farías) Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Cupatitzio Cóbano Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) Colimilla Manzanillo (Manuel Álvarez Moreno) Manzanillo II Salamanca Villa de Reyes Petacalco (Plutarco Elías Calles) El Sauz ( PIE )1/ El Sauz (Bajío) Azufres El Novillo (Plutarco Elías Calles) Comedero (Raúl J. Marsal) Bacurato Huites (Luis Donaldo Colosio) El Fuerte (27 de Septiembre) Humaya Puerto Libertad Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Mazatlán II (José Aceves Pozos) Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Hermosillo ( PIE )1/ Hermosillo ( PIE )1/ Naco Nogales Francisco Villa Lerdo (Guadalupe Victoria) Samalayuca Samalayuca II Gómez Palacio El Encino (Chihuahua II) ( PIE )1/ La Laguna II ( PIE )1/ Chihuahua III Altamira Río Escondido (José López Portillo) Carbón II Huinalá I y II La Amistad ( PIE )1/ Saltillo Río Bravo (Emilio Portes Gil) ( PIE )1/ Río Bravo II ( PIE )1/ Río Bravo III ( PIE )1/ Río Bravo IV ( PIE )1/ Monterrey III ( PIE )1/ Altamira II ( PIE )1/ Altamira III y IV ( PIE )1/ Altamira V Presidente Juárez San Carlos (Agustín Olachea A.) Punta Prieta ( PIE )1/ Mexicali Cerro Prieto Baja California Sur I Tres Vírgenes Lerma (Campeche) Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) ( PIE )1/ Valladolid III ( PIE )1/ Campeche Nachi-Cocom Mérida II ( PIE )1/ Mérida III Otras3/ Total
Municipio
Estado
Tecnología
La Unión Lázaro Cárdenas J. Galindo Contepec Zihuateutla Tula Acolman Tultitlán V. Carranza Chicoasén Tecpatán Ostuacán San Miguel Apaxtla Tlatlauquitepec Chignautla Alto Lucero Medellín Tihuatlán Tuxpan Tuxpan Tuxpan Tuxpan Tepic Zapopan Zimapán Uruapan G. Zamora Amatitán Tonalá Manzanillo Manzanillo Salamanca Villa de Reyes La Unión P. Escobedo S. Luis de la Paz Cd. Hidalgo Soyopa Cosalá Sinaloa de Leyva Choix El Fuerte Badiraguato Pitiquito Guaymas Mazatlán Ahome Hermosillo Hermosillo Agua Prieta Delicias Lerdo Cd. Juárez Cd. Juárez Gómez Palacio Chihuahua Gómez Palacio Juárez Altamira Río Escondido Nava Pesquería Acuña Ramos Arizpe Río Bravo Valle Hermoso Valle Hermoso Valle Hermoso S. N. Garza Altamira Altamira Altamira Rosarito San Carlos La Paz Mexicali Mexicali La Paz Comondú Campeche Valladolid Valladolid Palizada Mérida Mérida Mérida
Guerrero Michoacán Puebla Michoacán Puebla Hidalgo México México Chiapas Chiapas Chiapas Chiapas Oaxaca Guerrero Puebla Puebla Veracruz Veracruz Veracruz Veracruz Veracruz Veracruz Veracruz Nayarit Jalisco Hidalgo Michoacán Michoacán Jalisco Jalisco Colima Colima Guanajuato San Luis Potosí Guerrero Querétaro Guanajuato Michoacán Sonora Sinaloa Sinaloa Sinaloa Sinaloa Sinaloa Sonora Sonora Sinaloa Sinaloa Sonora Sonora Sonora Chihuahua Durango Chihuahua Chihuahua Durango Chihuahua Durango Chihuahua Tamaulipas Coahuila Coahuila Nuevo León Coahuila Coahuila Tamaulipas Tamaulipas Tamaulipas Tamaulipas Nuevo León Tamaulipas Tamaulipas Tamaulipas Baja California Baja California Sur Baja California Sur Baja California Baja California Baja California Sur Baja California Sur Campeche Yucatán Yucatán Campeche Yucatán Yucatán Yucatán
HID HID HID HID HID TC/CC TC y CC TC/TG HID HID HID HID HID HID HID GEO NUC CC TC TC/TG CC CC CC HID HID HID HID HID HID HID TC TC TC TC CAR CC CC GEO HID HID HID HID HID HID TC TC TC TC CC CC CC TC TC TC CC CC CC CC CC TC CAR CAR CC/TG HID CC TC/TG CC CC CC CC CC CC CC TC/CC/TG CI TC CC GEO CI GEO TC TC/CC CC CC TC/TG TC CC
4/
Combustible
COM y GAS GAS GAS
UO2 GAS COM COM y GAS GAS GAS GAS
COM COM COM y GAS COM K GAS GAS
COM COM COM COM GAS GAS GAS COM y GAS COM COM y GAS GAS GAS GAS GAS GAS COM y GAS K K GAS GAS COM y GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS GAS COM y GAS COM y DIE COM GAS COM y DIE COM COM y GAS GAS GAS COM y DIE COM y GAS GAS
5/
Área
Número de unidades
Capacidad efectiva MW
Generación bruta GWh
Factor de planta %
6 4 10 3 3 11 10 8 5 8 6 4 6 3 4 7 2 6 3 7 1 1 1 3 2 2 2 2 2 4 4 2 4 2 6 7 1 15 3 2 2 2 3 2 4 4 3 3 2 1 1 5 2 2 6 3 5 1 1 4 4 4 8 2 1 4 1 1 1 1 1 1 1 11 3 3 1 13 1 2 4 5 1 1 3 2 1 284
1,000 280 107 67 39 1,989 1,087 362 900 2,400 1,080 420 354 600 220 35 1,365 452 117 2,263 495 983 495 960 240 292 72 52 61 51 1,200 700 866 700 2,100 601 560 195 135 100 92 422 59 90 632 484 616 320 227 250 258 300 320 316 522 200 619 498 259 800 1,200 1,400 978 66 248 520 495 495 500 449 495 1,036 1,121 1,026 104 113 489 720 43 10 150 295 525 252 79 168 484 2,028
2,519 1,067 405 236 156 10,105 5,147 550 3,297 6,682 4,220 1,967 1,538 804 406 295 10,866 2,766 309 11,120 3,692 7,253 1,674 684 231 1,227 384 222 225 39 4,819 3,181 3,082 2,129 13,875 2,939 4,555 1,522 327 220 251 866 323 277 2,792 1,439 2,988 2,034 1382 1,686 1,947 1,268 1,887 1,067 3,940 603 3,226 3,823 1,226 1,859 9,676 8,255 4,547 91 1,656 341 2,751 2,548 3,086 3,669 3,322 6,644 2,044 3,833 546 571 2,545 4,843 225 25 526 1,316 1,869 1,861 233 909 3,092 2,436
28.8 43.5 43.2 40.2 45.7 58.0 54.0 17.4 41.8 31.8 44.6 53.5 49.6 15.3 21.1 96.3 90.88 69.8 30.2 56.1 85.1 84.2 38.6 8.1 11.0 48.0 60.4 48.7 41.9 8.7 45.8 51.9 40.6 34.7 75.4 55.8 92.9 89.3 27.6 25.1 31.1 23.4 62.1 35.2 50.4 33.9 55.4 72.6 69.5 77.0 86.1 48.3 67.3 38.5 86.2 34.4 59.5 87.6 54.0 26.5 92.1 67.3 53.1 15.8 76.4 7.5 63.4 58.8 70.5 93.3 76.6 73.2 20.8 42.6 59.9 57.9 59.4 76.8 59.8 28.4 40.0 50.9 40.6 84.2 33.6 61.7 72.9 13.7
603
48,769
225,079
Central Central Central Central Central Central Central Central Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Noroeste Norte Norte Norte Norte Norte Norte Norte Norte Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Noreste Baja California Baja California Baja California Baja California Baja California Baja California Aislados Peninsular Peninsular Peninsular Peninsular Peninsular Peninsular Peninsular
1/ Productor Independiente de Energía 2/ Fuente: SENER 3/ En 108 centrales generadoras 4/ HID: Hidroeléctrica, TC: Termoeléctrica convencional, CC: Ciclo combinado, TG: Turbogás, CAR: Carboeléctrica, NUC: Nucleoeléctrica, GEO: Geotermoeléctrica, CI: Combustión interna, 5/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K: Carbón, UO2: Óxido de Uranio, DIE: Diesel 6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente
Cuadro 2.2
2-5
2/ 2/ 2/
2/
2/ 2/
2/ 2/
2/
2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/ 2/
2/
2/ 2/
2/
52.7
6/
2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas En la cuenca del río Grijalva se localiza el mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW. Está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). Representa 45.4% de la capacidad hidroeléctrica total en operación a diciembre de 2006. Otro desarrollo importante es el de la cuenca del río Balsas, localizado al occidente del país. Está formado por: Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos) con un total de 1,880 MW, que corresponden a 17.8% de la capacidad hidroeléctrica. Aguamilpa Solidaridad, en la cuenca del río Santiago en Nayarit, con 960 MW, representa 9.1% de la capacidad hidroeléctrica total. El Cajón entrará en operación durante el primer trimestre de 2007. Huites (Luis Donaldo Colosio), en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, así como Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama), en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada una, representan 6.8% de la capacidad hidroeléctrica total. El 20.9% restante se encuentra distribuido principalmente en las cuencas de los ríos Papaloapan, Santiago, Yaqui, El Fuerte, Culiacán y Sinaloa. 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de centrales de diferentes tecnologías y capacidades. El combustóleo (combustible residual del petróleo) se emplea principalmente en unidades generadoras de carga base; éstas se localizan cerca de los puertos o en la proximidad de las refinerías de PEMEX. Entre las principales plantas que utilizan combustóleo se encuentran Tuxpan (Adolfo López Mateos) con 2,100 MW y Manzanillo (Gral. Manuel Álvarez) con 1,900 MW. El gas natural ha cobrado especial importancia en los ciclos combinados recientes. Adicionalmente, por restricciones ecológicas, se ha incrementado su uso en centrales termoeléctricas convencionales ubicadas en las grandes ciudades como el Distrito Federal y Monterrey. El diesel se utiliza en unidades que operan durante las horas de demanda máxima, para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales de ciclo combinado. A fin de hacer competitivo el equipo existente respecto a las nuevas tecnologías y para aumentar la capacidad y eficiencia del parque generador, en 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas convencionales para formar ciclos combinados, —Valle de México, unidad 4 (TC) de 300 MW—, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás 5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una. De igual manera, en 2005 se puso en operación por primera vez la conversión de centrales turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG) de Hermosillo, de 131.9 MW y la nueva unidad 2 (TV) de 93.2 MW. La capacidad de este ciclo combinado es de 225.1 MW.
2-6
En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la unidad 4 (TG) de 130.8 MW, a la que se integró la nueva unidad 5 (TV) de 65.3 MW, con la que se formó el paquete 2 de ciclo combinado, con una capacidad total de 196.1 MW. 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas Carbón II con 1,400 MW, utiliza combustible nacional e importado; Río Escondido (José López Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en el estado de Coahuila. Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles) con capacidad de 2,100 MW, tiene la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. Actualmente emplea carbón importado casi en su totalidad y se ubica en el estado de Guerrero, en la vecindad de Lázaro Cárdenas, Michoacán. 2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas El mayor aprovechamiento de esta energía se encuentra cerca de Mexicali, Baja California, en la central Cerro Prieto con 720 MW y representa 75% de la capacidad geotermoeléctrica en operación. El 25% restante se localiza en Los Azufres, Michoacán (194.5 MW), Los Humeros, Puebla (35 MW) y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW). 2.2.2.5 Central nucleoeléctrica Laguna Verde consta de dos unidades de 682.4 MW cada una y está ubicada en el municipio de Alto Lucero, Ver. Su costo variable de operación es el más bajo de todas las termoeléctricas en el SEN. Su participación representó 4.8% de la energía total producida en 2006, al operar con factor de planta de 90.9 por ciento. 2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas La Venta y Guerrero Negro con 1.57 MW y 0.60 MW aprovechan la energía del viento en Oaxaca y Baja California Sur, respectivamente. 2.2.3
Productores independientes de energía
Al 31 de diciembre de 2006 en la modalidad de Productores Independientes de Energía (PIE) —titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE— se contaba con centrales de ciclo combinado que operan con gas natural. Ver cuadro 2.3, ordenado de acuerdo a su fecha de entrada en operación. La capacidad total equivale a 33.3% del total a base de hidrocarburos (31,176 MW), y a 21.3% respecto a la capacidad para servicio público (48,769 MW).
2-7
Características generales de los Productores Independientes de Energía
1. Mérida III
Jun-2000
3
2 TG y 1 TV
Capacidad neta (MW) 484.0
11. Mexicali
Jul-2003
4
3 TG y 1 TV
Capacidad neta (MW) 489.0
2. Hermosillo
Oct-2001
2
1 TG y 1 TV
250.0
12. Chihuahua III
Sep-2003
3
2 TG y 1 TV
259.0
3. Saltillo
Nov-2001
2
1 TG y 1 TV
247.5
13. Naco Nogales
Oct-2003
2
1TG y 1 TV
258.0
4. Tuxpan II
Dic-2001
3
2 TG y 1 TV
495.0
14. Altamira III y IV
Dic-2003
6
4 TG y 2 TV
1,036.0
FEO1/
Central
Unidades
Composición2/
FEO1/
Central
Unidades
Composición2/
5. Río Bravo II
Ene-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
15. Río Bravo III
Abr-2004
3
2 TG y 1 TV
495.0
6. Bajío (El Sauz)
Mar-2002
4
3 TG y 1 TV
560.0
16. La Laguna II
Mar-2005
2
1 TG y 1 TV
498.0
7. Monterrey III
Mar-2002
2
1 TG y 1 TV
449.0
17. Río Bravo IV
Abr-2005
3
2 TG y 1 TV
500.0
8. Altamira II
May-2002
3
2 TG y 1 TV
495.0
18. Valladolid III
Jun-2006
3
2 TG y 1 TV
525.0
9. Tuxpan III y IV
May-2003
6
4 TG y 2 TV
983.0
19. Tuxpan V
Sep-2006
3
2 TG y 1 TV
495.0
May-2003
2
1TG y 1 TV
252.4
20. Altamira V
Oct-2006
6
4 TG y 2 TV
1,121.0
10. Campeche
Total
10,386.9
1/ Fecha de entrada en operación comercial 2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor
Cuadro 2.3
2.2.4
Autoabastecimiento y cogeneración
En el cuadro 2.4 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, 1999 — 2006. Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración1/ (MW) Proyectos existentes (sin PEMEX) PEMEX Arancia ENERTEK PEGI MICASE Energía y Agua Pura de Cozumel Iberdrola Energía Monterrey Energía Azteca VIII Tractebel (Enron ) Bioenergía de Nuevo León Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Impulsora Mexicana de Energía AGROGEN Hidroelectricidad del Pacífico Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Total
1999 1,263 1,727 29 120 177
2000 1,390 2,075 29 120 177 11
2001 1,462 2,060 29 120 177 11 32
2002 1,396 2,095 29 120 177 11 32 285 56
2003 1,436 2,271 29 120 177 11 32 619 131 284 7
2004 1,283 2,406 29 120 0 11 32 619 131 284 7 250 260 24 10 8
2005 1,938 2,088 29 120 0 11 32 619 131 284 7 250 260 24 10 8 19 4
2006 1,992 2,514 29 120 0 11 32 619 131 284 7 250 260 24 10 8 19 4
3,316
3,802
3,891
4,201
5,118
5,475
5,835
6,315
1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes
Cuadro 2.4
2-8
2.2.5
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas autoabastecidas durante 1999 — 2006. Autoabastecimiento remoto (MW)
Arancia ENERTEK PEGI MICASE Iberdrola Energía Monterrey Energía Azteca VIII Tractebel (Enron ) Bioenergía de Nuevo León PEMEX Energía y Agua Pura de Cozumel Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Impulsora Mexicana de Energía AGROGEN Hidroelectricidad del Pacífico Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Total
1999 9 67 40
2000 9 75 40 4
2001 9 69 40 4
2002 9 87 47 4 277 52
2003 9 79 0 4 474 15 270 7 222 12
2004 9 72 0 5 450 21 255 3 79 12 166 198 8 2 8
116
128
122
476
1,092
1,288
Cuadro 2.5
2.3
Generación bruta en 2006
La figura 2.4 muestra la distribución por tipo de tecnología. Energía producida en 2006: 225,079 GWh Servicio público1/ Combustión interna 0.4% Turbogás 0.7% Ciclo combinado PIE 27.1 %
Carboeléctrica 14.2%
Geotermoeléctrica y Eoloeléctrica 3.0% Nucleoeléctrica 4.8% Ciclo combinado CFE 13.4 %
Hidroeléctrica 13.4%
Termoeléctrica convencional 23.0% 1/ No incluye excedentes de autoabastecimiento y cogeneración
Figura 2.4
2-9
2005 9 75 0 7 439 15 208 5 132 11 230 230 12 6 8 13 1 1,401
2006 9 75 0 7 527 20 229 7 158 12 230 230 10 6 9 18 1 1,548
2.4
Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional
La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país, los núcleos de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que la interconexión se ha realizado de manera gradual, en tanto los proyectos se van justificando técnica y económicamente. El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión: a) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones de potencia a muy alta tensión (400 kV y 230 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así como a las instalaciones en 400 kV y 230 kV de algunos usuarios industriales. Actualmente CFE cuenta con 47,010 km de estas líneas b) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 161 kV y 69 kV) tienen una cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas conectadas en esos voltajes. En la actualidad en CFE existen 47,348 km de estas líneas c) Las redes de distribución en media tensión (entre 60 kV y 2.4 kV) distribuyen la energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en baja tensión y a instalaciones conectadas en este rango de voltaje, cuya longitud total en CFE es de 369,683 km, los cuales incluyen 16,626 km de líneas subterráneas d) Las redes de distribución en baja tensión (240 V ó 220 V) alimentan las cargas de los usuarios de bajo consumo. CFE cuenta con 236,635 km de líneas en estos voltajes e) La red de LyFC suma un total de 72,383 km, de los cuales 39,225 km transmiten en tensiones de 400 kV a 6.6 kV. En este total se incluyen las líneas subterráneas. Además en baja tensión (240 volts ó 220 volts), una longitud de 33,158 km En total, el SEN cuenta con 773,059 km de líneas de transmisión y distribución. Del monto anterior, 6.3% correspondían a líneas de 400 kV y 230 kV, 6.4% desde 161 kV hasta 69 kV, y un 87.3 restante a media y baja tensión desde 60 kV hasta 220 V. En subestaciones, a diciembre de 2006 se tenía una capacidad instalada de 240,202 MVA, de los cuales 136,994 MVA correspondían a subestaciones de transmisión, 41,036 MVA a subestaciones de distribución de CFE, y 29,714 MVA a subestaciones de LyFC, así como 32,458 MVA en transformadores de distribución de CFE. La capacidad de transmisión entre regiones del sistema depende de las condiciones instantáneas de la demanda y de la capacidad de generación disponible. En términos generales, la potencia máxima que se puede transmitir por una línea depende del más restrictivo de los siguientes límites: a) Calentamiento de conductores b) Caída del voltaje en la línea c) Estabilidad del sistema ante la desconexión por falla de generadores y/o líneas de transmisión 2-10
En el caso de la red nacional, los factores b) y c) son los que con mayor frecuencia restringen la potencia máxima de transmisión. Para el proceso de la planificación del sistema de generación en el SEN, la distribución regional actualmente considera 50 regiones, lo cual permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión. En la figura 2.5 se indica el límite máximo de transmisión de potencia entre las regiones en 2006. La conexión puede incluir una o más líneas según se muestra en los cuadros 2.6a y 2.6b, mientras que las principales localidades incluidas en cada región se señalan en el cuadro 2.7. Sistema Eléctrico Nacional Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2006 43 800 44 46 520 200
180 47
45 1
150
7 180
2
600 8 500
400
12
350
3
330
9 400
2100
48 70
250 750
Regiones 3) Obregón
18) Valles 19) Huasteca 20) Tamazunchale 1/
4) Los Mochis
21) Tepic
5) Culiacán
22) Guadalajara
6) Mazatlán
23) Aguascalientes
7) Juárez
24) San Luis Potosí
8) Moctezuma 9) Chihuahua 10) Durango 11) Laguna
25) Salamanca 26) Manzanillo 27) Carapan 28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29) Querétaro
13) Nuevo Laredo
30) Central
14) Reynosa
31) Poza Rica
15) Matamoros
1300
300
6
10
80 14
15 1350
750
1200
200 23
19 900 24
750 21
16 1350
17
250
5
49 90
1) Hermosillo 2) Nacozari
11
650
50
13
250
4
1100 1100 18
200 950
20
1000
1600
29 31 3200 22 550 1300 25 600 1200 700 1700 310 750 32 30 26 27 480 2560 480 1500 250 450 33 36 37 28 1700 3110 1050 1960 250 270 35) Temascal 550 2150 35 34 36) Coatzacoalcos 38 1950
37) Tabasco 38) Grijalva
42) Chetumal
43) WECC(EUA) 44) Tijuana
48) Villa Constitución
32) Veracruz
39) Lerma
16) Monterrey
33) Puebla
40) Mérida
46) Mexicali
49) La Paz
17) Saltillo
34) Acapulco
41) Cancún
47) San Luis Río C.
50) Los Cabos
45) Ensenada
1/ En 2006 esta región no se encuentra interconectada
Figura 2.5
2-11
40 450 39
560 41 150 42
Capacidad de enlaces entre regiones en 2006 Enlace Región
Subestación
Región
Subestación
Nacozari Hermosillo
Nacozari Hermosillo III Santa Ana Hermosillo IV Hermosillo V Pueblo Nuevo Pueblo Nuevo Louisiana Guamúchil II Guamúchil II La Higuera Culiacán Potencia PV Mazatlán II PV Mazatlán II PV Mazatlán II Jerónimo Ortíz Durango II Camargo II Moctezuma Moctezuma Samalayuca Jerónimo Ortiz Hércules Potencia Torreón Sur Andalucía R. Escondido Carbón II Carbón II Nueva Rosita Villa de García Villa de García Villa de García Ramos Arizpe Río Escondido Río Escondido Río Escondido Falcón Aeropuerto Río Bravo Río Bravo Huinalá Aeropuerto Aeropuerto Aeropuerto Anáhuac Potencia Anáhuac Potencia Anáhuac Potencia Tamos Tesistán Atequiza Atequiza Cañada Ags. Potencia Ags. Oriente Ags. Potencia Cerro Blanco Potrerillos León II León II Acatlán Atequiza Mazamitla Cd. Guzmán Mazamitla Ocotlán Mazamitla Lázaro Cárdenas PV San Luis Potosí
Moctezuma Nacozari
Casas Grandes Nacozari Cananea Guaymas II Guaymas II Louisiana Mochis II La Higuera La Higuera Culiacán III PV Mazatlán II El Habal Jerónimo Ortiz Durango II Tepic II Torreón Sur Lerdo Gómez Palacio El Encino Chihuahua Norte Moctezuma Fresnillo Potencia Río Escondido Ramos Arizpe Pot. Saltillo Frontera Lampazos Frontera Monclova Ramos Arizpe Pot. Cementos Apasco Saltillo Primero de Mayo Arroyo del Coyote Arroyo del Coyote Cd. Industrial Reynosa Anáhuac Anáhuac Matamoros Laja V. de García Huinalá Huinalá Champayán Altamira El Potosí Poza Rica II Ags. Potencia Ags. Potencia Salamanca II El Potosí El Potosí S. Luis Potosí PV. SLP Tesistán Salamanca II Silao Irapuato II PV Manzanillo PV Manzanillo Tapeixtles Colima II Carapan II Zamora Potencia Pitirera Carapan II San Luis de la Paz
Hermosillo Obregón Los Mochis
Culiacán Mazatlán Mazatlán Durango Chihuahua Moctezuma Juárez Durango Chihuahua Laguna R. Escondido
Monterrey
Saltillo R. Escondido
Nuevo Laredo Reynosa
Monterrey Reynosa
Valles Valles Huasteca Guadalajara Guadalajara Aguascalientes
Tepic Aguascalientes
Guadalajara
Guadalajara Guadalajara Lázaro Cárdenas San Luis Potosí
Obregón Los Mochis Culiacán
Mazatlán Durango Tepic Laguna Laguna Chihuahua Moctezuma Aguascalientes Río Escondido Saltillo Monterrey
Saltillo
Aguascalientes Nuevo Laredo
Reynosa Matamoros
Huasteca Monterrey
Huasteca San Luis Potosí Poza Rica Aguascalientes Salamanca San Luis Potosí
Guadalajara Salamanca
Manzanillo
Carapan Lázaro Cárdenas Carapan Querétaro
Tensión (kV) 400 230 230 230 230 400 230 400 400 230 400 230 400 230 400 400 230 230 400 230 230 230 400 400 230 400 400 400 230 400 230 230 400 400 230 230 138 400 230 138 400 400 400 230 400 400 400 400 400 400 400 400 400 230 230 400 400 230 230 400 400 400 230 400 230 400 400 230
Características No. de Capacidad circuitos máxima (MW) 1/ 2 180 1 150 2 1 400 2 1/ 1 400 2 1/ 1 650 1/ 1 2 1/ 2 750 2 1/ 1 250 1 2 750 1/ 1 250 1 2 250 1/ 1 500 2 3 600 1 200 1 350 1 300 1 1 2,100 2 1 1 2 1,300 1 1 2 1,200 1/ 1 330 1 1 2 80 2 1,350 1 2 2 750 2 1,350 1 1 2 1,100 1 2 1,100 2 1,000 1 950 1 1 550 1 900 1 1 1 3 1,950 2 1,600 1 2 1 1,700 1 1 1 1 700 1 1 480 1 450 2 200 ▪▪▪
1/ Operación inicial en 230 kV
Cuadro 2.6a
2-12
Capacidad de enlaces entre regiones en 2006 ▪▪▪
Enlace Región
Subestación
Región
Subestación
Salamanca
PV Salamanca PV Salamanca Salamanca II Abasolo II Mazatepec Jalacingo Querétaro Potencia H. Carranza La Manga Tula Texcoco Teotihuacán Texcoco Texcoco Topilejo Pitirera Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Poza Rica II Zapata Laguna Verde Laguna Verde Puebla II Puebla II Tecali Tecali Veracruz II Veracruz II Jardín Temascal II Temascal II Juile Coatzacoalcos Minatitlán II Macuspana Peñitas Macuspana Los Ríos Km 20 Escárcega Potencia Escárcega Potencia Lerma Lerma Lerma Ticul II Kanasin Norte Mérida Potencia Nachicocom Ticul II Ticul II Tijuana I La Rosita Presidente Juárez Presidente Juárez Popotla Misión La Herradura La Herradura Cerro Prieto II Cerro Prieto I Mexicali II Villa Constitución Villa Constitución Olas Altas Olas Altas El Triunfo
Querétaro
Querétaro Potencia Celaya III Carapan II Carapan II Zocac Zocac PV Tula PV Tula Valle de México Poza Rica II Tuxpan PV Tres Estrellas San Lorenzo Potencia San Martín Potencia Yautepec Donato Guerra Donato Guerra Ixtapa Potencia Laguna Verde Mezcala Puebla II Tecali Ojo de Agua Temascal II Temascal II Cerro de Oro Amatlán II Temascal II Temascal II Minatitlán II Chinameca Potencia Manuel Moreno Torres Malpaso Malpaso Malpaso Malpaso Escárcega Potencia Santa Lucía Santa Lucía Ticul II Ticul II Mérida II Maxcanu Ticul II Valladolid PV Valladolid PV Kopte Izamal Xul-Ha Kambul Miguel (EUA) Imperial Valley Lomas Ciprés El Sauzal Jatay Rumorosa La Rosita Chapultepec Hidalgo Ruiz Cortines Bledales Olas Altas Santiago Cabo San Lucas II Santiago
Salamanca Poza Rica Querétaro
Central
Central
Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Poza Rica Puebla Veracruz Puebla
Veracruz
Temascal Temascal Coatzacoalcos Tabasco Tabasco
Lerma
Mérida
Mérida Tijuana-Mexicali Tijuana
Tijuana Mexicali
Villa Constitución La Paz
Carapan Puebla Central
Poza Rica
Puebla
Central Acapulco Veracruz Acapulco Puebla Temascal
Temascal
Coatzacoalcos Grijalva Grijalva Grijalva Lerma
Mérida
Cancún
Chetumal WECC (EUA) Ensenada
Mexicali S.Luis R. Colorado
La Paz Los Cabos
1/ Operación inicial en 230 kV 2/ Operación inicial en 161 kV 3/ Operación inicial en 115 kV
Cuadro 2.6b
2-13
Tensión (kV) 400 230 400 230 230 230 400 230 230 400 400 400 400 400 400 400 400 230 400 230 400 400 400 400 400 400 230 230 230 400 400 400 400 400 400 230 400 230 230 400 230 115 115 115 400 230 115 115 230 115 230 230 230 230 115 115 230 230 230 230 161 115 115 230 230 115
Características No. de Capacidad circuitos máxima (MW) 2 1,300 2 1 750 1 1 310 1 2 1,200 1 1 1 3,200 3 2 1 2,560 1 3 2 1,700 1 1 250 1 600 2 270 1 1,500 1 1 3,110 1 1 2 2 250 1 1 1 1,050 1 3 2,150 1 1,960 2 1/ 1 550 2 1/ 1 480 1 1 1/ 2 450 1 1 1 1 1/ 2 560 1 1 1 1 150 1 1 800 1 1 200 1 1 1 1 520 1 1 180 2/ 1 1 1 70 1 3/ 1 90 3/ 1 1
Principales localidades por regiones del Sistema Eléctrico Nacional
Área
Central
Región
Central
Poza Rica Veracruz
Puebla
Acapulco
Oriental Temascal
Coatzacoalcos
Grijalva
Principales localidades
Área
Cd. de México Toluca Cuernavaca Tula Pachuca Poza Rica Jalapa Tuxpan Veracruz Boca del Río Puebla Tehuacán San Martín Texmelucan Tlaxcala Cuautla Acapulco Chilpancingo Zihuatanejo Orizaba Oaxaca Juchitán Huatulco Puerto Escondido Salina Cruz Minatitlán Coatzacoalcos San Cristóbal Tuxtla Gutiérrez Tapachula
Región Hermosillo Nacozari
Noroeste
Obregón
Los Mochis Culiacán Mazatlán Juárez Moctezuma
Norte
Chihuahua
Laguna Durango Río Escondido Nuevo Laredo Monterrey
Tabasco Guadalajara Tepic Manzanillo Aguascalientes San Luis Potosí Salamanca
Occidental Querétaro
Carapan
Cárdenas Macuspana Villahermosa Guadalajara Cd. Guzmán Tepic Puerto Vallarta Manzanillo Colima Zacatecas Aguascalientes León San Luis Potosí Matehuala Irapuato Guanajuato Salamanca Celaya Querétaro San Luis de la Paz San Juan del Río Uruapan Morelia Zamora Apatzingan Pátzcuaro
Saltillo
Noreste
Reynosa Matamoros Tamazunchale Huasteca
Valles Mexicali San Luis R.C.
BCN-WECC
BCS
Tijuana Ensenada V. Constitución La Paz Los Cabos
Lerma
Peninsular
Mérida
Cancún
Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Infiernillo
Chetumal
Cuadro 2.7
2-14
Principales localidades Puerto Peñasco Nogales Hermosillo Cananea Nacozari Guaymas Cd. Obregón Navojoa El Fuerte Los Mochis Guasave Culiacán Mazatlán Cd. Juárez Moctezuma Nvo. Casas Grandes Chihuahua Cuauhtémoc Delicias Camargo Parral Torreón Gómez Palacio Durango Piedras Negras Nva. Rosita Río Escondido Nuevo Laredo Monterrey Monclova Cerralvo Saltillo Reynosa Río Bravo Matamoros Tamazunchale Altamira Tampico Cd. Victoria Cd. Valles Mante Río Verde Mexicali San Luis Río Colorado Tijuana Tecate Ensenada Cd. Constitución La Paz Cabo San Lucas San José del Cabo Escárcega Champotón Campeche Cd. del Carmen Mérida Motul Ticul Cancún Valladolid Cozumel Tizimín Chetumal
3.
PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN
En este capítulo se informa sobre la capacidad de generación que necesita el SEN para atender los incrementos previstos en la demanda de electricidad. Parte de estos requerimientos se cubrirán mediante proyectos en proceso de construcción, licitación o cierre financiero. Las necesidades no satisfechas por la vía antes señalada se atenderán mediante nuevos proyectos de generación desarrollados por particulares o por la propia CFE, de conformidad con la LSPEE y su reglamento.
3.1
Aspectos principales de la planificación a largo plazo
Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son largos. Transcurren aproximadamente de cuatro a seis años entre el análisis de oferta para decidir la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años. Adicionalmente, formular, evaluar y autorizarlos requiere una anticipación mínima de un año. Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los proyectos es de 30 años o más. La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las alternativas de generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así como de otras fuentes especializadas. Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión. El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos proyectos que minimizan los costos actualizados de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnicoeconómico de diversas alternativas, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes condiciones de operación. Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de la evolución de la demanda, precios de combustibles, costos y eficiencia de las opciones tecnológicas para generación de energía eléctrica. Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, en lo referente a la elaboración del documento de prospectiva, CFE solicitó a la SENER la definición de lineamientos de política energética que orientaran el ejercicio de planificación del sector eléctrico y la definición de proyectos por incluir en el plan de expansión. Para este propósito, CFE envió a esa secretaría una propuesta en la que se destaca el establecimiento de cotas máximas en la capacidad de generación basada en gas natural,
3-1
combustóleo o crudos pesados, así como de metas para el desarrollo de las fuentes renovables para generación de electricidad. Con base en las estrategias establecidas en el Plan Nacional de Desarrollo 2007 — 2012, la SENER estableció los siguientes lineamientos para la elaboración del plan de expansión del sistema de generación: i. ii. iii. iv. v.
Desarrollar fuentes de energía renovable a fin de alcanzar una participación en la capacidad de generación de 25 por ciento Mantener una participación de 40% para las tecnologías de generación a base de gas natural Desarrollar la generación a base de carbón, manteniendo su participación en 15% como máximo. Así mismo se recomienda atender los compromisos de sustentabilidad ambiental implementando las tecnologías necesarias para el abatimiento de emisiones Mantener una cota máxima de 8% para proyectos que se dejarían con libertad para definir posteriormente la tecnología más conveniente, y mantener invariable la participación de la generación nucleoeléctrica Reducir la participación de las tecnologías a base de combustóleo y diesel a 12 por ciento
En este ejercicio se han atendido los lineamientos anteriores, considerando cotas máximas para tecnologías a base de combustibles fósiles y metas para la utilización de fuentes de energía renovable. Como parte del análisis, se realizaron estudios de largo plazo para 2007 — 2027, los cuales sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) 2007 — 2017 que se presenta en este capítulo. En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en la generación de energía eléctrica bajo las modalidades de autoabastecimiento y cogeneración, principalmente. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influirá de manera importante en el desarrollo del SEN, ya que se modificarán los requerimientos de reserva y será necesario adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. La incorporación de tales proyectos agrega un elemento adicional de incertidumbre en la planificación del SEN, pues si éstos no se concretan, se reduciría la confiabilidad del suministro al no disponerse de los plazos necesarios para instalar otras centrales. Los estudios se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente la nuevas centrales. En estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono. Está interconexión aportará entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de los recursos de generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar al SIN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas. Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías
3-2
eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para 2011. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema Baja California Sur al SIN. Un beneficio importante será el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental al disminuir o posponer la construcción de centrales generadoras en esta región predominantemente turística.
3.2
Conceptos de margen de reserva
La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia (MW) y de energía (GWh). Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer el margen de reserva (MR) de capacidad y el margen de reserva operativo (MRO), así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos indicadores son importantes por las razones siguientes: 1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas programadas de unidades generadoras por mantenimiento, fallas, degradaciones y causas ajenas. Por tanto, en todo sistema la capacidad de generación debe ser mayor que la demanda máxima anual, para alcanzar un nivel de confiabilidad 2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas que normalmente ocurren, aumentará la flexibilidad a fin de enfrentar eventos críticos o contingencias mayores, como son:
Desviaciones en el pronóstico de la demanda Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades Fallas de larga duración en unidades térmicas
3.- Dado que la energía eléctrica no puede almacenarse y se debe producir cuando se necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y disponibilidad de las unidades generadoras y de la estructura del sistema de transmisión. Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente entre las regiones. En la planificación de sistemas eléctricos no existe un criterio único sobre el MR. Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función del costo de falla, evaluaciones determinísticas sustentadas en valores medios de disponibilidad de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda. Los conceptos de MR y MRO de capacidad se ilustran en la figura 3.1.
3-3
Margen de reserva y margen de reserva operativo de capacidad Capacidad efectiva
Capacidad efectiva Mantenimiento programado Falla, degradación y causas ajenas Margen de reserva
Margen de reserva operativo
Demanda máxima bruta coincidente
Demanda máxima bruta coincidente
Figura 3.1
Para el cálculo del MRO, se ha tomado en cuenta que la capacidad de generación de las tecnologías de ciclo combinado y turbogás, se afectan de manera importante por las condiciones de temperatura ambiente. En las áreas del norte este efecto es mayor debido a las altas temperaturas que se registran durante los periodos de verano. Para el cálculo del MRO, se han considerado degradaciones estacionales de capacidad de 9.3%, 8.6% y 5.6% para el parque de generación a base de gas en Baja California, áreas del norte y áreas del sur, respectivamente. El MRE se define como la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Está formado por la generación termoeléctrica que pudiera generarse pero que no se despacha —cabe aclarar que ésta no se almacena— más la hidroeléctrica almacenada en los grandes vasos, la cual puede transferirse interanualmente para convertirse en energía eléctrica. En particular, para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE aprobó en noviembre de 2004 el documento Diagnóstico sobre márgenes de reserva y el siguiente acuerdo: Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH). Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un almacenamiento mínimo entre 15,000 GWh y 18,000 GWh en las GCH, el cual dependería de las condiciones evaluadas en cada año y las eventualidades probables.
3-4
3.3
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración
El cuadro 3.1 muestra la evolución esperada de la capacidad de estos proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2007 − 2017. Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración que satisfacen cargas ubicadas en el mismo sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a centros de consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto. Evolución de la capacidad de proyectos de autoabastecimiento y cogeneración (MW) Proyectos existentes (sin PEMEX) PEMEX Arancia Enertek Micase Iberdrola Energía Monterrey Energía Azteca VIII Energía y Agua Pura de Cozumel Termoeléctrica del Golfo Termoeléctrica Peñoles Hidroelectricidad del Pacífico Impulsora Mexicana de Energía Bioenergía de Nuevo León Tractebel (Enron ) Agrogen Proveedora de Electricidad de Occidente Italaise Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro Procter & Gamble Manufactura Eoliatec del Istmo BII NEE STIPA Energía Eólica Parques Ecológicos de México Eurus PEMEX Minatitlán Eléctrica del Valle de México Fuerza Eólica del Istmo 1a etapa Fuerza Eólica del Istmo 2a etapa Preneal México Desarrollos Eólicos Mexicanos Gamesa Energía Eoliatec del Pacífico Eoliatec del Istmo Unión Fenosa PEMEX Nuevo Pemex GDC Generadora
Total1/
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
1,992 2,514 29 120 11 619 131 32 250 260 8 24 7 284 10 19 4 30 45 21 23 80 250 43 50 50 50 396 228 288 161 142 228 313 480
6,390
6,764
6,907
8,713
8,713
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.1
3.3.1
Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento
Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con esta tecnología, la SENER solicitó a la CRE ejercer las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y los particulares. El desarrollo de esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas instaladas en el Istmo de Tehuantepec. En el anexo C se detalla la evolución de los proyectos eólicos que se han formalizado bajo esta modalidad. 3-5
3.3.2
Autoabastecimiento remoto
En el cuadro 3.2 se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de autoabastecimiento y cogeneración, para atender carga remota. Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración Adiciones
MW
1/
Modificaciones
MW
2007 Mexicana de Hidroelectricidad (Mexhidro) Procter & Gamble Manufactura
29 44 2008
Eurus Eoliatec del Istmo BII NEE STIPA Energía Eólica Parques Ecológicos de México
248 20 22 79 2009
Eléctrica del Valle de México Fuerza Eólica del Istmo
49 27 2010
Nuevo Pemex Temporada Abierta: Fuerza Eólica del Istmo Preneal México Desarrollos Eólicos Mexicanos Gamesa Energía Eoliatec del Pacífico Eoliatec del Istmo Unión Fenosa
304 49 393 226 285 159 141 226
PEMEX PEMEX PEMEX PEMEX PEMEX PEMEX PEMEX PEMEX
2010 Independencia 2/ Cactus 2/ Petroquímica Morelos 2/ La Venta 2/ Pajaritos 2/ Escolín 2/ Cosoleacaque 2/ Lázaro Cárdenas 2/
-46 -21 -20 -17 -16 -14 -12 -6
2012 GDC Generadora
432 Subtotal 2,733 Total
Subtotal
-152
2,581
1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto 2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX
Cuadro 3.2
La figura 3.2 indica la ubicación de los proyectos considerados para 2007 — 2017; la capacidad señalada corresponde a la comprometida para autoabastecimiento remoto.
3-6
Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2,581 MW 2/
1/
GDC Generadora (2012: 432 MW)
Procter & Gamble (2007: 44 MW) Pemex Nuevo Pemex (2010: 304 MW)
Mexicana de Hidroelectricidad (2007: 29 MW)
Temporada Abierta (2010: 1,479 MW) Eurus (2008: 248 MW) Eoliatec del Istmo (2008: 20 MW) BII NEE STIPA Energí Energía Eó Eólica (2008: 22 MW) Parques Ecoló Ecológicos de Mé México (2008: 79 MW) Fuerza eó eólica del Istmo (2009: 27 MW) Elé Eléctrica del Valle de Mé México (2009: 49 MW)
1/ Autoabastecimiento remoto 2/ Considera 152 MW de porteo remoto que será sustituido por Nuevo PEMEX
Figura 3.2
3.3.3
Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración
La figura 3.3 muestra gráficamente la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.
3-7
Evolución del autoabastecimiento y cogeneración MW
10,000 9,000
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
9,193
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
2,676
6,469
6,517
6,517
6,517
6,517
6,517
6,517
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
8,713
8,713
2,244
2,244
6,469
2010
8,000 7,000
6,764
6,907
6,390
6,000 1,621
1,844
2,092
5,000 4,000 3,000 4,769
4,920
4,815
2007
2008
2009
2,000 1,000 0
Local
Remoto
Figura 3.3
3.4
Retiros de capacidad
Al cierre de 2006, 14,752 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años en operación y 8,515 MW con 30 años o más, lo que representa 30.3% y 17.5%, respectivamente de la capacidad total. Esa capacidad es susceptible de retirarse. Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros basado en el análisis de costos de operación y en la vida útil de las unidades generadoras. Las consideraciones para definirlos se apoyan principalmente en razones operativas, económicas o por el término de vida útil, 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y turbogás.
3-8
Programa de retiros de unidades generadoras Total 5,967 MW
1,134 1,016 873 740
710
480 399 316 150
100
49 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 3.4
Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y modernización y los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales, CFE ha decidido —como una medida para incrementar la eficiencia de producción— continuar con un programa intenso de retiros. Así, en el periodo saldrán de operación 5,967 MW, valor superior en 1,421 MW al considerado en el programa anterior. Ver figura 3.4. Estas acciones permitirán a CFE incrementar la eficiencia de su parque de generación y por lo tanto mejorar su competitividad. En el cuadro 3.3 se presenta en detalle el programa de retiros de unidades del servicio público para 2007 — 2017.
3-9
Programa de retiros de unidades generadoras1/ Escenario de planeación Año Nombre 2007 Nachi - Cocom II 2008 Lerma (Campeche) Felipe Carrillo Puerto Lerma (Campeche) 2/ 2009 Salamanca 2010 Nonoalco Cerro Prieto I Altamira Lerma (Campeche) Dos Bocas Dos Bocas 2011 Dos Bocas Dos Bocas C. Rodríguez Rivero (Guaymas C. Rodríguez Rivero (Guaymas Francisco Villa Lechería Lechería Nonoalco Jorge Luque Jorge Luque 2012 E. Portes Gil (Río Bravo) Valle de México Valle de México Santa Rosalía Santa Rosalía Santa Rosalía Santa Rosalía Santa Rosalía Santa Rosalía 2013 Valle de México Altamira Samalayuca 2014 C. Rodríguez Rivero (Guaymas C. Rodríguez Rivero (Guaymas Huinalá Huinalá Los Cabos Los Cabos Cd. Constitución 2015 Altamira Gómez Palacio Gómez Palacio Fundidora Industrial 2016 Las Cruces Universidad Esperanzas Cd. Obregón Las Cruces Tecnológico Xul - Ha Cd. del Carmen Salamanca Salamanca Punta Prieta II Tijuana Los Cabos 2017 Punta Prieta II Mexicali Mexicali
II) II)
II) II)
Unidad Tipo 1 y 2 TC 1 TC 1 y 2 TC 2 TC 1 y 2 TC 1 y 2 TG 1 y 2 GEO 1 y 2 TC 3 y 4 TC 3 y 4 CC 6 CC 1 y 2 CC 5 CC TC 2 4 TC 4 y 5 TC 1, 2 y 3 TG TG 4 3 y 4 TG 1 y 2 TC TC 3 TC 3 2 y 4 TG TG 3 3 CI 7 CI 5 y 6 CI 4 CI 8 y 9 CI 2 CI 1, 2 y 3 TC TC 3 1 y 2 TC TC 1 3 TC 1, 2, 3 y 4 CC 5 CC TG 2 1 TG 1 TG 4 TC 1 y 2 CC 3 CC TG 1 TG 1 1 y 2 TG 1 y 2 TG TG 1 1 y 2 TG 3 TG TG 1 TG 1 1 TG 3 TC TC 4 1 y 2 TC 1 y 2 TG 3 TG 3 TC 1 TG 2 y 3 TG
Total de retiros
MW 49.0 37.5 75.0 37.5 316.0 64.0 75.0 300.0 75.0 126.0 100.0 126.0 100.0 84.0 158.0 300.0 96.0 42.0 84.0 64.0 80.0 300.0 56.0 32.0 0.8 2.8 2.4 0.6 2.0 2.0 450.0 250.0 316.0 84.0 158.0 249.4 128.3 27.4 30.0 33.2 250.0 118.0 82.0 12.0 18.0 28.0 24.0 12.0 28.0 15.0 26.0 14.0 14.0 300.0 250.0 75.0 60.0 27.2 37.5 26.0 36.0
Mes octubre febrero junio noviembre junio febrero febrero marzo junio septiembre septiembre marzo marzo abril abril abril noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre marzo noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre marzo noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre abril abril abril abril abril abril abril abril junio junio noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre noviembre
Área Peninsular Peninsular Peninsular Peninsular Occidental Central Baja California Noreste Peninsular Oriental Oriental Oriental Oriental Noroeste Noroeste Norte Central Central Central Central Central Noreste Central Central Sist. Aislados Sist. Aislados Sist. Aislados Sist. Aislados Sist. Aislados Sist. Aislados Central Noreste Norte Noroeste Noroeste Noreste Noreste Baja California Baja California Baja California Noreste Norte Norte Noreste Norte Oriental Noreste Noreste Noroeste Oriental Noreste Peninsular Peninsular Occidental Occidental Baja California Baja California Baja California Baja California Baja California Baja California
Sur Sur Sur
Sur Sur Sur
5,966.6
CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica 1/ Servicio público 2/ Las áreas operativas analizan la oportunidad de estos retiros, en función de los requerimientos de soporte de voltaje en la región Bajío
Cuadro 3.3
3-10
3.5
Proyectos de Rehabilitación y Modernización
En el cuadro 3.4 se presentan los proyectos de rehabilitación y modernización (RM) de unidades generadoras, los cuales han sido incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2008, en la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), y que aún se encuentran en proceso de licitación o de ejecución. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de Generación de CFE. En el mediano plazo tales acciones permitirán recuperar eficiencia y los índices de disponibilidad del parque de generación termoeléctrico. La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección; y se orienta hacia aquellos equipos con un alto índice de fallas. Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son los de un incremento de la confiabilidad del equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño y, aumento de disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán incrementos de eficiencia del orden de 10 puntos porcentuales. El programa actual de proyectos RM considera: la rehabilitación de las unidades 3 y 4 de la central geotermoeléctrica Cerro Prieto, las cuales aumentarán su disponibilidad en 7 puntos porcentuales; central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades 1 y 2 que incrementarán su capacidad en 134.6 MW cada una; central hidroeléctrica Infiernillo, unidades 1 a 4 que tendrán una mejora en su disponibilidad de 1.2 puntos porcentuales, y un incremento en eficiencia de 3 puntos porcentuales. En la central termoeléctrica Poza Rica, unidades 1 a 3, se efectuará la repotenciación a ciclo combinado, a fin de obtener un incremento de 12 puntos porcentuales en su eficiencia. Adicionalmente se modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 11.4 puntos porcentuales en eficiencia.
3-11
Proyectos de rehabilitación y modernización Mejora en Central PEF 2002 Altamira Francisco Pérez Ríos PEF 2003 Tula Cerro Prieto I Carbón II (Fase 1) Emilio Portes Gil 1/ Pte. Adolfo López Mateos Pte. Plutarco Elías Calles PEF 2005 Micos Electroquímica Portezuelo I Portezuelo II Infiernillo
Francisco Pérez Ríos Valle de México El Sauz Huinalá II
PEF 2006 Laguna Verde Puerto Libertad Punta Prieta Huinalá 1/ Sanalona
PEF 2007 CCC Poza Rica 1/ CCC El Sauz Paquete 1 PEF 2008 CGT Cerro Prieto Unidades 3 y 4
Capacidad (MW)
Unidad(es)
Eficiencia % Disponibilidad %
3 4 4
10.9 8.2 3.6
Adjudicado Adjudicado Adjudicado
0.5 54.0 3.0 2.6
Adjudicado Adjudicado En revisión de bases En revisión de bases Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado
CC 2 5 2 4 4 3 6 1
1.4
0.2
10.5 0.7 1.0 1.0
1 1 1 1 1 2
3.0 3.0 3.0 3.0 2.7 2.6 0.3 0.4 0.4
3 4 1 2 5, 6 y 7 5 6 7 8
1.4 2.3 2.9
19.0 6.0 18.1 44.3 1.2 1.2 1.2 1.2 6.5 6.2 0.4 1.1 0.9 0.8 0.8
0.58 1.09 1.94 0.75
134.6 134.6
1 2 2 3 2 6 1 2
1.2 0.9 1.1 0.9 2.7 16.3 10.0 8.0
5.2 4.1 5.4 5.4 0.5 7.7 2.9 6.4
Paq. 1 Paq. 1
12.0 11.4
85.6 37.4
Situación
En licitación En licitación En licitación En licitación Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado
Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado Adjudicado En revisión de bases En licitación En licitación
En revisión de bases En revisión de bases
3
7.0
En proceso de autorización
4
7.0
En proceso de autorización
1/ Conversión a ciclo combinado Fuente: Subdirección de Generación
Cuadro 3.4
3.6
Disponibilidad del parque de generación
La evolución histórica de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE se presenta en la figura 3.5. A su vez, en la figura 3.6 se indican las expectativas en ese rubro para los próximos años y en la figura 3.7 la disponibilidad equivalente del parque de generación. En esta estimación se supone 100% de suficiencia presupuestal para el mantenimiento requerido en el parque de generación. 3-12
Evolución de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado % Disp.
100
84.6
85.1
84.7
83.9
84.5
82.8
81.6
82.5
82.9 79.8
78.7
78.09
75
50
25
0
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.5
Estimación de la disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE Sistema interconectado 1/ % Disp.
100
84.6
82.1
82.7
83.2
82.5
83.0
82.9
83.3
83.8
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
83.5
83.0
75
50
25
0
2007
1/ Supone 100% de suficiencia presupuestal para mantenimiento Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.6
3-13
2016
2017
Se observa que para 2007 — 2017, los índices se mantienen por arriba de 82 por ciento. En 2007 la disponibilidad será superior a 84% por la reincorporación de centrales que estuvieron en mantenimiento o en RM durante 2006. Para 2008, la disponibilidad esperada es menor a causa de que algunas unidades dejarán de operar a fin de ser rehabilitadas y modernizadas. Estimación de la disponibilidad equivalente del parque de generación Sistema interconectado % Disp.
100.0
86.3
86.5
86.4
86.7
87.1
86.7
87.1
87.1
87.3
87.3
87.2
75.0
50.0
25.0
0.0
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 Fuente: Subdirección de Generación
Figura 3.7
De 2007 a 2012, la disponibilidad equivalente será superior a 86% y posterior a 2012, mayor a 87 por ciento. En los cálculos se consideró una disponibilidad de 92.5% para centrales de productores independientes de energía, 95% en proyectos de autoabastecimiento y 87.5% para centrales hidroeléctricas.
3.7
Catálogo de proyectos candidatos
Para elaborar el plan de expansión del sistema de generación se considera un catálogo de proyectos con estudios de diseño, factibilidad y prefactibilidad. Las características y datos técnicos de éstos se describen en los cuadros 3.5 a 3.8.
3-14
Catálogo de proyectos hidroeléctricos con estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño
Área
Proyecto
Ubicación
Baja California Baja California Oriental
PAEB El Descanso PAEB Tecate
Baja California Baja California Guerrero
Occidental
Sistema Río Moctezuma
Noreste Noroeste Norte Norte Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Occidental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental
PAEB Monterrey Guatenipa Madera Urique San Cristóbal Arroyo Hondo Pozolillo Mascota Corrinchis PAEB Agua Prieta Amuchiltite San Juan Tetelcingo Xúchiles Tenosique (Kaplan) Omitlán Ixtayutla Paso de la Reina
La Parota
2/
Copainalá ( Kaplan) Acala (Bulbo) Sistema Cosautlán Sistema Pescados
5/
3/
Rehabilitación Bombaná
4/
Hidalgo y Querétaro Nuevo León Sinaloa Chihuahua Chihuahua Jalisco Jalisco Nayarit Jalisco Jalisco Jalisco Guerrero Veracruz Tabasco/Chiapas Guerrero Oaxaca Oaxaca Chiapas Chiapas Veracruz Veracruz Chiapas
Número de Capacidad unidades x total 1/ potencia por (MW) unidad 1/
Generación Nivel de media anual estudio 6/ (GWh)
2 x 300 2 x 300 3 x 300; 2 x 3
600 600 906
1,252 1,252 1,372
P P D
2 x 40 1 x 20 1 x 14
114
871
F
2 x 100 2 x 87 2 x 138 2 x 95 2 x 37 2 x 38 2 x 250 2 x 17 2 x 120 2 x 39 3 x 203 2 x 39 3 x 140 2 x 115 3 x 300 3 x 275 3 x 75 3 x 45 3 x 12 3 x 66 -----
200 174 276 190 74 76 500 34 240 78 609 78 420 230 900 825 225 135 36 198 -----
292 380 726 419 146 220 826 51 310 173 1,313 499 2,328 789 1,841 2,022 502 310 151 940 66
F P F P P F F P P P F P F F F F F P GV GV
PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo 1/ Potencia expresada a la salida del generador 2/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos 3/ Considera las condiciones actuales de la CH Ing. Manuel Moreno Torres (Chicoasén) con 2,430 MW instalados 4/ Aporta únicamente el caudal al vaso de la presa Chicoasén 5/ Incluye los proyectos Jiliapan, Piedra Blanca y Tecalco 6/ D: diseño F: factibilidad P: prefactibilidad GV: gran visión
Cuadro 3.5
Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad
Área
Proyecto
Central Occidental Noroeste Noroeste Occidental
Ampliación Ampliación Ampliación Ampliación Ampliación
1/ 2/ 3/ 4/ 5/
Ubicación
Villita 2/ 4/ Zimapán 3/ Mocúzari Oviáchic Santa Rosa
Michoacán Hidalgo Sonora Sonora Jalisco
Número de unidades x potencia por 1/ unidad
2 x 75 2 x 283 1x7 1x6 1 x 49
Capacidad total 1/ (MW)
150 566 7 6 49
Generación media anual (GWh)
110 706 42 26 41
La potencia y generación corresponden a la ampliación La generación media anual no considera la repotenciación de la central La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14 La generación corresponde a la ampliación de la capacidad D: diseño F: factibilidad
Cuadro 3.6
3-15
Nivel de estudio 5/
D D F F F
Catálogo de proyectos geotermoeléctricos y eoloeléctricos Área
Número de Capacidad unidades por unidad Estado (MW)
Proyecto
Geotermoeléctricos Baja California Cerro Prieto V Occidental Cerritos Colorados 1a etapa Occidental Cerritos Colorados 2a etapa Oriental Los Humeros II condensación Oriental Los Humeros II baja presión Oriental Los Azufres III Eoloeléctricos Oriental Oriental Oriental Oriental Oriental 1/ L: por licitar
2 1 2 1 7 1
53.5 26.6 26.6 26.6 3.5 53.5
La Venta III Oaxaca I Oaxaca II Oaxaca III Oaxaca IV
F: factibilidad
Generación Nivel de media anual 1/ estudio (GWh)
Baja California Jalisco Jalisco Puebla Puebla Michoacán
745 186 372 186 156 372
L F P L L P
Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca Oaxaca
361 373 373 373 373
L F F F F
P: prefactibilidad
Cuadro 3.7
Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso Número de unidades x potencia por unidad 1/
Capacidad total factible (MW)
Observaciones
Área
Proyecto
Baja California
Presidente Juárez conversión TG/CC CC Baja California III (Ensenada)
1 X 93 1X280
93 280
Baja California Sur
CI Baja California Sur III (Coromuel) CI Baja California Sur IV (Coromuel) CI Guerrero Negro III
1 X 43 1 X 43 3X3.6
43 43 10.8
Noreste
Noreste (Monterrey) CC Tamazunchale II
1 X 736 1 X 750
736 750
Áreas Escobedo y Huinalá Sitio El Tepetate
Noroeste
CC Agua Prieta II (híbrido)
1 X 641
641
Sitio Las Américas
Norte
CC Norte II (Chihuahua) CC Norte III (Juárez)
1 X 652 1 X 672
652 672
Sitio El Encino
Occidental
Manzanillo I repotenciación U1 Manzanillo I repotenciación U2 Manzanillo II repotenciación U1 Manzanillo II repotenciación U2 Guadalajara I Guadalajara II
1 X 645 1 X 645
760 760 810 810 645 645
CT Manuel Álvarez CT Manuel Álvarez CT Manzanillo II CT Manzanillo II Área Parques Industriales Área Parques Industriales
Central
Valle de México II Valle de México III Central I (Tula) Central II (Tula)
1 X 601 1 X 601 1 X 889 1 X889
601 601 889 889
CT CT CT CT
Oriental
San Lorenzo conversión TG/CC
1 X 123
123
TG San Lorenzo, Puebla
2/
11,454
TOTAL CC: Ciclo combinado TG: Turbogás CT: Central termoeléctrica 1/ Para el caso de CC, se refiere al número de ciclos 2/ Incluye 25 MW de campo solar
CI: Combustión interna
Cuadro 3.8
3-16
Sitio CT Presidente Juárez Sitio La Jovita Sitio San Francisco Sitio San Francisco Sitio Vizcaíno
Valle de México Valle de México Tula Tula
En el cuadro 3.9 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR de Generación. Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de térmicas convencionales con valores entre 30% y 37 por ciento. Características y datos técnicos de proyectos típicos
Central Térmica convencional
Turbogás 1/ Aeroderivada gas Industrial gas Industrial gas F Industrial gas G Aeroderivada diesel Ciclo combinado gas 1x1 F 2x1 F 1x1 G 2x1 G Diesel
Eficiencia bruta (%)
Vida económica (años)
2 x 350 2 x 160 2 x 84 2 x 37.5
37.56 36.31 32.42 30.63
30 30 30 30
0.750 0.650 0.650 0.650
5.8 6.2 6.4 8.3
1 x 43.4 1 x 85 1 x 190 1 x 267 1 x 41.3
37.97 30.00 33.49 35.55 38.40
30 30 30 30 30
0.125 0.125 0.125 0.125 0.125
1.1 1.0 0.8 1.2 0.8
291 583 400 802
51.83 51.99 52.28 52.47
30 30 30 30
0.800 0.800 0.800 0.800
2.9 2.8 2.8 2.7
2 x 18.4 4 x 9.7 3 x 3.4
45.17 43.64 40.40
25 25 25
0.650 0.650 0.650
6.6 7.4 9.1
2 x 350 1 x 700 1 x 700
37.84 43.08 43.08
30 30 30
0.800 0.800 0.800
7.2 6.4 10.6
1 x 1,356
34.54
40
0.850
4.1
Usos propios (%)
1/
2/
Carboeléctrica C. supercrítica s/desulfurador C. supercrítica c/desulfurador Nuclear (ABWR)
Factor de planta tipico
Potencia (MW)
1 1 1 1
x x x x
1/ 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/I-1986: temperatura ambiente de 25 grados centígrados, humedad relativa de 30% y presión barométrica de 1.0 bar
Cuadro 3.9
3.8
Participación en el cambio climático
A principios de 2005, la SENER creó el Comité de Cambio Climático del Sector Energía. El mismo coordinará las acciones, dará seguimiento y definirá políticas relacionadas con el cambio climático y el Mecanismo de Desarrollo Limpio (MDL) del Sector Energía en México. Los proyectos de generación con centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, solares, la repotenciación y la rehabilitación y modernización de plantas, así como la repotenciación de líneas de transmisión y reducción de pérdidas técnicas, entre otros, tienen un impacto favorable en el cambio climático. Además, centrales que utilicen fuentes de energía renovable poseen el beneficio adicional de contribuir a la diversificación del sistema de generación. Sin embargo, muchas veces este tipo de proyectos no se materializan debido a que no se dispone de recursos presupuestales suficientes para su realización. 3-17
En este contexto y para dar cumplimiento a la cláusula de adicionalidad que limita la participación de proyectos en el MDL, la SENER ha planteado lo siguiente1: Para el cumplimiento de los objetivos y metas del presente programa, tanto el gobierno de México como las otras partes interesadas se valdrán de los recursos financieros previstos por las convenciones y tratados de los que México sea parte, así como de los programas internacionales de financiamiento, el mecanismo de desarrollo limpio u otros instrumentos económicos que se hayan diseñado o puesto en marcha antes y durante el periodo de duración del presente programa. Específicamente para aquellos proyectos incluidos en el presente programa, que por su naturaleza contribuyan a la reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) a la atmósfera, se requerirá de los recursos provenientes de la comercialización de dichas reducciones en el mercado internacional de carbono, a fin de que sean económicamente viables, y puedan avanzar de su programación a su ejecución y puesta en marcha. De tal manera se abre para CFE la posibilidad de que este tipo de proyectos participen en el MDL a fin de comercializar la reducción de emisiones, lo que mejorará su viabilidad económica y financiera.
3.9
Adiciones de capacidad para el servicio público
Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio público en 2007 — 2017 se requerirán 26,487 MW de capacidad adicional; 5,498 MW se encuentran terminados, en proceso de construcción o licitación y 20,990 MW corresponden a proyectos futuros. En estos se incluyen los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de mantenimiento y rehabilitación que realiza la Subdirección de Generación a las CH La Villita e Infiernillo (200 MW) y a la central nucleoeléctrica Laguna Verde (269 MW). Adicionalmente considera la capacidad de generación de unidades turbogás de LyFC (416 MW) que entrarán en operación en el periodo. Ver figura 3.8.
1
Fuente: Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico, SENER
3-18
Adiciones de capacidad 2007 — 2017 Servicio público 1/2/ (MW) 469
20,521 26,487
5,498 Terminadas, en construcción o licitación
Capacidad adicional
Incremento3/ en RM
Total de adiciones
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469) MW
Figura 3.8
3.9.1
Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión
La capacidad adicional requerida para los próximos diez años se puede obtener combinando de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental. Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2007, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 3.10. Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las fuentes de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector eléctrico. La capacidad adicional de generación para licitación futura que se incluye en este programa como tecnología libre, podría satisfacerse con: carboeléctricas, ciclos combinados (utilizando gas natural, gas natural licuado, gasificación de residuos de vacío, gasificación de carbón o gasificación de otros combustibles), nucleoeléctricas o la importación de energía. Debido a los periodos de licitación y construcción de este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y para el largo plazo, se prevé la posibilidad de programar centrales nucleares.
3-19
Capacidad adicional por tecnología en 2007 — 2017 Servicio público (MW) Tecnología Ciclo combinado Hidroeléctrica Carboeléctrica Geotermoeléctrica Turbogás Combustión interna Eoloeléctrica Libre 3/ LyFC RM 4/ Total
1/
Total
En construcción o 2/ licitación 2,677 1,500 678 0 0 42 185 0 416 0
Licitación futura 8,385 1,816 2,800 158 72 112 406 6,772 0 0
11,062 3,316 3,478 158 72 154 591 6,772 416 469
5,498
20,521
26,487
5/
1/ Resultados de estudios de planificación, no incluye autoabastecimiento 2/ Incluye la capacidad que entró en operación durante 2007 3/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 4/ Incrementos en capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo 5/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.10
Aun cuando se toman en cuenta los lineamientos de política energética, la tecnología de ciclo combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es la alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. 3.9.2
Capacidad en construcción o licitación
El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se presenta en el cuadro 3.11. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para la operación comercial. La licitación del proyecto Agua Prieta II se declaró desierta en agosto de 2007, debido a los incrementos recientes que han experimentado los costos de infraestructura para las tecnologías de generación. El proyecto se licitó nuevamente en septiembre de 2007, lo que postergará la entrada en operación a mayo de 2011. La figura 3.9 muestra la ubicación de las centrales terminadas o en proceso de construcción.
3-20
Proyectos de generación terminados, en construcción o en licitación1/ Servicio público Proyecto
Ubicación
Tipo
Fecha de concurso
Modalidad de financiamiento
2007
Año de operación Capacidad bruta MW 2008 2009 2010 2011
2012
Proyectos terminados Baja California Sur II (Coromuel) La Venta II Tamazunchale El Cajón U1 y U2
Baja California Sur Oaxaca San Luis Potosí Nayarit
CI EO CC HID
2003 2005 2003 2002
OPF OPF PIE OPF
42 83 1,170 750 2,045
0
0
0
0
0
0
0
Proyectos en proceso de construcción San Lorenzo conversión TG/CC Baja California (Pdte. Juárez) Norte (La Trinidad ) Carboeléctrica del Pacífico Generación distribuida LyFC
Puebla Baja California Durango Guerrero DF, Edo. de México
CC CC CC CAR TG
2005 2006 2005 2003
OPF OPF PIE OPF
123 277 466 678 416
Subtotal
416
0
400
1,144
Proyectos en proceso de licitación La Venta III La Yesca U1 y U2 Agua Prieta II 2/
Oaxaca Nayarit Sonora
EO HID CC
2007 2007 2007
PIE OPF OPF
101.4 750 641
Subtotal
0
0
101
0
641
750
Total anual
3/
2,461
0
501
1,144
641
750
Acumulado
3/
2,461 2,461 2,963
4,107 4,748 5,498
HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel EO: Eoloeléctrica CAR: Carboeléctrica OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía 1/ Incluye generación distribuida de LyFC 2/ Segunda convocatoria, incluye 25 MW de campo solar 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Cuadro 3.11
Centrales terminadas o en proceso de construcción Servicio público 4,005 MW Baja California (Pdte. Juárez) (277 MW)
Baja California Sur II (Coromuel) (42 MW) MW
1/
Norte (La Trinidad) (466 MW)
Hidroeléctrica 750 Ciclo combinado
2,036
Combustión interna
42
Eoloeléctrica
83
Carboeléctrica
678
Turbogás
416
Total
El Cajón U1 y U2 (750 MW)
Tamazunchale (1,170 MW) TG’s LyFC 416 MW
Carboeléctrica del Pacífico (678 MW)
San Lorenzo conversión TG/CC (123 MW )
4,005
Figura 3.9
3-21
La Venta II (83 MW)
TG: Turbogás
Los proyectos en proceso de licitación se muestran en la figura 3.10. Requerimientos de capacidad adicional en proceso de licitación Servicio público 1,492 MW
Agua Prieta II (641 MW)
MW
1/
Ciclo combinado
641
Eoloeléctrica
101
Hidroeléctrica
750
TOTAL
La Yesca (750 MW)
1,492
La Venta III (101 MW)
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.10
3.9.3
Capacidad adicional
Se refiere a capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en operación. En el cuadro 3.12 se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. La figura 3.11 muestra la ubicación de tales proyectos.
3-22
Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 1/ Año de operación Capacidad bruta (MW) Proyecto
Ubicación
Tipo
Guerrero Negro III Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California Sur III y IV (Coromuel) Cerro Prieto V Humeros Oaxaca I, II, III y IV Norte II (Chihuahua) Baja California III y II (Ensenada) Manzanillo I repotenciación U1 y U2 Valle de México II, III y IV Noreste (Monterrey) Santa Rosalía Norte III (Juárez) Río Moctezuma Manzanillo II repotenciación U1 y U2 Baja California Sur V y VI (Coromuel) Noreste II y III (Sabinas) Villita ampliación Guadalajara I y II Topolobampo I y II Baja California Sur TG I y II (Los Cabos) Norte IV (Torreón) Tamazunchale II La Parota U1, U2 y U3 Baja California Sur VII, VIII, IX y XI (Todos Santos) Carboeléctrica del Pacífico II y III Occidental (Salamanca) Central I y II (Tula) Veracruz I y II Copainalá Tenosique Baja California Sur X (Pto. San Carlos) Baja California IV (SLRC)
Baja California Sur Baja California Baja California Sur Baja California Puebla Oaxaca Chihuahua Baja California Colima Edo. Méx. Nuevo León Baja California Sur Chihuahua Hidalgo, Queréraro Colima Baja California Sur Coahuila Michoacán Jalisco Sinaloa Baja California Sur Coahuila San Luis Potosí Guerrero Baja California Sur Guerrero Guanajuato Hidalgo Veracruz Chiapas Tabasco Baja California Sur Sonora
CI CC CI GEO GEO EO CC CC CC CC CC CI LIBRE HID CC LIBRE LIBRE HID CC CAR/GICC TG CC CC HID LIBRE CAR/GICC LIBRE LIBRE LIBRE HID HID LIBRE LIBRE
Total anual Acumulado Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación RM 3/ Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional
2009
93 43 107 51 406
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
43
652 280 460 601
280 460 601 736 15
601
672 114 460 43
460 43 700 150 645 700
700 645 700 36 661 750 900 86 700
36
43 650 889
11 11 2/
2010
11
700 711
2,036 2,747
1,812 4,559
1,569 6,128
43 700 889 1,400 232 420 43 571
3,299 3,778 2,982 4,334 9,427 13,205 16,187 20,521 5,498 469 26,487
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación distribuida LyFC 3/ Incremento de capacidad por RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo HID: Hidroeléctrica CAR: Carboeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diesel GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado LIBRE: Tecnología aún no definida
EO: Eoloeléctrica
Cuadro 3.12
En el cuadro anterior se señala la ubicación de las adiciones de capacidad más convenientes. Sin embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional — para llegar al punto de interconexión preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación —. Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público. En cuanto al tipo de proyectos de generación, también existe libertad para la selección. No obstante, según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, fracción IV, inciso d) …la Secretaría, fundando y motivando sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible. Dichas especificaciones deberán plantearse de tal modo que permitan a todos y cada uno de los interesados presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño, ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.
3-23
Requerimientos de capacidad adicional Servicio público 20,521 MW Pdte. Juárez conv. TG/CC (93 MW) Cerro Prieto V (107 MW) Baja California III Baja California IV (SLRC) y II (Ensenada) (571 MW) (2x280 MW)
Norte III (Juárez) (672 MW) Guerrero Negro III (11 MW)
Norte II (Chihuahua) (652 MW)
Santa Rosalía (15 MW) Baja California Sur X (Pto. San Carlos) (43 MW) Baja California Sur V y VI (Coromuel) (2x43 MW ) Baja California Sur III y IV (Coromuel) (2x43 MW) 1/
Carboeléctrica Eoloeléctrica
MW 2,800 406
Hidroeléctrica
1,816
Ciclo combinado
8,385
Combustión interna Libre
6,772
Turbogás
112
Noreste II y III (Sabinas) (2x700 MW) Topolobampo I y II (2x700 MW) Baja California Sur VII, VIII, IX y XI (Todos los Santos) (4x43 MW)
Noreste (Monterrey) (736 MW)
Norte IV (Torreón) (661 MW)
Baja California Sur TG I y II (Los Cabos) (2x36 MW) Tamazunchale II Guadalajara I, II Occidental (2x645 MW) (Salamanca) (750 MW) (650 MW) Veracruz I y II (2x700MW ) Manzanillo I rep. U1 y U2 Central I y II (Tula) (2x460 MW) Humeros (2x889 MW) (51 MW) Manzanillo II rep. U1 y U2 Valle de México (2x460 MW) II, III y IV Tenosique Villita ampliación Río Moctezuma (3x601 MW) (150 MW) (420 MW) (114 MW) Carboeléctrica del Pacífico Oaxaca I, II, III y IV II y III (2x700 MW) (406 MW) La Parota U1, U2 y U3 (3x300 MW)
72
Copainalá (232 MW)
Geotermoeléctrica 158 Total
20,521
1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente
Figura 3.11
3.10
Evolución de la capacidad para el servicio público
Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 1. En el cuadro 3.13 se muestran los proyectos que se han diferido o han registrado algún cambio al comparar los programas de requerimientos de capacidad 2005 y 2006. A su vez, en el cuadro 3.14 se indican los reprogramados en 2007.
3-24
Proyectos de generación con cambios POISE 2006 vs POISE 2005 Comparación de programas de requerimientos de capacidad PRC del 04 de agosto de 2006
PRC del 03 de agosto de 2005 Proyecto La Venta II Baja California (Presidente Juárez) San Lorenzo conversión TG/CC Tuxpan conversión TG/CC Norte (La Trinidad) Valle de México repotenciación U2 La Venta IV Carboeléctrica del Pacífico Norte II (Chihuahua) Manzanillo I repotenciación U1 Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California II (SLRC) Baja California III (Ensenada) La Venta V Cerro Prieto V Humeros Tamazunchale II Baja California Sur III (Coromuel) Santa Rosalía Manzanillo I repotenciación U2 La Venta VI La Parota U1 La Parota U2 La Parota U3 Noreste (Monterrey) Tamazunchale III Manzanillo II repotenciación U1 Guaymas Baja California IV (Mexicali) Baja California Sur IV Guadalajara La Venta VII Central III (Valle de México) Norte III (Juárez) Dos Bocas (Veracruz) Manzanillo II repotenciación U2 Baja California V (Mexicali) Guadalajara II Norte IV (Torreón) Mérida IV Baja California Sur V Dos Bocas II (Veracruz) Baja California VI
MW 85 259 134 92 403 380 101 700 666 458 84 224 253 101 100 25 682 38 14 458 101 300 300 300 656 682 458 592 255 38 446 101 550 666 776 458 250 446 605 690 38 776 250
Mes Nov Mar Ago Mar Abr Mar Sep Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ene Abr Jul Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr
Año 2006 2008 2008 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2011 2011 2011 2011 2011 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2014 2014
Proyecto La Venta II Baja California (Presidente Juárez) San Lorenzo conversión TG/CC 1/ Cancelado Norte (La Trinidad) Valle de México repotenciación U2 Oaxaca I Carboeléctrica del Pacífico Norte II (Chihuahua) Manzanillo I repotenciación U1 Presidente Juárez conversión TG/CC Baja California II (SLRC) Baja California III (Ensenada) Oaxaca II Cerro Prieto V Humeros Tamazunchale II Baja California Sur III (Coromuel) Santa Rosalía Manzanillo I repotenciación U2 Oaxaca III La Parota U1 La Parota U2 La Parota U3 Noreste (Monterrey) Posterior a 2016 Manzanillo II repotenciación U1 Sonora I Baja California IV (Tijuana) Baja California Sur IV (Coromuel) Guadalajara I Oaxaca IV Valle de México repotenciación U1 Norte III (Juárez) Veracruz I y II Manzanillo II repotenciación U2 Baja California V (SLRC) Guadalajara II Norte IV (Torreón) Peninsular I Baja California Sur V y VI Oriental I Baja California VI (Mexicali)
1/ La TG Tuxpan se utilizará para repotenciar las unidades 1, 2 y 3 de la CT Poza Rica (RM)
Cuadro 3.13
3-25
MW 83 259 139
Mes Nov Mar Abr
Año 2006 2009 2009
402 380 101 678 652 458 93 223 288 101 107 51 750 43 14 458 101 300 300 300 734
Jun May Nov Feb Abr Abr Abr Abr Abr Sep Abr Abr Abr Abr Abr Abr Sep Abr Jul Oct Abr
2009 2009 2009 2010 2010 2011 2010 2009 2011 2010 2010 2010 2014 2010 2012 2012 2010 2015 2015 2015 2012
408 656 288 43 645 101 380 683 1400 408 279 645 671 180 86 700 156
Abr Abr Abr Abr Abr Sep Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr
2013 2016 2013 2011 2013 2010 2012 2013 2015 2014 2015 2014 2015 2013 2014 2016 2016
Proyectos de generación diferidos POISE 2007 vs POISE 2006 Comparación de programas de requerimientos de capacidad PRC del 04 de agosto de 2006 Proyecto La Venta II La Venta III Norte (La Trinidad) Baja California II (SLRC) Valle de México repotenciación U2 Agua Prieta II Oaxaca I Norte II (Chihuahua) Valle de México repotenciación U3 Valle de México repotenciación U1 Tula repotenciación U1 Río Moctezuma Baja California IV (Tijuana) Guadalajara I Peninsular I Tula repotenciación U2 Tamazunchale II Guadalajara II Infiernillo repotenciación Baja California V (SLRC) Topolobampo II Peninsular II Topolobampo III Sonora I Oriental I Peninsular III Ampliación Zimapán Baja California VI (Mexicali)
PRC del 20 de septiembre de 2007
MW 83 101 402 223 380 642 101 652 380 380 554 139 288 645 180 554 750 645 200 279 700 180 700 656 700 180 566 156
Mes Nov Sep Jun Abr May Mar Nov Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Nov Abr
Año 2006 2008 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2011 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2013 2014 2014 2014 2015 2015 2015 2016 2016 2016 2016 2016 2016
Proyecto La Venta II La Venta III Norte (La Trinidad) Baja California II (Ensenada) Valle de México II Agua Prieta II Oaxaca I Norte II (Chihuahua) Valle de México III Valle de México IV Central I (Tula) Río Moctezuma Baja California IV (SLRC) Guadalajara I Posterior a 2017 Central II (Tula) Tamazunchale II Guadalajara II Posterior a 2017 Posterior a 2017 Topolobampo II Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Posterior a 2017 Cancelado
MW 83 101 466 280 601 641 102 652 601 601 889 114 571 645
Mes Ene May Ene Abr Sep May Ago Abr Ago Abr Abr Abr Abr Abr
Año 2007 2009 2010 2013 2011 2011 2010 2011 2012 2014 2016 2013 2017 2014
889 Ago 750 Abr 645 Abr
2017 2015 2015
700 Abr
2016
Cuadro 3.14
El cuadro 3.15 y la figura 3.12 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para el servicio público 2007 — 2017. Evolución esperada de la capacidad Servicio público 1/ 2/ (MW)
Capacidad a diciembre de 2006 Adiciones acumuladas Incrementos en RM acumulados Adiciones acumuladas LyFC 3/ Retiros acumulados Capacidad a diciembre de cada año
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
48,769
2,045
2,045
2,558
4,401
7,078
9,640
11,209
14,508
18,286
21,268
25,602
10
60
110
295
469
469
469
469
469
469
469
416
416
416
416
416
416
416
416
416
416
416
49
199
515
1,255
2,389
2,788
3,804
4,514
4,994
5,867
5,967
48,769 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,506 57,059 59,648 62,946 65,055 69,289
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Autorizadas por la SENER para su inclusión en el PEF 2005
Cuadro 3.15
3-26
Evolución de la capacidad Servicio público (MW)
1/ 2/
69,289
26,487
48,769 -5,967
Total a diciembre de 2006
Retiros
Adiciones
3/
Total a diciembre de 2017
1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto 2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluye generación de LyFC (416 MW) e incrementos en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW)
Figura 3.12
Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes mencionados, en el cuadro 3.16 se presenta el PRC para atender las necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2007 — 2017.
3-27
Programa de requerimientos de capacidad para servicio público Escenario de planeación
Año
Mes
Proyecto
Tipo
Ene Mar Jun Jun Jun
La Venta II 7/ El Cajón U2 7/ Tamazunchale 7/ 9/ El Cajón U1 7/ Baja California Sur II (Coromuel) 7/
2009
Mar May May Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/ La Venta III Guerrero Negro III San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
2010
Ene Feb Abr Abr Abr Abr Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/ Carboeléctrica del Pacífico 7/ Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/ Baja California Sur III (Coromuel) Cerro Prieto V Humeros Oaxaca I, II, III y IV
2011
Abr Abr Abr May Jul Sep
Baja California Sur IV (Coromuel) Norte II (Chihuahua) 8/ Baja California III (Ensenada) Agua Prieta II 4/ 8/ Manzanillo I rep U1 3/ 8/ Valle de México II 8/
2012
Ene Abr Abr Abr Abr Ago
La Yesca U1 Noreste (Monterrey) 8/ Santa Rosalía Manzanillo I rep U2 3/ 8/ La Yesca U2 Valle de México III 8/
2013
Abr Abr Abr Abr Abr
Norte III (Juárez) 5/ 8/ Río Moctezuma Manzanillo II rep U1 3/ 8/ Baja California Sur V (Coromuel) 6/ Baja California II (Ensenada) 8/
2014
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr
Capacidad Bruta MW
1/
Neta MW
83 375 1,170 375 42 2,045 0
0
CC EO CI CC
277 101 11 123 512
272 99 10 116 497
BC ORI AIS ORI
CC CAR CC CI GEO GEO EO
466 678 93 43 107 51 406 1,844
450 651 90 41 100 46 400 1,778
NTE OCC BC BCS BC ORI ORI
CI CC CC CC CC CC
43 652 280 641 460 601 2,677
41 635 272 625 447 585 2,605
BCS NTE BC NOR OCC CEL
HID CC CI CC HID CC
375 736 15 460 375 601 2,562
373 716 13 447 373 585 2,507
OCC NES AIS OCC OCC CEL
LIBRE HID CC LIBRE CC
672 114 460 43 280 1,569
654 113 447 41 272 1,527
NTE OCC OCC BCS BC
Valle de México IV 8/ Noreste II (Sabinas) 10/ Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ Villita Ampliación Manzanillo II rep U2 3/ 8/ Guadalajara I 8/ Topolobampo I 10/
CC LIBRE LIBRE HID CC CC CAR/GICC
601 700 43 150 460 645 700 3,299
585 655 41 149 447 627 655 3,159
CEL NES BCS OCC OCC OCC NOR
2015
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Jul Oct
Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ Norte IV (Torreón) 8/ Tamazunchale II 8/ La Parota U1 Guadalajara II 8/ Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/ Carboeléctrica del Pacífico II 10/ La Parota U2 La Parota U3
TG CC CC HID CC LIBRE CAR/GICC HID HID
36 661 750 300 645 86 700 300 300 3,778
35 643 729 299 627 82 655 299 299 3,667
BCS NTE NES ORI OCC BCS OCC ORI ORI
2016
Abr Abr Abr Abr Abr
Noreste III (Sabinas) 10/ Occidental (Salamanca) 8/ Central I (Tula) 8/ Topolobampo II 10/ Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/
LIBRE LIBRE LIBRE CAR/GICC LIBRE
700 650 889 700 43 2,982
655 631 865 655 41 2,847
NES OCC CEL NOR BCS
2017
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Ago
Veracruz I Y II 8/ Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ Baja California Sur XI (Todos Santos) 6/ Copainalá Tenosique Carboeléctrica del Pacífico III 10/ Baja California Sur X (Pto San Carlos) 6/ Baja California IV (SLRC) 5/ 8/ Central II (Tula) 8/
LIBRE TG LIBRE HID HID CAR/GICC LIBRE LIBRE LIBRE
1,400 36 43 232 420 700 43 571 889 4,334
1,342 35 41 231 418 655 41 555 865 4,183
ORI BCS BCS ORI ORI OCC BCS BC CEL
Total
25,602
24,775
2007
2008
83 373 1,135 373 40 2,004
Área
EO HID CC HID CI
ORI OCC NES OCC BCS
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad de contrato 3/ Se analiza la alternativa de una central nueva 8/ Capacidad media anual 4/ Incluye 25 MW del campo solar 9/ Capacidad de verano 5/ Instalación de central o inyección de potencia 10/ Capacidad ISO LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Cuadro 3.16
3-28
3.10.1
Repotenciaciones
En el programa de expansión se incluyen repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de Manzanillo I de 300 MW cada una, las cuales incrementarán su capacidad a 760 MW mediante 2 turbinas de 267 MW de capacidad ISO acopladas a cada unidad de vapor, con una eficiencia cercana a 50 por ciento. El mismo arreglo aplica para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II. Esto permitiría ampliar la capacidad de esas dos centrales en 1,840 MW. Sin embargo, con base en los avances tecnológicos y en la evolución de costos, se está analizando la conveniencia de que la capacidad adicional requerida se proporcione mediante ciclos combinados nuevos, con lo que se reducirían riesgos inherentes en repotenciaciones tales como: extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios económicos por repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos de ciclos combinados nuevos. Para el caso de las repotenciaciones de las unidades 1, 2 y 3 de Valle de México, consideradas en el programa anterior, la actualización de las evaluaciones técnicas y económicas no mostraron ventajas respecto a la consideración de CC nuevos, por lo que se decidió cancelarlas, y se sustituyeron por los proyectos Valle de México II, III y IV, de 601 MW de capacidad cada uno. A partir de los estudios de actualización que se realicen para el caso de Manzanillo, se analizará la opción de aplicar dicha tecnología a otras termoeléctricas existentes. Esta opción permitiría el reemplazo de capacidad en zonas estratégicas del SIN y, en su caso, la solución al problema ambiental en la región correspondiente a cada una de las plantas involucradas. 3.10.2
Centrales eoloeléctricas
Como parte del Programa de Energías Renovables a Gran Escala (PERGE), la Subsecretaría de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la SENER solicitó a CFE incluir en el plan de expansión de la generación, cinco proyectos eoloeléctricos de 101.4 MW cada uno. Así el PRC 2007 considera cinco centrales de este tipo: La Venta III, y Oaxaca I, II, III y IV, con una capacidad total de 507 MW durante 2007–2010, por ubicarse en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa. Para este tipo de proyectos, en los estudios de expansión de largo plazo se consideraron incentivos económicos del fondo verde que administrará la SENER, hasta por un monto máximo de 1.25 centavos de dólar/kWh, durante los primeros 5 años de operación de la central. Así mismo, en su evaluación económica, además de dichos incentivos se consideraron beneficios por venta de bonos de carbón. 3.10.3
Centrales carboeléctricas
Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en febrero de 2007 y los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, el desarrollo de centrales basadas en el uso de carbón resulta competitivo en el mediano y largo plazos. En este programa se confirma la participación de la tecnología de carbón en la expansión del sistema de generación.
3-29
De esta manera, se han incluido, además del proyecto Carboeléctrica del Pacífico de 678 MW que se construye actualmente en la central Petacalco, cuatro centrales carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, a partir de 2014. La opción de gasificación de carbón integrada a ciclo combinado se considera como alternativa para la capacidad con tecnología libre. 3.10.4
Participación de tecnologías en la expansión
En la figura 3.13 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2006 y 2017 para el servicio público. Participación de tecnologías en la capacidad de generación Servicio público 2006
2017
48,769 MW
69,289 MW1/
Turbogás 5.1% Combustión interna 0.4%
Libre 2/ 9.8%
Turbogás 3.2% Combustión interna
Hidroeléctrica 21.7%
0.5% Hidroeléctrica 20.4%
Ciclo combinado 32.0%
Carboeléctrica 11.8%
Carboeléctrica 9.6% Nucleoeléctrica 2.8%
Térmoeléctrica convencional 26.4%
Geotermoeléctrica 2.0% Eoloeléctrica 0.004%
Ciclo combinado 38.8%
Nucleoeléctrica 2.3% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.5% 0.8% Termoeléctrica convencional 10.9%
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Figura 3.13
Se incluyen las adiciones de capacidad para las cuales aún no se ha definido su tecnología; éstas representarán 9.8% de la capacidad instalada en 2017.
3.11
Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico
La figura 3.14 muestra la evolución de la expansión del sector eléctrico (SE), incluyendo servicio público y autoabastecimiento.
3-30
Evolución de la capacidad del sector eléctrico (MW)
1/
78,482 29,365
9,193
2,878 69,289
26,487
55,084 6,315
-5,967
48,769
Total a diciembre de 2006
Retiros
Adiciones 2/
Total a diciembre de 2017
Autoabastecimiento
Servicio público
1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 2/ Incluye generación de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad de proyectos RM (469 MW)
Figura 3.14
En la figura 3.15 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva en 2006 y 2017 para el sector eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento. Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sector eléctrico 3/
Ciclo combinado 28.3%
2006
2017
55,084 MW
78,482 MW1/ Libre 2/ 8.6%
Turbogás 4.6% Combustión interna 0.3%
Combustión interna 0.4%
Hidroeléctrica 19.2% Ciclo combinado 34.2%
Termoeléctrica convencional 23.4%
Hidroeléctrica 17.9%
Carboeléctrica 10.4%
Carboeléctrica 8.5%
Autoabastecimiento 11.5%
Turbogás 2.8%
Nucleoeléctrica 2.5% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.7% 0.004%
Autoabastecimiento 11.8%
Nucleoeléctrica 2.1% Geotermoeléctrica Eoloeléctrica 1.3% 0.8% Termoeléctrica convencional 9.7%
1/ Incluye generación distribuida de LyFC (416 MW) e incrementos de capacidad en RM de Laguna Verde, CH Villita y CH Infiernillo (469 MW) 2/ La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (utilizando gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía 3/ Incluye autoabastecimiento local y remoto
Figura 3.15
3-31
3.12
Margen de reserva de capacidad
La figura 3.16 indica el MR y el MRO del SIN. Es importante señalar que en los estudios del mercado eléctrico de los últimos años, las tasas de crecimiento anual estimadas para la demanda se han mantenido en el rango de 5.2% a 5.6%, sobre la base de las estimaciones de crecimiento económico proporcionadas por la SENER y la SHCP. En cambio, el crecimiento real de la economía y la demanda han sido inferiores a lo previsto. Ver capítulo 1. Por lo anterior, los valores de MR y MRO en el SIN de 2007 a 2009 serán altos, y en 2010 se estará cerca de los valores establecidos en los criterios de planificación. El ajuste del MR se dificulta por la anticipación requerida (4 a 5 años) para que un proyecto de generación entre en operación en una fecha establecida, considerando el tiempo desde que se decide la adición hasta su puesta en servicio. Por tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente el diferimiento de proyectos que ya están en construcción. El abatimiento rápido del MR en 2008-2010 se debe a los diferimientos de centrales generadoras en los ciclos de planificación de años anteriores. Para 2008 no se adicionará capacidad en el SIN y para 2009 serán solo 123 MW de capacidad efectiva. Margen de reserva y margen de reserva operativo Sistema interconectado nacional
1/
4 5 .8
50
4 0 .9
45
3 3 .4
40
2 2 .4
2 1
1 8 .5
20
6 .0
6 .0
6 .0
6 .0
6 .0
6 .0
7 .5
10 6% 5
6 .0
1 2 .1
15
2 1 .4
2 3 .6
2 3 .4
2 5 .6
2 4 .5
25
2 7 .4
30
2 4 .9
35
0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013 MRO2/
MR 1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decremento por temperatura en verano
Figura 3.16
3-32
2014
2015
2016
2017
Sin embargo, disponer de MR y MRO altos, permite despachar las tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas, lo que representa beneficios económicos en la operación del sistema. Así mismo en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se pueden aprovechar situaciones coyunturales. Adicionalmente, esta situación se ha utilizado para reducir rezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas e ineficientes. Otro de los beneficios de un margen de reserva relativamente alto es el de la flexibilidad para hacer frente a situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo de combustible, como ha ocurrido en 2007 con el de gas natural. Para ajustar las adiciones de capacidad a los criterios de reserva, a partir de 2010 se ha reprogramado la fecha de operación de los proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación. Este ajuste se aplica en mayor medida a partir de 2011, como se observa en la figura 3.16. A pesar de tener valores globales altos de MR y MRO en el Sistema Interconectado, en los próximos cuatro años las áreas Noroeste, Norte y Central, podrían presentar regionalmente márgenes de reserva menores a los de referencia en la planificación. Lo anterior debido a las restricciones de transmisión entre áreas, que impiden aprovechar totalmente los recursos de generación disponibles en otras regiones del sistema. Por lo cual será importante cumplir con las fechas programadas para las adiciones de capacidad de generación en estas áreas. En los cuadros 3.17 y 3.18 se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California Sur respectivamente, de acuerdo con los criterios establecidos para la planificación del mismo. Para el sistema de Baja California, las altas tasas de crecimiento en la demanda registradas en 2006 y 2007, han ocasionado la necesidad de importar capacidad de generación en los meses de verano. En 2007 se importaron 350 MW de capacidad. Para 2008 se estima será del mismo orden y de 170 MW en 2009 y 2010. En 2008 no se incrementará la capacidad de generación en el área Baja California, por tanto, durante 2009 y 2010 será necesario cumplir estrictamente el programa de requerimientos de capacidad establecido, incluyendo las importaciones previstas, para atender satisfactoriamente el criterio de reserva en ese sistema. Adicionalmente, debido a que la red eléctrica de Baja California está interconectada a los sistemas del WECC, el incumplimiento de los estándares de confiabilidad por parte de CFE sería motivo de sanciones económicas.
3-33
Margen de reserva del sistema Baja California 2007 2/
Capacidad total (MW) Demanda (MW) 3/ Reserva de capacidad (MW) Margen de reserva (%) 4/ 1/ 2/ 3/ 4/
2,434 2,117 318 15.0
2008
2009
2010 2011
2,561 2,228 334 15.0
2,695 2,344 352 15.0
2,834 2,464 370 15.0
1/
3,247 2,591 657 25.4
2012
2013
2014
2015
2016
3,247 2,707 541 20.0
3,527 2,823 704 24.9
3,527 2,938 589 20.0
3,527 3,059 468 15.3
3,653 3,177 477 15.0
2014
2015
2016
2017 4,038 3,291 748 22.7
A partir de 2011 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad Considera importación de energía en periodos de verano para algunos años, así como degradaciones estacionales No incluye exportación Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima
Cuadro 3.17
Margen de reserva del sistema Baja California Sur 2007 1/
(MW) Capacidad total Demanda (MW) Reserva de capacidad (MW) Margen de reserva mínimo (MW)
2/
2008
448 315 133 75.0
448 342 106 78.0
2009 448 369 79 78.0
2010 491 401 90 78.0
2011 534 431 103 78.0
2012 534 460 74 78.0
2013 577 489 88 78.0
620 521 99 78.0
651 554 97 78.0
694 592 102 78.0
2017 714 629 85 78.0
1/ Considera degradación de capacidad y no incluye TG móvil 2/ Criterio de reserva: capacidad total de las dos unidades mayores
Cuadro 3.18
3.13
Margen de reserva de energía
Se utilizan las hipótesis fundamentales descritas en este documento, aunque se han revisado las aportaciones hidrológicas de acuerdo con las bases siguientes:
2007
2008 2009 – 2017
Reales de enero a octubre y de tipo año medio de noviembre a diciembre De tipo año seco De tipo año medio
En el cuadro 3.19 se observa que el MRE se calcula anualmente en función de los valores brutos de energía necesaria y generación disponible. El MRE indica en porcentaje la energía excedente respecto a la necesaria para satisfacer los requerimientos de los usuarios. En los valores reportados se observa lo siguiente:
El MRE es mayor o igual a doce por ciento
De 2007 a 2010 se reduce de 32% a 15%, consistente con la disminución del margen de reserva de capacidad
El margen se eleva ligeramente al interconectarse BC al SIN en 2011 (hasta entonces, los criterios de reserva son diferentes para cada sistema). Posteriormente se estabiliza en alrededor de 13 por ciento
Se aseguran niveles de energía almacenada superiores al mínimo necesario de 15,000 GWh
3-34
Margen de reserva en energía Sistema interconectado nacional Concepto
Unidad
2007
2008
10/
2009
2010
2011
1/
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
GWh
235,218
248,557
260,604
274,648
299,155
312,784
327,624
343,760
359,281
376,794
394,904
Capacidad termoeléctrica media efectiva instalada
MW
36,047
36,457
36,438
37,338
40,942
42,142
43,077
44,774
46,851
49,574
52,797
MW
31,330
31,080
31,216
32,136
35,047
36,258
37,091
38,733
40,783
43,166
45,947
MW
30,428
30,205
30,335
31,253
34,327
35,579
36,412
38,051
40,115
42,571
45,489
Disponible
GWh
266,548
265,319
265,734
273,774
300,706
312,524
318,968
333,329
351,411
373,940
398,486
Despachada
GWh
197,219
212,006
220,185
234,205
256,173
267,844
282,511
298,625
313,134
330,311
346,711
MW
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,036
9,186
9,186
9,186
9,186
MW
2,280
2,280
2,280
2,280
2,280
3,030
3,144
3,144
4,044
4,044
4,696
23,500
Energía necesaria bruta
Capacidad media termoeléctrica
Generación termoeléctrica
Disponible
3/
Para energía
3/
4/
5/
Capacidad media hidroeléctrica efectiva instalada
Con regulación
GWh
22,126
20,718
23,220
21,850
23,065
23,067
23,069
23,069
23,070
23,068
Generación hidroeléctrica
Sin regulación
GWh
6,082
5,694
6,082
6,082
6,082
6,714
6,885
6,908
7,919
8,256
9,534
Total
GWh
28,208
26,412
29,303
27,932
29,147
29,781
29,954
29,976
30,989
31,324
33,034
18,316
5/ y 6/
Sin regulación
Con regulación (GCH)
Energía almacenada inicial (GCH) [enero 1] Aportaciones a las hidroeléctricas
8/
Autoabastecimiento remoto
Termoeléctrica Reserva en energía
Hidroeléctrica Total
Margen de reserva
1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6/ 7/ 8/ 9/ 10/
9/
7/
GWh
17,583
17,583
17,454
15,510
18,316
18,316
18,316
18,316
18,316
18,316
GWh
28,208
26,282
27,359
30,738
29,147
29,781
29,954
29,976
30,989
31,324
33,034
GWh
9,791
10,140
11,117
12,511
13,835
15,159
15,159
15,159
15,159
15,159
15,159
51,776
GWh
69,330
53,313
45,549
39,569
44,534
44,680
36,457
34,704
38,278
43,629
GWh
2,583
2,583
2,454
510
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
3,316
GWh
71,913
55,896
48,003
40,078
47,849
47,996
39,773
38,020
41,594
46,945
55,091
32
23
19
15
17
16
13
12
12
13
15
%
BC se interconectará al SIN a partir de 2011 Energía neta necesaria, más usos propios de generación Después de descontar falla, degradación, causas ajenas y mantenimiento Considera que la capacidad turbogás de punta está disponible cuatro horas de cada día hábil En marzo y junio de 2007, entran las unidades 1 y 2 de El Cajón. En enero y abril de 2012 lo hacen las unidades 1 y 2 de La Yesca. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación En abril de 2013 entra Río Moctezuma. En abril de 2014 la ampliación de Villita. En abril, julio y octubre de 2015, las unidades 1, 2 y 3 de La Parota. Para efectos de planeación, se consideran sin regulación Angostura, Chicoasén, Malpaso, Peñitas, Caracol, Infiernillo, Villita, El Cajón, Aguamilpa, Temascal y Zimapán Aportaciones = (Energía Almacenada (Final – Inicial)) + Generación Se calcula como la energía almacenada al inicio del año, menos la mínima aceptable al primero de enero de cada año Aportaciones hidrológicas de tipo año seco, el resto de tipo medio
Cuadro 3.19
3.14
Diversificación de las fuentes de generación
Frente a la volatilidad en los precios de combustibles y la incertidumbre en la evolución y costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de diversificación, aun con un mayor costo, permite reducir la exposición al riesgo. Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor único de combustibles prioritarios, y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes de energía renovable. En estudios de años anteriores, donde los precios de gas se ubicaban por debajo de 6 dólares/MMBTU, la expansión de mínimo costo se lograba mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclos combinados. Sin embargo, la tendencia observada en los últimos años en los precios de los combustibles fósiles, hacen prever que los de gas natural se ubicarán por arriba de 6 dólares/MMBTU, lo que
3-35
ha sido considerado en las premisas actuales de precios de combustibles establecidos por la SENER. Con base en estas previsiones y en la información de costos para las diferentes tecnologías, la expansión de menor costo a largo plazo incluye la participación de proyectos basados en tecnologías que utilizan carbón y energía nuclear. Enseguida se describen brevemente algunas ventajas de tecnologías que se han considerado en los análisis de largo plazo. Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que: a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más reservas a nivel mundial y c) el precio del energético es estable. Sin embargo, de intensificarse el uso de este combustible, se necesitarán establecer lineamientos de política energética y de utilización de combustibles, para realizar acciones con el fin de ratificar y garantizar los recursos de carbón mineral en las regiones de Sabinas y Río Escondido en Coahuila, Cabullona y Barranca en Sonora, y de Tlaxiaco y San Juan Diquiya en Oaxaca, o bien incrementar su importación. Así mismo se deberán desarrollar estrategias de compra a largo plazo que garanticen precios competitivos del carbón. Además de las inversiones necesarias en estas centrales — más altas que para las de ciclo combinado — también se requieren algunas adicionales para la recepción y manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos y de infraestructura para el transporte de este energético en el territorio nacional. Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en los puertos de Topolobampo, Sinaloa y Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en Coahuila y Sonora, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología. Además, a fin de cumplir con la normativa ambiental se consideran las inversiones asociadas a equipos anticontaminantes. Con todos estos elementos se incluye esta tecnología dentro de la estrategia de diversificación del parque generador. Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido una reducción de sus costos nivelados de generación y un incremento importante en la seguridad de su operación. Tiene el atractivo de reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo que las hace competitivas en escenarios con restricciones en el suministro y altos precios de gas natural. Centrales hidroeléctricas. Si bien son elevados los costos de inversión y en algunos casos existen problemas sociales y ambientales derivados de su construcción, operan competitivamente en las horas de demanda máxima y ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego, control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros. Ciclos combinados con gasificación integrada. El atractivo de esta tecnología es la posibilidad del aprovechamiento de diversos combustibles mediante su gasificación, con el fin de obtener gas de síntesis para ser utilizado en las turbinas a gas de un ciclo combinado. La gasificación de carbón, biomasa y residuos de refinación son opciones por considerar. Con este
3-36
proceso se avanza en la solución del problema ambiental asociado con la combustión de energéticos primarios de baja calidad. En las figuras 3.17 y 3.18 se presenta la composición de la capacidad instalada en 2006 y 2017 en función de los energéticos utilizados. Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de generación reducirá su participación de 73.5% en 2006 a 65.2% en 2017. Capacidad bruta por tipo de combustible Servicio público 2006 48,769 MW
2017 69,289 MW
Combustibles fósiles 65.2%
Combustibles fósiles 73.5%
Hidroeléctrica 21.7%
Nuclear 2.8%
Hidroeléctrica 20.4%
Geotermia 2.0% Eólica 0.004%
Geotermia 1.5% 1/
Nuclear 2.3%
Libre 9.8%
Eólica 0.8%
1/ Tecnología aún no definida
Figura 3.17
Capacidad bruta por tipo de combustible Sector eléctrico 2006 55,084 MW
2017 78,482 MW
Combustibles fósiles 66.6%
Combustibles fósiles 76.5%
Hidroeléctrica 18.1%
Hidroeléctrica 19.3%
Nuclear 2.5%
Geotermia 1.3%
Geotermia 1.7% Eólica 0.004% 1/
Nuclear Libre 2.1% 8.6%
1/ Tecnología aún no definida
Figura 3.18
3-37
Eólica 3.3%
3.15
Fuentes de suministro de gas natural
Con objeto de diversificar las fuentes de suministro de gas natural para centrales eléctricas, CFE ha considerado como alternativa la importación de GNL y la instalación de terminales para su regasificación en las costas del Golfo de México, del occidente del país y de la península de Baja California. Tomando en cuenta la problemática de importar gas del Sur de Texas, y con el objeto de diversificar su suministro a las centrales eléctricas en esta región, CFE consideró como alternativa la importación de GNL a través de una terminal de almacenamiento y regasificación en la costa del Golfo de México. Por lo anterior, CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de una estación de regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamps. Esta terminal está en operación comercial desde septiembre de 2006 con una capacidad de 300 millones de pies cúbicos diarios (MMpcd), la cual se incrementará a 500 MMpcd en enero de 2008. Con este contrato se suministrará gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V. Para incrementar la capacidad de transporte de gas de Tamazunchale hacia el centro del país, el Grupo de Política Energética coordinado por la SENER, estudia opciones para reforzar el suministro de gas a dicha región. Considerando que el desarrollo de las terminales de GNL es un elemento clave para garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural en la región Occidental, la SENER y la Junta de Gobierno de CFE autorizaron el desarrollo de los siguientes proyectos: i) Compra de gas natural licuado Exship (en el barco), para lo cual será necesario desarrollar infraestructura adicional: (a) ampliación del canal de Tepalcates para la entrada de los buquetanques a la laguna de Cuyutlán y (b) recinto portuario, que involucra la construcción del muelle para atraque de los buquetanques para una capacidad de hasta 230,000 toneladas, y el dragado correspondiente. ii) Instalar una terminal de regasificación de GNL en Manzanillo, Colima, lo que dará seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados en la región. En una primera etapa se estima una producción de 90 MMpcd para julio de 2011, la cual se incrementaría a 180, 360, 400 y 500 MMpcd de 2012 a 2015, respectivamente. El licitante ganador tiene abierta la opción de vender sólo hasta 400 MMpcd a partir de 2011. En los estudios de expansión se supuso un precio en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos 0.58 dólares/MMBtu. iii) Construir un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y Guadalajara, el cual entrará en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de gas a esa región. La segunda etapa se prevé para 2017 con una capacidad adicional de 500 MMpcd. Por otra parte, a fin de garantizar su suministro a centrales actuales y futuras del área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como precio de referencia el del sur de California (SOCAL). En su licitación se consideraron las opciones de suministro mediante la instalación de una estación de regasificación de GNL o con gas continental, con una capacidad de 235 MMpcd, que entrará en operación en julio de 2008. 3-38
El contrato incluye la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con una capacidad de hasta 1,000 MMpcd, un gasoducto con una longitud aproximada de 75 km y diámetro de 30 pulgadas. La capacidad excedente a la contratada por CFE se destinará a otros mercados en el sur y oeste de EUA.
3.16
Oportunidades de participación generación de electricidad
de
los
particulares
en
la
De acuerdo con el estudio sobre el Desarrollo de Mercado Eléctrico, durante 2006 la generación de tal energía para autoabastecimiento fue de 22.1 TWh, lo que representa un crecimiento de 2.3% respecto a 2005. La mayor parte de esta generación correspondió a proyectos privados (78.4%). Se estima que durante 2007-2017, tal modo de producción crecerá a una tasa media anual de 2.4% para alcanzar 28.7 TWh en 2017. Lo anterior representa un incremento por abajo del promedio para el mercado eléctrico en su conjunto. El programa de expansión definido en este documento constituye la referencia para las adiciones de capacidad al sistema de generación, que podrán satisfacerse mediante proyectos desarrollados y operados por CFE o por particulares, conforme a las modalidades previstas en la LSPEE.
3.17
Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles
3.17.1 Restricciones ecológicas Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones ambientales que impone la legislación en la materia en cada región del SEN, principalmente para las operadas a base de energéticos fósiles. La norma ambiental mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno— está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada por tres áreas metropolitanas, dos ciudades fronterizas con EUA, tres centros de población y un corredor industrial. Ver figura 3.19. En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental.
3-39
Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana 4
5
2
9 Zonas metropolitanas: 1. México, D.F. 2. Monterrey, N.L. 3. Guadalajara, Jal.
3
7
Municipios:
8 1
4. Tijuana, B.C. 5. Cd. Juárez, Chih.
6
Centros de población: 6. Coatzacoalcos – Minatitlán, Ver. 7. Irapuato – Celaya – Salamanca, Gto. 8. Tula – Vito – Apasco, en los estados de Hidalgo y México Corredores industriales : 9. Tampico – Madero – Altamira, en el estado de Tamaulipas
Figura 3.19
3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico El consumo específico (CE) es la variable importante para determinar la eficiencia en el proceso de conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían inversamente con la eficiencia. Su magnitud es significativamente diferente para cada tecnología. El parque de generación existente cuenta con eficiencias que van desde 20 hasta 54 por ciento. Su mejora se debe fundamentalmente a avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La figura 3.20 presenta comparativamente su clasificación para 2006 y 2017.
3-40
Clasificación de la capacidad efectiva instalada por rango de eficiencia CFE y LyFC Servicio público 2006 35,873 MW
1/
2017 52,026 MW
A 13,354 37.2%
MB 9,855 18.9%
B 5,454 10.5%
R 7,448 20.8%
B 748 2.1%
MB 12,056 33.6%
E 449 1.2%
A 10,969 21.1%
P 1,818 5.1%
E 20,234 38.9% P 742 1.4%
R 4,772 9.2%
1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas ni 3.1MW de combustión interna móvil
Rango de eficiencia
Clasificación
≥ 50
E (Excelente)
≥45 < 50
MB (Muy buena)
≥40 < 45
B (Buena)
≥35 < 40
A (Aceptable)
≥25 < 35
R (Regular) P (Pobre)
< 25
Figura 3.20
En la figura 3.21 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras y la evolución esperada de 2007 a 2017, de acuerdo con los programas de requerimientos de capacidad y de retiros.
3-41
Eficiencia termoeléctrica1/ Servicio público Eficiencia % 48
46
44
42
40
38
36
34 Servic io públic o
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
36.09 36.89 38.79 38.63 39.17 40.23 41.12 41.11 41.63 42.11 43.13 43.99 44.48 45.13 45.82 46.15
1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica
Figura 3.21
3.17.3 Composición de la generación bruta En las figuras 3.22 y 3.23 se presenta la participación de las distintas tecnologías en la generación para 2006 y 2017. Es importante destacar la reducción en la generación termoeléctrica convencional, el incremento con ciclos combinados (CFE + PIE), carboeléctricas y eoloeléctricas, y la participación de la tecnología libre. Si bien los permisionarios de Temporada Abierta (TA) aún no precisan las cargas que autoabastecerán de manera remota y por tanto la demanda y consumo correspondientes no se incluyen en los pronósticos de mercado eléctrico (Capítulo 1), en la estimación de producción de energía se consideran 5.3 TWh, correspondientes a éstos.
3-42
Generación bruta por tipo de tecnología Servicio público Escenario de planeación 2006real
2017planeación
225,079 GWh
383,465 GWh
Ciclo combinado 49.7%
Termoeléctrica convencional 23.0%
C iclo combinado 40.5% Termoeléctrica convencional 9.7%
Hidroeléctrica 8.6%
Hidroeléctrica 13.4% Nucleoeléctrica 3.3%
Turbogás 0.7%
Nucleoeléctrica 4.8% Eoloeléctrica C arboeléctrica 0.02% 14.2% Geotermoeléctrica 2.98%
Libre 10.4% Turbogás 0.15%
Eoloeléctrica 0.6%
C ombustión interna 0.4%
Geotermoeléctrica Carboeléctrica 2.1% 15.1% Combustión interna 0.35%
Figura 3.22
Generación bruta por tipo de tecnología Sector eléctrico Escenario de planeación 2006real
2017planeación
247,143 GWh
417,485 GWh
Termoeléctrica convencional 21.0%
Ciclo combinado 45.6%
C iclo combinado 36.88% Termoeléctrica convencional 8.9%
Hidroeléctrica 7.9%
Hidroeléctrica 12.3%
Turbogás 0.62%
Libre 9.52%
Nucleoeléctrica 3.1%
Nucleoeléctrica 4.4% Eoloeléctrica 0.02% Geotermoeléctrica 2.68%
C ombustión interna 0.3%
Eoloeléctrica 0.53% Geotermoeléctrica 1.94% Autoabastecimiento 8.14%
C arboeléctrica 12.9% Autoabastecimiento 8.9%
Figura 3.23
3-43
Turbogás 0.15%
Carboeléctrica 13.9%
Combustión interna 0.32%
3.17.4 Requerimientos de combustibles Se muestran en la figura 3.24 y el cuadro 3.20. Las tasas medias de crecimiento anual se prevén de 5.4% para gas natural y 3.9% para carbón. Por el contrario, el combustóleo y el diesel decrecerán 2.4% y 13.2%, respectivamente. Para garantizar el abasto de 2007 en adelante, se considera la operación comercial de terminales regasificadoras de gas natural licuado en Altamira, Ensenada y Manzanillo. Evolución de los requerimientos de combustibles fósiles Servicio público Calor (Terajoule / día)
7,000 Diesel
6,000 Carbón
5,000
Gas natural licuado de importación
4,000
Gas de importación
3,000
Gas de origen nacional
2,000 1,000
Combustóleo
0 2006 Real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Figura 3.24
La reducción en el consumo de combustóleo después de 2007 se debe al aumento en el uso de gas natural en centrales existentes para cumplir con la normativa ambiental; al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados a gas natural; a las centrales carboeléctricas actualmente en operación; a las programadas en 2010, y de 2014 a 2017, y al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo factor de planta.
3-44
Requerimientos de combustibles para generación de energía eléctrica Servicio público Combustible
Unidades
2006 real
m3 / día
Combustóleo
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 tmca (%)
32,950.9 35,619.2 41,301.1 42,499.0 41,268.4 35,652.9 32,841.4 31,139.1 29,106.1 26,155.6 25,537.4 25,215.0
-2.4
MMm3 / día
60.6
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
5.3
Gas de origen nacional
MMm3 / día
36.3
32.9
28.1
30.6
36.5
38.3
42.3
43.8
47.0
51.6
54.3
54.7
3.8
Gas de importación
MMm3 / día
22.1
20.4
17.3
17.6
19.1
21.4
20.2
21.2
20.1
18.9
17.6
17.5
-2.1
Gas natural licuado
MMm3 / día
2.2
9.3
16.2
18.4
18.7
21.3
23.8
28.3
31.6
33.9
35.6
35.3
1,024.3
462.1
212.6
271.3
238.4
236.0
253.6
228.5
212.7
372.1
181.3
215.6
-13.2
14.7
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.0
21.1
22.5
3.9
Gas
Diesel
m3 / día
Carbón
MMt / año
Cuadro 3.20
La figura 3.25 indica el volumen de gas natural utilizado en diferentes regiones del país. En 2006 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Central, Norte y Occidental y en menor medida en las restantes. Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica Servicio público
3.9
7.0
Baja California
2.9
Millones de metros cúbicos diarios (MMm3/día)
5.0
Noroeste 7.7
11.6
2006
29.9
Norte
60.6
Registrado
18.8
2017
107.5 Pronosticado
Noreste
23.7
4.4
5.3
5.5
Peninsular
14.8 7.6
Occidental
Central
9.9
10.2
Oriental
Figura 3.25
En 2017 se utilizará gas prácticamente en todo el país para producir electricidad. Predominará el consumo en las regiones Noreste, Occidental, Central, Norte y Oriental.
3-45
Los cuadros 3.21a y 3.21b muestran la estimación de los requerimientos de tal combustible por área. En 2017, 50.9% del gas empleado en la generación de electricidad para servicio público tendrá origen nacional, 32.8% será gas natural licuado de importación y el 16.3% restante, de gas continental importado. En estas estimaciones, además de las tecnologías definidas a base de gas, se considera el consumo asociado a Occidental (Salamanca) y Central I y II (Tula), con 2,428 MW del total de capacidad identificado como libre, 301 MW en Baja California Sur utilizarían combustóleo y diesel, y los restantes 4,043 MW podrían usar otros combustibles como se indica en la siguiente sección. Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3) Servicio público Área
2006 real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Baja California Gas importado Gas natural licuado
3.9
4.3
4.0
4.2
4.5
5.9
5.9
6.5
6.7
7.0
7.2
7.0
3.9 0.0
4.3 0.0
2.0 2.0
0.0 4.2
0.0 4.5
0.0 5.9
0.0 5.9
0.0 6.5
0.0 6.7
0.0 7.0
0.0 7.2
0.0 7.0
Noroeste
2.9
3.1
3.2
3.2
3.2
4.7
5.4
5.4
5.2
5.2
5.0
5.0
2.9
3.1
3.2
3.2
3.2
4.7
5.4
5.4
5.2
5.2
5.0
5.0
7.7
7.8
5.9
6.6
8.3
11.2
10.8
10.9
10.7
12.4
12.0
11.6
2.8
2.7
2.4
2.7
3.8
6.2
6.7
6.8
6.8
8.7
8.6
8.4
5.0
5.1
3.5
3.9
4.5
5.0
4.1
4.1
3.9
3.7
3.4
3.2
18.8
21.9
23.3
26.5
29.1
29.2
29.6
31.9
30.5
30.9
30.2
29.7 10.3
Gas importado Norte Gas de origen nacional Gas importado Noreste Gas de origen nacional Gas importado Gas natural licuado
7.2
7.3
7.6
8.2
9.4
9.0
10.8
11.5
11.2
11.1
10.4
10.2
7.9
8.6
10.4
11.4
11.7
10.8
11.8
10.9
10.0
9.2
9.3
1.3
6.6
7.1
7.9
8.3
8.4
8.0
8.6
8.3
9.8
10.5
10.2
Cuadro 3.21a Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional (MMm3) Servicio público Área
2006 real
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Occidental Gas de origen nacional
5.3
4.7
4.4
4.7
5.2
6.4
9.9
13.0
17.9
21.1
23.9
5.3
4.7
4.4
4.7
5.2
5.1
6.1
5.4
7.1
8.4
9.8
9.6
Gas natural licuado
0.0
0.0
0.0
0.0
0.0
1.3
3.8
7.6
10.8
12.7
14.2
14.2
Central Gas de origen nacional
7.6
5.8
5.9
5.9
6.5
7.1
8.7
9.4
11.4
11.7
12.9
14.8
7.6
5.8
2.8
3.6
4.6
5.3
6.4
7.8
9.5
11.3
12.9
14.6
Gas natural licuado
0.0
0.0
3.1
2.3
1.9
1.8
2.2
1.7
1.9
0.4
0.0
0.1
Oriental Gas de origen nacional
9.9
10.4
9.6
9.8
11.6
10.6
10.5
10.5
10.4
10.5
10.4
10.2
8.9
7.6
5.6
5.9
7.6
6.7
6.5
6.5
6.5
6.6
6.8
6.3
Gas natural licuado
1.0
2.7
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
4.0
3.9
3.9
3.6
3.9
Peninsular Gas de origen nacional
4.4
4.7
5.3
5.5
6.0
5.9
5.7
5.8
5.8
5.7
5.7
5.5
4.4
4.7
5.3
5.5
6.0
5.9
5.7
5.8
5.8
5.7
5.7
5.5
60.6
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
36.3
32.9
28.1
30.6
36.5
38.3
42.3
43.8
47.0
51.6
54.3
54.7
22.1
20.4
17.3
17.6
19.1
21.4
20.2
21.2
20.1
18.9
17.6
17.5
2.2
9.3
16.2
18.4
18.7
21.3
23.8
28.3
31.6
33.9
35.6
35.3
Total Gas de origen nacional Gas importado Gas natural licuado
23.7
Cuadro 3.21b
3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo libre El plan de expansión incluye proyectos a partir de fuentes de energía renovable, como hidroeléctricas, eoloeléctricas y geotermoeléctricas, además de las centrales identificadas como
3-46
libres (6,772 MW), para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro 3.22. Proyectos a partir de fuentes de energías renovables y libres Proyecto
Ubicación
Tipo
2007
La Venta II El Cajón La Venta III Cerro Prieto V Humeros Oaxaca I a IV La Yesca Norte III (Juárez) Río Moctezuma Baja California Sur V (Coromuel) Noreste II (Sabinas) Baja California Sur VI (Coromuel) Villita Ampliación La Parota Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) Noreste III (Sabinas) Occidental (Salamanca) Central I (Tula) Baja California Sur IX (Todos Santos) Veracruz I y II Baja California Sur XI (Todos Santos) Copainalá Tenosique Baja California Sur X (Pto San Carlos) Baja California IV (SLRC) Central II (Tula)
Oaxaca Nayarit Oaxaca Baja California Puebla Oaxaca Nayarit Chihuahua Hidalgo, Querétaro Baja California Sur Coahuila Baja California Sur Michoacán Guerrero Baja California Sur Coahuila Guanajuato Hidalgo Baja California Sur Veracruz Baja California Sur Chiapas Chiapas Baja California Sur Sonora Hidalgo
EO HID EO GEO GEO EO HID Libre HID Libre Libre Libre HID HID Libre Libre Libre Libre Libre Libre Libre HID HID Libre Libre Libre
83 750
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
107 51 406 750 672 114 43 700 43 150 900 86 700 650 889 43 1,400 43 232 420 43 571 889 833
0
101
564
0
750
829
893
986
Acumulado
833
833
934
1,498
1,498
2,248
3,077
3,970
4,956
HID: Hidroeléctrica
GEO: Geotermoeléctrica
2017
101
Total anual
EO: Eoloeléctrica
2016
2,282
3,598
7,238 10,836
Libre: Tecnología aún no definida
Cuadro 3.22
En el cuadro 3.23 se presentan los requerimientos alternos de combustible para las centrales con tecnología libre. Requerimientos de combustibles alternos de las centrales generadoras tipo libre Generación Capacidad efectiva FP (%) GWh (MW)
Entidad Año federativa
Central
2013/3
Norte III (Juárez)2/
Chihuahua
672.0
2/
Carbón
Eficiencia (%) MMPCD
2014
85.8
5,048.4
2015
85.7
5,044.3
2016
84.6
4,993.4
86.3
2017
85.8
5,049.6
87.3
67.0
3,096.6
56.3
86.0
5,271.7
95.9
2,296.8
81.2
8,746.5
158.7
3,810.7
88.9
10,905.5
198.4
700.0
2015 Coahuila
2017
52.47
87.4
Veracruz
2017/3
1,400.0
66.5
6,148.5
9,113.0
51.96
108.0
Baja California IV (SLRC)2/
Sonora
2017/3
571.0
52.9
1,992.2
9,189.5
51.99
34.6
Gas
1/ 2/ 3/
4,582.0
43.08
1,349.1
51.96
Veracruz I y II
(MW)
Eficiencia (%) t/año
87.5 9,148.0
8,801.0 700.0
PC1/ (kcal x106 / kg)
47.77
2,755.5
2016/3
Totales
Uranio
PC1/ (kcal / kg) Eficiencia (%) Mt/año
62.1
2014/3
Noreste II y III
Gas PC1/ (kcal / m3)
(GWh)
43.08
1,948.3
Carbón (MMPCD)
2,755.5
4,751.3 6,300.0
959.6
34.54
17.4
Uranio Mt/año
2013
672.0
2014
1,372.0
8,145.0
143.9
1,349.1
2015
1,372.0
10,316.0
183.4
2,296.8
2016
2,072.0
13,739.9
245.0
3,810.7
2017
4,043.0
24,095.8
428.4
6,699.6
t/año
47.8
Poder calorífico estimado para el combustible Posible inyección de potencia A partir de abril del año correspondiente
Cuadro 3.23
3-47
17.4
4.
PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4.1
Introducción
Una red de transmisión confiable permite integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación del país. Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del territorio nacional, al cual recientemente se incorporó el área Noroeste. Actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran aislados. El intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces en 115 kV. En la planificación, se efectúa un balance entre el desarrollo de la generación y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad. El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en condiciones normales y ante contingencias sencillas — criterio n-1 —, con las características siguientes:
Sin sobrecargas en elementos Operación dentro de rangos de tensión establecidos Sin problemas de estabilidad angular Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación
El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central, Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en el norte se encuentra en etapa de robustecimiento, especialmente en las áreas Norte y Noroeste, con una red de transmisión aislada en 400 kV que opera inicialmente en 230 kV.
4.2
Metodología para expandir la red de transmisión
4.2.1
Plan de transmisión de mínimo costo
Su objetivo principal es determinar un programa de expansión de mínimo costo que satisfaga no sólo criterios técnicos, sino también de rentabilidad. Análisis de mínimo costo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el horizonte de estudio. Cada una de ellas considera en Valor Presente (VP) los costos de inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel cuyo VP resulta menor. Una vez definida la opción de mínimo costo, se efectúa la evaluación económica. Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes con el objeto de garantizar que la inversión asociada tenga una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Retorno (TIR). La metodología para el cálculo de los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión1. 1
Evaluación Económica y Financiera de Proyectos de Transmisión. Comisión Federal de Electricidad. 2003
4-1
El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico, según el escenario de planeación. Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas: 4.2.2
Definición de escenarios de demanda Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio Escenario de demanda
Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en el escenario de planeación. 4.2.3
Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte2
Para su determinación se toman como marco de referencia:
La topología del sistema del año en curso Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos
En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda y puntos de operación. Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir con los siguientes criterios de planificación de CFE: 4.2.4
Confiabilidad Seguridad en la operación Calidad del servicio Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión
A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.
2
Least-Cost Transmisión Planning Considering Power Industry Restructuring. R.R. Austria et al. International Conference IASTED, Orlando, Florida, USA,.October 1997
4-2
4.3
Expansión de la red de transmisión
Ha sido planificada para satisfacer los nuevos requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de planeación para 2008-2017. La tasa media anual esperada para el crecimiento de la demanda máxima bruta es de 5 por ciento. El cuadro 4.1. muestra las metas del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones y equipo de compensación. Incluye la construcción de 27,152 kilómetros – circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales 6,576 km-c se realizarían con recursos propios y 20,576 km-c como Proyectos de Infraestructura Productiva (PIP). Para subestaciones se han programado instalar 58,245 Megavolt-ampere transformación, 13,751 MVA con recursos propios y 44,494 MVA como PIP.
(MVA)
de
En el rubro de equipo de compensación se tienen proyectado incorporar 18,517 MVAr compuestos por reactores, capacitores y compensadores estáticos de VAr. Resumen del programa de obras de transmisión y transformación 2008 – 2017 2008 Líneas
2009
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
400 kV
219
805
761
898
1,335
1,771
1,287
1,332
1,380
1,429
230 kV
211
626
386
881
789
263
399
414
428
444
4,841
430
1,431
1,147
1,779
2,124
2,034
1,686
1,746
1,808
1,873
16,058
Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total
11,217
1,596
1,727
2,145
911
1,315
517
683
707
733
759
11,094
2,026
3,158
3,292
2,690
3,439
2,551
2,369
2,453
2,541
2,631
27,152
2008 Subestaciones
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
MVA
400 kV
1,000
4,600
4,625
1,000
4,375
3,100
2,071
2,145
2,221
2,301
27,438
230 kV
0
1,183
1,907
1,473
4,243
860
891
922
955
989
13,424
Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total
1,000
5,783
6,532
2,473
8,618
3,960
2,962
3,067
3,177
3,290
40,862
1,353
2,382
2,545
1,628
1,282
1,460
1,596
1,653
1,712
1,773
17,384
2,353
8,165
9,077
4,101
9,900
5,420
4,558
4,720
4,889
5,063
58,245
2008 Compensación
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
MVAr
400 kV
550
1,386
1,226
1,275
520
2,488
1,320
1,367
1,416
1,467
230 kV
21
221
28
0
21
18
22
23
23
24
401
571
1,607
1,254
1,275
541
2,506
1,342
1,390
1,439
1,491
13,416
Subtotal 400 y 230 kV 161-69 kV Total
2010
km-c
13,015
1,341
527
548
523
567
250
319
330
342
354
5,101
1,912
2,133
1,802
1,798
1,108
2,756
1,661
1,720
1,782
1,845
18,517
Cuadro 4.1
4-3
4.4
Escenario actual por área de control
Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de la metodología de planeación y los modelos electrotécnicos, se define un programa de obras de transmisión de corto y mediano plazos. Para fines de presentación se muestran en este apartado sólo las de corto plazo, clasificadas por área. 4.4.1
Área Central
El Área de Control Central (ACC) tiene como responsabilidad el suministro de energía eléctrica a la Zona Metropolitana de la Ciudad de México (ZMCM), estado de México así como a parte de los estados de Hidalgo, Puebla, Morelos, Guerrero y Michoacán. La demanda eléctrica de la ZMCM es atendida en su totalidad por LyFC con un consumo aproximado de 90% del total del área Central. El 10% restante en demanda está compuesto por las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e Ixmiquilpan. Desde el punto de vista de infraestructura de red eléctrica, el área es alimentada por 16 líneas de 400 kV, 5 de 230 kV y 2 de 85 kV. Adicionalmente para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos de VARs (CEV) ubicados en las subestaciones de Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 300 MVAr cada uno) y Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr). Debido al crecimiento natural de la demanda en el área, se espera que en el corto y mediano plazos se presenten diversas problemáticas. A continuación se mencionan algunas de estas, resueltas con obras ya programadas por CFE y LyFC. La zona Atlacomulco en los últimos cuatro años ha registrado un alto aumento en su demanda (8.8% anual), y se ha caracterizado por ser un punto estratégico para el crecimiento económico del estado de México. Esto provocará que en el corto plazo se presenten problemas de control de voltaje en la zona y sobrecarga en la SE Nochistongo de CFE. Una carga importante es el sistema Cutzamala, que suministra el agua potable a la ZMCM y la ciudad de Toluca, el cual depende eléctricamente de la SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV. Esta subestación también abastece la energía de las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Debido al crecimiento esperado de la demanda, se estima la saturación de su red actual. Otro punto de crecimiento industrial y residencial corresponde a la zona Toluca, en donde el suministro de energía eléctrica depende de circuitos en 230 kV provenientes de la ZMCM. Actualmente se tienen problemas de regulación de voltaje ante la demanda máxima y con la salida de uno de los circuitos. Por otra parte, la red eléctrica de LyFC que suministra energía a la zona Hidalgo está compuesta por cuatro líneas en 230 kV. Ante la condición de falla de algún circuito se manifestarían problemas de suministro de energía. La demanda consiste predominantemente en cargas industriales. 4.4.1.1 Obras principales Para resolver la problemática de corto plazo se han programado aquellas que resultan de los estudios electrotécnicos y evaluaciones económicas. A continuación se describen dichos proyectos.
4-4
La obra Jilotepec Potencia Bco. 1, programada para julio de 2007, consiste en instalar nueva transformación en el nivel de tensión 230/115 kV para la zona Atlacomulco con una capacidad de 225 MVA. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga en el banco de la SE Nochistongo al tener un punto adicional de suministro hacia dicha zona. Con esto se reducen los problemas de bajo voltaje ante diversas contingencias. Con el fin de resolver la problemática de saturación de la red en las zonas Valle de Bravo y Altamirano ante condiciones de contingencia, se tiene programada para septiembre de 2007 la entrada del proyecto Volcán Gordo Bco. 1, el cual incluye nueva transformación de 225 MVA en el nivel de 400/115 kV. El proyecto de la SE Deportiva consiste en la construcción de entronques en 230 kV y 400 kV en la zona Toluca, para utilizar la transformación de 400/230 kV actualmente instalada en dicha subestación. La repotenciación de los circuitos en 230 kV provenientes de la SE Tula es un proyecto integral para llevarse a cabo en dos etapas. Inicialmente se realizará el tendido del segundo circuito de la línea Jorobas-Tula y la repotenciación de los circuitos Tula-Nochistongo; posteriormente se repotenciará el Tula-Texcoco en el tramo Tula-Teotihuacan. En el cuadro 4.2 se muestran los refuerzos principales programados para 2007-2011. Principales obras programadas 2007 – 2011 Tensión Núm. de Longitud kV circuitos km-c 230 2 37.3 400 2 1.0 400 2 26.0 400 2 1.0 230 2 8.0 230 2 44.0 230 2 66.0 400 2 50.0 233.3
Linea de Transmisión Jilotepec Potencia - Dañu Agustín Millán II Entronque - Donato Guerra -San Bernabé Tula CT - Jorobas Deportiva Entronque - Donato Guerra - San Bernabé Deportiva Entronque Estadio - San Bernabé Tula CT - Nochistongo Tula CT - Teotihuacan Victoria - Valle de México Total
Subestación
Cantidad
Jilotepec Potencia Banco 1 Volcán Gordo Banco 1 Total
4 3
Equipo AT T
Capacidad MVA 300 225 525
Fecha de entrada Jul-07 Sep-07 Jun-08 Sep-08 Sep-08 Dic-08 Sep-09 Mar-11
Relación de Fecha de transformación entrada 230 /115 Jul-07 400 /115 Sep-07
AT: Autotransformador T: Transformador
Compensación
Equipo
Jilotepec MVAr Altamirano II MVAr Lázaro Cárdenas Potencia Donato Guerra Pitirera-Donato Guerra L1 Pitirera-Donato Guerra L2 Donato Guerra CEV Total
Capacitor Capacitor Capacitor Serie Capacitor Serie Capacitor Serie Compensador Estático de VAr
Ind: Inductivo Cap: Capacitivo
Cuadro 4.2
4-5
Tensión kV 115 115 400 400 400 400
Capacidad MVAr 30.00 7.50 273.50 131.10 131.10 450.0/450.0 Ind/Cap 1,473.20
Fecha de entrada Jul-07 Dic-08 Sep-09 Sep-09 Sep-09 Nov-11
4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y III El proyecto de generación consiste en la instalación de dos ciclos combinados con capacidad de 601 MW cada uno. Las fechas de entrada en operación son septiembre de 2011 y agosto de 2012 . La central se ubicará en el municipio de Acolman al noreste del estado de México. Con el fin de aprovechar de manera óptima los espacios disponibles del sitio y considerando su posición estratégica en el sistema eléctrico nacional, el primer proyecto se conectará a una nueva subestación encapsulada en SF6 de 230 kV propiedad de CFE. Adicionalmente LyFC construirá en su predio una subestación de 230 kV. Para el segundo proyecto, CFE instalará una nueva en SF6 de 400 kV, la cual interconectará a las subestaciones Victoria, Teotihuacan y Lago. Con estas obras se sustituirá la actual subestación de tipo convencional por una de tipo compacto, lo cual proporcionará mayor flexibilidad operativa a las dos empresas. Ver figura 4.1. Las principales obras de transmisión asociadas a esta red son: Obras con cargo a CFE
Obras con cargo a LyFC LT Valle de México entq. Teotihuacan-Lago en 400 kV, 2 circuitos, 1 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase. 18 alimentadores en 230 kV 2 alimentadores en 400 kV
LT Victoria-Valle de México en 400 kV, 2 circuitos, 25 km, 1113 ACSR, 2 conductores/fase. 10 alimentadores en 230 kV 10 alimentadores en 400 kV
Red de transmisión asociada a Valle de México ciclo combinado II y III
Teotihuacan A la Manga Tecamac
Victoria
Cartagena
Texcoco Norte Chiconautla
Valle de México
Valle de México II 601 MW Valle de México III 601 MW Sosa
Ecatepec
Tren Suburbano
CEV + 300 MVAR
Cerro Gordo
Texcoco
CPM
Cuauhtémoc
Kilómetro cero
Azteca
Jabón La Corona
Lago
Madero Xalostoc Esmeralda
Figura 4.1
4-6
Chapingo
CEV + 300 MVAR
4.4.2
Área Oriental
La infraestructura eléctrica abarca desde el centro hasta el sureste del país, y atiende a los estados de Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz, Oaxaca, Tabasco y Chiapas. La red principal está constituida por líneas de 400 kV y 230 kV que suman 6,608 y 4,669 km, respectivamente. La operación de la red eléctrica de esta área se halla ligada al despacho de la generación hidroeléctrica, la cual es utilizada principalmente para cubrir los periodos de demanda máxima. Fuera de esta condición, la red de 400 kV del sureste requiere para su control de esquemas de compensación de potencia reactiva. De acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados problemas potenciales de transmisión y transformación en diferentes puntos de la red tales como saturación de la transmisión y transformación en las zonas de Chilpancingo, Tlaxcala, Poza Rica. Para ello, se han definido proyectos de transmisión y transformación que eviten dichas problemáticas. Asimismo, en 2008 se requiere de esquemas de compensación para el control de voltaje en la red de 400 kV, en condiciones de baja generación hidráulica, y esquemas de compensación capacitiva para la demanda máxima de las zonas Veracruz, Tlaxcala y Papaloapan. Finalmente, en 2007 y 2009 entrarán en operación en el Istmo de Tehuantepec los parques de generación eólica La Venta II y III con 83 MW y 101 MW de capacidad respectivamente. En esta misma región, se tiene prevista de 2008 a 2010 la adición de parques eólicos con capacidad de 1,987 MW, en la figura de autoabastecimiento. Así mismo, en este último año CFE instalará 406 MW mediante los proyectos de Oaxaca I, II, III y IV, para un total de 2,577 MW. 4.4.2.1 Obras principales Actualmente las fuentes de suministro que satisfacen la demanda de la zona Papaloapan son: la PH Temascal I con una capacidad instalada de 4x38.5 MW y cinco líneas de subtransmisión de 115 kV con una longitud promedio de 75 km. Derivada de una menor disponibilidad de la generación local, para 2009 se anticipan problemas a fin de controlar el voltaje de la zona. Con la entrada en operación del proyecto Cerro de Oro, 500 MVA de capacidad y relación de transformación 400/115 kV, se garantizará el suministro de energía eléctrica a la zona Papaloapan. Entrará en operación en agosto de 2009. El suministro de energía eléctrica a las regiones de Poza Rica, en el estado de Veracruz y Teziutlán, en el estado de Puebla, se proporciona a través de la SE Poza Rica I con capacidad de 200 MVA y de la SE Jalacingo con capacidad de 100 MVA, ambas con relación de transformación 230/115 kV. Se estima que para 2009 la transformación operaría con sobrecarga. El proyecto Papantla banco 1, de 500 MVA de capacidad y relación de tensión 400/115 kV, evitará la saturación de la transformación de relación 230/115 kV y la transmisión de 115 kV de las zonas Poza Rica y Teziutlán. Iniciará su operación en agosto de 2009. La red asociada al proyecto eoloeléctrico de temporada abierta, que se instalará en el estado de Oaxaca en la región de la Ventosa, dispondrá de una capacidad de transformación de
4-7
2,125 MVA repartidos en los niveles de 400/230 kV y 400/115 kV, con 1,250 MVA y 875 MVA respectivamente. Se programa su entrada en operación para diciembre de 2009. El suministro de energía eléctrica a las regiones de La Chontalpa, Villahermosa y Los Ríos en el estado de Tabasco, se proporciona a través de tres líneas de transmisión de 230 kV, una de ellas aislada a 400 kV, provenientes de las centrales hidroeléctricas Malpaso y Peñitas. Se estima para 2009 una saturación de la capacidad de transmisión. Esta problemática sería más crítica ante la salida de unidades de Peñitas. Con la entrada en operación del proyecto Malpaso−Kilómetro Veinte, que considera el tendido del segundo circuito de la LT Malpaso–Macuspana II de 106 km-c y la instalación de 875 MVA de capacidad de transformación con relación 400/230 kV, se atenderá el crecimiento de la demanda de mediano plazo. Para atender la demanda de las ciudades de Veracruz, Boca del Río y Córdoba, se cuenta con dos enlaces en 230 kV provenientes de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, a través del autotransformador 400/230 kV y 330 MVA de capacidad (LAV-AT3), así como dos enlaces también en 230 kV de la SE Temascal II. Se estima que el LAV-AT3 presentaría una sobrecarga a partir de 2009, tanto en demanda mínima como en condiciones de demanda máxima. Adicionalmente, el suministro de energía eléctrica de la zona de distribución Veracruz depende directamente de la generación local de la central ciclo combinado Dos Bocas, particularmente del paquete conectado en 115 kV. Ante su salida o mantenimiento, a partir de 2009 la transformación 230/115 kV de 450 MVA en la SE Veracruz II se saturaría en condiciones de demanda máxima. El proyecto Laguna Verde – Jamapa que considera, entre otras obras, 180 km-c en 400 kV, dos bancos de 375 MVA cada uno con relación 400/230 kV en la SE Jamapa, y uno de 300 MVA con relación 230/115 kV en la SE Jardín, permitirá atender esta problemática. Su entrada en operación está programada para junio de 2010. El suministro de energía a la zona Tlaxcala se proporciona a través de la SE Zocac que cuenta con 200 MVA de capacidad y relación de transformación 230/115 kV, y por cuatro líneas de subtransmisión de 115 kV. Se estima para 2010 la saturación de la capacidad de trasformación, así como la transmisión en el nivel de 115 kV. El proyecto la Malinche Banco 1 de 300 MVA de capacidad de transformación y relación 230/115 kV con 85 km-c en 115 kV, permitirá atender el incremento de la demanda, evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada para julio de 2010. A fin de atender la demanda de la zona Villahermosa, el sistema cuenta principalmente con 225 MVA de capacidad de transformación en las subestaciones Kilómetro Veinte y Villahermosa Norte. Para 2010 se estima la saturación de la transformación en condiciones de demanda máxima así como de la transmisión asociada en 115 kV. Para evitar esta problemática se incrementará la capacidad de transformación 230/115 kV de la zona, con el inicio de operación de El Edén de 300 MVA y relación 230/115 kV. Su entrada en operación está programada para mayo de 2010. Actualmente la ciudad de Oaxaca y poblaciones aledañas, así como parte de la costa son atendidas eléctricamente por dos líneas de transmisión de 230 kV procedentes de la SE Temascal II. Para 2011 se estima una demanda de 210 MW, lo que implicaría operar al límite de capacidad existente. 4-8
El proyecto de transmisión Temascal — Oaxaca potencia — La Ciénega permitirá garantizar el suministro de la demanda. Su entrada en operación está prevista para mayo de 2011. En el cuadro 4.3 se muestran los principales refuerzos. Principales obras programadas 2007-2011
Linea de Transmisión
Tensión kV
Núm. de circuitos
Longitud km-c
400 400 400 400 230 400 400 230 400 230
2 2 2 2 2 2 2 2 2 2
27.0 154.1 290.0 106.0 47.9 180.0 193.5 132.9 118.0 76.0 1,325.40
Tapachula Potencia - Suchiate Juile - Cerro de Oro La Ventosa - Juile Malpaso - Macuspana II Cárdenas II - Comalcalco Oriente Laguna Verde - Jamapa Angostura - Tapachula Aeropuerto Temascal II - Oaxaca Potencia Tecali - Yautepec Potencia Juchitán II - Salina Cruz Total Subestación Chilpancingo Potencia Banco 1 Cerro de Oro Banco 1 Papantla Banco 1 La Ventosa Bancos 1, 2 y 3 La Ventosa Bancos 4 y 5 Km20 Bancos 2 y 3 El Edén Banco 1 Jamapa Bancos 1 y 2 Jardín Banco 1 (SF6) La Malinche Banco 1 Tagolaba Potencia Banco 1 Total AT: Autotransformador
Cantidad
Equipo
4 4 4 10 7 7 4 7 4 4 4
AT T T AT T AT AT AT AT AT AT
Dic-08 Dic-09 Dic-09 Mar-10 May-10 Jun-10 May-11 May-11 Dic-11 Dic-11
Relación de Fecha de transformación entrada 230 /115 Jul-07 400 /115 Ago-09 400 /115 Ago-09 400 /230 Dic-09 400 /115 Dic-09 400 /230 Mar-10 230 /115 May-10 400 /230 Jun-10 230 /115 Jun-10 230 /115 Jul-10 230 /115 Dic-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Sureste MVAr Oriental MVAr Ojo de Agua Potencia MVAr Veracruz MVAr Papaloapan MVAr Tlaxcala MVAr Córdoba MVAr Xalapa MVAr La Ventosa CEV Juile MVAr KM20 MVAr Matamoros MVAr Chontalpa MVAr San Cristóbal MVAr Teziutlán MVAr Conejos MVAr Tapachula Potencia MVAr Tlaxiaco MVAr Total
Reactor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Compensador Estático de VAr Reactor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor
Ind.: Inductivo
Capacidad MVA 133 500 500 1250 875 875 300 875 300 300 300 6,208
Fecha de entrada
Cap.: Capacitivo
Cuadro 4.3
4-9
Tensión kV 400 400 115 115 115 115 115 115 400 400 400 115 115 115 115 115 400 115
Capacidad MVAr 450.00 200.00 30.00 75.00 37.50 45.00 30.00 30.00 300.0/300.0 Ind/Cap 75.00 117.25 22.50 15.00 22.50 30.00 7.50 100.00 7.50 1,894.75
Fecha de entrada Abr-08 Jul-08 Sep-08 Sep-08 Sep-08 Jul-09 Sep-09 Oct-09 Dic-09 Dic-09 Mar-10 Abr-10 May-10 Jun-10 Jun-10 Jun-10 May-11 Dic-11
4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV Se tiene programada la entrada en operación del proyecto de TA que incorporará 1,898 MW de capacidad de generación en 2010, de los cuales 1,492 MW provendrían de centrales de autoabastecimiento y 406 MW de las plantas eólicas Oaxaca I, II, III y IV de productores independientes. Este desarrollo de infraestructura consiste en la construcción de una línea de transmisión de doble circuito de 145 km-c en 400 kV de tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partirían de una nueva subestación colectora llamada La Ventosa, en la zona del Istmo de Tehuantepec, hacia la SE Juile. La SE La Ventosa se integraría por transformadores de 400/115 kV y de 400/230 kV con una capacidad total de 2,125 MVA, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) de ±300 MVAR en 400 kV. Adicionalmente el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154.1 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. Asimismo se requerirán seis bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían 444.1 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura 4.2 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA. Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta A Puebla II Ojo de Agua
A Tabasco A Peñitas
Temascal II
A Tecali
Coatzacoalcos
Minatitlán II 47 %
55 %
Chinameca Pot. Juile
P.H. Temascal
Malpaso
Cerro de Oro
Manuel Moreno Torres 25 %
3C/F
El Sabino
Oaxaca Pot. La Ciénega
La Ventosa
Juchitán II
OP. INIC. 115 kV
Angostura
La Venta II 1x83 MW OP. INIC. 115 kV
Ejutla
OP. INIC. 115 kV
Conejos
Cintalapa
875 MVA 400/115 kV 1 CEV +/- 300 MVAr SE Colectora 2125 MVA de transf. 1250 MVA 400/230 kV
Figura 4.2
4-10
La Venta III 1x101 MW
4.4.3
Área Occidental
Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y abarca nueve estados: Aguascalientes, Colima, Guanajuato, Jalisco, Michoacán, Nayarit, Querétaro, San Luis Potosí y Zacatecas. Así mismo está compuesta por tres regiones: Occidente, Centro Occidente y Bajío las cuales presentan una de demanda de 25%, 20% y 55% del total del área respectivamente. En 2007 se presentó una demanda máxima coincidente de 7,436 MW. Este valor representa aproximadamente 20% del total de tal demanda del SIN. Su tasa de crecimiento en los últimos tres años ha sido de 2.3%, y se estima un incremento anual de 5.4% en los próximos 10 años, llegando a 12,501 MW en 2017. La capacidad de generación de esta área es de 9,477 MW y 27% del total proviene de centrales hidráulicas. A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,100 MW) representa 22% de la capacidad instalada, sin embargo, prácticamente el total de la generación de esta central está destinada el suministro de la demanda del área Central. En esta se ubica la ciudad de Guadalajara, con una demanda máxima de 1,414 MW en 2007. En la región centro occidente está interconectada la empresa acerera SERSIINSA, con una demanda de 800 MW en el nivel de 230 kV. Finalmente en la región Bajío se encuentran varias zonas con densidades altas de carga de tipo industrial, residencial y riego agrícola. El comportamiento de la demanda a nivel área es muy similar durante las horas del día, lo que implica amplias necesidades de suministro la mayor parte del tiempo. Sin embargo, los grandes centros de generación base que abastecen de energía eléctrica se encuentran alejados de los centros de carga. Por ejemplo, Guadalajara se abastece principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km de distancia aproximadamente. Por otra parte, aunque se cuenta con grandes centrales hidroeléctricas en el área, su despacho no necesariamente obedece a la demanda máxima del área sino en su mayor parte a la del SIN, por lo que para satisfacerla se requiere la mayor parte del tiempo importar energía de otras áreas. Por lo anterior, para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el área cuenta con enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas de control vecinas. Con la Noroeste se tienen dos líneas en 400 kV, con la Noreste seis en 400 kV, con la Norte una en 230 kV, con la Central cinco en 400 kV y tres en 230 kV y finalmente con la Oriental una línea en 230 kV. Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación. 4.4.3.1 Obras principales El proyecto de transformación El Potosí banco 3 consiste en un banco de 500 MVA de capacidad y relación de tensión de 400/115 kV, que incrementará la capacidad de transformación de la zona San Luis Potosí para evitar la sobrecarga en la transformación 230/115 kV en la SE San Luis II. Su operación se prevé para febrero de 2008. El proyecto Primero de Mayo MVAr con siete reactores monofásicos de 25 MVAR cada uno permitirá mantener un perfil de voltaje adecuado, ante condiciones de transmisión máxima y mínima de las líneas 1 y 2 de Primero de Mayo - Cañada en 400 kV. Con estos dispositivos será 4-11
factible operar permanentemente con todas las líneas y reactores conectados. Iniciará su operación en abril de 2008. La transformación Guadalajara Industrial bancos 1 y 2 permitirá atender el crecimiento de demanda al sureste de la zona metropolitana de Guadalajara. Evitará la saturación de la transformación 230/69 kV de la SE Guadalajara II, con la entrada en operación de dos bancos de transformación, uno con capacidad de 300 MVA y relación de tensión 230/69 kV y otro con capacidad de 60 MVA con relación de tensión 230/23 kV. El proyecto Tesistán banco 5 permitirá atender el crecimiento de demanda al norte de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación para agosto de 2009 de un banco de transformación con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/69 kV. El transformador Tapeixtles potencia banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión de 400/115 kV, permitirá reducir la sobrecarga de los bancos de transformación 230/115 kV de la SE Colomo, y atender la demanda de la zona Manzanillo. Su entrada en operación se prevé para agosto de 2009. El banco de transformación con capacidad de 300 MVA y relación de tensión de 230/115 kV, Tepic II banco 2, permitirá atender el crecimiento del mercado eléctrico en la zona Tepic para febrero de 2010. El banco de transformación Cañada banco 3, con capacidad de 500 MVA y relación de tensión 400/115 kV, satisfará el crecimiento del mercado eléctrico en la parte norte de la zona Aguascalientes, y compartirá reserva de transformación con la SE Aguascalientes Oriente. Entrará en operación en abril de 2010. El proyecto Niños Héroes banco 3 SF6 permitirá atender el crecimiento de demanda en el centro de la zona metropolitana de Guadalajara, con la entrada en operación en abril de 2010 de un banco de transformación con capacidad de 100 MVA y relación de tensión 230/69 kV. También compartirá reserva de transformación con la SE Zapopan. En la zona Vallarta se registra para mayo de 2010 la instalación de un compensador estático de vars en la SE Vallarta potencia en el nivel de 230 kV, con una capacidad de 50 MVAr inductivos y 150 MVAr capacitivos. Ello permitirá mejorar la confiabilidad al incrementar la capacidad de transmisión de los enlaces de 230 kV que unen las zonas de Tepic con Vallarta. El proyecto de transmisión Carapan II–Uruapan potencia incluye la segunda línea de transmisión entre estas dos subestaciones en 230 kV, para garantizar el suministro de la demanda de la zona Uruapan. Se programa su entrada en operación para agosto de 2010. Se construirá el segundo enlace de transmisión Carapan II–Zamora Potencia en 230 kV, para garantizar el suministro de la demanda de la zona Zamora con calidad y confiabilidad. Iniciará su operación en agosto de 2010. La transformación Nuevo Vallarta banco 1 atenderá los crecimientos de demanda de la zona Vallarta. La entrada en operación será en junio de 2011 con capacidad de transformación de 225 MVA y relación de tensión 230/115 kV. Permitirá también compartir reserva de transformación con la actual SE Vallarta Potencia. En el cuadro 4.4 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Occidental para el periodo 2007-2011.
4-12
Principales obras programadas 2007 – 2011 Línea de Transmisión El Salero - Peñasquito El Potosí - Moctezuma Guadalajara Industrial Entronque - Guadalajara I - Guadalajara II Tapeixtles Potencia - Tecomán Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia Carapan II - Uruapan Potencia Carapan II - Zamora Potencia Nuevo Vallarta Entronque - Tepic II - Vallarta Potencia La Yesca - Ixtlahuacán Manzanillo III - Chapala Total
Subestación
Cantidad
El Potosí Banco 3 Guadalajara Industrial Banco 1 Tapeixtles Potencia Banco 3 Lázaro Cárdenas Potencia Banco 4 Tepic II Banco 2 Sustitución Cañada Banco 3 Niños Héroes Banco 3 (SF6) Nuevo Vallarta Banco 1 Total AT: Autotransformador
4 4 4 3 4 4 4 4
Equipo T T T AT AT T T AT
circuitos
400 230 230 230 400 230 230 230 400 400
1 1 4 2 2 2 1 2 2 2
Longitud Fecha de km-c entrada 45.0 49.4 9.4 93.2 75.3 69.1 32.7 20.0 130.0 170.0 694.1
May-07 Feb-08 Ago-09 Ago-09 Nov-09 Ago-10 Ago-10 Jun-11 Jul-11 Oct-11
Capacidad MVA 500 300 500 375 300 500 133 300 3,408
Relación de transformación 400 /115 230 /69 400 /115 400 /230 230 /115 400 /115 230 /69 230 /115
Fecha de entrada Feb-08 Ago-09 Ago-09 Nov-09 Feb-10 Abr-10 Abr-10 Jun-11
Tensión kV 115 115 115 400 115 115 115 115 115 115 115 230 115 115 115 115 115 400 400
Capacidad MVAr 15.00 7.50 7.50 175.00 7.50 15.00 22.50 15.00 15.00 15.00 7.50 150/50 Cap/Ind 30.00 15.00 30.00 15.00 7.50 116.60 100.00 616.60
Fecha de entrada Ago-07 Sep-07 Ene-08 Abr-08 Abr-08 May-09 Jul-09 Jul-09 Jul-09 Sep-09 Abr-10 May-10 Jun-10 Jun-10 Feb-11 Jun-11 Jul-11 Jul-11 Oct-11
T:Transformador
Compensación
Equipo
San Francisco del Rincón MVAr La Yesca Distribución MVAr Tecolapa (Maniobras) MVAr Primero de Mayo MVAr Jurica MVAr Margaritas MVAr Acámbaro MVAr La Virgen MVAr Lagos MVAr Loreto MVAr Buena Vista MVAr Vallarta Potencia CEV San Juan del Río Oriente MVAr Boquilla MVAr Abasolo I MVAr Nuevo Vallarta MVAr Cocula MVAr La Yesca MVAr Manzanillo III MVAr Total
Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Compensador Estático VAr Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Reactor
Ind: Inductivo
Núm. de
Tensión kV
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.4
4-13
4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico Esta central entrará en operación en febrero de 2010 con una capacidad de 678 MW. Su objetivo es atender principalmente las necesidades de demanda de la zona Acapulco del área Oriental, además de requerimientos de la Central y Occidental. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para noviembre de 2009 y consisten en una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 75.3 km de longitud tendido del primer circuito, operada inicialmente en 230 kV entre las subestaciones Lázaro Cárdenas potencia e Ixtapa potencia. También incluye el tendido del segundo circuito de la línea Ixtapa potencia-Pie de la Cuesta potencia en 400 kV con 206.5 km de longitud. La operación inicial de esta línea será en 230 kV. Así mismo considera la repotenciación de la compensación serie de 400 kV instalada en la SE Donato Guerra para las líneas de transmisión a Pitirera y Lázaro Cárdenas potencia, así como la construcción de cuatro alimentadores de 230 kV y la sustitución de 15 interruptores en 230 kV. La figura 4.3 muestra la red asociada. Red asociada a carboeléctrica del Pacífico
A Salamanca Salamanca II Abasolo II Zamora Potencia Mazamitla
Carapan II
50 MVAr
Operación inicial 161 KV
Morelia Potencia
Uruapan Potencia
963.53 MVAR 40 %, 40% Y 50%
75 MVAr 75 MVAr
A Donato Guerra
Apatzingán I Pitirera CH Infiernillo
75 MVAr 75.3-1113
Ixtapa Potencia
CT Petacalco
CH Villita II SERSIINSA I
NKS
206.5-1113
Operación inicial 230 KV
6 x 350 MW
Carboeléctrica del Pacífico
Chilpancingo Potencia
1 X 678 MW
Lázaro Cárdenas Potencia
Fertimex
Mezcala
CH Caracol
Pie de la Cuesta
3 X 375 MVA 400/230 KV 1X100 MVA 230/115 KV 21 MVAr + 150 MVAr
-50 MVAr
Los Amates
El Quemado
Figura 4.3
4-14
4.4.3.3 Red asociada a la central hidroeléctrica La Yesca La primera unidad de esta planta entrará en operación en enero de 2012 y la segunda en abril de ese año, con una capacidad de 375 MW cada una. Tiene como objetivo atender las necesidades del área Occidental y de la demanda máxima del SIN. Las obras asociadas a este proyecto tienen fecha de entrada en operación para julio de 2011, y consisten de una línea de transmisión en 400 kV de doble circuito de 130 km de longitud, entre las subestaciones La Yesca e Ixtlahuacán y una línea de 3 km de longitud en doble circuito para entroncar la línea Tesistán – Aguascalientes potencia de 400 kV. Incluye la construcción de la SE Ixtlahuacán con cuatro alimentadores en 400 kV y 116.6 MVAr de compensación inductiva instalados en la SE La Yesca. La figura 4.4 muestra la red asociada. Red asociada a la planta hidroeléctrica La Yesca
P.H. Aguamilpa 3X320 MW
A P.V. Mazatlán 50 MVAr
La Yesca
El Cajón
Tepic II
2X375 MW
2X375 MW 50 MVAr
50 MVAr
P.H. AguaPrieta 2X120 MW
100 MVAr 50 MVAr
Cerro Blanco 50 MVAr
130-1113
Guadalajara Norte
50 MVAr
Vallarta Potencia 150 MVAr
25 MVAr
3-1113
A Aguascalientes Potencia 13 11 3-
Ixtlahuacán
Tesistán Zapotlanejo
-50 MVAr
Atequiza
Acatlán
A Salamanca II
50 MVAr
-200 MVAr
A
AM aza mit la
illo an nz a M
Figura 4.4
4-15
4.4.3.4 Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2 La repotenciación de la primera unidad entrará en operación en julio de 2011 y la segunda en abril de 2012. A cada turbina de vapor se le acoplarán dos de turbogás para adicionar 458 MW de capacidad. La capacidad y generación de esta central se utilizará para atender las necesidades de demanda del área Occidental. Para octubre de 2010 se considera la construcción de la SE Manzanillo III en Hexafloruro de Azufre (SF6) con seis alimentadores de 400 kV. Incluye el amarre de barras con la SE Manzanillo I, así como la previsión para 12 alimentadores futuros. Por otra parte, para octubre de 2011 se requiere la construcción de 182 km-c de líneas de transmisión en 400 kV, de los cuales 170 km-c son para la LT Manzanillo III – Chapala con dos circuitos — tendido del primero —, y tres conductores por fase; 6 km-c para la LT Chapala entronque Acatlán–Mazamitla y seis km-c para la LT Chapala entronque Manzanillo — Atequiza, ambas de dos circuitos con tres conductores por fase. Adicionalmente se instalarán 133.3 MVAr de compensación reactiva inductiva en la SE Manzanillo III en el nivel de 400 kV para la LT Manzanillo III – Chapala. Finalmente se considera la construcción de una subestación convencional nueva denominada Chapala, en la que se instalarán cinco alimentadores de 400 kV. La figura 4.5 muestra la red asociada. Red asociada a la repotenciación de Manzanillo I, unidades 1 y 2
P.H. Agua Prieta 2x120MW
ua
s ca
l ie
te n
c ia
Po
te
g A A
Po
ia
A Cerro Blanco
s n te
nc
A La Yesca
sc
A
Ag
ua
Z apotlanejo
al
ie
nt
es
Ixtlahuacán
Tesistán
A S alam anca II A tequiza A catlán -20 0 M VAr
3 -1
Chapala
113
3- 11 13
1 3-
3 -1
11
11
50 MVAr 3
3
Mazam itla
11
13
(Switcheo)
A Carapan
17
0-
3x
Cd. G uzm án 75 MVAr
7 5 MVAr
A
Colim a II
Tapeixtles Colom o P.V. M anzanillo 2x300MW 2x75 8 M W
P.V . M anzanillo II 2x35 0M W
Figura 4.5
4-16
P it
i re
ra
4.4.4
Área Noroeste
El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma básicamente por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana–Caborca, Cananea–Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa; mientras que al estado de Sinaloa corresponden las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. El área se caracteriza por una estructura de transmisión longitudinal, con una distancia total de aproximadamente 1,200 km. Actualmente, la red troncal del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas, preparado para cambiar su voltaje de operación en función de los nuevos proyectos de generación, crecimiento local de la demanda, condiciones de operación y los proyectos de interconexión con las áreas vecinas. La red de subtransmisión está integrada por líneas en 115 kV. La capacidad de generación instalada actualmente es de 3,828 MW, compuesta por unidades termoeléctricas convencionales (53%); centrales hidroeléctricas (25%), y ciclos combinados (20%). Del total anterior, alrededor de 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se ubica la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nogales, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se sitúa en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas en los puertos de Topolobampo y Mazatlán. La ubicación y el tipo de generación instalada en el área, en combinación con la distribución espacial de la carga, provocan altos flujos de potencia en los enlaces entre zonas, principalmente durante el verano, cuando la temperatura ambiente en algunas regiones llega a superar los 40° C, lo que ocasiona un aumento importante en el consumo de energía eléctrica por la utilización de sistemas de aire acondicionado. En el verano el área es importadora de energía. En el invierno, por el contrario, debido a que la demanda disminuye cerca de 60% con relación a la máxima de verano, se presentan excedentes de generación, por lo cual el área se vuelve exportadora. En condiciones de demanda máxima, aproximadamente 80% de la importación proviene del área Occidental a través del enlace Mazatlán II—Tepic II y del área Norte, por los de Mazatlán II con Jerónimo Ortiz y Durango II. En el corto plazo, ante contingencias sencillas de líneas de transmisión y/o unidades generadoras, se esperan flujos altos entre las zonas Mazatlán y Culiacán, con la consecuente afectación del perfil de voltaje de las zonas Culiacán, Guasave y Los Mochis. Con el crecimiento esperado de la demanda del área, y considerando la infraestructura eléctrica actual, se estima en el corto plazo la posible sobrecarga en bancos de transformación de 230/115 kV. En particular, en las zonas Mazatlán, Obregón y Guaymas. Un caso muy especial en el área es la evolución del mercado en la zona de Puerto Peñasco, ubicado en la porción noroeste del estado de Sonora. Durante los últimos años, el desarrollo turístico ha consolidado una infraestructura importante, con expectativas sólidas y de alto impacto en la estructura socioeconómica del municipio. Para 2007, la demanda aumentará más de 24% con respecto a 2006 y se espera un crecimiento medio anual de alrededor de 14% hasta 2017, una de las tasas más altas a nivel nacional. Finalmente, se destaca la importancia de los nuevos proyectos de generación, como la central ciclo combinado Agua Prieta II, la cual disminuirá la transmisión de potencia desde el área 4-17
Occidental y permitirá el intercambio de energía entre las áreas Noroeste y Norte para diversos puntos de operación, aprovechando la diversidad de la demanda entre ambas. Con la entrada de Nacozari – Hermosillo.
esta
central
generadora
es
necesario
reforzar
el
enlace
4.4.4.1 Obras principales Se han programado una serie de proyectos de transmisión y transformación en el mediano plazo, buscando mantener un nivel adecuado de confiabilidad en el área. Para febrero de 2009 se instalará un banco de transformación de 500 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/115 kV, por ubicarse en la SE Mazatlán II. Este proyecto permitirá eliminar la sobrecarga de los bancos de la zona Mazatlán y atender el incremento de demanda en el sur del estado de Sinaloa. Incluye obras en el nivel de subtransmisión para lograr una mejor distribución del flujo de potencia en la zona. Uno de los proyectos de mayor relevancia en el corto plazo es el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV de la línea de transmisión Mazatlán II — La Higuera, programado para abril de 2009. Requiere la instalación de 875 MVA de transformación en la SE La Higuera, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 400/230 kV. Estas obras permitirán soportar la contingencia más severa sin recurrir a esquemas de corte de carga, aumentando el límite de transmisión entre las zonas Mazatlán y Culiacán, y al mismo tiempo entre las áreas Noroeste y Occidental. Con el cambio de tensión se evitarán congestiones de red. Para atender el crecimiento de la demanda del desarrollo turístico de Puerto Peñasco, se ha programado para mayo de 2009 el tendido del segundo circuito de 109 km de longitud con calibre 1113 ACSR entre las subestaciones Seis de Abril–Puerto Peñasco, aislado en 230 kV y operado inicialmente en 115 kV. El proyecto evitaría problemas de voltaje en la zona ante la contingencia más severa, en la condición de demanda máxima. En agosto de 2009 entrará en operación la SE Bacum, en la zona Obregón, con un banco de 300 MVA de capacidad, incluyendo fase de reserva, con relación de transformación 230/115 kV. Con el proyecto se evitará la sobrecarga de los bancos de la SE Ciudad Obregón III en condiciones de demanda máxima. Esta subestación tendrá las características y dimensiones suficientes para formar parte en el futuro de la red troncal de 400 kV. Como parte del crecimiento de la red troncal del área, se prevé para febrero de 2010 la construcción del primer circuito entre las subestaciones Nacozari—Hermosillo V, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en 230 kV, calibre 1113 ACSR. El proyecto permitirá aprovechar los intercambios internos y externos de generación de los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN. Además, proporcionará una trayectoria para la potencia de la central generadora Agua Prieta II, e incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones Nacozari — Hermosillo. Tomando en cuenta el programa de retiros de unidades generadoras, se planea para 2011 la salida de las unidades 2 y 4 de Guaymas II, la primera de ellas conectada en el nivel de 115 kV. Ante esta situación, la zona Guaymas presentaría problemas de sobrecarga en el banco de transformación de 100 MVA, 230/115 kV, ubicado dentro del predio de la SE Planta Guaymas II. 4-18
Para eliminar este problema, en el programa de expansión del área se tiene registrada para abril de 2010 la SE Guaymas Cereso. La SE prevé un banco de transformación de 133 MVA, incluyendo fase de reserva, con relación de tensión 230/115 kV. En el cuadro 4.5 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas en el área Noroeste para 2007 – 2011. Principales obras programadas 2007-2011
Tensión kV 230 230 230 400 400 230 230
Línea de Transmisión Nogales Aeropuerto-Nogales Norte Hermosillo IV-Esperanza I Seis de Abril - Puerto Peñasco Nacozari-Hermosillo V Las Américas - El Fresnal El Fresnal-Cananea Las Américas-El Fresnal Total
Cantidad
Subestación Mazatlán II Banco 8 La Higuera Bancos 2 y 3 Bacum Banco 1 Guaymas Cereso Banco 1 Total AT: Autotransformador
4 7 4 4
Equipo T AT AT AT
Núm. de Longitud circuitos km-c 2 24.1 2 63.1 2 109.7 2 201.0 2 16.8 2 150.8 2 17.4 582.9
Fecha de entrada Jun-07 Sep-07 May-09 Feb-10 Oct-10 Oct-10 Oct-10
Relación de transformación 400/115 400/230 230/115 230/115
Fecha de entrada Feb-09 Abr-09 Ago-09 Abr-10
Capacidad MVA 500 875 300 133 1,808
T: Transformador
Compensación
Equipo
La Higuera MVAr Hermosillo V MVAr Agua Prieta MVAr Total
Reactor Reactor Capacitor
1
1
Tensión Capacidad Fecha de kV MVAr entrada 400 175.00 Abr-09 230 28.00 Feb-10 115 15.00 May-11 218.00
No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California
Cuadro 4.5
4-19
4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Esta planta, con 641 MW de capacidad de generación, entrará en operación en mayo de 2011. Se ubicará en el predio denominado Las Américas, en la zona Cananea — Nacozari, Sonora y se interconectará a la red eléctrica del ACNO. Su ubicación permitirá el intercambio de flujo de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste y Norte para diferentes puntos de operación e incrementará la confiabilidad en el suministro y la flexibilidad en la operación del SIN. Las principales obras asociadas a esta red son: Una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones Las Américas—El Fresnal, un doble circuito en 400 kV, operado inicialmente en 230 kV de Las Américas a El Fresnal y una línea de transmisión de doble circuito en 230 kV entre las subestaciones El Fresnal — Cananea. La figura 4.6 muestra el detalle de esta red. Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II Agua Prieta II 1 x 642 MW Las Américas
Nogales Norte
La Cholla
8.7 km - 1113 ACSR
8.4 km - 2x1113 ACSR
p. O 5 11 i. In
Nogales Aeropuerto
Subestación Cananea
Industrial Caborca -50 MVAr
Puerto Libertad 4 x 158 MW
Nacozari Op. Ini. 230 kV
Santa Ana
Hermosillo Loma
23 0 ni .
Hermosillo III
Op .I ni .
11
5
kV
kV
FENOSA Hermosillo 1 x 258 MW Hermosillo Aeropuerto
Op .I
36 MVAr
21 MVAr
Hermosillo IV
Hermosillo V 1 x 220 MW
Guaymas Cereso Esperanza I
kV i. 230 Op. In
Guaymas II 1 x 84 MW 1 x 158 MW
FENOSA Naco-Nogales 1 x 267 MW El Fresnal
Op . In i. 2 30 kV
V 5k 11
Seis de Abril
75.4 km - 1113 ACSR
kV
ni. .I Op
Puerto Peñasco
A Bacum
A Obregón III
Figura 4.6
4-20
El Novillo 3 x 45 MW
21 MVAr C/U
A Nuevo Casas Grandes
4.4.5
Área Norte
Comprende los estados de Chihuahua, Durango y una parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas interconectadas por una red troncal en 230 kV y 400 kV; se enlaza con las áreas Noroeste, Noreste y Occidental. Actualmente la capacidad efectiva de generación del área es de 3,223 MW. La demanda máxima de 2007 fue de 3,176 MW. El área es importadora a través de los enlaces con el Noreste. La tasa de crecimiento de la demanda en los últimos tres años ha sido de 5.2%, y se estima 5% de crecimiento para los próximos 10 años, lo que representa para 2017 una demanda de 5,380 MW. Con el fin de satisfacer la demanda en el corto y mediano plazos, se instalarán cuatro centrales eléctricas de ciclo combinado con una capacidad total de 2,408 MW de generación. Además está programado para diciembre de 2007 el cambio de tensión de 230 kV a 400 kV en el corredor Mazatlán II – Jerónimo Ortiz – Torreón Sur, con el fin de incrementar la capacidad de transmisión con el área Noroeste. Para evitar sobrecargas en los enlaces de interconexión se considera importante mantener la programación de las centrales generadoras. Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se describen a continuación. 4.4.5.1 Obras principales Actualmente la capacidad de transmisión entre la central Samalayuca y la red de 230 kV de la zona Juárez, en el estado de Chihuahua, se opera a su límite en la demanda máxima ante la salida de líneas. Con el objetivo de atender esta problemática, se programó la SE Samalayuca Sur y su red asociada para entrar en operación en diciembre de 2007. El proyecto Jerónimo Ortiz banco 3 consiste en una SE de 400/230 kV con 300 MVA de capacidad de transformación. El objetivo es mejorar los márgenes de estabilidad al incrementar la capacidad de transmisión entre las áreas Norte — Noroeste. Esto se logra con el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV del enlace entre las subestaciones Mazatlán II — Jerónimo Ortiz — Torreón Sur. La entrada en operación se prevé para diciembre de 2007. La línea de transmisión Moctezuma — Nuevo Casas Grandes II tiene el objetivo de incrementar la capacidad de transmisión y el margen de estabilidad ante perturbaciones, mediante el tendido del segundo circuito en 230 kV aislado a 400 kV entre las áreas Norte-Noroeste. Entrará en operación en abril de 2008. La obra Mesteñas banco 1 de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad, incrementará la capacidad de transformación y transmisión de la zona Camargo — Delicias, especialmente del subsistema Ojinaga. Mejorará el servicio en esa zona que ha presentado incrementos extraordinarios de demanda por riego agrícola principalmente, pues con la infraestructura actual no es posible atenderlos. El banco procede de la SE Torreón Sur. Su entrada en operación se programa para julio de 2008. El proyecto Vicente Guerrero II banco 1, de 230/115 kV y 100 MVA de capacidad de transformación, garantizará el suministro de energía e incrementará la capacidad de
4-21
transformación de la zona Durango, evitando que los bancos de la SE Durango II se saturen. La entrada en operación está programada para noviembre de 2009. En el cuadro 4.6 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Norte para el periodo 2007-2011. Principales obras programadas 2007-2011 Línea de Transmisión Samalayuca Sur - Valle de Juárez Moctezuma - Nuevo Casas Grandes II Mesteñas Entronque - Francisco Villa - Minera Hércules La Trinidad - Jerónimo Ortiz La Trinidad Entronque - Durango II - Lerdo Vicente Guerrero II Entronque - Jerónimo Ortiz - Fresnillo El Encino II Entronque - Francisco Villa - Chihuahua Norte El Encino II Entronque - Francisco Villa - Ávalos (L1) Total Subestación Vicente Guerrero II Banco 1 Jerónimo Ortiz Banco 3 Ampliación Mesteñas Banco 1 Total
Cantidad
Tensión kV 230 400 230 230 230 230 230 230
Equipo
4 3 3
AT AT AT
Núm. de Longitud Fecha de circuitos km-c entrada 2 116.2 Dic-07 2 164.8 Abr-08 2 51.6 Jul-08 2 77.0 Jul-09 2 8.4 Jul-09 2 2.0 Nov-09 2 16.0 Oct-10 2 16.0 Oct-10 452.0
Capacidad Relación de Fecha de MVA transformación entrada 133 230 /115 Nov-09 300 400 /230 Dic-07 100 230 /115 Jul-08 533
AT: Autotransformador
Compensación
Equipo
Jerónimo Ortiz MVAr Parras MVAr Nuevo Casas Grandes II MVAr Manitoba MVAr Creel MVAr Galeana MVAr Janos MVAr Laguna del Rey MVAr Palomas MVAr Aeropuerto MVAr San Buenaventura MVAr Total
Reactor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor
Cuadro 4.6
4-22
Tensión kV 400 115 230 115 115 115 115 115 115 115 115
Capacidad Fecha de MVAr entrada 175.00 Dic-07 7.50 Dic-07 21.00 Abr-08 15.00 Jun-09 7.50 Abr-10 7.50 Abr-11 7.50 Abr-11 7.50 Abr-11 7.50 Abr-11 15.00 Jun-11 7.50 Jun-11 278.50
4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad) Esta planta entrará en operación en enero de 2010 en el sitio La Trinidad en Durango, con 466 MW de capacidad de generación. Atenderá principalmente necesidades de energía de la zona Durango y apoyará a las de Torreón — Gómez Palacio y Mazatlán (Noroeste). La red eléctrica asociada consiste principalmente en la reconfiguración de la red troncal de la zona Durango, con el entronque de la línea Lerdo – Durango II y un doble circuito a la SE Jerónimo Ortiz en el nivel de 230 kV. La figura 4.7 muestra la red eléctrica asociada a esta central, la cual se ubica a 22 km al noreste de la SE Durango II. Red asociada a la central de ciclo combinado Norte (La Trinidad)
Canatlán II
A Lerdo La Trinidad Norte 402MW
Durango II
A Torreón Sur
75MVAR 30MVAR 75MVAR NA Jerónimo A CT Mazatlán II Ortiz (Área Noreste) Martínez
25MVAR NA
Vicente Guerrero II
+150MVAR -50MVAR
Figura 4.7
4-23
A Fresnillo Pot (Área Occidental)
4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) Esta planta entrará en operación en abril de 2011 en el sitio El Encino II en Chihuahua, con 652 MW de capacidad de generación. Atenderá necesidades de energía de las zonas Chihuahua, Cuauhtémoc y Camargo — Delicias. La red eléctrica consiste principalmente en la construcción de la nueva SE El Encino II y de su red asociada con el entronque de las líneas Chihuahua Norte - Francisco Villa y Ávalos— Francisco Villa en el nivel de 230 kV. La figura 4.8 muestra la red, asociada a este proyecto de generación que se ubica en las inmediaciones del actual sitio El Encino. Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua)
A Moctezuma
Chihuahua Norte Ávalos Quevedo
Chuvíscar
División del Norte 100MVAR Cuauhtémoc II El Encino
El Encino II Norte II 652MW
A Hércules Potencia
López Mateos
Francisco Villa
A Camargo II
Figura 4.8
4-24
4.4.6
Área Noreste
El Área de Control Noreste (ACNE) comprende los estados de Nuevo León, Tamaulipas, gran parte del de Coahuila y una pequeña porción de San Luis Potosí. Se mantiene enlazado al SIN, desde el poniente con el área Norte, al suroeste con el Occidental y al sur con el Oriental, en niveles de tensión de 400 kV y 230 kV. Además, tiene enlaces de interconexión con el sistema eléctrico del Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) mediante circuitos de 138 y 69 kV. Puede considerarse integrada por dos regiones, Noreste y Huasteca, la primera con una densidad de demanda mucho mayor (87%) que la segunda (13%). Las dos regiones se enlazan actualmente a través de un doble circuito en 400 kV de 400 km de longitud. La zona Monterrey tiene un anillo de 400 kV con siete enlaces internos y externos en 400 kV, que permiten recibir energía tanto de las plantas generadoras carboeléctricas ubicadas en la zona Piedras Negras, como de las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado situadas en las zonas Reynosa, Matamoros, Región Huasteca y finalmente los excedentes de las áreas Norte y Occidental. Con el retiro en 2005 de la CT Monterrey se incrementaron los flujos en los transformadores de la SE Monterrey potencia de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, así como una reducción en la reserva de potencia reactiva. Esta situación, aunada a la tasa de crecimiento esperada en la demanda, origina la necesidad de reforzar en el corto plazo la transformación y compensación. La zona Reynosa es la tercera en demanda del área, con una tasa de crecimiento anual promedio de 7.5% en los últimos cinco años, la mayor respecto a todas las zonas. Esta red troncal cuenta con subestaciones y líneas de transmisión en 230 y 400 kV, que la mantienen enlazada con las zonas Monterrey y Matamoros. En el corto plazo se prevé la saturación de algunos bancos de transformación de 230/138 kV. Asimismo, la zona Saltillo ha tenido un incremento medio anual de aproximadamente 4% en los últimos cinco años. Sin embargo, en el estudio de mercado reciente se pronostica un crecimiento extraordinario en la parte poniente. Ante este escenario se anticipa la saturación de la transformación 400/115 kV existente y un abatimiento del voltaje en los nodos más alejados de los puntos con control de voltaje. Para la zona Nuevo Laredo se estima un crecimiento medio anual de 5.4% en los próximos 10 años. En esta condición, se tendrían restricciones de transmisión debido a falta de soporte de voltaje en la red de 138 kV, lo cual comprometería la operación segura y confiable de la red en la zona. En 2007 entrarán en operación tres proyectos importantes de transformación para el área. El primero es Llano Grande Banco 1, consistente en una nueva subestación 230/138 kV de 225 MVA de capacidad por ubicarse en la zona Matamoros, que permitirá aliviar la saturación de la transformación de la SE Lauro Villar. El segundo es Arroyo del Coyote Banco 3, que incluye la instalación de un nuevo banco de transformación de 375 MVA con relación 400/138 kV en la SE de Arroyo del Coyote, así como el cambio de tensión de 230 a 400 kV de un circuito de enlace entre las zonas Piedras Negras y Nuevo Laredo. De esta manera se incrementará la capacidad de transformación en la zona para evitar la saturación de los bancos de 400/230 kV en la SE Río Escondido.
4-25
Finalmente, el tercero es Puerto Altamira Banco 1, que considera la instalación de un banco de transformación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, con el propósito de mitigar la saturación de la transformación de 230/115 kV en la SE Altamira. Asimismo, en 2007 entraron en operación dos proyectos de interconexión asíncrona con ERCOT, el primero en 230 kV en la zona Nuevo Laredo con capacidad de 100 MW, a través del dispositivo denominado Variable Frequency Transformer (VFT), y el segundo la interconexión asíncrona en Reynosa en 138 kV y 150 MW de capacidad, por medio de una estación de corriente directa Back to Back (BtB). El alto crecimiento de la demanda en las zonas fronterizas de Piedras Negras, Nuevo Laredo, Reynosa y Matamoros, y la probabilidad de la ocurrencia de interrupciones debida a fenómenos naturales como tornados, condiciones climáticas extremas o cualquier otra condición de emergencia que ponga en riesgo la seguridad y confiabilidad en el suministro de energía eléctrica, justifican el desarrollo de estos proyectos de interconexión. 4.4.6.1 Obras principales Respecto a las necesidades de compensación en el área, se ha programado el proyecto de compensación en Zona Monterrey. Consta de la instalación de varios bancos de compensación capacitiva en el nivel de tensión de 115 kV en diferentes subestaciones de la zona, 22.5 MVAR en 2009 y 180 MVAR en 2011. Esto se debe al crecimiento esperado de la demanda industrial, residencial y comercial, y al retiro de la CT Monterrey, con la consecuente afectación al nivel de tensión. El proyecto Guerreño Banco 1 se ha programado para atender la demanda de la zona Reynosa y la saturación de algunos elementos de la red eléctrica, en especial la transformación existente en las subestaciones Río Bravo y Aeropuerto. La entrada en operación se prevé para 2010 con un banco de transformación de 400/138 kV y 375 MVA de capacidad. Debido al gran desarrollo económico de la zona metropolitana de Monterrey en combinación con el retiro de generación, los bancos de transformación han incrementado su carga, por lo cual se han programado refuerzos en esta zona. El proyecto Las Glorias Banco 1, incluye la construcción en 2010 de una SE al noreste de la ciudad, mediante un banco de transformación de 400/115 kV y 375 MVA de capacidad. Asimismo, se programa para 2010 el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la construcción de una SE de 375 MVA de capacidad y relación 400/115 kV en la parte sureste del área metropolitana, con lo cual se evitará la saturación en la SE Huinalá. En la zona Saltillo se espera un fuerte crecimiento de carga industrial en el parque llamado Derramadero. Para cubrir esta necesidad se requiere la construcción y la entrada en operación en 2011 del proyecto de transformación Derramadero Banco 1 con relación 400/115 kV y 375 MVA de capacidad, el cual permitirá contar con otra inyección robusta de potencia que incrementará de manera relevante la regulación de tensión en la parte poniente de la red eléctrica de la zona Saltillo. En el cuadro 4.7 se muestran las principales obras de transmisión, transformación y compensación programadas para el área Noreste para 2007 – 2011.
4-26
Principales obras programadas 2007 – 2011 Línea de Transmisión Guerreño Entronque Anáhuac CC - Aeropuerto Las Glorias - Huinalá Las Glorias Entronque Villa de García - Aeropuerto Regiomontano Entronque Huinalá - Lajas Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L1 Derramadero Entronque Ramos A. Potencia - 1° de Mayo L2 Total
Subestación Guerreño Banco 1 Las Glorias Banco 1 SF6 Regiomontano Banco 1 Derramadero Banco 1 Total
Cantidad Equipo 4 4 4 4
T T T T
Tensión Núm. de kV circuitos 400 2 400 1 400 2 400 2 400 2 400 2
Capacidad MVA 500 500 500 500 2,000
Longitud Fecha de km-c entrada 2.4 May-10 3.0 May-10 34.0 May-10 26.8 May-10 2.0 May-11 2.0 May-11 70.2
Relación de Fecha de transformación entrada 400 /138 May-10 400 /115 May-10 400 /115 May-10 400 /115 May-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Allende MVAr Cerralvo MVAr Villa de Santiago MVAr Derramadero MVAr Escobedo MVAr Fundidora MVAr Saltillo MVAr Santo Domingo MVAr Universidad MVAr Güémez MVAr Álamo MVAr Alpes MVAr Jiménez MVAr Total
Capacitor Capacitor Capacitor Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor
Cuadro 4.7
4-27
Tensión Capacidad Fecha de kV MVAr entrada 115 7.50 May-09 115 7.50 May-09 115 7.50 May-09 400 175.00 May-11 115 45.00 May-11 115 45.00 May-11 115 45.00 May-11 115 45.00 May-11 115 45.00 May-11 115 30.00 May-11 115 15.00 May-11 115 15.00 May-11 115 7.50 May-11 490.00
4.4.7
Área Baja California
El Área de Control Baja California (ACBC) administra el despacho de energía en los estados de Baja California, Baja California Sur y una parte pequeña de Sonora que incluye diversas poblaciones entre las cuales destaca San Luis Río Colorado. El sistema del ACBC opera permanentemente interconectado con el de San Diego Gas & Electric (SDG&E) e Imperial Irrigation District (IID), por medio de dos enlaces en 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita (CFE) — Imperial Valley en el valle de Mexicali y otro entre las Tijuana I (CFE) – Miguel en la zona costa. Estos enlaces le permiten al ACBC llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado del oeste de EUA. El área se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la región Valle por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas se encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces entre las subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa — Valle. Estas regiones son diferentes entre sí, por las variaciones estacionales en la carga, derivadas de las temperaturas extremas durante el verano en la región Valle. La generación instalada es de 2,342 MW. Los centros de generación son la central Presidente Juárez con 1,026 MW, y la turbogás Ciprés en la zona Ensenada de 28 MW que opera en situaciones de emergencia, para cumplir con los criterios de reserva del Western Electricity Coordinating Council (WECC). En la región Valle se encuentran la central geotermoeléctrica de Cerro Prieto con 720 MW de generación instalada y el ciclo combinado Mexicali con 506 MW y 64 MW de generación turbogás en la zona Mexicali. Por su ubicación estratégica, el área es un polo de desarrollo de empresas maquiladoras en alta y media tensión, lo que genera grandes expectativas de crecimiento. En los últimos años se ha presentado un incremento dinámico, propiciado principalmente por la creciente demanda para diversos desarrollos habitacionales, comerciales y de servicios, principalmente hacia el sur de la ciudad de Mexicali y el sureste de la ciudad de Tijuana. Para la zona Tijuana predomina el suministro de la carga residencial e industrial y aunque la punta de la demanda ocurre en la noche, el porcentaje de la demanda que se reduce en el periodo fuera de punta con respecto al periodo de punta es mínimo. La dificultad para adicionar nuevos elementos de transmisión dentro de la ciudad de Tijuana, por lo accidentado del terreno, la densidad de carga y la creciente demanda, plantea la necesidad de planificar un sistema robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda de servicios en el mediano plazo. La zona Ensenada es predominantemente residencial y de servicios turísticos. El periodo de punta se produce a las 21:00 horas, con una demanda muy constante la mayor parte del año. Esta zona incluye diversas poblaciones rurales alimentadas radialmente desde la SE Ciprés en Ensenada, la cual ante contingencias sencillas presenta problemas de bajos voltajes en las subestaciones de San Felipe, San Simón y San Quintín, lo que hace necesaria la adición de compensación capacitiva. En la zona Mexicali y San Luis Río Colorado el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda, debido a las temperaturas extremosas. Muy altas en el verano y bajas en el invierno, inciden en el consumo de electricidad. Durante el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno, la demanda disminuye drásticamente a 40% de la máxima.
4-28
Para la región Valle, los principales problemas que se observan son bajos voltajes en la red de transmisión en las subestaciones Aeropuerto II, Tecnológico y Cetys. La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde Mexicali, y ante diversas contingencias existe posibilidad de operar con bajos voltajes, por lo que en el mediano plazo se requiere formar un anillo interno en la ciudad de San Luis Río Colorado y reforzar la red de transmisión de la zona en el nivel de 230 kV. 4.4.7.1 Obras principales Se adiciona compensación capacitiva en la zona Mexicali, en particular en las subestaciones Centro, Cetys, Mexicali II, González Ortega, Mexicali Oriente y Ruiz Cortines, en el nivel de 161 kV. Esta obra es necesaria para cumplir con el margen de reserva reactiva de 150 MVAr acordado con el WECC. Con esta compensación se eliminan los problemas de bajo voltaje en las diversas subestaciones ubicadas al centro y oriente de la ciudad de Mexicali. El enlace de transmisión Mexicali II – Tecnológico inicia la formación de un anillo interno en 230 kV que refuerza el suministro de las subestaciones Centro, Cetys, Tecnológico y Aeropuerto. Con el cambio de tensión de operación de 69 kV a 115 kV del sur y poniente de la ciudad de Tijuana, se incrementa la capacidad de transmisión y permite atender en el mediano plazo los nuevos desarrollos ubicados al sur y oriente, formando un anillo externo en 115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli potencia y La Herradura. La obra Ruiz Cortines entronque Cerro Prieto I – Parque Industrial San Luis formará un anillo en 161 kV entre las subestaciones Parque industrial San Luis, Ruiz Cortines e Hidalgo, permitiendo una operación confiable y segura para atender los requerimientos de energía en la ciudad de San Luis Río Colorado. Ver cuadro 4.8. Adicionalmente se considera la interconexión Baja California al SIN. De esta manera se incrementará la flexibilidad, confiabilidad y seguridad de tal área, se compartirá reserva operativa con el SIN además de integrar y aprovechar eficientemente los recursos de generación al intercambiar grandes bloques de energía entre ambos sistemas eléctricos. Ver anexo D.
4-29
Principales obras programadas1 2007-2011 Tensión kV 230 230 230 230 230 230 230 230 230
Línea de Transmisión Xochimilco Entronque - Mexicali II-Wisteria Parque Industrial San Luis Entronque Cerro Prieto I - Hidalgo Metrópoli Potencia - Tijuana I Centenario Entronque La Rosita - Sánchez Taboada Valle de Puebla Entronque Sánchez Taboada - Tecnológico Mexicali II - Tecnológico CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Ciprés CC Ensenada Entronque Presidente Juárez - Lomas Cerro Prieto III Entronque La Rosita - Cerro Prieto II Total
Subestación
Cantidad
Sánchez Taboada Banco 3 Xochimilco Banco 1 Chapultepec Banco 2 Centenario Banco 1 Valle de Puebla Banco 1 Metrópoli Potencia Banco 2 Xochimilco Banco 2 Panamericana Potencia Bancos 1 y 2 Total AT: Autotransformador
1 1 1 1 1 4 1 7
T T T T T AT T T
Capacidad MVA 40 40 50 40 40 300 40 233 783.31
Longitud km-c 1.7 51.0 8.2 5.0 4.0 16.0 22.0 22.0 2.0 131.88
Fecha de entrada Abr-07 Jun-07 Sep-08 Jun-09 Abr-10 Jun-10 Oct-10 Oct-10 Abr-11
Relación de Fecha de transformación entrada 230 /13.8 230 /13.8 230 /34.5 230 /13.8 230 /13.8 230 /115 230 /13.8 230 /69
Abr-07 Abr-07 May-09 Jun-09 Abr-10 Mar-11 Abr-11 Dic-11
T: Transformador
Compensación
Equipo
Cetys MVAr Ruiz Cortines MVAr Centro MVAr Mexicali II MVAr González Ortega MVAr Mexicali Oriente MVAr Ciprés MVAr San Felipe MVAr Panamericana Fraccionamiento MVAr Tecate II MVAr Total
Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor
1
Equipo
Núm. de circuitos 2 2 4 2 2 2 2 2 2
Tensión kV 161 161 161 161 161 161 115 115 115 115
No considera la red asociada a la interconexión SIN-Baja California
Cuadro 4.8
4-30
Capacidad Fecha de entrada MVAr 56.30 May-08 53.10 May-08 44.70 May-08 33.90 May-08 12.60 May-08 12.60 May-08 15.00 May-08 7.50 Abr-10 15.00 Mar-11 7.50 Mar-11 258.20
4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja California Este proyecto de generación con 277 MW de capacidad entrará en servicio en marzo de 2009 y estará ubicado dentro del predio de la central Presidente Juárez, al sur de la ciudad de Tijuana en Rosarito, Baja California. Tiene como objetivo atender las necesidades de energía de las zonas Tijuana y Ensenada. Las principales obras de transmisión asociadas al mismo consisten en el tendido del segundo circuito de 8.2 km. en 230 kV entre las subestaciones Metrópoli potencia y Tijuana I, con dos conductores por fase 1113 ACSS. Adicionalmente se requiere la sustitución de nueve interruptores en 230 kV y la adición de dos alimentadores en 230 kV en las subestaciones Tijuana I y Metrópoli potencia. La figura 4.9 muestra el detalle de esta red. Red asociada a la central ciclo combinado Baja California
Miguel (EUA)
Imperial Valley (EUA)
Sustitución de 3 interruptores en 230 kV y adición de 1 alimentador en 230 kV para LT Metrópoli.
La Rosita
Tijuana I Rumorosa Herradura
Toyota El Rubí
Panamericana Potencia
Metrópoli Potencia
1 alimentador en 230 kV LT Tijuana I. CT. Presidente Juárez
2 x 160 MW 1 x 150 MW CC. Rosarito 2 x 270 MW
CC. Baja California 277 MW
Sustitución de 6 alimentadores en 230 kV, (Incluye sustitución de 5 interruptores de amarre)
Lomas
Ciprés
Figura 4.9
4-31
4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III Esta central con 280 MW se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de la ciudad de Ensenada en Baja California; se interconectará a la red eléctrica del Área de Control Baja California en abril de 2011. El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona Ensenada. El proyecto se conectará al sistema de Baja California con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través de dos dobles circuitos de 11 km denominados La Jovita entronque Presidente Juárez – Ciprés y La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas, incorporando al sistema eléctrico 44 km-c. La figura 4.10 muestra el detalle de esta red. Red asociada a la CC Baja California III
Miguel (EUA)
Imperial Valley (EUA)
La Rosita Tijuana I Rumorosa Herradura Toyota El Rubí
Panamericana Potencia
Metrópoli Potencia
CT. Presidente Juárez 2 x 160 MW 1 x 150 MW CC. Rosarito 2 x 270 MW CC. Baja California 277 MW
Baja California III Sitio La Jovita 280 MW
Lomas
Ciprés
Figura 4.10
4-32
4.4.8
Área Baja California Sur
La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra el despacho de estado de Baja California Sur e incluye diversas poblaciones entre las que destacan José del Cabo y Cabo San Lucas. La SCBCS suministra energía a través de interconectado que se divide en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Adicionalmente, existen dos regiones eléctricas (Guerrero Negro y Santa Rosalía) aisladas entre sí y del resto del sistema; se ubican al norte del estado.
energía del La Paz, San un sistema Los Cabos. que operan
Este sistema ha presentado un aumento extraordinario de la demanda en los últimos años, muy por encima de la media nacional. El crecimiento esperado es muy optimista por el desarrollo del gran turismo en esta área, principalmente en la zona Los Cabos. La capacidad de generación instalada en el área es de 464 MW, de los cuales 296 MW son del tipo combustión interna, 148 MW del tipo turbogás y 20 MW del tipo turbojet. La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 134 MW de los cuales 104 MW son de generación base. En 2006, presentó una demanda máxima coincidente de 48 MW, por lo que la generación restante se exporta a la zona La Paz, a través de dos líneas de transmisión de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR. El límite de transmisión entre Constitución y La Paz es de 75 MW, determinado ante la contingencia sencilla de la LT Olas Altas — Villa Constitución. Se observa la necesidad de incrementar el límite de transmisión entre estas zonas para poder transmitir los excedentes de generación base disponibles en diversas condiciones de operación para las diferentes estaciones del año. Actualmente se está construyendo una subestación de transferencia en las cercanías del poblado Las Pocitas, con el fin de incrementar el límite de transferencia entre ambas zonas y permitir el aprovechamiento de toda la generación instalada en el norte de la zona Constitución. La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 235 MW, de los cuales 192 MW son de generación base. En 2006 presentó una demanda máxima coincidente de 113 MW. Se interconecta con Los Cabos a través de los enlaces Olas Altas – El Palmar en 230 kV y El Triunfo – Santiago en 115 kV. La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 95 MW de tipo turbogás y turbojet y presentó en 2006 una demanda máxima coincidente de 123 MW. Ha mostrado en los últimos años un desarrollo turístico extraordinario y se pronostican altas tasas de crecimiento. El límite máximo de transferencia entre la zona La Paz y Los Cabos es de 130 MW. La contingencia más severa es la pérdida del enlace Olas Altas – El Palmar en 230 kV. En estado estable puede transmitir hasta 170 MW, con voltajes en la zona Los Cabos en su mínimo operativo, lo cual indica la necesidad de una compensación dinámica para el soporte de reactivos de modo local, mejorando la calidad del voltaje de la zona turística de Cabo San Lucas y San José del Cabo. El elevado crecimiento de la zona y la restricción para instalar localmente generación base, ha ocasionado la transferencia de generación a la zona La Paz. Por lo anterior, se han programado obras que permitan el suministro de Los Cabos desde La Paz, y así lograr una operación confiable y segura. Adicionalmente, al dejar de despachar generación turbogás costosa en la zona Los Cabos se reducen los costos de operación.
4-33
4.4.8.1 Obras principales Con la entrada en operación de la SE Las Pilas (Las Pocitas) se logra incrementar el límite de transmisión entre las zonas Constitución y La Paz, permitiendo la transmisión de generación base instalada en la Central Puerto San Carlos, con lo que se incrementa la seguridad, flexibilidad y confiabilidad en el área. La compensación dinámica de la SE El Palmar es necesaria para llevar a cabo el suministro de la zona Los Cabos desde La Paz, reduciendo considerablemente los costos de operación al permitir desplazar generación turbogás y así eliminar el impacto ambiental en las cercanías de los complejos turísticos de Los Cabos. Ver cuadro 4.9. Equipos de compensación reactiva programados 2007-2011 Subestación CEV El Palmar MVAr Total Ind: Inductivo
Equipo Compensador Estático de VAr
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.9
4-34
Tensión kV 230
Capacidad MVAr 50.0/150.0 Ind/Cap 200.00
Fecha de entrada Jun-09
4.4.9
Área Peninsular
La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal eléctrica opera en el nivel de tensión de 230 kV y 115 kV, con algunas líneas aisladas en 400 kV. Se estima que la demanda máxima del área en 2007 llegará a 1,362 MW. La tasa de incremento en los últimos tres años fue 7.2 % y se estima un crecimiento medio anual de 5.9% para los próximos diez años, lo que representaría en 2017 una carga de 2,422 MW. La capacidad de generación instalada en 2007 fue de 2,252 MW, donde 55% corresponde a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de energía. La línea de transmisión aislada en 400 kV Santa Lucía – Macuspana II, operada inicialmente en 230 kV, entró en operación en febrero de 2007. Este desarrollo permitirá extraer los excedentes de generación del área en los periodos de invierno, particularmente a la región sureste. Sin embargo, con el retiro de algunas centrales termoeléctricas se reducirá la capacidad de generación instalada así como el margen de potencia reactiva, y por tanto su capacidad de transmisión al área Oriental. Ante condiciones de indisponibilidad de una unidad de ciclo combinado a gas, ya sea por falla en su suministro, mala calidad del mismo o por falla de la unidad, el área presentará problemas de voltaje. Lo anterior, debido a la imposibilidad de importar grandes bloques de potencia activa. Para evitar esta problemática, se incrementará la capacidad de transmisión con la conversión de la red de transmisión troncal de 230 kV a 400 kV. 4.4.9.1 Obras principales El proyecto Sabancuy II – Puerto Real consiste en un corredor en doble circuito aislado en 230 kV con operación inicial en 115 kV, el cual servirá como fuente de suministro a la isla de Ciudad del Carmen, Campeche. Dicho corredor reemplaza la infraestructura actual que presenta fuertes condiciones de deterioro por corrosión debido al medio ambiente. La entrada en operación del proyecto se estima para septiembre de 2009. La operación en 400 kV de la línea de transmisión Km 20 — Escárcega – Ticul II aumentará la confiabilidad para el suministro de energía, con la conversión de tensión del enlace actual de 230 kV a 400 kV que incluye 185 km—c, así como la instalación de dos bancos con 750 MVA de capacidad total y relación de transformación 400/230 kV en la SE Ticul II. Además se instalará un compensador estático de VAr en 400 kV con una capacidad de +/-350 MVAr en la SE Escárcega. Se estima la entrada en operación para marzo de 2010. El banco de transformación 230/115 kV y la red asociada Edzna Banco 1, servirá como principal fuente de suministro eléctrico en la zona Campeche. Este equipo evitará bajos voltajes ante el retiro total o parcial de las unidades de la central térmica Lerma. Se estima su fecha de entrada en operación para marzo de 2010. En el cuadro 4.10 se muestran los principales refuerzos de transmisión, transformación y compensación programados en el área Peninsular para el periodo 2007-2011.
4-35
Principales obras programadas 2007-2011 Tensión kV 400 230 230 230 400
Línea de Transmisión Santa Lucía - Macuspana II Escárcega - Xpujil Sabancuy II - Puerto Real Edzna Entronque - Escárcega - Ticul Km20 - Escárcega Total
Subestación
Cantidad Equipo
Xul-Ha Banco 3 Ticul II Bancos 2 y 3 Edzna Banco 1 Total
3 7 4
AT AT AT
Núm.de circuitos 2 2 2 2 2
Longitud km-c 131.5 155.0 86.2 30.0 185.0 587.7
Fecha de entrada May-07 Sep-07 Sep-09 Mar-10 Mar-10
Capacidad Relación de Fecha de MVA transformación entrada 100 230 /115 May-07 875 400 /230 Mar-10 300 230 /115 Mar-10 1,275
AT: Autotransformador
Compensación
Equipo
Santa Lucía MVAr Campeche MVAr Cancún-Riviera Maya MVAr Mérida MVAr Motul-Tizimín MVAr Escárcega MVAr Escárcega MVAr Ticul II MVAr Total
Reactor Capacitor Capacitor Capacitor Capacitor Compensador Estático VAr Reactor Reactor
Ind: Inductivo
Cap: Capacitivo
Cuadro 4.10
4-36
Tensión kV 230 115 115 115 115 400 400 400
Capacidad MVAr 24.00 30.00 97.50 60.00 22.50 350/350 Ind/Cap 233.31 175.00 1,342.31
Fecha de entrada May-07 Jul-08 Jul-09 Jul-09 Jul-09 Mar-10 Mar-10 Mar-10
4.5
Obras e inversiones con financiamiento externo
En 1996 se aprobó el primer plan de financiamiento externo para el programa de transmisión. CFE convocó 11 paquetes bajo el esquema financiero construir, arrendar y transferir (CAT), denominados serie 200. En agosto de 1997 se presentaron a la SHCP ocho paquetes de la serie 300 en la modalidad de OPF, los cuales fueron autorizados e iniciaron su licitación en 1998. En agosto de 1998 se enviaron a la SHCP 14 paquetes adicionales con el esquema financiero OPF, denominados serie 400, licitados en 2000 y 2001. En junio de 1999 se remitieron a la SHCP para su autorización cinco paquetes de la serie 500 correspondientes a la cuarta etapa. Los proyectos de las series 200, 300, 400 y 500 ya se encuentran en operación, exceptuando el SE 503 Oriental (Segunda Fase). En los cuadros 4.11 a 4.19 se muestran las metas de los proyectos. En mayo de 2000 se remitieron a la SHCP para su aprobación, ocho paquetes serie 600 correspondientes a la quinta etapa con el objetivo de incorporar al SEN 2,359 km-c de líneas de transmisión con 3,213 MVA de capacidad de transformación y 387 MVAr de capacidad de compensación. En el cuadro 4.11 se muestran los proyectos pendientes por entrar en operación. Metas para la serie 600 Proyecto
FEO ¹
LT 610 Transmisión Noroeste-Norte (Segunda Fase) SE 611 Subtransmisión Baja California-Noroeste (Primera Fase) LT 612 Subtransmisión Norte-Noreste (Primera Fase) Total
Abr-08 Abr-07 Dic-07
km-c 165 2 166
MVA 230 30 260
MVAr 21 16 2 39
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.11
En 2001 se integraron los paquetes de la serie 700, en los cuales se empezaron a incluir las redes de transmisión asociadas a centrales eléctricas programadas para entrar en operación de 2005 a 2007. Lo anterior con el fin de garantizar que el desarrollo de la red y la central se realizarían de manera coordinada. Resalta por su importancia la red asociada a la carboeléctrica del Pacífico. El cuadro 4.12 presenta las metas correspondientes. Metas para la serie 700 Proyecto
FEO ¹
SLT 701 Occidente-Centro (Segunda Fase) SLT 701 Occidente-Centro (Tercera Fase) SLT 702 Sureste-Peninsular (Segunda Fase) SLT 702 Sureste-Peninsular (Tercera Fase) SLT 702 Sureste-Peninsular (Cuarta Fase) SLT 703 Noreste-Norte SLT 706 Sistemas Norte (Segunda Fase) SLT 706 Sistemas Norte (Tercera Fase) 718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (1A Fase) 718 Red de Transmisión Asociada El Pacífico (2A Fase) SE Norte Total
Ene-07 Nov-08 Nov-07 Sep-08 Jul-09 Abr-07 Dic-07 Oct-10 Nov-09 Nov-09 Ene-07
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.12
4-37
km-c
MVA
28 123 74 0 8 1 210 10 282
280 375
735
30 855
50 30 30 30 30
MVAr 3 2 2 2 2
21 536 2 569
En junio de 2002 se estructuraron los paquetes de obras serie 800, en los cuales resaltan por su importancia los proyectos Tamaulipas, Altiplano, Occidente, Bajío y Noine. Con la entrada en operación de estos paquetes se incorporarían 812 km-c de líneas de transmisión con 3,412 MVA de capacidad de transformación y 347 MVAr de capacidad de compensación. El cuadro 4.13 resume los proyectos. Metas para la serie 800 Proyecto
FEO ¹
SLT 801 Altiplano (Segunda Fase) SLT 802 Tamaulipas SLT 803 Noine (Segunda Fase) SLT 803 Noine (Tercera Fase) SE 804 Baja-Sonora SLT 805 El Occidente (Primera Fase) SLT 805 El Occidente (Segunda Fase) SLT 805 El Occidente (Tercera Fase) SLT 806 Bajío (Tercera Fase) LT Red de Transmisión Asociada a la Central Tamazunchale II SE 813 División Bajío (Segunda Fase) SE 814 División Jalisco Total
Sep-07 May-07 Nov-09 Ago-14 Abr-12 Abr-09 Abr-10 Jun-12 Abr-10 Oct-13 Sep-07 Dic-10
km-c 38 86 18 35 30 10 73 469 36 16 812
MVA 225 1,300 133 90 360 133 560 500 90 20 3,412
MVAr 83
50 4 4 200 5 1 347
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.13
En el cuadro 4.14 se informa sobre los proyectos de la serie 900 que se autorizaron en el PEF para el ejercicio fiscal de 2004. Con la entrada en operación de los paquetes de esta serie se incorporarían 1,191 km-c de líneas de transmisión, 1,603 MVA de capacidad de transformación y 485 MVAr de compensación. Metas para la serie 900 Proyecto
FEO ¹
SLT 901 Pacífico SLT 901 Pacífico (Segunda Fase) SLT 902 Istmo 905 Red de Transmisión Asociada a la CH La Parota 911 Noreste 912 División Oriente (Primera Fase) 912 División Oriente (Segunda Fase) 914 División Centro Sur 915 Occidental Total
Feb-08 Ago-10 Jul-07 Oct-14 Dic-07 Sep-08 Sep-09 Dic-08 Abr-08
km-c
MVA
110 210 211 550 20 4
500 400 533
85 1 1,191
50 50 1,603
50 20
MVAr
54 233 11 144 30 11 3 485
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.14
En junio de 2004 se enviaron a la SHCP, a través de la SENER, los paquetes de la serie 1000 que se muestran en el cuadro 4.15. En ella se incluyen las redes asociadas a las centrales eléctricas CC Norte, ubicadas en la zona Chihuahua, TG San Lorenzo en la zona Puebla, CC Baja California (Mexicali II), Tijuana y la Yesca en el estado de Nayarit. Se consideran también los proyectos de compensación para el sureste del país. Asimismo, la compensación dinámica en la SE Nopala para el área Central. Con la incorporación de estas obras de los paquetes de la serie 1000 se reforzaría con 682 km-c de kilómetros de 4-38
líneas de transmisión, 1,373 MVA de capacidad de transformación y 1,277 MVAr de compensación. Metas para la serie 1000 Proyecto
FEO ¹
SLT 1001 Red de Transmisión Baja-Nogales SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Primera Fase) SLT 1002 Compensación y Transmisión Noreste-Sureste (Segunda Fase) SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Primera Fase) SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Segunda Fase) SE 1003 Subestaciones Eléctricas de Occidente (Tercera Fase) SE 1005 Noroeste SE 1006 Central-Sur 1010 Red de Transmisión Asociada a la CC Norte 1011 Red Asociada a la Conversión a CC de la TG San Lorenzo 1012 Red de Transmisión Asociada a la CC Baja California (Mexicali II) Opf 1013 Red de Transmisión Asociada a la CH La Yesca Total
Jun-07 Abr-08 Ene-09 Ago-08 Ago-09 Ago-12 Sep-08 Mar-09 Jul-09 Mar-08 Sep-08 Jul-11
km-c 101
MVA
MVAr
60 1,150
88 9 28 24 52 21 85 8 266 682
500 500 133 140 40
8 2
1,373
117 1,277
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.15
En junio de 2005 se enviaron para su autorización los paquetes de la serie 1100 que se muestran en el cuadro 4.16. Resaltan las redes de transmisión asociadas a los proyectos de generación Baja California II, La Venta III y CC Agua Prieta II. Adicionalmente se han programado proyectos de transmisión y transformación para el área Oriental, con los paquetes Transmisión y Transformación del Oriental y Transmisión y Transformación del Sureste. Asimismo, resalta por su importancia el denominado Transformación del Noreste.
4-39
Metas para la serie 1100 Proyecto
FEO ¹
LT 1101 Red de Transmisión Asociada a Baja California II LT 1105 Red de Transmisión Asociada a la CE La Venta III LT 1106 Red de Transmisión Asociada a la CC Agua Prieta II SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Primera Fase) SE 1110 Compensación Capacitiva del Norte (Segunda Fase) SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Primera Fase) SLT 1111 Transmisión y Transformación del Central-Occidental (Segunda Fase) SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Primera Fase) SLT 1112 Transmisión y Transformación del Noroeste (Segunda Fase) SE 1113 Compensación Dinámica Donato - Laguna Verde SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Primera Fase) SLT 1114 Transmisión y Transformación del Oriental (Segunda Fase) SE 1116 Transformación del Noreste (Primera Fase) SE 1116 Transformación del Noreste (Segunda Fase) SLT 1117 Transformación de Guaymas SLT 1118A Transmisión y Transformación del Norte (Primera Fase) SLT 1118B Transmisión y Transformación del Norte (Segunda Fase) SLT 1119 Transmisión y Transformación del Sureste SE 1120 Noroeste (Primera Fase) SE 1120 Noroeste (Segunda Fase) SE 1121 Baja California SE 1122 Golfo Norte SE 1123 Norte SE 1124 Bajío Centro SE 1125 Distribución (Primera Fase) SE 1125 Distribución (Segunda Fase) SE 1126 Centro Oriente SE 1127 Sureste SE 1128 Centro Sur SE 1129 Compensación Redes (Primera Fase) SE 1129 Compensación Redes (Segunda Fase) SE 1129 Compensación Redes (Tercera Fase) SE 1129 Compensación Redes (Cuarta Fase) SE 1129 Compensación Redes (Quinta Fase) SE 1129 Compensación Redes (Sexta Fase) SE 1129 Compensación Redes (Séptima Fase) Total
Oct-12 Oct-08 Ago-09 May-08 May-11 Jun-10 Jun-11 Jun-09 Feb-10 Nov-11 May-09 May-11 May-08 May-10 Abr-10 Jun-08 Jun-09 Mar-10 Abr-09 Abr-09 Dic-09 Nov-09 Ene-09 Oct-09 Oct-08 Jul-09 Dic-08 Dic-09 Dic-09 Ago-08 Ago-08 Ago-08 Ago-08 Ago-08 Ago-08 Ago-08
km-c
MVA
MVAr
61 185 316 270 149 49 28 201 262 159 48 351 7 113 109 175 26 75 106 9 106 68 328 146 7 49
300 300
15 28 900
1,300
1,500 133 133 875 159 140 60 210 60 60 59 40 150 50 140
117 9 8 4 13 4 4 3 2 198 3 8 43 13 28 19
8
2,816
6 5,684
59 39 2,101
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.16
En junio de 2006 se integraron los paquetes de la serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro 4.17. Destacan las redes de transmisión asociadas a las centrales generadoras de CI Guerrero Negro III y Humeros III. Asimismo se ha incorporado la red de transmisión de temporada abierta de proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec.
4-40
Metas para la serie 1200 Proyecto
FEO ¹
SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Primera Fase) SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Segunda Fase) SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California(Tercera Fase) SE 1202 Suministro de Energía a la Zona Manzanillo SLT 1203 Transmisión y Transformación Oriental - Sureste SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Primera Fase) SLT 1204 Conversión a 400 Kv del área Peninsular (Segunda Fase) SE 1205 Compensación Oriental - Peninsular SE 1206 Conversión a 400 Kv de la LT Mazatlán II - La Higuera SE 1210 Noroeste - Norte (Primera Fase) SE 1210 Noroeste - Norte (Segunda Fase) SE 1211 Noreste - Central (Primera Fase) SE 1211 Noreste - Central (Segunda Fase) SE 1211 Noreste - Central (Tercera Fase) SE 1212 Sur - Peninsular (Primera Fase) SE 1212 Sur - Peninsular (Segunda Fase) SE 1212 Sur - Peninsular (Tercera Fase) SE 1212 Sur - Peninsular (Cuarta Fase) 1213A Compensación de Redes (Primera Fase) 1213B Compensación de Redes (Segunda Fase) LT 1220 Red de Transmisión Asociada a Temporada Abierta de Eólicos LT 1222 Red de Transmisión Asociada a La CI Guerrero Negro III LT 1223 Red de Transmisión Asociada a Los Humeros II LT 1225 Red Red de Transmisión Asociada a La CC Norte II 1226 LT Red de Transmisión Asociada a Manzanillo I U1 y U2 Total
Jun-09 Jun-09 Jun-10 May-09 Jun-10 Mar-10 Jun-12 Jun-09 Ene-09 Ene-10 Abr-10 Jul-09 Dic-09 Dic-09 Mar-10 Jun-10 Dic-10 Nov-09 Dic-08 Dic-08 Dic-09 Oct-08 Oct-09 Oct-10 Oct-11
km-c
MVA
11 28 104 282 242 4
100 30 500 1,495 1,175 300
6 157 198 136 55 34 17 7 70 55 583
875 233 400 50 90 90 80 110 50 138
444 29 9 36 182 2,687
1,625
7,341
MVAr 200 5 2 24 1,108 278 175 13 31 4 5 4 5 7 63 8 320 675 2
100 3,028
1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.17
Finalmente en junio de 2007 se envió a la SHCP la relación de paquetes de la serie 1300 para su autorización en el PEF para el ejercicio fiscal 2008. Destaca el proyecto 1301 Interconexión de Baja California que consiste en unir el área Baja California Norte al SIN a través de un enlace asíncrono. En el anexo D se detalla el proyecto. Asimismo se solicita autorización para los proyectos de redes asociadas a las centrales Valle de México II y III, Tula U1, Baja California III, Río Moctezuma y Noreste. Ver cuadro 4.18. Metas para la serie 1300 Proyecto
FEO ¹
SLT 1301 Interconexión de Baja California SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Primera Fase) SLT 1302 Transmisión y Transformación Norte y Occidente (Segunda Fase) SLT 1303 Transmisión y Transformación Baja - Noroeste SLT 1304 Transmisión y Transformación del Oriental 1311 Red de Transmisión Asociada a Valle de México II y III 1312 Red Asociada a Repotenciación Tula U1 1313 Red Asociada a Baja California III 1314 Red Asociada a la CH Río Moctezuma 1315 Red Asociada a la CCC Noreste (Monterrey) SE 1320 Distribución Noroeste SE 1321 Distribución Noreste SE 1322 Distribución Centro SE 1323 Distribución Sur Total 1/ Fecha de entrada en operación
Cuadro 4.18
4-41
Abr-11 May-10 May-11 May-09 May-10 Oct-11 Oct-11 Oct-10 Oct-11 Oct-11 Dic-11 Abr-11 Sep-11 Jun-11
km-c 568 117 46 110 63
MVA
MVAr
800 500 50 300
175 6 15
216 210 240 160 2,476
72 43 46 10 366
66 44 142 130 133 378 15 1,812
4.5.1
Obras de subtransmisión con financiamiento externo
Con la finalidad de atender el crecimiento normal de la demanda en el nivel de media tensión y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, la Subdirección de Distribución de CFE ha estructurado paquetes con los proyectos que presentaron los mejores indicadores de rentabilidad en su evaluación financiera. SE 814 División Jalisco. Incluye una SE de 20 MVA de capacidad y relación de tensión de 115/23 kV con 16 kilómetros de línea de transmisión en el nivel de 115 kV. Su entrada en operación se programa para diciembre de 2010. 911 Noreste. Incluye dos subestaciones que aportarán 50 MVA de capacidad de transformación al sistema eléctrico y se ubicarán en las zonas Camargo y Monterrey. Se concluirá en diciembre de 2007. 912 División Oriente. Aportará 174 MVAr de potencia reactiva para mejorar la calidad del servicio en las zonas Orizaba, Papaloapan y Veracruz. Adicionalmente, considera una SE de 20 MVA de capacidad por instalarse en la de Teziutlán. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2008 la primera fase y septiembre de 2009 la segunda. 914 División Centro Sur. Consiste en dos subestaciones para un total de 50 MVA de capacidad de transformación por instalarse en las zonas Morelos y Tapachula. Asimismo 90 km de líneas de transmisión en la zona San Cristóbal. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2008. 915 Occidental. Incluye dos subestaciones que incrementarán la capacidad en 50 MVA de transformación. Se instalarán en las zonas Aguascalientes y Querétaro. Se concluirán en abril de 2008. SE 1005 Noroeste. Considera cinco subestaciones con una capacidad total de 140 MVA de transformación en el nivel 115 kV. Se instalarán en las zonas Culiacán, Hermosillo, Los Mochis, Nogales y Obregón. Se estima su entrada en operación para septiembre de 2008. SE 1006 Central-Sur. Incluye dos subestaciones para un total de 40 MVA de transformación y relación de tensión 115/13.8 kV. Se instalarán en las zonas Acapulco, Playa del Carmen y Valle de Bravo. Su entrada en operación está programada para febrero de 2009. SE 1120 Noroeste. Se incluyen dos subestaciones con capacidad de 40 MVA cada una. Adicionalmente considera 12 proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis, Guasave y Culiacán a fin de incorporar un total de 299 MVA de capacidad de transformación. Se estima su entrada en operación para abril de 2009. SE 1121 Baja California. El paquete consiste en ampliaciones de dos subestaciones con capacidad de 30 MVA cada una. Se incluyen dos bancos de tensión 115/13.8 kV que incrementarán la capacidad de transformación de la zona Tijuana de la División Baja California. Se concluirán para diciembre de 2009. SE 1122 Golfo Norte. Los principales aportes de este paquete son la línea Saltillo-Álamo-Agua Nueva con 40 km de longitud, además de siete proyectos de subestaciones de 115/34.5-13.8 kV y dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que incrementarán la capacidad de transformación y transmisión de las zonas Reynosa, Monterrey, Piedras Negras y Saltillo. Su entrada en operación se prevé para noviembre de 2009.
4-42
SE 1123 Norte. Considera dos proyectos de subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada uno, que se instalarán en la zonas Juárez y Torreón. Se concluirán en enero de 2009. SE 1124 Bajío Centro. Este paquete incluye las recalibraciones de los anillos de la red de subtransmisión en 115 kV de la ciudades de Aguascalientes e Irapuato y dos subestaciones de 115/13.8 kV de 30 MVA cada una. Con esto se incrementará la capacidad de transmisión y transformación de las zonas Aguascalientes, Irapuato, Celaya, Ixmiquilpan y Tampico, pertenecientes a las Divisiones Bajío y Golfo Centro respectivamente. Se estima su entrada en operación en octubre de 2009. SE 1125 Distribución. Incluye cinco proyectos de subestaciones de 115/34.5-23-13.8 kV y dos proyectos de líneas de transmisión en 115 kV que incrementarán la capacidad de transformación y transmisión de las zonas Río Verde, Huejutla, Valles, Matehuala, Zacatecas, Ixmiquilpan y Querétaro. Se concluirá en octubre de 2008 la primera fase y en julio de 2009 la segunda. SE 1126 Centro Oriente. Uno de los principales proyectos de este paquete es la compensación capacitiva en media tensión de la zona Puebla, con el propósito de corregir el factor de potencia, disminuir pérdidas eléctricas y mejorar la regulación de voltaje en media tensión. Asimismo incorpora cinco proyectos de transformación 150 MVA y un proyecto de líneas de transmisión en 115 kV en la zona Puebla. Su entrada en operación está programada para diciembre de 2008 la primera fase y diciembre de 2009 la segunda. SE 1127 Sureste. Considera dos subestaciones de 115/13.8 kV con 50 MVA, de los cuales 30 MVA serán en hexafloruro de azufre (SF6). Se instalarán en las zonas Oaxaca y Villahermosa. Se estima su entrada en operación en diciembre de 2009. SE 1128 Centro Sur. Incluyen proyectos de subestaciones de 115/23-13.8 kV que aportarán 140 MVA de capacidad de transformación en las zonas Iguala, Acapulco, Atlacomulco y Valle de Bravo. Se concluirá en diciembre de 2009. SE 1129 Compensación Media Tensión Redes. Aportará 201 MVAr de compensación capacitiva al sistema de media tensión, con el propósito de corregir el factor de potencia, disminuir pérdidas y mejorar la regulación de voltaje de las Divisiones de Distribución Baja California, Noroeste, Norte, Golfo Centro, Bajío y Sureste. Su entrada en operación está programada para agosto de 2008. SE 1210 Noroeste-Norte. Incorporará 633 MVA de capacidad de transformación con relación de 115/34.5 kV y 115/13.8 kV y 355 kilómetros de líneas de transmisión. Los proyectos permitirán atender los crecimientos de la demanda en las zonas Hermosillo, Navojoa, Los Mochis y Mazatlán del área Noroeste, y las zonas Torreón, Moctezuma, Casas Grandes, Chihuahua, Parral, Camargo, Ciudad Juárez y Cuauhtémoc. Se tiene en programa para enero y abril de 2010. SE 1211 Noreste-Central. Incorporará 230 MVA de capacidad de transformación con bancos de relación de tensión de 115/13.8 kV y 225 kilómetros de líneas de transmisión. Se estima la entrada en operación de la primera fase para abril de 2008 y para junio de 2009 la segunda y la tercera. SE 1212 Sur-Peninsular. Incluye 408 MVA de capacidad de transformación en los niveles de 115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV y 147 kilómetros de líneas de transmisión en las zonas de Atlacomulco, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Playa del Carmen, Teziutlán, Jalapa, Orizaba, Tuxtla Gutiérrez, Oaxaca, Villahermosa, Huatulco y Chontalpa.
4-43
SE 1320 Distribución Noroeste. El proyecto incorporará 216 MVA de Transformación en los niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV en la zonas de Tijuana, Mazatlán, Hermosillo, Navojoa, Obregón y Cananea. Asimismo incluirá 130 kilómetros de líneas de transmisión. SE 1321 Distribución Noreste. Incluye 210 MVA de transformación en los niveles de 115/13.8 kV y 115/34.5 kV en las zonas Monclova, Monterrey, Reynosa, Camargo y Torreón. Asimismo 133 kilómetros de líneas de transmisión. SE 1322 Distribución Centro. Considera proyectos de transformación de los niveles de 115/13.8 kV, 115/23 kV y 115/34.5 kV que incorporarán 240 MVA de transformación en las zonas Irapuato, Los Altos, Costa, Minas, Chapala, Huejutla, Zihuatanejo y Morelos. SE 1323 Distribución Sur. Incorporarán 160 MVA de transformación en las zonas de Cancún, Mérida, Papaloapan, Chontalpa y Poza Rica.
4.6
Capacidad de transmisión entre regiones
La red eléctrica principal de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En ciertas áreas del país los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo cual su interconexión se ha realizado de manera gradual en la medida en que los proyectos se han justificado técnica y económicamente. En general, la capacidad de transmisión de los enlaces entre las regiones del sistema depende de manera importante del nivel de la demanda y de la capacidad de generación disponible. Así, la potencia máxima a que se puede transmitir por un enlace depende de los siguientes factores:
Límite térmico de los conductores Límite aceptable de voltaje en los extremos del enlace Margen de seguridad que permita preservar la integridad y estabilidad del sistema ante la desconexión imprevista de una unidad generadora o de una línea de transmisión
En el caso de la red eléctrica principal, el segundo y tercer factor son los que restringen con mayor frecuencia la potencia máxima de transmisión en los enlaces. El sistema se ha desagregado en 50 regiones para estudios de red troncal: 42 para el SIN y ocho para el sistema Baja California. La figura 4.11 muestra la capacidad de transmisión entre regiones para 2011, considerando los proyectos que entrarán en operación en el periodo 2007 — 2011.
4-44
Capacidad de transmisión entre regiones (MW) 2011 43 800 46 44 350
520
370 47 300
45 1
500
7 2
600
360 8
550
400
12
400
3
525
9 650
2100
48 90
11
650
300
50 1200
1300
300
6
1) Hermosillo 2) Nacozari 3) Obregón
18) Valles
10
19) Huasteca
80 14
1200
200 900 21
1350
15 1350
750
23
Regiones
16
17
300
5
49 240
13
250
4
19 900 24
1100 1100 18
400 1550 1600
1500 20
1500
1000
10) Durango
27) Carapan
11) Laguna
28) Lázaro Cárdenas
12) Río Escondido
29 31 3500 22 1200 1300 25 600 1800 700 2650 310 750 32 30 26 27 1100 480 2560 1500 370 450 33 2100 36 37 28 3250 1290 1750 270 650 35) Temascal 1340 35 34 1500 36) Coatzacoalcos 38
29) Querétaro
37) Tabasco
20) Tamazunchale
4) Los Mochis
21) Tepic
5) Culiacán
22) Guadalajara
6) Mazatlán
23) Aguascalientes
7) Juárez
24) San Luis Potosí
8) Moctezuma
25) Salamanca
9) Chihuahua
13) Nuevo Laredo 14) Reynosa
26) Manzanillo
30) Central 31) Poza Rica
1950
38) Grijalva
40 1100 39
560 41 260 42
42) Chetumal 43) WECC(EUA) 44) Tijuana
48) Villa Constitución
15) Matamoros
32) Veracruz
39) Lerma
16) Monterrey
33) Puebla
40) Mérida
46) Mexicali
49) La Paz
17) Saltillo
34) Acapulco
41) Cancún
47) San Luis Río C.
50) Los Cabos
45) Ensenada
Figura 4.11
4.7
Interconexiones nacionales e internacionales
4.7.1
Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional
El SEN está conformado por nueve áreas eléctricas, de las cuales siete operan interconectadas de modo permanente y conforman el SIN, el cual cubre la mayor parte del territorio del país. Actualmente, sólo los estados de Baja California y Baja California Sur operan de manera aislada del resto del sistema y entre ellos. Debido a la diversidad de la carga que se presenta en el SIN con respecto al ACBC, en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede ser generada en unidades menos costosas, de modo que se obtenga un beneficio económico global. Así, la interconexión del ACBC con el resto del SIN nace de la necesidad de utilizar de mejor manera la infraestructura de generación del SEN, aprovechando las condiciones climatológicas que se presentan en el área Baja California, las cuales producen un comportamiento muy variable a lo largo del año: una gran demanda por las altas temperaturas en el periodo de
4-45
verano y una disminución considerable en el invierno, motivada por las bajas temperaturas que se alcanzan específicamente en Mexicali y San Luis Río Colorado. Debido a las características físicas del SIN y el sistema eléctrico de Baja California, conectado en forma permanente con el WECC, y en razón de las reglas y estrategias de operación que se han establecido para cada uno de ellos, el enlace de interconexión debe ser necesariamente asíncrono. En el anexo D se detallan los aspectos relativos a este proyecto. 4.7.2
Interconexión CFE - Guatemala
El alcance de este proyecto comprende las siguientes obras: la construcción de una línea de transmisión Tapachula potencia – Suchiate de doble circuito en 400 kV, tendido del primer circuito con una longitud de 27 km – circuito, dos conductores por fase calibre 1113 ACSR en torres de acero, y un alimentador en 400 kV ubicado en la SE Tapachula potencia para la interconexión con la red eléctrica Centroamericana (Guatemala) en la SE Los Brillantes. Este proyecto hará factible la participación de México en diversos mercados eléctricos mediante transacciones de potencia y energía, entre México – Guatemala y México – Centroamérica. Asimismo, la transferencia por el enlace de interconexión permitirá controlar la distribución de flujos de potencia en la red de Guatemala, reducir las pérdidas de energía eléctrica y mejorar el margen de potencia reactiva en el sistema de ese país. Se estima una capacidad inicial de transferencia del enlace en 200 MW de México a Guatemala y de 70 MW en sentido contrario. Respecto de su construcción, a septiembre de 2007 el proyecto tiene un avance de 96% en el lado mexicano. Se estima su entrada en operación para el segundo semestre de 2008 con base en los avances de construcción del lado Guatemala. En el mediano plazo, en Centroamérica se tiene considerado el desarrollo del proyecto Sistema de Interconexión Eléctrica para los países de América Central (SIEPAC), el cual incrementará los niveles de transferencia de energía entre las naciones involucradas, por lo que el enlace de interconexión CFE – Guatemala podría ser complementado con un dispositivo asíncrono, que permitiría incrementar la confiabilidad y la seguridad en la operación. En la figura 4.12 se muestra el trazo de las líneas.
4-46
El proyecto México — Guatemala SUBESTACIÓN TAPACHULA POT.
L.T. TAPACHULA POTENCIA – LOS BRILLANTES
PUNTO DE INTERCONEXIÓN LONGITUD OESTE 92°10´21” LATITUD NORTE 14°45´13”
30 km
iat
e
Tramo: Tapachula Potencia – Suchiate 400kV – 2C- 27.4 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito SUBESTACIÓN LOS BRILLANTES km
70 km Tramo: Suchiate – Los Brillantes 400kV – 2C- 69.9 km – 1113 ACSR – TA Tendido primer circuito
Rí
o
Su
ch
Rí
ia
o
te
Su
ch
MÉXICO
69 .9
GUATEMALA
Figura 4.12
4.8
Pérdidas de energía
En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica, se presentan pérdidas tanto técnicas, por efecto joule, como no técnicas por acciones ilícitas. A fin de reducir las pérdidas técnicas se requerirán inversiones para la construcción de obras adicionales. Para la disminución de las no técnicas, se requieren montos de inversión menores a fin de apoyar brigadas que eviten los usos ilícitos. CFE realizó un estudio con objeto de reducir las pérdidas en la red eléctrica en los niveles de transmisión y distribución, el cual ha servido como marco de referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su mitigación. Los resultados del mismo se han llevado gradualmente a la práctica con acciones encaminadas a disminuirlos en función de los recursos presupuestales disponibles. Con dichas acciones, se obtendrán efectos adicionales tales como: liberación de capacidad instalada, uso racional de la energía, disminución en el consumo de energéticos y reducción de contaminantes a la atmósfera. 4.8.1
Pérdidas de energía en el nivel de transmisión
Entre las acciones implementadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores (al valor inmediato superior) en líneas que resultaron con pérdidas mayores a un porcentaje establecido; así mismo en el caso de las nuevas se modificó el criterio para determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más relevantes han sido: a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 a 1113 MCM b) Incremento de dos a tres conductores por fase en redes de transmisión asociadas a centrales generadoras de 400 kV 4-47
Con la programación de las obras para los próximos 10 años en el nivel de transmisión, CFE estima conservar al menos el mismo porcentaje de pérdidas, similar al promedio de los últimos tres años. En la figura 4.13 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel de transmisión para CFE, LyFC y el SEN. Como se observa, los porcentajes de este último han registrado una tendencia a la baja derivada de las acciones implementadas. 4.8.2
Pérdidas de energía en el nivel de distribución
Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de oportunidad para lograr una reducción tanto en las pérdidas técnicas como en las no técnicas, hasta lograr valores de porcentaje económicamente atractivos. En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución tanto de las técnicas como de las no técnicas. Las principales acciones para su disminución entre otras son:
Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios
Sin embargo, por restricciones presupuestales, su aplicación se ha hecho de manera parcial, de tal modo que los resultados no muestran la reducción esperada. En la figura 4.14 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años para CFE, LyFC y su integración a nivel del SEN. Se observa en CFE una tendencia estable en los últimos dos años debido a las acciones implementadas, en especial las de usos ilícitos.
4-48
Pérdidas de energía en transmisión (%)
1/
SEN 2.85
2.82
2.80
Energía Energía 5.15 5.15 4.05 TWh TWh
Energía 5.23 TWh
Energía 5.150 TWh
2003
2004
2.58
2002
2.37
Energía 5.30 TWh
2005
Energía 5.07 TWh
2006
CFE 2.24 2.19
Energía 4.04 TWh
2.14
Energía 4.05 TWh
Energía 4.19 TWh
2.00 1.96
Energía 4.01 TWh 2002
2003
2004
2005
Energía 4.26 TWh 2006
LyFC
2.69
Energía 1.11 TWh Energía 1.11 TWh
2002
2.80
Energía 1.19 TWh Energía 1.19 TWh
2003
2.96
Energía 1.30 TWh Energía 1.30 TWh
2004
Figura 4.13
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
4-49
2.86
Energía 1.29 TWh Energía 1.29 TWh
2005
1.75
Energía 0.81 TWh
2006
Pérdidas de energía en el proceso de distribución (%)
1/
SEN 15.69 15.21 14.60 14.33
13.66 Energía 25.78 TWh
2002
Energía 27.85 TWh
2003
Energía 29.41 TWh
2004
Energía 32.12 TWh
2005
Energía 34.52 TWh
2006
CFE
11.62
11.22
10.60 Energía 15.84 TWh
2002
11.01 Energía 16.95 TWh
Energía 16.95 TWh 2003
Energía 17.94 TWh
Energía 19.55 TWh
Energía 19.55 TWh
Energía 17.94 TWh
2004
2005
11.55 Energía 20.22 TWh
Energía 20.22 TWh
2006
LyFC
31.64 30.56
26.57
28.25
28.25
Energía 12.09 TWh
Energía 12.77 TWh
2003
2004
Energía 13.85 TWh
Energía 14.30 TWh
Energía 11.04 TWh 2002
Figura 4.14
1/
% = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida Fuente: Comité de Análisis de Pérdidas (CANPER)
4-50
2005
2006
5.
REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2008 - 2017
En el cuadro 5.1 se presentan los montos de inversión necesarios para atender el servicio público de energía eléctrica proporcionado por CFE. Éstos se han agrupado en los conceptos de generación, transmisión, distribución, mantenimiento de centrales y otras inversiones. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos típicos a las obras definidas en capítulos previos. Requerimientos de inversión 2008-20171,2/ (millones de pesos de 2007) CONCEPTO GENERACIÓN PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
2017
TOTAL
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
19,871
29,959
31,563
28,516
32,361
35,607
35,447
33,256
29,825
2,862
7,587
9,481
4,077
1,618
2,095
2,458
615
30,793
4,077
1,618
2,095
2,458
615
21,797
26,918
2008-2017 303,323
1
Nuevos Ciclos Combinados
1,819
3,809
5,306
2
Nuevas Centrales Eólicas
1,043
3,778
4,175
13,060
18,716
17,356
16,340
17,700
17,991
16,962
12,296
6,867
2,308
139,596
2,211
3,194
4,482
4,626
5,179
3,190
3,156
2,891
1,851
841
31,621
684
2,348
851
6,868
7,838
6,235
3,269
1,659
2,364
2,585
803
126
34,068 50,060
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
8,996
3
Nuevas Hidroeléctricas
4
Nuevas Geotermoeléctricas y Eólicas
5
Nuevos Ciclos Combinados
2,321
6
Nuevas Carboeléctricas
1,960
784
1,698
4,734
8,572
12,115
10,221
5,665
3,227
1,084
7
Nuevas Unidades de Combustión Interna
346
781
684
497
680
1,027
1,221
1,155
986
257
8
Rehabilitaciones y Modernizaciones
5,538
4,741
1,803
248
3,949
3,656
3,148
3,099
2,880
258
360
204
202
103
411
644
619
521
416
258
360
204
202
103
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
1,578
5,000
10,163
15,263
15,667
20,141
22,756
24,507
115,075
10,225
12,668
11,676
13,395
12,816
10,547
10,019
10,453
11,071
11,733
114,604
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
Programa de Transmisión
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
3,145
3,761
5,243
10,775
5,658
5,244
5,268
5,537
5,984
6,470
57,086
OBRA PRESUPUESTAL 9
Hidroeléctricas
10 11
Rehabilitaciones y Modernizaciones OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR TRANSMISIÓN
12
OBRA PRESUPUESTAL 13
Programa de Transmisión
14
Modernización de Transmisión (STyT)
15
Modernización de sistemas de control (CENACE)
3,883
7,634 12,330 17,859 3,738 14,121
711
1,085
2,928
7,701
2,386
1,768
1,584
1,639
1,696
1,754
23,252
2,067
2,272
1,871
2,586
2,735
2,885
3,034
3,183
3,501
3,851
27,985
367
404
444
488
537
591
650
715
787
865
5,849
19,708
19,510
16,752
14,742
14,768
8,927
9,681
9,932
10,190
10,516
134,726
OBRA PÚBLICA FINANCIADA
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
Programa de Subtransmisión
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
16,099
14,879
15,296
14,293
12,770
6,910
7,203
7,366
7,533
7,764
110,113 14,041
DISTRIBUCIÓN 16
OBRA PRESUPUESTAL 17
Programa de Subtransmisión
1,943
1,980
2,782
2,240
704
710
873
904
936
969
18
Programa de Distribución
9,115
7,674
7,370
6,795
6,888
6,200
6,330
6,462
6,597
6,795
19
Modernización de Distribución
5,041
5,225
5,144
5,258
5,178
7,903
7,804
8,089
8,081
7,801
7,851
8,298
8,257
8,338
8,390
80,812
1,504
1,561
1,561
1,630
1,671
1,725
1,784
1,810
1,810
1,810
16,866
6,399
6,243
6,528
6,451
6,130
6,126
6,493
6,372
6,399
6,371
63,512
21
75
129
209
434
63,445
61,898
59,424
57,557
633,465
MANTENIMIENTO 20
PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA
70,226 25,846
OBRA PRESUPUESTAL 21
Centrales generadoras de CFE OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
57,707
Subtotal 22
OTRAS INVERSIONES PRESUPUESTALES
3/
TOTAL
69,941
68,080
64,734
67,746
62,932
414
426
439
452
466
480
494
509
524
540
4,744
58,121
70,367
68,519
65,186
68,212
63,412
63,939
62,407
59,948
58,097
638,209
23,749
32,254
25,245
19,409
26,856
25,311
24,191
19,778
14,611
10,323
221,727
4,366
9,148
11,042
5,707
3,289
3,820
4,242
2,425
1,810
1,810
47,659
30,006
28,965
30,654
35,070
27,904
19,018
19,818
19,988
20,642
21,248
253,314
1,578
5,000
10,163
15,263
15,688
20,216
22,885
24,716
115,509
RESUMEN DE INVERSIONES: OBRA PÚBLICA FINANCIADA PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA OBRA PRESUPUESTAL OBRAS CON ESQUEMA POR DEFINIR
1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes. Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 6% para los proyectos de transmisión y subtransmisión 2/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro 3/ Incluye equipo de cómputo, de comunicaciones, mobiliario y equipo de oficina, equipo de transporte y edificios
Cuadro 5.1
5-1
En el horizonte de planificación considerado, se estima que 39.7% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, 34.7% del total utilizaría el esquema de obra pública financiada y 7.5% la modalidad de producción independiente de energía. Aún no se ha definido el esquema de financiamiento que se utilizaría para el 18.1% restante. Las figuras 5.1 y 5.2 resumen las inversiones por rubros y por modalidad del financiamiento. Inversiones por proceso1/ 303,323 638,209 millones de pesos de 2007
134,726 114,604 80,812
4,744 Generación
Transmisión
Distribución
Mantenimiento
Otras
1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro
Figura 5.1
Inversiones por modalidad de financiamiento1/ 303,323 17,859
638,209 millones de pesos de 2007
115,075
30,793
134,726 114,604 57,086
139,596
57,518 Generación OPF
Transmisión PIE
80,812 110,113 63,512 434 24,613
16,866
Distribución
Mantenimiento
Esquema por definir
1/ Excluye inversiones de autoabastecimiento y de Luz y Fuerza del Centro
Figura 5.2
5-2
Presupuestal
4,744 Otras
Las inversiones en generación se clasifican en cuatro rubros: producción independiente de energía, obra pública financiada, obra presupuestal (OP) y obras con esquema por definir. En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, carboeléctricas y de combustión interna en Baja California Sur. También se clasifican bajo este rubro las inversiones para la repotenciación de centrales. En la categoría con esquema pendiente se incluyen las plantas de ciclo combinado y con tecnología libre, cuya modalidad de financiamiento se definirá posteriormente por las autoridades correspondientes. En la modalidad de producción independiente de energía se consideran únicamente las centrales aprobadas con este esquema de financiamiento. En el concepto de transmisión se identifican las inversiones en proyectos desarrollados como OPF y OP. Como se indica en la nota 1 del cuadro 5.1, los montos de inversión estimados incluyen costos asociados a eventualidades durante la ejecución de las obras de transmisión. En el cuadro 5.2 se detalla la información sobre las inversiones de la Subdirección de Construcción y la Subdirección de Distribución en obras de transmisión y subtransmisión respectivamente. El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados en los conceptos 12 y 13 del cuadro 5.1. Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento corresponden a los rubros 16 y 17 del mismo cuadro. Programa de inversiones en transmisión por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2007) 1/ 2008 Subdirección de Construcción
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 4/
Total
2/
Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total
711
1,085
2,928
7,701
2,386
1,768
1,584
1,639
1,696
1,754
23,252
7,080
8,907
6,433
2,620
7,158
5,303
4,751
4,916
5,087
5,263
57,518
7,791
9,992
9,361
10,321
9,544
7,071
6,335
6,555
6,783
7,017
80,770
2017 4/
Total
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Subdirección de Distribución 3/ Obra Presupuestal
1,943
1,980
2,782
2,240
704
710
873
904
936
969
14,041
Obra Pública Financiada
3,609
4,631
1,456
449
1,998
2,017
2,478
2,566
2,657
2,752
24,613
5,552
6,611
4,238
2,689
2,702
2,727
3,351
3,470
3,593
3,721
38,654
Total
1/ 2/ 3/ 4/
COPAR 2007 Programa de transmisión Programa de subtransmisión Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.2
A su vez el cuadro 5.3 presenta las inversiones en líneas de transmisión, subestaciones y equipos de compensación reactiva por modalidad de financiamiento. El total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 12 y 16 para OPF y los rubros 13 y 17 para OP del cuadro 5.1.
5-3
Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento (millones de pesos de 2007) 1/ 2008 Líneas Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Total
Obra Pública Financiada Total
Obra Pública Financiada Total
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
993
2,607
4,722
1,479
1,061
956
990
1,028
1,081
16,026
3,459 4,568
4,327 5,320
2,417 5,024
563 5,285
4,323 5,802
3,070 4,131
2,729 3,685
2,824 3,814
2,933 3,961
3,088 4,169
29,733 45,759
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
1,401
1,873
2,740
4,530
1,339
1,137
1,285
1,331
1,376
1,408
18,420
6,277 7,678
7,782 9,655
4,532 7,272
2,324 6,854
4,017 5,356
3,413 4,550
3,856 5,141
3,995 5,326
4,127 5,503
4,225 5,633
44,548 62,968
2008 Compensación Obra Presupuestal
2010
1,109
2008 Subestaciones Obra Presupuestal
2009
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
145
198
363
689
272
279
215
221
228
234
2,844
952 1,097
1,430 1,628
940 1,303
182 871
816 1,088
838 1,117
645 860
664 885
684 912
702 936
7,853 10,697
1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.3
Adicionalmente en el cuadro 5.4 se muestra el desglose de la inversión en líneas, subestaciones y equipos de compensación reactiva, independiente del esquema de financiamiento. El total de la Subdirección de Construcción corresponde a la suma de los montos indicados en el cuadro 5.1 para los conceptos 12 y 13. Asimismo el total de la inversión en la Subdirección de Distribución corresponde a la suma de los montos para los conceptos 16 y 17 en el mismo cuadro. Programa de inversiones en líneas, subestaciones y compensación (millones de pesos de 2007) 1/ 2008 Subdirección de Construcción Líneas
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
2,518
3,344
3,934
4,640
5,246
3,662
3,216
3,331
3,450
3,573
36,914
Subestaciones
4,440
5,400
4,379
4,986
3,378
2,423
2,461
2,548
2,639
2,733
35,387
Compensación
833 7,791
1,248 9,992
1,048 9,361
695 10,321
920 9,544
986 7,071
658 6,335
676 6,555
694 6,783
711 7,017
8,469 80,770
Total
2008 Subdirección de Distribución Líneas
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2/
Total
2,049
1,977
1,090
645
557
468
469
483
511
598
8,847
Subestaciones
3,239
4,253
2,893
1,868
1,977
2,127
2,679
2,777
2,863
2,900
27,576
Compensación
264 5,552
381 6,611
255 4,238
176 2,689
168 2,702
132 2,727
203 3,351
210 3,470
219 3,593
223 3,721
2,231 38,654
Total
1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.4
En el cuadro 5.5 se muestra lo destinado a infraestructura de transmisión clasificado por niveles de tensión. El monto total de la inversión en todos los niveles de tensión corresponde a la suma de los rubros 12, 13, 16 y 17 del cuadro 5.1.
5-4
Inversiones en transmisión por nivel de tensión (millones de pesos de 2007) 1/ 2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017 2/
Total
Líneas 400 kV
1,185
1,724
2,447
3,176
4,204
3,135
2,534
2,625
2,718
2,814
230 kV
703
556
955
796
419
255
400
414
429
444
5,371
2,680 4,568
3,040 5,320
1,622 5,024
1,313 5,285
1,179 5,802
741 4,131
751 3,685
775 3,814
814 3,961
911 4,169
13,826 45,759
2017 2/
Total
161-69 kV Total
2008 Subestaciones 400 kV
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
26,562
1,473
2,792
2,118
2,199
1,912
1,688
1,448
1,499
1,553
1,608
18,290
230 kV
1,190
1,708
1,480
2,002
1,001
475
743
769
797
825
10,990
161-69 kV
5,015 7,678
5,155 9,655
3,674 7,272
2,653 6,854
2,443 5,356
2,387 4,550
2,950 5,141
3,058 5,326
3,153 5,503
3,200 5,633
33,688 62,968
2017 2/
Total
Total
2008 Compensación 400 kV
Total
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
7,123
599
1,060
922
543
798
892
556
570
584
599
121
80
28
22
32
26
33
34
36
37
449
377 1,097
488 1,628
353 1,303
306 871
258 1,088
199 1,117
271 860
281 885
292 912
300 936
3,125 10,697
230 kV 161-69 kV
2009
1/ COPAR 2007 2/ Considera inversiones asociadas a obras con entrada en operación posterior a 2017
Cuadro 5.5
En los cuadros 5.6 y 5.7 se detallan los programas de inversión en redes de distribución y en infraestructura de transmisión. En el 5.6 se incluye lo destinado a la modernización de distribución que se reporta en el cuadro 5.1 en el concepto 19. Programa de inversión presupuestal en redes de distribución (millones de pesos de 2007) Redes de distribución Construcción y ampliación de líneas Construcción y ampliación de subestaciones Ampliación de redes de distribución Acometida y medidores Centros de atención a clientes Adquisición de: equipo de oficina y muebles, herramienta y equipo de laboratorio; equipo de cómputo y comunicaciones ; y transporte Adquisición de materiales para la reducción de pérdidas no técnicas de distribución Subtotal
2008 1,018
2009 779
2010
2011
702
588
2012 331
2013 277
2014 282
2015 289
2016 294
2017 303
Total 4,863
1,323
930
721
651
537
186
190
194
198
204
5,134
2,271
1,974
2,087
1,828
1,828
1,860
1,898
1,938
1,980
2,039
19,703
1,808
1,850
1,920
1,960
1,920
70
72
73
75
77
9,825
907
648
536
394
394
561
574
585
597
615
5,811
1,738
1,443
1,354
1,324
1,828
3,198
3,265
3,333
3,402
3,504
24,389
50 9,115
50 7,674
50 7,370
50 6,795
50 6,888
48 6,200
49 6,330
50 6,462
51 6,597
53 6,795
501 70,226
Modernización de distribución 878
878
876
877
872
4,381
Rezago en líneas
1,465
1,633
1,562
1,684
1,597
7,941
Rezago en redes
1,693
1,708
1,699
1,690
1,705
8,495
Rezago en equipo de transporte
315
315
315
315
314
1,574
Rezago en herramientas y equipo de laboratorio
188
187
188
188
186
937
11
11
11
11
11
55
132
133
133
133
134
665
Rezago en subestaciones
Rezago en equipo de oficina y muebles Reazago en equipo de cómputo y comunicaciones Rezago en edificios Subtotal Total
359
360
360
360
359
1,798
5,041 14,156
5,225 12,899
5,144 12,514
5,258 12,053
5,178 12,066
25,846 96,072
Cuadro 5.6
5-5
6,200
6,330
6,462
6,597
6,795
En el cuadro 5.7 se detalla la información presentada en el rubro 14 del cuadro 5.1. Programa de inversiones de la Subdirección de Transmisión y Transformación (millones de pesos de 2007) Obra presupuestal
2008
Modernización de subestaciones y líneas Equipamiento operativo Equipo y herramientas de trabajo Total
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
1,362
1,505
1,082
1,791
1,934
2,077
2,220
2,363
2,599
2,858
19,791
144
147
147
149
151
153
156
158
174
192
1,571
561 2,067
620 2,272
642 1,871
646 2,586
650 2,735
655 2,885
658 3,034
662 3,183
728 3,501
801 3,851
6,623 27,985
Cuadro 5.7
Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 5.8 por modalidad de financiamiento. La identificación de los montos en este cuadro respecto a los del 5.1 se indican entre paréntesis después de cada concepto. Bajo la modalidad OP se encuentra la rehabilitación y modernización (10) y en el esquema OPF, también se presenta la rehabilitación y modernización de centrales mediante proyectos de infraestructura productiva. Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras (millones de pesos de 2007) Obra presupuestal
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Total
Rehabilitaciones y modernizaciones
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
14,121
Total
3,538
3,012
2,529
2,578
2,464
14,121
2008
2009
2010
2011
2012
Obra pública financiada
1/
2013
2014
2015
2016
2017
Total
Rehabilitaciones y modernizaciones CGT Cerro Prieto, U5
17
CT Carbón II, U2 y U4
50
17 50
386
362
CH Micos - CH Electroquímica
39
10
CH Portezuelo I y II
69
23
CH Infiernillo
85
22
CT Tula, U1 y U2
682
567
CCC Huinalá, U6
489
204
2,210
2,210
CT Manzanillo I, U1 y U2
CN Laguna Verde CT Puerto Libertad, U2 y U3 CT Punta Prieta, U2
779
31
49 92 115
8
1,249 693 6,039
1,619
25
25
7
7
CH Sanalona
20
2
22
CT Poza Rica
689
501
1,190
CCC El Sauz, paquete 1
770
840
CGT Cerro Prieto, U3 y U4 Total
5,538
4,741
1,610 145
248
393
1,803
248
12,330
1/ La información de los proyectos de infraestructura productiva está definida hasta 2011
Cuadro 5.8
5-6
6.
EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO
6.1
Mercado eléctrico
En el capítulo 1 se señalaron los supuestos básicos para la estimación del desarrollo del mercado eléctrico en los próximos años, en lo que se refiere a los pronósticos global, regional y sectorial del escenario de planeación. En esta sección se indican los pronósticos realizados para los escenarios bajo y alto a partir de los modelos sectoriales y regionales. 6.1.1
Pronóstico del consumo de electricidad
Las tasas medias de crecimiento para cada uno de los escenarios se resumen en el cuadro 6.1. En los tres escenarios se presentaron tasas similares respecto a 2006; en el bajo tres décimas arriba, en el de planeación una arriba y en el alto una abajo. Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica
Escenario
bajo planeación alto
2006-2016
2007-2017
%
%
3.6 4.8 5.4
3.9 4.9 5.3
Cuadro 6.1
En el escenario de planeación se estima que las ventas más autoabastecimiento serán de 332.8 TWh en 2017. En cambio, para el bajo alcanzarán 299.7 TWh y 349.0 TWh para el alto. 6.1.2
Pronóstico del consumo autoabastecido
La estimación de este rubro se ha considerado igual para cuadro 1.13 en el capítulo 1. 6.1.3
todos los escenarios. Ver
Pronóstico de ventas del servicio público
Las tasas de crecimiento de las ventas para servicio público, obtenidas de la agregación de ventas sectoriales, se presentan en el cuadro 6.2.
6-1
Crecimiento medio de las ventas1/ Servicio público
Escenario
2006-2016 %
2007-2017 %
bajo planeación alto
3.8 5.1 5.8
4.0 5.1 5.6
1/ No incluye exportación
Cuadro 6.2
En la figura 6.1 se muestra la evolución de las ventas para los tres escenarios a 2017. Escenarios de ventas Servicio público 1/ TWh 350
320.3 300
304.1
271.0 250
200
150
100 2000 2001
2002 2003 2004 2005
tmca:
5.6% alto
2006 2007 2008
2009 2010 2011
5.1% planeación
2012 2013 2014 2015
2016 2017
4.0% bajo
1/ Excluye exportación
Figura 6.1
Para 2011 las ventas previstas en el escenario de planeación llegan a 227.3 TWh, en el bajo son de 217.0 TWh y en el alto de 232.3 TWh. 6.1.4
Escenario bajo
Los cuadros 6.3 a 6.5 muestran la estimación regional de las ventas, consumo bruto y demanda máxima para los próximos años.
6-2
Estimación de ventas del servicio público Escenario bajo (GWh) Área
tmca (2007-2017) %
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central incremento %
32,876 0.69
33,412 1.63
33,615 0.61
34,269 1.95
34,934 1.94
35,527 1.70
36,272 2.10
37,004 2.02
37,935 2.52
38,937 2.64
39,990 2.70
1.9
Oriental incremento %
29,512 4.79
30,595 3.67
31,813 3.98
33,317 4.73
35,056 5.22
36,836 5.08
38,640 4.90
40,499 4.81
42,445 4.81
44,495 4.83
46,646 4.83
4.7
Occidental incremento %
41,035 5.53
43,015 4.83
44,814 4.18
46,582 3.95
48,184 3.44
49,662 3.07
51,563 3.83
53,481 3.72
55,382 3.55
57,341 3.54
59,261 3.35
3.9
Noroeste incremento %
14,218 6.45
14,908 4.85
15,480 3.84
16,059 3.74
16,173 0.71
15,949 -1.39
16,464 3.23
16,989 3.19
17,509 3.06
18,049 3.08
18,600 3.05
3.1
Norte incremento %
15,317 6.17
16,365 6.84
17,086 4.41
17,738 3.82
18,452 4.03
19,199 4.05
20,041 4.39
20,850 4.04
21,643 3.80
22,468 3.81
23,273 3.58
4.4
Noreste incremento %
32,253 5.87
34,401 6.66
36,686 6.64
38,992 6.29
41,450 6.30
43,886 5.88
46,063 4.96
48,059 4.33
50,051 4.14
52,248 4.39
54,644 4.59
5.5
Baja California incremento %
10,257 6.60
10,841 5.69
11,300 4.23
11,813 4.54
12,299 4.11
12,752 3.68
13,170 3.28
13,571 3.04
13,955 2.83
14,340 2.76
14,723 2.67
3.9
Baja California Sur incremento %
1,492 9.30
1,619 8.51
1,739 7.41
1,865 7.25
1,982 6.27
2,095 5.70
2,204 5.20
2,310 4.81
2,427 5.06
2,549 5.03
2,679 5.10
6.3
Peninsular incremento %
6,680 5.35
7,075 5.91
7,475 5.65
7,921 5.97
8,363 5.58
8,790 5.11
9,207 4.74
9,623 4.52
10,062 4.56
10,515 4.50
10,977 4.39
5.1
Subtotal 1/ incremento %
183,640 4.77
192,231 4.68
200,008 4.05
208,556 4.27
216,893 4.00
224,696 3.60
233,624 3.97
242,386 3.75
251,409 3.72
260,942 3.79
270,793 3.78
4.0
109 12.37
115 5.50
120 4.35
125 4.17
131 4.80
137 4.58
143 4.38
149 4.20
156 4.70
163 4.49
170 4.29
5.2
183,749 4.78
192,346 4.68
200,128 4.05
208,681 4.27
217,024 4.00
224,833 3.60
233,767 3.97
242,535 3.75
251,565 3.72
261,105 3.79
270,963 3.78
4.0
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
185,048 4.74
193,645 4.65
201,427 4.02
209,980 4.25
218,323 3.97
226,132 3.58
235,066 3.95
243,834 3.73
252,864 3.70
262,404 3.77
272,262 3.76
Pequeños Sistemas 2/ incremento % Total Nacional incremento % Exportación Total con Exportación incremento %
4.0
1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 6.3
El consumo bruto total estimado para 2011 y 2017, es de 287,878 GWh y 354,870 GWh respectivamente; es decir 13,123 GWh y 43,329 GWh menos que en el de planeación. Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario bajo 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,164
52,020
52,840
54,239
55,476
56,308
57,425
58,536
59,975
61,423
62,910
tmca (2007-2017) % 2.0
Oriental
39,305
40,911
42,723
44,912
47,008
49,159
51,367
53,642
56,024
58,533
61,166
4.6
Occidental
51,833
54,220
56,391
59,027
61,354
63,608
65,960
68,362
70,618
73,040
75,314
3.9
Noroeste
16,931
17,731
18,657
19,373
20,414
21,046
21,565
22,164
22,757
23,374
24,002
3.8
Norte
19,799
21,007
21,908
22,692
23,428
24,467
25,446
26,356
27,310
28,386
29,354
4.2
Noreste
42,632
45,046
47,706
50,709
53,442
56,181
58,668
60,845
63,272
65,788
68,481
5.0
Baja California
11,793
12,441
13,020
13,577
14,131
14,672
15,201
15,664
16,090
16,572
17,015
4.0
Baja California Sur
1,765
1,906
2,039
2,179
2,323
2,453
2,588
2,711
2,867
3,012
3,156
6.3
Peninsular
8,120
8,569
9,077
9,620
10,141
10,644
11,136
11,660
12,188
12,722
13,266
5.0
243,342
253,851
264,361
276,328
287,717
298,538
309,356
319,940
331,101
342,850
354,664
3.9
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
206
5.1
243,474 4.65
253,990 4.32
264,509 4.14
276,483 4.53
287,878 4.12
298,706 3.76
309,532 3.62
320,123 3.42
331,291 3.49
343,048 3.55
354,870 3.45
3.9
Área
Subtotal Pequeños Sistemas Total incremento %
1/ Incluye ventas (excepto de exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.4
6-3
Demanda máxima bruta1/ (MW) Escenario bajo tmca (2007-2017) %
Área
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
8,580
8,743
8,890
9,158
9,389
9,576
9,760
9,958
10,208
10,461
10,718
2.2
Oriental
6,167
6,420
6,702
7,048
7,375
7,714
8,063
8,416
8,791
9,186
9,595
4.5
Occidental
7,490
7,885
8,230
8,617
8,953
9,286
9,627
9,977
10,305
10,664
10,993
4.0
Noroeste
3,110
3,261
3,432
3,563
3,754
3,870
3,967
4,078
4,185
4,301
4,415
3.8
Norte
3,285
3,475
3,624
3,755
3,876
4,047
4,209
4,361
4,518
4,695
4,856
4.1
Noreste
6,694
7,078
7,497
7,968
8,396
8,828
9,220
9,561
9,940
10,337
10,760
5.0
Baja California
2,211
2,309
2,409
2,500
2,594
2,684
2,772
2,852
2,925
3,008
3,083
3.6
Baja California Sur Peninsular Pequeños Sistemas
313
338
362
387
412
435
460
481
509
535
560
6.4
1,334
1,405
1,480
1,560
1,638
1,716
1,793
1,872
1,956
2,043
2,130
4.8
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
1/ Excluye exportación
Cuadro 6.5
6.1.5
Escenario alto
En los cuadros 6.6 a 6.8 se indica la estimación regional para las ventas, consumo bruto y demanda máxima. El consumo bruto estimado para 2011 y 2017 es de 307,514 GWh y 419,288 GWh respectivamente, cifras superiores en 6,513 GWh y 21,089 GWh a las del escenario de planeación. Estimación de ventas del servicio público Escenario alto (GWh) Área
tmca (2007-2017) %
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central incremento %
33,256 1.85
34,264 3.03
34,985 2.10
36,241 3.59
37,541 3.59
38,849 3.48
40,387 3.96
41,992 3.97
43,889 4.52
45,908 4.60
48,023 4.61
3.6
Oriental incremento %
29,775 5.72
31,240 4.92
32,876 5.24
34,870 6.07
37,161 6.57
39,589 6.53
42,116 6.38
44,788 6.34
47,631 6.35
50,649 6.34
53,857 6.33
6.1
Occidental incremento %
41,503 6.74
44,467 7.14
47,140 6.01
49,780 5.60
52,301 5.06
54,835 4.85
57,955 5.69
61,255 5.69
64,660 5.56
68,239 5.54
71,881 5.34
5.7
Noroeste incremento %
14,329 7.29
15,180 5.94
15,924 4.90
16,692 4.82
16,963 1.62
16,878 -0.50
17,622 4.41
18,403 4.43
19,195 4.30
20,020 4.30
20,856 4.18
4.1
Norte incremento %
15,471 7.24
16,735 8.17
17,705 5.80
18,640 5.28
19,663 5.49
20,777 5.67
22,043 6.09
23,329 5.83
24,639 5.62
26,015 5.58
27,394 5.30
6.0
Noreste incremento %
32,596 7.00
35,244 8.12
38,123 8.17
41,116 7.85
44,345 7.85
47,700 7.57
50,880 6.67
53,990 6.11
57,179 5.91
60,670 6.11
64,460 6.25
7.1
Baja California incremento %
10,362 7.69
11,086 6.99
11,709 5.62
12,419 6.06
13,121 5.65
13,824 5.36
14,518 5.02
15,230 4.90
15,948 4.71
16,682 4.60
17,430 4.48
5.5
Baja California Sur incremento %
1,507 10.40
1,646 9.22
1,790 8.75
1,946 8.72
2,099 7.86
2,253 7.34
2,411 7.01
2,571 6.64
2,751 7.00
2,943 6.98
3,148 6.97
7.9
Peninsular incremento %
6,754 6.51
7,223 6.94
7,733 7.06
8,325 7.66
8,929 7.26
9,541 6.85
10,174 6.63
10,836 6.51
11,547 6.56
12,290 6.43
13,056 6.23
6.8
Subtotal 1/ incremento %
185,553 5.86
197,085 6.21
207,985 5.53
220,029 5.79
232,123 5.50
244,246 5.22
258,106 5.67
272,394 5.54
287,439 5.52
303,416 5.56
320,105 5.50
5.6
109 12.37
115 5.50
120 4.35
125 4.17
131 4.80
137 4.58
143 4.38
149 4.20
156 4.70
163 4.49
170 4.29
5.2
185,662 5.87
197,200 6.21
208,105 5.53
220,154 5.79
232,254 5.50
244,383 5.22
258,249 5.67
272,543 5.53
287,595 5.52
303,579 5.56
320,275 5.50
5.6
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
1,299
186,961 5.82
198,499 6.17
209,404 5.49
221,453 5.75
233,553 5.46
245,682 5.19
259,548 5.64
273,842 5.51
288,894 5.50
304,878 5.53
321,574 5.48
Pequeños Sistemas 2/ incremento % Total Nacional incremento % Exportación Total con Exportación incremento %
1/ Excluye exportación 2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional
Cuadro 6.6
6-4
5.6
Consumo bruto 1/ (GWh) Escenario alto 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Central
51,725
53,267
54,845
57,127
59,572
61,615
63,845
66,138
68,863
71,762
74,796
tmca (2007-2017) % 3.6
Oriental
39,627
41,700
44,024
46,811
49,585
52,528
55,621
59,301
63,216
67,355
71,399
6.0
Occidental
52,375
55,898
59,079
62,988
66,639
70,381
74,305
78,302
82,331
86,468
90,678
5.7
Noroeste
17,058
18,041
19,164
20,098
21,315
22,105
23,199
24,559
26,040
27,300
28,308
5.3
Norte
19,976
21,432
22,621
23,853
24,985
26,452
27,921
29,377
30,925
32,508
34,094
5.6
Noreste
43,017
45,993
49,321
53,097
56,832
60,792
64,594
68,072
71,702
75,626
79,886
6.4
Baja California
11,909
12,712
13,474
14,299
15,146
15,944
16,769
17,629
18,464
19,296
20,196
5.6
Baja California Sur
1,782
1,936
2,096
2,283
2,471
2,647
2,850
3,036
3,260
3,499
3,731
8.0
Peninsular
8,208
8,743
9,381
10,096
10,808
11,529
12,343
13,179
14,029
15,044
15,994
6.8
245,677
259,722
274,005
290,652
307,353
323,993
341,447
359,593
378,830
398,858
419,082
5.5
Área
Subtotal Pequeños Sistemas Total
incremento %
132
139
148
155
161
168
176
183
190
198
206
5.1
245,809 5.65
259,861 5.72
274,153 5.50
290,807 6.07
307,514 5.75
324,161 5.41
341,623 5.39
359,776 5.31
379,020 5.35
399,056 5.29
419,288 5.07
5.5
2016
2017
1/ Incluye ventas (excepto exportación), autoabastecimiento remoto, pérdidas y usos propios
Cuadro 6.7
Demanda máxima bruta1/ (MW) Escenario alto Área
2007
Central
8,673
8,952
Oriental
6,217
6,543
Occidental
7,568
8,129
Noroeste
3,133
Norte
2011
2012
2013
2014
2015
9,227
9,646
10,088
10,485
10,856
11,254
11,720
12,219
12,739
3.8
6,906
7,346
7,779
8,242
8,730
9,304
9,919
10,570
11,201
6.0
8,622
9,195
9,724
10,274
10,846
11,427
12,014
12,624
13,235
5.8
3,318
3,525
3,696
3,920
4,065
4,267
4,518
4,789
5,023
5,207
5.4
3,314
3,546
3,742
3,947
4,134
4,375
4,619
4,862
5,116
5,377
5,641
5.6
Noreste
6,755
7,227
7,751
8,343
8,929
9,552
10,151
10,696
11,265
11,883
12,552
6.4
Baja California
2,232
2,360
2,493
2,633
2,780
2,917
3,058
3,210
3,354
3,496
3,636
5.1
316
344
372
405
439
470
506
539
579
621
662
8.0
1,348
1,434
1,530
1,637
1,745
1,859
1,987
2,116
2,252
2,415
2,568
6.6
28
29
31
33
34
35
37
39
40
42
44
5.3
Peninsular Pequeños Sistemas
2009
tmca (2007-2017) %
2010
Baja California Sur
2008
1/ Excluye exportación
Cuadro 6.8
6.2
Requerimientos de capacidad y retiros
Los programas para los escenarios alto y bajo se presentan a continuación. Los de retiros para estos escenarios son parecidos al de planeación indicado en el cuadro 3.3, excepto por algunas variaciones. Estas se muestran en el cuadro 6.9 y se relacionan en su mayoría con el adelanto o demora, respecto al escenario de planeación, de los nuevos proyectos de generación. Los de autoabastecimiento se presentan en el cuadro 3.2 y se mantienen invariables para los escenarios alto y bajo.
6-5
Diferencias en los programas de retiros para los tres escenarios Nombre
Unidad
Dos Bocas Francisco Villa Francisco Villa E. Portes Gil ( Río Bravo ) Valle de México Valle de México Valle de México Altamira Samalayuca Samalayuca Huinalá Huinalá Huinalá Huinalá Huinalá Cd. Constitución Gómez Palacio Gómez Palacio Gómez Palacio Salamanca Salamanca
1 4 5 3 1 2 3 3 1 2 1 2 3 4 5 1 1 2 3 3 4
Tipo CC TC TC TC TC TC TC TC TC TC CC CC CC CC CC TG CC CC CC TC TC
MW 63 150 150 300 150 150 150 250 158 158 62.3 62.3 62.3 62.3 128.3 33.2 59 59 82 300 250
Bajo
Área Mes Mar Abr Abr Mar Mar Mar Mar Abr Abr Abr Nov Nov Nov Nov Nov
ORI NTE NTE NES CEL CEL CEL NES NTE NTE NES NES NES NES NES BCS NTE NTE NTE OCC OCC
Nov Nov
Planeación Mes Año Mar 2011 Abr 2011 Abr 2011 Mar 2012 Mar 2013 Mar 2013 Mar 2013 Nov 2013 Nov 2013 Nov 2013 Nov 2014 Nov 2014 Nov 2014 Nov 2014 Nov 2014 Nov 2014 Nov 2015 Nov 2015 Nov 2015 2016 Jun 2016 2016 Jun 2016 Año 2014 2013 2013 2014 2012 2012 2012 2013 2013 2013 2015 2015 2015 2015 2015
Alto Mes
Año
Nov Mar Mar Mar
2011 2012 2012 2012
Nov Nov Nov Nov Nov Nov Nov Nov Nov Nov Nov
2013 2013 2013 2013 2013 2016 2014 2014 2014 2016 2016
Cuadro 6.9
6.2.1
Escenario alto
Para atender tal escenario de demanda se considera el PRC expuesto en el cuadro 6.10. Con respecto al PRC de planeación se hacen ajustes en fechas de operación a partir de 2011, ya que los proyectos anteriores a este año están en proceso de construcción o licitación. Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico Escenario alto
Año
Mes
Proyecto
Tipo
2007
Ene Mar Jun Jun Jun
La Venta II 7/ El Cajón U2 7/ Tamazunchale 7/ 9/ El Cajón U1 7/ Baja California Sur II (Coromuel) 7/
EO HID CC HID CI
2009
Mar May May Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/ La Venta III Guerrero Negro III San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
CC EO CI CC
2010
Ene Feb Abr Abr Abr Abr Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/ Carboeléctrica del Pacífico 7/ Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/ Baja California Sur III (Coromuel) Cerro Prieto V Humeros Oaxaca I, II, III y IV
CC CAR CC CI GEO GEO EO
1/
Capacidad Bruta Neta MW MW
Área
83 375 1,170 375 42 2,045
83 373 1,135 373 40 2,004
ORI OCC NES OCC BCS
277 101 11 123 512
272 99 10 116 497
BC ORI AIS ORI
466 678 93 43 107 51 406 1,844
450 651 90 41 100 46 400 1,778
NTE OCC BC BCS BC ORI ORI
... Cuadro 6.10
6-6
Programa de requerimientos de capacidad del servicio publico Escenario alto
... Año
Mes
Proyecto
Tipo
2011
Abr Abr Abr Abr May Jul Sep
Noreste (Monterrey) 8/ Baja California III (Ensenada) Baja California Sur IV (Coromuel) Norte II (Chihuahua) 8/ Agua Prieta II 4/ 8/ Manzanillo I rep U 1 3/ 8/ Valle de México II 8/
CC CC CI CC CC CC CC
2012
Ene Abr Abr Abr Abr Abr Ago
La Yesca U1 Norte III (Juárez) 5/ 8/ Santa Rosalía Baja California Sur V (Coromuel) 6/ Manzanillo I rep U2 3/ 8/ La Yesca U2 Valle de México III 8/
2013
Abr Abr Abr Abr Abr
1/
Capacidad Bruta Neta MW MW
Área
736 280 43 652 641 460 601 3,413
716 272 41 635 625 447 585 3,321
NES BC BCS NTE NOR OCC CEN
HID LIBRE CI LIBRE CC HID CC
375 672 15 43 460 375 601 2,541
373 654 13 41 447 373 585 2,486
OCC NTE AIS BCS OCC OCC CEN
Valle de México IV 8/ Noreste II (Sabinas) 10/ Río Moctezuma Manzanillo II rep U1 3/ 8/ Baja California II (Ensenada) 8/
CC LIBRE HID CC CC
601 700 114 460 280 2,155
585 655 113 447 272 2,072
CEN NES OCC OCC BC
2014
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr
Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ Villita Ampliación Norte IV (Torreón) 8/ Tamazunchale II 8/ Manzanillo II rep U2 3/ 8/ Guadalajara I 8/ Occidental (Salamanca) 8/ Topolobampo I 10/
LIBRE HID CC CC CC CC LIBRE CAR/GICC
43 150 661 750 460 645 650 700 4,059
41 149 643 729 447 627 631 655 3,922
BCS OCC NTE NES OCC OCC OCC NOR
2015
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Jul Oct
Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ Noreste III (Sabinas) 10/ La Parota U1 Guadalajara II 8/ Central I (Tula) 8/ Baja California Sur VII y VIII (Todos Santos) 6/ Copainalá Tenosique Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/ Carboeléctrica del Pacífico II 10/ La Parota U2 La Parota U3
TG LIBRE HID CC LIBRE LIBRE HID HID LIBRE CAR/GICC HID HID
36 700 300 645 889 86 232 420 43 700 300 300 4,651
35 655 299 627 865 82 231 418 41 655 299 299 4,504
BCS NES ORI OCC CEN BCS ORI ORI BCS OCC ORI ORI
2016
Abr Abr Abr Abr Abr Ago
Veracruz I Y II 8/ Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ Baja California IV (SLRC) 5/ 8/ Topolobampo II 10/ Carboeléctrica del Pacífico III 10/ Central II (Tula) 8/
LIBRE TG LIBRE CAR/GICC CAR/GICC LIBRE
1,400 36 571 700 700 889 4,296
1,342 35 555 655 655 865 4,107
ORI BCS BC NOR OCC CEN
2017
Mar Mar Abr Abr Abr Ago
Norte V (Encino) Central III (Palmillas) Topolobampo III 10/ Baja California Sur XI y XII (Todos Santos) 6/ Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/ Oriental I 10/
CC LIBRE CAR LIBRE LIBRE LIBRE
661 889 700 86 43 700 3,079 28,595
643 865 655 82 41 655 2,941 27,634
NTE CEN NOR BCS BCS ORI
Total
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad de contrato 3/ Se analiza la alternativa de una central nueva 8/ Capacidad media anual 4/ Incluye 25 MW del campo solar 9/ Capacidad de verano 5/ Instalación de central o inyección de potencia 10/ Capacidad ISO LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Cuadro 6.10 (continuación)
6-7
Para el Sistema Interconectado Nacional se adelantan un año los proyectos de Noreste I, II y III; Central I y II, Norte III y IV, Veracruz I y II, Tamazunchale II, Valle de México IV, Carboeléctrica del Pacifico III y Baja California IV. Estos adelantos se asocian a una mayor demanda en las áreas Central, Norte, Noreste y Baja California, respecto al de planeación. Así mismo, los proyectos Occidental (Salamanca) y las hidroeléctricas de Copainalá y Tenosique se adelantan dos años. En cuanto al sistema Baja California Sur, se adelantan un año los proyectos Baja California Sur V y IX y Baja California Sur TG II. La capacidad adicional necesaria en este escenario es de 2,993 MW por arriba de los requerimientos planteados en el programa de planeación. Algunos proyectos que no se han adelantado son las repotenciaciones de las unidades de Manzanillo I y II y los ciclos combinados de Guadalajara I y II, ya que están asociados a la entrada en operación de la terminal regasificadora de gas natural en la región. Respecto a centrales hidroeléctricas no es posible el adelanto de La Yesca por el tiempo requerido para su construcción; por la misma razón el proyecto del Río Moctezuma, y el de La Parota por problemas sociales en la región. Otros para los que no se ha considerado su adelanto son Carboeléctrica del Pacífico II y Topolobampo I y II, que requieren del desarrollo de la infraestructura portuaria y de las terminales de manejo y recepción de carbón. 6.2.2
Escenario bajo
El programa de requerimientos de capacidad correspondiente se muestra en el cuadro 6.11. Programa de requerimientos de capacidad del servicio público Escenario bajo
Año
Mes
Proyecto
Tipo
2007
Ene Mar Jun Jun Jun
La Venta II 7/ El Cajón U2 7/ Tamazunchale 7/ 9/ El Cajón U1 7/ Baja California Sur II (Coromuel) 7/
EO HID CC HID CI
2009
Mar May May Sep
Baja California (Presidente Juárez) 7/ 9/ La Venta III Guerrero Negro III San Lorenzo Conversión TG/CC 2/ 9/
CC EO CI CC
2010
Ene Feb Abr Abr Abr Abr Ago
Norte (La Trinidad) 7/ 9/ Carboeléctrica del Pacífico 7/ Presidente Juárez Conversión TG/CC 2/ 8/ Baja California Sur III (Coromuel) Cerro Prieto V Humeros Oaxaca I, II, III y IV
CC CAR CC CI GEO GEO EO
2011
May
Agua Prieta II
CC
4/ 8/
1/
Capacidad Bruta Neta MW MW
Área
83 375 1,170 375 42 2,045
83 373 1,135 373 40 2,004
ORI OCC NES OCC BCS
277 101 11 123 512
272 99 10 116 497
BC ORI AIS ORI
466 678 93 43 107 51 406 1,844
450 651 90 41 100 46 400 1,778
NTE OCC BC BCS BC ORI ORI
641 641
625 625
NOR
... Cuadro 6.11
6-8
Programa de requerimientos de capacidad del servicio público Escenario bajo
... Año
1/
Capacidad Bruta Neta MW MW
Mes
Proyecto
Tipo
2012
Abr Abr Abr Jul Sep
Santa Rosalía Baja California Sur IV (Coromuel) Norte II (Chihuahua) 8/ Manzanillo I rep U 1 3/ 8/ Valle de México II 8/
CI CI CC CC CC
15 43 652 460 601 1,771
13 41 635 447 585 1,721
AIS BCS NTE OCC CEN
2013
Ene Abr Abr Abr Abr
La Yesca U1 Río Moctezuma Baja California Sur V (Coromuel) 6/ Manzanillo I rep U2 3/ 8/ La Yesca U2
HID HID LIBRE CC HID
375 114 43 460 375 1,367
373 113 41 447 373 1,347
OCC OCC BCS OCC OCC
Abr Abr Abr Ago
Villita Ampliación Manzanillo II rep U1 3/ 8/ Baja California III (Ensenada) Valle de México III 8/
HID CC CC CC
150 460 280 601 1,491
149 447 272 585 1,453
OCC OCC BC CEN
2015
Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr Abr
Norte III (Juárez) 5/ 8/ Baja California Sur VI (Coromuel) 6/ Noreste (Monterrey) 8/ Baja California Sur TG I (Los Cabos) 6/ 8/ Manzanillo II rep U2 3/ 8/ Guadalajara I 8/ Baja California Sur VII (Todos Santos) 6/ Topolobampo I 10/
LIBRE LIBRE CC TG CC CC LIBRE CAR/GICC
672 43 736 36 460 645 43 700 3,335
654 41 716 35 447 627 41 655 3,216
NTE BCS NES BCS OCC OCC BCS NOR
2016
Abr Abr Abr Abr Abr Jul Oct
Valle de México IV 8/ Noreste II (Sabinas) 10/ Tamazunchale II 8/ La Parota U1 Baja California Sur VIII (Todos Santos) 6/ La Parota U2 La Parota U3
CC LIBRE CC HID LIBRE HID HID
601 700 750 300 43 300 300 2,994
585 655 729 299 41 299 299 2,906
CEN NES NES ORI BCS ORI ORI
2017
Abr Abr Abr Abr Abr Abr
Baja California Sur TG II (Los Cabos) 6/ 8/ Baja California II (Ensenada) 8/ Guadalajara II 8/ Central I (Tula) 8/ Baja California Sur X (Pto. San Carlos) 6/ Baja California Sur IX (Todos Santos) 6/
TG CC CC LIBRE LIBRE LIBRE
36 280 645 889 43 43 1,936 17,936
35 272 627 865 41 41 1,881 17,429
BCS BC OCC CEN BCS BCS
2014
Total
Área
CC: Ciclo combinado CAR: Carboeléctrica GICC: Gasificación integrada a ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica 1/ Resultado de estudios de planificación, no incluye generación distribuida de LyFC 6/ Se está analizando la interconexión al SIN del sistema BCS 2/ Adición de turbinas de vapor para conversión a CC 7/ Capacidad de contrato 3/ Se analiza la alternativa de una central nueva 8/ Capacidad media anual 4/ Incluye 25 MW del campo solar 9/ Capacidad de verano 5/ Instalación de central o inyección de potencia 10/ Capacidad ISO LIBRE: La tecnología de estos proyectos se definirá posteriormente. Algunas opciones posibles son: ciclo combinado (que utilicen gas natural, gas natural licuado, residuos de vacío, etc.), carboeléctrica, nucleoeléctrica o importación de energía
Cuadro 6.11 (continuación)
Comparando el bajo con el de planeación, se tendría un diferimiento de uno o dos años en la mayoría de los proyectos a partir de 2011. La capacidad requerida en 2017 será de 7,666 MW menor que la del escenario de referencia. Algunos de los proyectos que no se han diferido son: Agua Prieta II, que aun en el escenario bajo de demanda, su entrada en operación se presenta como urgente en el área Noroeste; Baja California Sur V y Baja California Sur TG I que permitirán atender los incrementos de demanda en este sistema y evitar el despacho de unidades turbogás obsoletas con costos de producción excesivamente altos.
6-9
En el sistema de Santa Rosalía es necesario mantener en 2012 la entrada en operación de la central Santa Rosalía, ya que abastecerá a un sistema aislado cuya demanda se ha incrementado y que cuenta con un parque de generación con altos índices de falla y costos de producción. En este escenario algunos proyectos han quedado fuera del periodo 2007-2017, respecto al de planeación: Norte IV (Torreón), Carboeléctrica del Pacífico II y III, Noreste III, Occidental (Salamanca), Topolobampo II, Veracruz I y II, Copainalá, Tenosique, Central II (Tula), Baja California IV (SLRC) y Baja California Sur XI.
6.3
Margen de reserva y margen de reserva operativo
En la figura 6.2 se presentan los MR y MRO del SIN considerando la expansión planteada en el PRC de planeación frente al escenario de demanda alto. En el corto plazo, las adiciones de capacidad programadas serían suficientes para atender la demanda; por el contrario, a partir de 2010 no se cumpliría con los criterios de reserva. Para 2012-2017 es posible efectuar los ajustes correspondientes a la programación de nuevas centrales, tal y como se plantea en el PRC correspondiente a este escenario de demanda. 1/
45 .5
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN Escenario de demanda alto y PRC de planeación
31
.9
39 .9
45.0
2008
2009
2010
2011
2012
MR
2014 MRO
2015
2016
.8 -1
.8
.4
0. 5
1. 3
2013
-1
2007
-0
-5.0
2. 6
5.
7.5 6%
4. 2
8
10
.8
15
15
.2
.4
.2 17
17
20.0
18 .7
19 .6
21
.6
22 .9
.7
24
.3
25 .4
32.5
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.2
En la figura 6.3 se presenta la evaluación del MR y MRO del SIN con un PRC diseñado para atender la demanda en el escenario alto.
6-10
39 .9
50.0
1/
45 .5
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN Escenario de demanda alto y PRC alto
20 .6
22 .2
22 .2
22 .0
22 .2
22 .1
24 .6
6. 0
6. 0
6. 0
6. 0
2011
6. 0
2010
6. 0
6. 0
12.5
6. 0
10 .8
17 .7
25.0
24
.3
25 .4
31 .9
37.5
6% 0.0 2007
2008
2009
2012
2013
2014
MR
2015
MRO
2016
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.3
Frente al escenario de demanda bajo el MR y MRO del SIN serían altos durante todo el periodo, al mantener el PRC de planeación. Ver figura 6.4. Sin embargo, el programa de este escenario considera los ajustes necesarios en el mediano plazo a fin de ceñirse a los criterios de reserva.
36 .2
34 .3
34 .1
31 .9
31 .3
31 .9
15 .9
14 .2
13 .9
12 .9
11 .8
11 .3
12.5
11 .3
11 .2
14 .8
20 .4
25 .4
31 .8
33 .4
36 .7
37.5
25.0
1/
43 .1
50.0
46 .9
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN Escenario de demanda bajo y PRC de planeación
6% 0.0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
MR
2013
2014 MRO
1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.4
6-11
2015 2/
2016
2017
En la figura 6.5 se muestra el comportamiento del MR y MRO en el SIN con un PRC adaptado al escenario bajo de demanda.
23 .1
23 .6
25 .2
24 .7
24 .8
6. 0
6. 0
6. 0
6. 0
6. 0
6. 0
12.5
10 .0
11 .2
14 .8
20 .4
21 .7
31 .8
25 .4
29 .9
36 .7
37.5
25.0
1/
43 .1
50.0
46 .9
Margen de reserva y margen de reserva operativo del SIN Escenario de demanda bajo y PRC bajo
6% 0.0 2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
MR
2014 MRO
2015
2016
2017
2/
1/ Valores mínimos de verano 2/ MRO: Considera decrementos por temperatura de verano
Figura 6.5
6.4
Evolución de la generación combustibles fósiles
6.4.1
Generación bruta
bruta
y
requerimientos
de
En la figura 6.6 se presenta la distribución de la generación en 2006 y para cada uno de los escenarios de demanda, la participación de las diferentes tecnologías en la generación bruta de energía en 2017. La diferencia entre el bajo y el alto respecto al de planeación, se debe a los ajustes en los programas de requerimientos de capacidad. En el escenario bajo se requiere menor capacidad para instalar, por lo que la generación bruta tipo libre disminuye su participación en 5.6 puntos porcentuales, mientras que en la térmica convencional se incrementa 1.5 puntos, respecto al de planeación. Sin embargo, para el escenario de menor demanda, los PIE representan un porcentaje mayor en relación a los otros escenarios. Del monto total por instalar en el alto, destaca el incremento de 4.6 puntos porcentuales de generación bruta tipo libre y el decremento de 0.9 % de la térmica convencional, respecto al de planeación.
6-12
Generación bruta del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo
2006real
2017planeación
225,079 GWh
383,465 GWh
C iclo combinado 49.7%
Termoeléctrica convencional 23.0%
C iclo combinado 40.5% Termoeléctrica convencional 9.7%
Hidroeléctrica 8.6%
Hidroeléctrica 13.4% Nucleoeléctrica 3.3%
Turbogás 0.7%
Nucleoeléctrica 4.8% Eoloeléctrica C arboeléctrica 0.02% 14.2% Geotermoeléctrica 2.98%
Libre 10.4% Turbogás 0.15%
Eoloeléctrica 0.6%
C ombustión interna 0.4%
Geotermoeléctrica C arboeléctrica 2.1% 15.1%
C ombustión interna 0.35%
2017bajo
2017alto
339,274 GWh
405,017 GWh
C iclo combinado 45.9%
C iclo combinado 54.16%
Termoeléctrica convencional 11.2%
Termoeléctrica convencional 8.8%
Hidroeléctrica 8.4%
Hidroeléctrica 9.2%
Nucleoeléctrica 3.2%
Nucleoeléctrica 3.8% Eoloeléctrica 0.65% Geotermoeléctrica 2.4% C arboeléctrica 13.3%
Libre 15.0%
Eoloeléctrica 0.5%
Libre 4.8%
Geotermoeléctrica 2.0%
Turbogás 0.09% C ombustión interna 0.4%
Figura 6.6
6-13
Turbogás C arboeléctrica 0.155% 15.7% C ombustión interna 0.345%
6.4.2
Requerimiento de combustibles fósiles
Semejante a la figura 6.6, se presentan las necesidades de combustibles para 2006 y las previsiones para 2017 en función de cada uno de los escenarios de demanda: planeación, bajo y alto. Ver figura 6.7 y los cuadros 6.12 y 6.13. Requerimientos de combustibles del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo
2006real
2017planeación
4,407 Terajoule / día
6,993 Terajoule / día
Combustóleo 31.2%
Combustóleo 15.0%
Gas 58.5%
Gas 48.2% Carbón 19.7%
Carbón 19.4% Diesel 0.1%
Diesel 0.9%
Libre 7.0%
2017bajo
2017alto
6,186 Terajoule / día
7,410 Terajoule / día
Combustóleo 17.3%
Gas 57.5%
Combustóleo 13.8% Gas 61.6%
Carbón 17.6%
Carbón 19.9% Diesel 0.1%
Diesel 0.1%
Libre 3.4%
Figura 6.7
6-14
Libre 8.7%
Requerimientos de combustibles del servicio público Escenarios de planeación, alto y bajo Combustible Combustóleo
Unidades
2006 real Escenario
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Planeación
35.6
41.3
42.5
41.3
35.7
32.8
31.1
29.1
26.2
25.5
25.2
Bajo
35.4
40.1
41.0
39.7
36.0
35.2
31.8
30.5
26.6
26.0
25.7
Alto
35.7
41.9
43.3
41.8
36.5
33.8
31.8
28.8
25.9
25.4
24.5
Planeación
62.7
61.6
66.6
74.3
80.9
86.3
93.3
98.7
104.5
107.5
107.5
Bajo
62.6
60.3
63.5
69.4
71.6
76.3
83.6
90.6
95.1
95.8
100.2
Alto
63.1
62.2
68.0
76.5
84.3
87.9
96.0
104.3
109.4
109.5
112.1
Planeación
462.1
212.6
271.3
238.4
236.0
253.6
228.5
212.7
372.1
181.3
215.6
Bajo
464.6
205.9
252.2
218.5
292.5
224.5
209.3
228.0
390.5
173.5
168.0
Alto
467.1
218.8
280.4
248.9
248.4
204.9
253.2
235.3
184.2
235.9
194.8
Planeación
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.0
21.1
22.5
Bajo
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.0
17.5
18.6
18.4
Alto
15.1
15.8
15.4
16.6
16.6
17.0
16.9
17.8
19.1
22.0
24.2
Mm3
33.0
día
Gas
MMm3
60.6
día
Diesel
m3
1,024.3
día
Carbón
MMt
14.7
año
Cuadro 6.12
Requerimientos de combustibles del servicio público Comparación respecto al escenario de planeación (valores por unidad) Combustible Combustóleo
Gas
Diesel
Carbón
Escenario
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
0.99
0.97
0.96
0.96
1.01
1.07
1.02
1.05
1.02
1.02
1.02
Alto
1.00
1.01
1.02
1.01
1.02
1.03
1.02
0.99
0.99
1.00
0.97
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.00
0.98
0.95
0.93
0.88
0.88
0.90
0.92
0.91
0.89
0.93
Alto
1.01
1.01
1.02
1.03
1.04
1.02
1.03
1.06
1.05
1.02
1.04
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.01
0.97
0.93
0.92
1.24
0.89
0.92
1.07
1.05
0.96
0.78
Alto
1.01
1.03
1.03
1.04
1.05
0.81
1.11
1.11
0.50
1.30
0.90
Planeación
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
Bajo
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
0.95
0.92
0.88
0.82
Alto
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.00
1.01
1.04
1.08
Cuadro 6.13
6-15
Las figuras 6.8 y 6.9 muestran la comparación gráfica de los requerimientos de combustóleo, gas y carbón, para los tres escenarios de demanda. Combustóleo (MBD) 450
400
378.3
350
325.5 300
262.0
281.2 250
Alto
258.2 Bajo
200
207.3 Planeación
150
100
50
Histórico
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Gas (MMm3) 120
Alto 100
Planeación
80
Bajo 60.6 60
50.5 45.3 40
39.7
49.1
31.2 20
Histórico 0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Figura 6.8
6-16
Carbón (Mt)
30,000
25,000 Alto Planeación
20,000 Bajo
14,916.9
15,000
13,881.2 14,696.7
12,178.8
10,000
11,397.8
11,504.6
5,000 Histórico
0 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
Figura 6.9
6-17
ANEXO A
A.1
POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Antecedentes
La capacidad de generación del Sistema Interconectado Nacional se integra por centrales generadoras de diferentes tipos, las cuales utilizan diversos combustibles como fuentes de energía primaria. La capacidad efectiva bruta al primero de enero de 2007 alcanzó 45,879 MW, de los cuales 10,566 MW corresponden a centrales hidroeléctricas. El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva en función del número de centrales y unidades generadoras. Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional al primero de enero de 2007
Tipo de generación Hidroeléctrica
Número de centrales
Número de unidades
78
217
Capacidad MW % 10,566.3 23.0 8,286.0 18.0
Con regulación
10
47
Sin regulación
68
170
2,280.3
5.0
93
275
35,312.5
171
492
45,878.8
77.0 100.0
1/
Termoeléctrica Total
1/ Incluye a la eoloeléctrica, con 2.2 MW
Cuadro A.1
El grupo de generación hidroeléctrica que cuenta con capacidad de regulación está integrado por las diez Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH): Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo) en el río Grijalva; Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y Villita (José Maria Morelos) en el río Balsas; Temascal en la bifurcación de los ríos Tonto y Santo Domingo; Aguamilpa (Solidaridad) en el río Santiago, y Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) en el río Moctezuma. La capacidad total del conjunto es de 8,286 MW, y representa 78.4% de la hidroeléctrica en operación. El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su almacenamiento, lo que contribuye a una operación más económica y confiable en el largo plazo. Aunque Chicoasén, Peñitas y Villita son controladas por las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus características se indican en el cuadro A.2, en donde se incluye la central El Cajón, la cual entró en servicio en marzo de 2007.
A-1
Capacidades e índices de regulación de las Grandes Centrales Hidroeléctricas Desembocadura
Golfo de México
Océano Pacífico
Grijalva
Río
Tonto y Santo Domingo
Moctezuma
Balsas
Santiago
Central
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Peñitas
Temascal
Zimapán
Caracol
Infiernillo
Villita
El Cajón
Aguamilpa
Composición (MW)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
4 x 38.5 2 x 100
2 x 146
3 x 200
4 x 160 2 x 180
4 x 75.00
2 x 375
3 x 320
Capacidad (MW)
900
2,400
1,080
420
354
292
600
1,000
300
750
960
699
809
6,054
224
1,335
2,629
Volumen útil máximo 3 ( MMm )
13,170
216
9,317
130
8,828
Aportaciones 2/ tipo medio 3 ( MMm )
10,025
2,197
5,525
3,686
15,373
801
5,196
10,313
0
1,299
2,548
131
2
53
1
57
87
16
39
1
103
68
1/
4/
3/
Índice de 5/ regulación %
1/ 2/ 3/ 4/ 5/
Al integrar los almacenamientos de Cerro de Oro y Temascal Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 – 2006 (55 años) Al integrar las aportaciones de los ríos Tonto y Santo Domingo A partir de muestra sintética proporcionada por la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos, 1981 – 2040 (60 años) El resultado de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones tipo medio de toda su cuenca
Cuadro A.2
Un segundo grupo de centrales hidroeléctricas está constituido por las plantas sin regulación, las cuales, para minimizar derrames, están obligadas a generar en periodos cortos —semanales o diarios— las aportaciones que reciben. Para fines de planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes. El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años. La generación hidroeléctrica se ha clasificado en función del tipo de regulación. Distribución histórica de la generación en el Sistema Interconectado Nacional, 1997 — 2006 Tipo de generación
Unidad
1997
1998
1999
GWh %
26,430 17.2 seco
24,616 15.1 medio
32,713 19.0 húmedo
33,075 18.2 medio
28,435 15.6 seco
24,862 13.0 seco
19,753 10.3 seco
25,076 12.8 seco
27,611 13.4 medio
30,305 14.3 medio
Con regulación
GWh
20,273
18,854
27,946
28,620
22,997
20,237
15,428
19,812
21,066
24,004
Sin regulación
GWh
6,157
5,762
4,768
4,455
5,438
4,625
4,325
5,265
6,546
6,301
Total Hidroeléctrica
1/
Termoeléctrica Total 1/ 2/ 3/
1 /, 2 /, 3/
Tipo de año
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
GWh 127,159 138,367 139,557 148,855 153,358 165,760 171,881 171,077 178,318 181,828 % 82.8 84.9 81.0 81.8 84.4 87.0 89.7 87.2 86.6 85.7 GWh 153,589 162,983 172,270 181,930 181,793 190,622 191,634 196,153 205,929 212,133 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 %
Incluye área Noroeste en todo el periodo (la región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005) Incluye PIE a partir de 2000 Incluye generación eoloeléctrica
Cuadro A.3
A.2
Niveles recomendados de operación en las GCH
Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de los niveles recomendados. Al seguir la estrategia, la producción de la central se maximiza.
A-2
En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los Niveles Recomendados de Operación (NRO) para cada una de las GCH, obtenidos de simular su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de los 55 años disponibles en la muestra histórica 1952 — 2006. Para Angostura —la única hidroeléctrica de regulación multianual— se determinaron los niveles máximos que no deben ser rebasados a fin de minimizar la posibilidad de derrames, incluso si se presentaran las aportaciones correspondientes al año más húmedo de la muestra disponible. Niveles recomendados de operación (msnm) 1952 — 2006 (55 años) Golfo de México
Desembocadura
Río
Grijalva
Centrales
1/, 2/
Angostura
Chicoasén
Malpaso
Capacidad efectiva instalada Composición Total
Tonto y Santo Domingo
Moctezuma
Temascal
Zimapán
Peñitas (MW)
5 x 180
8 x 300
6 x 180
4 x 105
(4 x 38.5) + (2 x 100)
2 x 146
900
2,400
1,080
420
354
292
Niveles de control (msnm) Name
539.50
395.00
188.00
95.50
68.50
1,563.00
Namo
533.00
392.50
182.50
87.40
66.50
1,560.00
Namino
500.00
380.00
144.00
85.00
44.20
1,520.00
Volumen útil (MMm3) y energía almacenada (GWh) Al Namo
32,360
13,170
212
9,317
130
8,792
739
18,273
13,498
165
2,580
11
1,012
1,007
Restricciones Mes
3/
4/
7/
4/
8/
3/
4/
8/
6/
8/
3/
4/
8/
4/
9/
5/
Enero
20
531.00
58
392.50 182.00 142
180.00
62
87.40
33
62.37
20
1,560.00
Febrero
20
530.00
58
392.50
128
179.50
56
87.40
64.21
30
62.04
20
1,560.00
Marzo
20
529.42
58
392.50
142
178.48
62
87.40
33
60.97
20
1,560.00
Abril
20
529.03
58
392.50
138
166.63
60
87.40
32
57.50
20
1,560.00
Mayo
20
527.36
58
392.50
142
165.63
62
87.40
33
54.00
20
1,559.36
Junio
524.50
20
524.31
58
392.50 178.00 138
166.17
60
86.50
52.21
32
51.20
20
1,557.86
Julio
524.50
20
522.54
58
392.50 176.00 142
168.56
62
86.50
52.21
33
52.21
20
1,557.41
Agosto
524.50
20
521.03
58
392.50 174.00 142
169.00
62
86.50
56.21
33
52.27
20
1,555.19
Septiembre
526.00
20
520.51
58
392.50 171.50 138
169.50
60
86.00
58.71
32
56.28
20
1,553.10
Octubre
530.00
20
523.05
58
392.50 176.18 142
172.83
62
86.00
61.21
33
58.65
20
1,556.50
Noviembre
20
533.00
58
392.50 182.00 138
182.00
60
87.40
64.21
32
64.21
20
1,560.00
Diciembre
20
532.00
58
392.50 182.00 142
181.00
62
87.40
64.21
33
64.21
20
1,560.00
1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6/ 7/ 8/ 9/
GCH Al día primero de cada mes Niveles impuestos a principios de 2007 por la Comisión Nacional del Agua (CNA) para el primero de cada mes (msnm) Generación mínima impuesta por el CENACE (GWh / mes) Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo Niveles límite para maximizar la generación esperada Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952-2006 (55 años) Con muestra sintética 1981-2040 (60 años), de la Coordinación de Proyectos Hidroeléctricos
Cuadro A.4a
A-3
Niveles recomendados de operación (msnm) 1952 — 2006 (55 años)
1/, 2/
Océano Pacífico
Desembocadura
Río
Balsas Caracol
Centrales
Santiago
Infiernillo
Villita
Capacidad efectiva instalada
El Cajón
Aguamilpa
(MW)
3 x 200
(4 x 160) + (2 x 180)
4 x 75
2 x 375
3 x 320
Total
600
1,000
300
750
960
Name
523.60
176.40
56.73
394.00
232.00
Namo
521.00
169.00
51.20
391.00
220.00
Namino
495.00
140.00
41.73
346.00
190.00
Composición
Niveles de control (msnm)
3
Volumen útil (MMm ) y energía almacenada (GWh) Al Namo
11,193
951
6,054
224
1,335
2,629
4,407
469
1,983
20
1,016
919
Restricciones Mes
4/
7/
3/
4/
7/
4/
5/
7/
7/
4/
7/
6/
Enero
26
521.00
86
165.00
37
51.20
391.00
50
220.00
Febrero
23
520.52
77
163.50
34
51.20
391.00
45
220.00
Marzo
26
519.65
86
162.56
37
51.20
391.00
50
220.00
Abril
25
518.41
83
160.25
36
51.20
391.00
48
219.90
Mayo
26
516.00
86
156.47
37
51.20
391.00
50
219.90
Junio
25
514.96 152.25
83
147.00
36
51.00
390.00
48
218.90
Julio
26
513.00 150.00
86
146.00
37
51.00
381.40
49
212.10
Agosto
26
512.00 154.50
86
145.00
37
51.00
374.50
50
209.50
Septiembre
25
510.00 158.00
83
145.20
36
51.00
385.30
48
215.00
Octubre
26
515.00 165.00
86
160.35
37
51.00
388.90
50
219.00
Noviembre
25
521.00
83
169.00
36
51.20
390.90
48
219.50
Diciembre
26
521.00
86
166.50
37
51.20
391.00
50
220.00
1/ 2/ 3/ 4/ 5/ 6/ 7/
GCH Al día primero de cada mes Niveles impuestos a principios de 2007 por la CNA para el primero de cada mes (msnm) Generación mínima impuesta por el CENACE (GWh / mes) Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952-2006 (55 años)
Cuadro A.4b
Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite revisar los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras hidroeléctricas —para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema eléctrico, por lo que cualquier restricción adicional que se les imponga, puede reducir su generación y aumentar el costo de operación—.
A-4
A.3
Aportaciones hidráulicas
A fin de conocer la variabilidad de las aportaciones mensuales a las GCH, en la figura A.1 se muestran los valores medios registrados durante los 55 años disponibles en la muestra. Aportaciones de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas 1952 — 2006 (55 años) MMm 3 / mes 16,000 14,000 12,000 10,000 8,000 6,000 4,000 2,000 0
ENE
FEB
MAR
Años tipo seco
ABR
MAY
JUN
JUL
Años tipo medio
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Años tipo húmedo
Figura A.1
La clasificación de los años en secos, medios y húmedos es el resultado de ordenar la generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con distribución log-normal. Destacan dos periodos característicos: estiaje (noviembre a mayo, 7 meses) y lluvias (junio a octubre, 5 meses). Especialmente de enero a mayo, las aportaciones son bajas y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año seco, medio o húmedo—. Durante el periodo de lluvias, el volumen de agua recibido es muy aleatorio y sin correlación interanual —esto último no se ve en la figura—.
A-5
En el cuadro A.5 se identifica la clasificación de acuerdo con la información estadística de aportaciones en millones de metros cúbicos. Para definir los rangos, en la curva de distribución normal el número de años tipo seco y tipo húmedo debe de ser el mismo. A partir de los NRO se simula la operación y se determina la generación hidroeléctrica correspondiente. Clasificación de años típicos Generación hidroeléctrica 1/
No.
Energía anual (GWh)
Años tipo seco 2/
P : 20%
Años tipo medio
Energía anual (GWh)
2/
P : 60%
Años tipo húmedo
Energía anual (GWh)
2/
P : 20%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
2002 1987 1994 2001 1997 1975 2004 1957 1977 1986 2003 1991
21,386 21,914 22,206 23,459 23,477 23,668 23,946 24,026 24,094 24,822 25,076 25,416
1953 1982 1995 1983 1988 1989 1972 1967 1993 1980 1998 2000 1978 1968 1971 1965 2006 1996 1974 1979 1961 1990 1962 2005 1963 1976 1992 1964 1985 1959 1960
25,873 26,166 26,634 27,045 27,086 27,242 27,627 27,657 27,709 27,739 27,750 28,020 28,229 28,314 28,829 28,911 28,979 29,039 29,049 29,085 29,095 29,130 29,132 29,411 29,418 29,661 29,698 29,898 29,915 30,287 30,624
1954 1966 1973 1958 1956 1984 1969 1970 1952 1999 1955 1981
31,032 31,517 31,554 31,612 32,018 32,122 32,925 32,950 33,253 33,459 33,793 35,950
Promedio
12 Años
23,624
31 Años
28,492
12 Años
32,682
1/ 1952 – 2006 (55 años históricos) 2/ Probabilidad de ocurrencia
Energía anual (GWh) Año tipo seco medio Promedio 23,624 28,492 Diferencia de energía -4,868 0 respecto al año tipo medio NOTA: menor a 25,873 GWh / año, año tipo seco entre 25,873 y 31,032 GWh / año, año tipo medio mayor a 31,032 GWh / año, año tipo húmedo
Cuadro A.5
A-6
húmedo 32,682 4,190
La figura A.2 muestra la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2006, convertidas a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se hace énfasis en el hecho de que para las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3 / kWh) correspondientes al seguir los NRO. Conversión a energía eléctrica de las aportaciones a las centrales hidroeléctricas del sistema1/ GWh / AÑO 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15,000 10,000 5,000 0
1955
1960
1965
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
AÑO Años tipo seco
1/
Años tipo medio
Años tipo húmedo
Con y sin regulación. Incluyen las del área Noroeste
Figura A.2
Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra. Destaca que en 2001, 2002, 2003 y 2004 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cuatro años secos consecutivos a nivel nacional. Es de llamar la atención que a pesar de los huracanes que azotaron el sureste en octubre de 2005 (Stan y Wilma), las aportaciones en otras cuencas fueron tan bajas que a nivel nacional se registró como año medio.
A-7
A.4
Degradación en potencia por unidad de energía extraída
En la figura A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo, Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (MMm3) asociado al nivel de operación entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada. Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp / dw)1/ Degradación en potencia (MW/GWh) 1.0 0.9
Malpaso
0.8 0.7 0.6
Infiernillo Aguamilpa
0.5 0.4 Angostura 0.3 0.2 0.1
Temascal
Zimapán
0.0 NAMINO
NAMO
Volumen (MMm3)
1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Figura A.3
Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo. Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a sus niveles más altos posibles. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las restricciones operativas impuestas por la Comisión Nacional del Agua y las de extracción mínima. Estos niveles más altos posibles están determinados por los NRO de cada una de las GCH.
A-8
A.5
Concepto de energía almacenada
Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica en millones de metros cúbicos, éste puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse, a fin de obtener las curvas de la figura A.4 para diferentes niveles de operación. Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas1/ Energía almacenada (GWh)
14,000 Angostura
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000 Malpaso Infiernillo
2,000
Temascal, Zimapán y Aguamilpa
0 0% NAMINO
25%
50%
75%
Volumen (MMm3)
100% NAMO
1/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO
Figura A.4
Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas.
A.6
Evolución histórica de la energía almacenada
En la figura A.5 se muestran las envolventes superior e inferior de la energía almacenada mensual en 1999 — 2006, así como su evolución en años recientes. En noviembre de 2007, la energía disponible fue 20,845 GWh; al final del año se estima un almacenamiento superior al los 20,000 GWh.
A-9
Envolventes de energía almacenada 1999 — 2006 en las GCH, y su evolución mensual en 2007, 2006 y 20051/ GWh 25,000 22,446 2007 20,845 2/ GWh 19,896
20,000
Superior
22,446
19,896
17,509
17,509
15,249
15,000
2006 2005
10,000 7,493
7,493
5,000
Inferior
0
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
1/ Niveles proporcionados por la Subdirección de Generación 2/ Considera la generación a partir del 2 de marzo de 2007
Figura A.5
A.7
Generación hidroeléctrica 2007 — 2017
El cuadro A.6 presenta la evolución esperada de la generación, de acuerdo con los estudios de coordinación hidrotérmica realizados para el escenario de planeación. Distribución de la generación en el Sistema Interconectado Nacional Escenario de planeación 2007 — 2017 Aportaciones
Año
Tipo 2007
1/
4/ 6/
Generación ( GWh ) 2/
%
Hidroeléctrica
%
197,219
87.5
28,208
12.5
225,427 5/
100.0
Termoeléctrica
Total
3/
%
Seco
212,006
88.9
26,412
11.1
238,417
100.0
Medio
220,185
88.3
29,303
11.7
249,487
100.0
2010
Medio
234,205
89.3
27,932
10.7
262,137
100.0
2011
Medio
256,173
89.8
29,147
10.2
285,320
100.0
2012
Medio
267,844
90.0
29,781
10.0
297,625
100.0
2013
Medio
282,511
90.4
29,954
9.6
312,465
100.0
2014
Medio
298,625
90.9
29,976
9.1
328,601
100.0
2015
Medio
313,134
91.0
30,989
9.0
344,122
100.0
2016
Medio
330,311
91.3
31,324
8.7
361,635
100.0
2017
Medio
346,711
91.3
33,034
8.7
379,745
100.0
2008 2009
1/ Aunque en el horizonte de planificación seguramente se presentarán años secos y húmedos, se decide considerar el valor medio a partir del tercer año, es decir, desde 2009 2/ Incluye la tecnología eoloeléctrica 3/ No incluye autoabastecimiento remoto, local, ni exportación a EUA 4/ Enero-agosto: real; septiembre-diciembre: tipo año medio (porque hasta la segunda quincena de octubre, es decir, al término del periodo de lluvias, las aportaciones registradas son ligeramente superiores a las de tipo medio) 5/ Enero-octubre: real; noviembre-diciembre: pronóstico 6/ Para fines de planificación, el año siguiente (2008 en el caso actual) siempre se considera tipo seco
Cuadro A.6
A-10
Se debe notar que a pesar de suponer aportaciones de tipo año seco en 2008, la generación hidroeléctrica sería del orden de 26,000 GWh y 29,000 GWh en 2009. De acuerdo con el PRC descrito en el capítulo 3, en 2007 — 2017 entrarán en servicio las centrales hidroeléctricas indicadas en el cuadro A.7. Centrales hidroeléctricas definidas en el PRC, 2007 — 2017 Central
Capacidad bruta (MW)
Año
El Cajón
750
2007
La Yesca
750
2012
Río Moctezuma
114
2013
Ampliación Villita
150
2014
La Parota
900
2015
Copainalá
232
2017
Tenosique
420
2017
Total
3,316
Cuadro A.7
A.8
Política de operación 2007 — 2017
Se puede demostrar que la política más económica en el mediano plazo ―de 4 a 9 años― consiste en generar con Angostura a un régimen tal que permita ajustar los niveles de operación del resto de las GCH a sus valores recomendados (con énfasis en Malpaso e Infiernillo). Ver incisos A.2 y A.4. La figura A.6 muestra la evolución esperada de la energía almacenada en las GCH para 2007 – 2017. La estimación de la energía almacenada se compara con la que resulta de seguir los NRO en cada hidroeléctrica. Como se señaló en el inciso A.2, los NRO históricamente reportan la máxima producción anual esperada. Con base en las premisas supuestas (mercado eléctrico, entrada de nuevas unidades, retiros, autoabastecimiento, disponibilidad termoeléctrica, aportaciones y escenario de precios de combustibles, entre otras), se espera que en enero de 2008 la energía almacenada supere los 20,000 GWh. A principios de 2009, aun bajo aportaciones de tipo año seco en 2008, será superior a la restricción de almacenamiento (15,000 GWh) para garantizar el margen de reserva de energía. Ante aportaciones de tipo año medio o mayores en 2008, la generación hidroeléctrica correspondiente sería cercana a 30,000 GWh.
A-11
Energía almacenada en las GCH
1/, 2/
GWh
25,000
22,680 GWh, si todas las GCH estuvieran al NAMO 20,629
20,000
18,316 15,510
15,000 GWh al 1° de enero de cada año
15,000
11,324
10,000
Niveles recomendados de operación (NRO), excepto en Angostura, sujeta a seguir sus niveles límite (por seguridad) indicados en el cuadro A.4a
5,000
Coordinación hidrotérmica Energía almacenada registrada
0
2007 1/
2008
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
2017
Hipótesis de aportaciones: Periodo ene – ago, 2007 sep – dic, 2007 2008 2009 – 2017
2/
2009
Aportaciones tipo reales año medio año seco año medio
De acuerdo a los NRO de cada una de las GCH y a los niveles límite de Angostura (por cuestiones de seguridad)
Figura A.6
Los niveles al NAMO en Angostura y Malpaso son de 533.0 msnm y 182.5 msnm respectivamente. Sus mínimos al primero de mes durante 2007 fueron de 523.7 msnm y 167.6 msnm en junio y agosto respectivamente, y los esperados al uno de enero de 2008 son cercanos al Namo. Con la política de operación considerada, el nivel en Angostura no descenderá en 2009 de la cota 520.5 msnm, aun con aportaciones de año tipo seco en 2008. En el caso particular de Malpaso, se tendrían condiciones accesibles para operar siguiendo sus NRO.
A-12
ANEXO B B.1
MARGEN DE RESERVA EN OTROS SISTEMAS ELÉCTRICOS
Introducción
Para evaluar la confiabilidad del suministro en un sistema eléctrico de potencia es necesario cuantificar el grado de respuesta de dicho sistema ante cualquier eventualidad que modifique la condición normal de operación del mismo. Existen diferentes metodologías que han sido aprobadas en el ámbito internacional; sin embargo, todas ellas se basan en la idea de disponer de equipamiento adicional o redundante en la capacidad de generación y transmisión, la cual comúnmente se denomina “reserva”, y se especifica como una proporción de la capacidad de generación total instalada o de la demanda. No existe un valor característico que defina un margen de reserva óptimo. Normalmente se consideran adecuados niveles de 18% a 25% de la demanda máxima; no obstante, el margen de reserva depende de: la dimensión del sistema eléctrico, el grado de desarrollo y mallado de la red y la proporción de participación del parque hidroeléctrico dentro de la mezcla de tecnologías. Algunas veces las reservas son suficientes a nivel nacional o regional; sin embargo, resultan con niveles bajos en áreas específicas dentro de una región. En sistemas donde se presentan problemas de congestionamiento en trayectorias de transmisión, o los despachos se realizan de manera sub-regional, se debe garantizar el criterio de reserva adecuada en áreas específicas. La inversión óptima en capacidad de generación depende del valor que los consumidores asignan a la interrupción del suministro de energía. El valor de la pérdida de carga es definida por cada consumidor y mide cuánto estaría dispuesto a pagar a cambio de evitar la reducción en su consumo por una interrupción de servicio. Por tanto, la inversión en capacidad adicional deberá realizarse hasta que el costo de agregar más capacidad resulte mayor al valor asignado por el consumidor a la pérdida de carga. En el pasado, en estructuras tradicionales de regulación, las decisiones de inversión se realizaban, o al menos eran aprobadas, por organismos gubernamentales. El objetivo principal del proceso de planificación consistía en lograr el nivel de inversión óptimo de acuerdo con el criterio básico expuesto. Los análisis de reducción de costos de inversión se consideraban de manera opcional dentro del proceso de planificación con técnicas de minimización. En la actualidad en los sistemas verticalmente estructurados, las restricciones financieras, económicas, ambientales y sociales, entre otras, requieren de modelos de planificación que involucren métodos de optimización (programación lineal, dinámica, etcétera). Su objetivo es encontrar la mezcla óptima de tecnologías al mínimo costo de largo plazo, considerando la evolución esperada de los precios de combustibles, los costos de inversión y de operación y mantenimiento de los equipos, la eficiencia de los mismos y las indisponibilidades fortuitas o programadas de los elementos del sistema. Además de la participación de otros agentes como: autoabastecedores, energías renovables, costos ambientales evitados, entre otros.
B-1
Aun en los sistemas desregulados o de mercado, se aplican los criterios de confiabilidad para determinar el nivel adecuado de los recursos independientemente de la naturaleza privada de la mayoría de los participantes.
B.2
Margen de reserva en el ámbito internacional
La definición del nivel adecuado de reserva en un sistema eléctrico es un problema básico en procesos de planificación que desarrollan las organizaciones de transmisión regionales, los operadores del sistema, las empresas de generación y las compañías distribuidoras. Cada entidad fundamenta con diversos criterios y prácticas establecidas, su metodología para medir y cumplir con los criterios de suficiencia de recursos y reserva. Aun cuando cada región en el mundo ha definido sus propios conceptos y metodologías para medir y evaluar la suficiencia de la capacidad actual y futura de los sistemas eléctricos de potencia, existe un consenso general entre las empresas y organismos internacionales para conceptualizar la confiabilidad de un sistema eléctrico de potencia como su habilidad, generalmente expresada como un índice numérico, para entregar energía eléctrica en todos los puntos de utilización, conservando estándares de calidad aceptables y en las cantidades requeridas. Básicamente la confiabilidad de un sistema eléctrico se integra por dos atributos funcionales: Suficiencia1.- Medida de la habilidad del sistema para suministrar en todo momento la demanda agregada de potencia y energía eléctricas dentro de los rangos operativos de los elementos del sistema y de los límites de voltaje, tomando en cuenta las salidas forzadas y programadas de sus componentes (centrales, líneas de transmisión, subestaciones, etcétera). Determina por lo tanto, la capacidad del sistema necesaria para atender la demanda del mismo dentro de los límites operativos, en cualquier condición operativa en estado estable. Seguridad.- Medida de la habilidad del sistema eléctrico para resistir disturbios repentinos tales como corto circuito, salidas imprevistas de elementos del sistema o variaciones súbitas en la carga. Además, considera el aspecto de integridad del sistema que consiste en la capacidad de mantener las condiciones de operación como un sistema interconectado, o evitar la separación descontrolada de alguna región en presencia de disturbios específicos severos. Es fundamental establecer la diferencia entre los criterios de reserva que se basan en indicadores de naturaleza probabilística: probabilidad de pérdida de carga (LOLP, por sus siglas en inglés), pérdida de carga esperada (LOLE), energía no suministrada esperada (EENS), entre otros. En ellos se consideran eventos estocásticos derivados de las salidas forzadas de los elementos del sistema, o la aleatoriedad de las condiciones hidrológicas, y aquellos de origen determinístico: margen de reserva, reserva de capacidad, margen de reserva operativo, entre otros, para los cuales se realizan cálculos y estimaciones sobre la disponibilidad de los componentes. En todo caso, cuando se implementa la metodología con base en el primer tipo de criterios, se debe observar consistencia en los requerimientos predefinidos de reserva suficiente. 1
Proveniente del anglicismo “Adequacy” utilizado internacionalmente para conceptualizar la suficiencia de equipamiento de un sistema eléctrico de potencia.
B-2
En las secciones subsecuentes se describen los criterios y requerimientos establecidos, en su caso, para cada sistema, región o sub-región para algunos de los sistemas eléctricos más representativos a nivel internacional. Se incluyen las relaciones para medir los niveles de reserva, así como las definiciones particulares de los conceptos involucrados en su cálculo, para cada sistema. La definición de estos criterios requiere el análisis de los siguientes aspectos:
En la demanda, el crecimiento, sus características, administración y sensibilidad al clima Puesta en servicio de nuevas unidades o reactivación de las existentes Disponibilidad del combustible y de las centrales
Debido a que estos factores son diferentes en cada región y varían de sistema a sistema, no existe una metodología estandarizada a nivel internacional para definir el concepto de reserva. B.2.1
North American Electric Reliability Corporation
Asociación de empresas eléctricas de EUA, Canadá y México cuya misión consiste en mejorar la confiabilidad y seguridad del sistema eléctrico en Norteamérica para lo cual, entre otros elementos, exige a sus miembros cumplir con sus estándares de planeación2, con objeto de garantizar la confiabilidad del sistema eléctrico troncal en sus respectivas áreas. Desde su formación en 1968, el consejo administrativo ha operado exitosamente como una organización autorregulada. A mediados de los 90’s, el North American Electric Reliability Corporation (NERC) inició el desarrollo de estándares de planificación a través de un comité conformado por representantes de la industria. Durante el periodo de transición las empresas mantuvieron sus políticas de planificación. En junio de 2002, la junta del consejo de administración aprobó la implantación de un proceso de participación abierta de las partes interesadas para desarrollar estándares de confiabilidad, y el consejo fue acreditado por el ANSI3 en marzo de 2003. En esa época, el NERC había previsto revisar o desarrollar individualmente cada estándar utilizando el procedimiento del instituto americano de estándares; sin embargo, debido al apagón ocurrido en agosto de 2003, tuvo que acelerar sus esfuerzos para desarrollar la versión “cero” con base en las políticas de operación, estándares de planificación y manuales de conformidad existentes. El 14 de agosto de 2003, un disturbio eléctrico en Ohio precipitó apagones en cascada a través de sietes estados, hasta Ontario en Canadá, dejando sin suministro de energía eléctrica a más de 50 millones de personas. Este evento se considera el mayor en la historia de los Estados Unidos de América. Un día después, el presidente en turno de dicha nación y el entonces primer ministro de Canadá ordenaron la creación de un grupo de trabajo4 conjunto para determinar las causas de tal contingencia y establecer recomendaciones para evitar eventos futuros de magnitudes equiparables.
2 3 4
NERC Planning Standard, septiembre de 1997 American National Standard Institute US-Canada Power System Outage Task Force
B-3
Como reacción a dichos eventos, se establecieron estándares de confiabilidad con carácter obligatorio y de supervisión para su cumplimiento, así como la definición de penalizaciones ante su incumplimiento. Además, se sugirieron cambios específicos a los estándares existentes. En la ley de política energética 2005 (EPAct-2005 por sus siglas en inglés) de los Estados Unidos de América, el congreso encargó a su Comisión Reguladora de Energía (FERC) aprobar y llevar a la práctica normas para asegurar la confiabilidad del Sistema Eléctrico de Potencia Estadounidense. Con la sección 1211 del EPAct-2005 se creó la sección 215 de la Ley Federal de Potencia Eléctrica (FPA) en la cual se solicita a la FERC emitir reglamentos para la certificación de una Organización de Confiabilidad Eléctrica (ERO), quien sería responsable de desarrollar y reforzar estándares de confiabilidad con carácter obligatorio, sujetos a la aprobación de la comisión reguladora, con el fin de asegurar un nivel adecuado de confiabilidad en el sistema. La ley obliga a todos los usuarios, dueños y operadores de sistemas en los EUA a sujetarse a los estándares que se establezcan. B.2.1.1 Estándares de confiabilidad del NERC Actualmente existen 102 estándares y un glosario, organizado por tópicos en 14 categorías, las cuales en conjunto cubren un rango extenso de temas de confiabilidad, desde planificación de la transmisión y la operación, hasta comunicaciones y procedimientos para emergencias. Dentro de toda esta gama, es evidente el interés en el área de los sistemas de potencia, en particular lo referente al balance de recursos de generación y demanda. A continuación se describe el propósito de las seis normas relacionadas con aspectos de reserva operativa y de control:
Desempeño del control para el balance de generación (BAL-001-0).- Mantener la frecuencia del sistema interconectado en estado estable, dentro de límites definidos, mediante el balance de la generación y la demanda de potencia activa en tiempo real
Estándar de control ante disturbios (BAL-002-0).- Asegurar que la autoridad responsable del balance sea capaz de utilizar la reserva contingente para balancear los recursos de generación y la demanda, con el fin de regresar la frecuencia del sistema interconectado a un valor dentro de límites definidos, después de un disturbio. Debido a que las fallas de generación son mucho más comunes que las pérdidas significativas de carga, y además, la aplicación de dicha reserva no está dirigida a la pérdida de carga, la aplicación de este control se limita a la pérdida de generación
Respuesta de frecuencia (BAL-003-0).- Proporcionar un método consistente para el cálculo de la componente de polarización de frecuencia —frequency Bias— del Error de Control de Área (Area Control Error)
Corrección del error de tiempo (BAL-004-0).- Asegurar que tales correcciones se lleven a cabo de tal manera que no afecten desfavorablemente la confiabilidad del sistema interconectado
Control automático de generación (BAL-005-0).- Establece requerimientos para calcular el error de control de área y para distribuir la reserva de regulación. Asegura B-4
además, que todas las instalaciones y la carga sincronizadas eléctricamente al sistema interconectado se encuentren dentro de límites específicos, de tal modo que se logre el balance generación-demanda
Intercambio inadvertido (BAL-006-0).- Define el proceso para monitorear y asegurar que, en el largo plazo, las áreas no dependan en manera excesiva de otras para cumplir con sus compromisos de demanda o con sus obligaciones de intercambio
En junio de 2007, la FERC aprobó ocho estándares regionales en el sistema del oeste (WECC), los cuales permitirán mantener los criterios de confiabilidad aplicados actualmente por ese consejo. Dentro de ellos se establece la norma BAL-STD-002-0 relacionada con requerimientos de reserva. La base de los estándares consiste en garantizar la operación confiable del sistema eléctrico interconectado y el nivel adecuado de capacidad de generación, para mantener la frecuencia del sistema y eliminar la pérdida de carga firme ante contingencias de generación o transmisión. La reserva de capacidad es necesaria para:
Atender variaciones de carga Reemplazar capacidad de generación y pérdida de energía debidas a salidas forzadas de elementos de generación o transmisión Cumplir con las obligaciones de suministro de demanda Reemplazar pérdidas de energía debidas a cortes de carga o importaciones interrumpibles
Para el cumplimiento de los estándares se requiere: Reserva operativa mínima.- Corresponde a la suma de las reservas por: regulación, contingencias, importaciones interrumpibles y obligaciones en demanda. La primera corresponde a la reserva rodante, de respuesta inmediata para ser utilizada en el control automático de generación, con el fin de mantener un margen de regulación suficiente que permita cumplir con el criterio de comportamiento de control (BAL-001-0) del NERC. La segunda se refiere a reserva, rodante y no-rodante —al menos la mitad debe ser del primer tipo—, la cual tiene que ser suficiente para cumplir con el estándar de control de disturbio (BAL-002-0) del NERC. El monto debe ser igual o mayor a: 1. La pérdida de capacidad de generación debida a salidas forzadas de equipos de generación o transmisión ocasionada por la contingencia sencilla más severa; o 2. La suma de 5% de la responsabilidad de carga del parque hidroeléctrico, y 7% del termoeléctrico La capacidad de generación sin carga debe ser capaz de responder al requerimiento de reserva rodante dentro de un rango de 10 minutos. Las reservas adicionales para importaciones interrumpibles y de obligaciones en demanda, corresponden a montos de capacidad iguales a los compromisos de importación y demanda correspondientes. Tipos aceptables de reserva no-rodante.- Esta clase de obligaciones se pueden cubrir por carga y exportación interrumpibles, derechos en demanda de otras entidades, reserva rodante en exceso y generación fuera de servicio que califique como reserva no-rodante.
B-5
Conocimiento de la reserva operativa.- Se debe calcular de tal modo que la capacidad disponible, con respuesta para tomar carga en 10 minutos, deba conocerse en cualquier momento. Restablecimiento de la reserva operativa.- Posterior a la ocurrencia de algún disturbio que requiera el uso de dicha reserva, el nivel deberá restablecerse en un tiempo no mayor a 60 minutos. B.2.1.2 Evaluación de la reserva en las organizaciones del NERC Para alcanzar niveles adecuados de confiabilidad en un sistema eléctrico de potencia se requiere, entre otros elementos, que los recursos de capacidad de generación de electricidad excedan la demanda de los consumidores en alguna proporción. Tal magnitud —expresada como un porcentaje de la demanda punta se denomina margen de reserva, o de capacidad cuando se expresa como porcentaje de la capacidad instalada—, debe ser suficiente para cubrir mantenimientos programados, salidas forzadas o imprevistas de equipos de generación, decrementos en la capacidad de los recursos, efectos en el sistema debidos a variaciones ambientales anticipadas, variaciones en la demanda e incertidumbre en su pronóstico, retrasos en la construcción de las centrales y otros requerimientos operativos del sistema. En la figura B.1 se muestra el comportamiento histórico del margen de reserva para diferentes organismos integrantes del NERC. Evolución de margen de reserva en organizaciones del NERC 40 35 30 25 20 15 10 5 0 2000
ERCOT
2001
FRCC
2002
MRO
2003
2004
NPCC
Fuentes: ERCOT; Electric Reliability Council of Texas FRCC; Florida Reliability Coordinating Council MRO; Midwest Reliability Organization NPCC; Northeast Power Coordinating Council RFC; Reliability First Corporation SERC; Southeastern Electric Reliability Council SPP; Southwest Power Pool WECC; Western Electric Coordinating Council
Figura B.1
B-6
RFC
2005
SERC
2006
SPP
2007
WECC
Los indicadores se determinaron a partir de la relación: MR =
Capacidad neta operable – Demanda neta interna X 100 Demanda neta interna
La capacidad neta operable corresponde a la capacidad neta total instalada menos la capacidad neta inoperable
La demanda neta interna se determina a partir de la suma de potencia, medida en las terminales de los generadores instalados en el área, y los flujos de potencia que ingresan al sistema, menos los flujos que egresan de él No se incluyen los requerimientos propios de las centrales de generación; sin embargo, se resta el monto de capacidad de los contratos realizados por los consumidores con el concepto de fuente secundaria o para respaldo por salida forzada de la fuente primaria (denominado Standby Demand), así como la demanda interrumpible
Toma en cuenta ajustes por conceptos relacionados con programas indirectos de administración de carga, como los de ahorro de energía, mejoramiento de eficiencias en uso de energía eléctrica, incentivos y devoluciones fiscales
La información de 2000 a 2005 se obtuvo de las estadísticas oficiales del gobierno de EUA reportados en la página de EIA (Energy Information Administration), con excepción de MRO, NPC y WECC, los cuales no incluyen la información de las empresas de Canadá y México que participan en ellas. La información sobre estas tres regiones se obtuvo de los documentos anuales Reliability of the Bulk Power System in North America, Summer Assessment emitidos por NERC. Los datos de 2006 y 2007 se obtuvieron de estos documentos y el valor del año actual corresponde al análisis de pronóstico. En la gráfica se observa la disminución dramática del MR de ERCOT, con valores superiores a 28% al inicio del periodo a niveles de 13% hacia el final. A partir de 2004 el SERC y el NPCC, han tendido a mantener sus requerimientos de reserva al igual que el MRO y el RFC, aunque en estos casos se trata de regiones de reciente conformación. La primera, en enero de 2005 reemplazó al Mid-Continent Area Power Pool (MAPP) como consejo regional del NERC; la segunda, se consolidó por la integración de las regiones5 ECAR, MAAC y MAIN, en enero de 2006. El método y las definiciones empleadas en el cálculo, se asemejan más al criterio de reserva operativa utilizado por CFE, ya que toma en cuenta aspectos de indisponibilidad de unidades generadoras y de control directo de administración de carga. Esto permite al operador del sistema identificar los recursos reales disponibles para lograr un balance adecuado entre la oferta y la demanda en el periodo de interés, y por lo tanto, una operación confiable del sistema.
5
ECAR; East Central Area Reliability Coordination Agreement, MAAC; Mid-Atlantic Area Council y MAIN; Mid—America Interconnected Network Inc.
B-7
B.2.2
Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity
Este organismo coordina los intereses de los operadores del sistema de transmisión en 23 países europeos. El objetivo común es mantener la seguridad operativa del sistema interconectado. A través de la red eléctrica de Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity (UCTE), se suministra energía a 450 millones de personas, con una demanda anual superior a los 2,500 TWh, lo que representa 16% del consumo mundial. Resulta imperativa una cooperación estrecha de las compañías participantes, para obtener mayores beneficios de la operación interconectada. Por ello, el UCTE ha creado una serie de reglamentos y recomendaciones fundamentales para una operación transparente del sistema. Desde la liberalización de los mercados de electricidad europeos, el organismo ha buscado intensivamente el desarrollo de esquemas para promover la competitividad en el sector eléctrico en el ambiente de los mercados de electricidad, sin admitir restricciones en la seguridad del suministro. De modo similar al NERC, el UCTE fundamenta sus análisis de evaluación de reserva de generación en los conceptos de confiabilidad, de acuerdo con las definiciones del CIGRE6, el cual también se basa en las características de redundancia y seguridad. Sin embargo, se establece un concepto adicional denominado margen redundante de referencia y se determina como la suma de 5% a 10% de la capacidad de generación más el margen asociado a la carga máxima diaria. Este último, se obtiene como la diferencia entre la demanda en el tiempo de referencia (11:00 am del tercer miércoles de cada mes) y la demanda punta del periodo. Normalmente se admite, de modo preliminar, que la capacidad remanente, sin intercambio de energía con otras regiones, después de cubrir el margen a la carga punta, debe ser al menos de 5% (o 10% para algunos países) de la capacidad de generación total. El valor depende fundamentalmente del nivel de penetración de las granjas eoloeléctricas —o cualquier otro tipo de energía renovable de origen intermitente— y en menor medida, de la participación del parque hidroeléctrico. El análisis de balances de potencia tiene como objetivo determinar el margen global del sistema UCTE. El esquema de la figura B.2 muestra gráficamente la comparación generacióncarga y la determinación de la reserva remanente.
6
Conseil Internacional des Grands Réseaux Electriques — Consejo Internacional de Sistemas Eléctricos de Gran Escala —
B-8
Capacidad remanente a la demanda máxima del mes
Capacidad remanente Capacidad disponible confiable
Capacidad total
Determinación del margen remanente en el sistema UCTE
Reserva adicional a la carga punta mensual Carga al tiempo de referencia Reserva para servicios del sistema Salidas Reparaciones, mantenimiento Capacidad no utilizable Capacidad disponible confiable
Figura B.2
La capacidad de generación de una planta eléctrica es la potencia activa neta máxima que puede producirse continuamente a lo largo de un periodo en condiciones normales. La capacidad total se conforma con la suma de los valores de cada una de las centrales del sistema: nucleoeléctricas, generadores a base de combustibles fósiles, hidroeléctricas, generación a base de renovables (eoloeléctricas, fotovoltaicas, geotermoeléctricas, biomasa, de desechos) y fuentes no identificables claramente
La capacidad disponible confiable resulta de la diferencia entre la capacidad total y la indisponible. Esta última se refiere, en términos generales, a la reducción de capacidad y es la suma de: mantenimiento, revisión y reparación de equipos; salidas no programadas de unidades; reserva para servicios del sistema — parte de la capacidad requerida en tiempo real para compensar desbalances o control de voltaje, de frecuencia, etc., correspondiente a la cantidad necesaria para mantener la seguridad del sistema — y finalmente de la capacidad no utilizable Dentro de esta se encuentra aquella que se ha retirado temporalmente por decisión del operador de la planta, o por falta temporal del recurso primario, de viento en granjas eoloeléctricas o del recurso hidráulico
La capacidad remanente a la demanda máxima del mes se determina por la capacidad disponible menos la demanda máxima del mes (carga al tiempo de referencia más la reserva adicional a la carga máxima del mes), expresada como un porcentaje de la capacidad total B-9
En la figura B.3 se muestran, para los países más representativos del UCTE así como los del sistema completo, los valores históricos de reserva remanente determinados con el procedimiento previamente descrito, en los cuales se utilizó la demanda máxima del mes que representa la condición más severa. Además, los correspondientes al margen de reserva calculados en forma equivalente al NERC. MR y margen remanente del UCTE
(%)
UCTE
Bélgica
Alemania
España
Francia
Italia
Holanda
Austria
60
50
40
30
20
10 RR 0
-10 MR2000 RR2000
MR2002 RR2002
MR2004 RR2004
MR2006 RR2006
MR2007 RR2007
RR.- Reserva restante MR.- Margen de reserva
Figura B.3
Los valores de reserva remanente de la gráfica son inferiores a los reportados para cada país en los documentos anuales System Adequacy Retrospect emitidos por el UCTE, ya que en ellos se fundamentan los resultados determinados únicamente con la demanda de referencia. Para el caso de toda la unión, se considera el ajuste de reserva a la carga punta mensual. En general a partir de 2004 estos países, con excepción de Francia y Bélgica, han ajustado sus estructuras y condiciones de operación para dar cumplimiento con el criterio de 5% de capacidad remanente sobre la capacidad total, lo cual permite a los operadores del sistema disponer de una reserva suficiente para garantizar la confiabilidad del suministro a sus clientes, como por ejemplo, ante fallas prolongadas de centrales. En Austria se presentan valores muy superiores al estándar establecido, lo cual le permite exportar energía la mayor parte del tiempo. Caso contrario sucede en Bélgica, donde los remanentes de capacidad muestran valores negativos que le obligan a la importación de capacidad para garantizar un suministro confiable a sus usuarios. A nivel del UCTE, con excepción de 2000, los valores de reserva han resultado satisfactorios.
B-10
Con respecto al NERC, los valores reportados por UCTE son inferiores a los presentados en la figura B.1, principalmente por no incluir los contratos de importación y exportación de cada país. Nuevamente, el procedimiento para determinar el margen de reserva en UCTE se acerca a la metodología de determinación del margen de reserva operativo empleado en el Sistema Eléctrico Nacional. Además, si bien los conceptos involucrados para definir la demanda neta y la capacidad disponible, en ambos organismos, son similares, la manera como se definen los montos de capacidad y demanda (inoperable, control directo de administración, interrumpible, etc.) presenta diferencias considerables.
B-11
ANEXO C
C.1
RED DE TEMPORADA ABIERTA PARA PROYECTOS EÓLICOS EN LA REGIÓN DEL ISTMO DE TEHUANTEPEC
Antecedentes
El Plan Nacional de Desarrollo 2007-2012 propone impulsar el uso eficiente de la energía, así como la utilización de tecnologías que permitan disminuir el impacto ambiental generado por los combustibles fósiles tradicionales. De esta manera, se pretenden conciliar las necesidades de consumo de energía de la sociedad con el cuidado de los recursos naturales. Como México cuenta con un importante potencial en energías renovables, se busca su aprovechamiento integral. Por otra parte, de acuerdo con la información proporcionada en 2006 por la Asociación Mexicana de Energía Eólica (AMDEE), las empresas integrantes de esta organización tienen programado instalar 3,220 MW de capacidad de generación con energía eólica en los próximos 10 años en diferentes puntos del país. CFE cuenta con una capacidad limitada para recibir y proporcionar el servicio de transmisión para proyectos de autoabastecimiento en la región del Istmo de Tehuantepec. A fin de hacer factible la conexión de centrales eléctricas que se llegaran a instalar en esta zona, se requiere la construcción de nueva infraestructura desde el área de generación hasta la red troncal del SIN. En agosto de 2006 la SENER solicitó a la Comisión CRE efectuar las acciones necesarias para conducir un procedimiento de TA. El proceso de TA se estructuró con el propósito de identificar las necesidades de infraestructura de transmisión y establecer compromisos en firme que las empresas privadas interesadas y CFE deban de asumir para la incorporación a la red del servicio público de energía eléctrica, tomando como base la capacidad prevista para instalar centrales eólicas en la región del Istmo de Tehuantepec en Oaxaca. En la figura C.1 se muestra la zona de interés donde se ubicarían los proyectos eólicos. Región del Istmo de Tehuantepec, en Oaxaca, donde se instalarían los proyectos eólicos
Zona de e ó lic o s
Figura C.1
C-1
Después de analizar diversas opciones de financiamiento para el plan de TA, la CRE propuso que la opción más viable sería la construcción de la nueva infraestructura de transmisión como un proyecto de OPF, bajo el esquema de PIP. Asimismo, estableció que las empresas interesadas deberán firmar un convenio con CFE, donde se comprometan al pago en firme de los cargos que apruebe la CRE, previa reserva de capacidad a través del proceso de TA. La SENER, la CRE, la SHCP y CFE acordaron que la nueva infraestructura de transmisión se realizara bajo el esquema de OPF y ratificaron que las empresas interesadas deberían garantizar con cartas de crédito standby irrevocables la viabilidad del proyecto, así como todas las cantidades presentes y futuras por pagar para la construcción de las obras de TA.
C.2
Requisitos de participación en TA
La CRE convocó a las empresas interesadas en el desarrollo de proyectos de generación de energía eólica en la región del Istmo de Tehuantepec y estableció los requisitos de participación de reserva de capacidad de transmisión en TA por construirse en Oaxaca. Se determinó que cualquier empresa podría participar en el proceso de TA, fuera o no permisionaria de la CRE, y al término de ésta podría suscribir con CFE el convenio de reserva de capacidad. También se acordó que únicamente podrían celebrar el contrato de interconexión con CFE aquellas empresas con título de permiso de generación otorgado por la CRE. Como requisito inicial de participación, la CRE estableció la entrega de una carta de intención en donde los participantes manifestarían su interés y la capacidad de generación por instalar. Los titulares de un permiso de generación que tuvieran contrato de interconexión, podrían utilizar las líneas existentes de CFE hasta por la capacidad establecida en dicho instrumento contractual y deberían entrar en operación en la fecha establecida en el permiso de autoabastecimiento, en la consideración de que deberían firmar un convenio donde se comprometieran a pagar, entraran o no en operación, el monto establecido por la CRE como costo de infraestructura de transmisión necesaria. A los proyectos eólicos con esta condición se les denominaron Proyectos Inmediatos (PI) y se conectarían a la SE Juchitán Dos en 115 kV. Las demás empresas interesadas deberían suscribir una carta compromiso a efecto de obligarse a celebrar con CFE, a más tardar en la fecha de publicación del PEF para el periodo fiscal 2007, un convenio mediante el cual abonarán un monto de hasta USD 108 miles de dólares, multiplicado por la capacidad de generación por instalar. Este concepto cubriría el pago proporcional de los costos de construcción de la infraestructura necesaria para conectar la capacidad total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento a la red del servicio público de energía eléctrica. A fin de garantizar la seriedad del interés de los participantes en la TA, las empresas deberían presentar cartas de crédito de acuerdo con lo siguiente: a) 5% del costo estimado de la infraestructura de TA por entregarse de manera conjunta con la carta compromiso, b) 25% del costo total una vez que se publicara la autorización de las obras de TA en el PEF para el periodo fiscal 2007 y c) 100% un mes antes del inicio del proceso de licitación de las obras objeto de la TA.
C-2
En caso de no cumplir el participante con lo establecido en el anterior inciso b), CFE redimensionaría el proyecto de TA de acuerdo con el total de la capacidad de las empresas interesadas que cubran el requisito. Asimismo, si un interesado no garantizara oportunamente el 100% de la obra correspondiente, la CRE reasignará la capacidad entre aquellas que hayan cumplido con todas las garantías. Por su parte CFE se obligaría a construir la infraestructura necesaria para conectar la capacidad total de los proyectos eólicos de autoabastecimiento con la red del servicio público de energía eléctrica de acuerdo a los lineamientos establecidos por la SHCP para los proyectos PIP que cumplan con los requisitos establecidos por la CRE para la TA. En caso de declararse desierta la licitación convocada por CFE para construir las obras de TA, no está obligada a promover una nueva.
C.3
Capacidad reservada en TA
De acuerdo con la capacidad total registrada por la CRE en las cartas compromiso, originalmente se reservaron 1,911 MW de capacidad de generación de proyectos eólicos de autoabastecimiento. CFE tenía programada la entrada en operación de las centrales eólicas Oaxaca II, III y IV a partir de 2010. Sin embargo debido a los avances en los proyectos de algunas empresas registradas en TA, la SENER promovió utilizar la red existente en dos proyectos de autoabastecimiento. La condición establecida fue que se construyeran las obras de refuerzo necesarias y se incorporara la generación eólica a la red del servicio público de energía eléctrica durante 2008 (Proyectos de Nueva TA). Estas centrales se conectarían a la SE Juchitán Dos en 230 kV. Debido al reacomodo de varios de los proyectos eólicos en la red de CFE existente de 230 kV y 115 kV (Proyectos de Nueva TA y PI) así como al retiro de uno de ellos, la capacidad reservada en el proceso de TA disminuyó. Finalmente, la capacidad de los proyectos de generación correspondiente a las empresas que celebraron con CFE convenio para garantizar la construcción del proyecto de TA ascendió a 1,491 MW. El cuadro C.1 indica las empresas que garantizaron —mediante la celebración del convenio con CFE— la construcción de la nueva infraestructura de TA y capacidad correspondiente.
C-3
Empresas que reservaron capacidad en TA
Voltaje de conexión propuesto (kV)
Razón social Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V. Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V. Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V. Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Gamesa Energía, S.A. Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo) Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V. Total
230 115 230 115 115 230 115
Capacidad (MW) 227 142 160 50 288 396 228 1,491
Cuadro C.1
Adicionalmente, en el programa de generación de CFE se incluyen 406 MW de capacidad de generación eólica en la región del Istmo de Tehuantepec, correspondiente a los proyectos Oaxaca I, II, III y IV destinados al servicio público de energía eléctrica. Estos utilizarían la red de TA, por lo que CFE participaría en el financiamiento del proyecto de TA con la parte proporcional a la capacidad total de este desarrollo. De acuerdo con lo anterior, la infraestructura de TA permitiría incorporar al SIN 1,897 MW de capacidad de generación, de los cuales 1,491 MW provendrían de proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de las centrales eólicas de CFE: Oaxaca I, II, III y IV. Sobre esta base se realizaron los estudios para determinar el dimensionamiento de la red de transmisión. En la búsqueda de alternativas tendientes a minimizar las inversiones en la red asociada a la capacidad de generación eólica programada por instalarse, así como hacer más atractiva la incorporación de este tipo de centrales a la red del servicio público de energía eléctrica, se consideró conveniente aplicar una estrategia de coordinación entre la generación eólica y la correspondiente a las hidroeléctricas del Grijalva. Esto significa que cuando haya producción eólica alta, se reducirá la generación con las del Grijalva. Así se aprovecharía la infraestructura existente de 400 kV entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro y se requeriría únicamente el tendido del segundo circuito entre las subestaciones mencionadas. Con ello se evita la construcción de líneas de transmisión de la SE Cerro de Oro hacia el centro del país. Si bien el refuerzo a la red troncal del SIN en el sureste permitirá incorporar la capacidad de los proyectos eólicos de autoabastecimiento y las centrales eólicas programadas por CFE, no hay un margen de disponibilidad adicional. Por ello, posteriormente a la entrada en operación de los proyectos registrados en TA no sería posible incorporar mayor capacidad de generación en esa región. En el cuadro C.2 se indican los proyectos eólicos previstos por instalarse en la región del Istmo de Tehuantepec incluyendo las centrales de este tipo actualmente en operación. La capacidad total para 2011 es de 2,577 MW.
C-4
Proyectos eólicos en la región del Istmo de Tehuantepec
Modalidad constructiva
Clasificación
La Venta II (CFE) EURUS, S.A.P.I. de C.V. Parques Ecológicos de México, S.A. de C.V. La Venta III (CFE) Bii Nee Stipa Energía Eólica, S.A. de C.V. Eoliatec del Istmo, S.A. de C.V. Eléctrica del Valle de México, S. de R.L. de C.V. Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Oaxaca I, II, III y IV (CFE) Desarrollos Eólicos Mexicanos, S.A. de C.V. Eoliatec del Istmo, S.A.P.I. de C.V. Eoliatec del Pacífico, S.A.P.I. de C.V. Fuerza Eólica del Istmo, S.A. de C.V. Preneal México, S.A. de C.V. (Vientos del Istmo) Unión Fenosa Generación México, S.A. de C.V. Gamesa Energía, S.A. Total
OPF Autoabastecimiento Autoabastecimiento PIE Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento PIE Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento Autoabastecimiento
en operación NTA NTA en licitación PI PI PI PI TA TA TA TA TA TA TA TA
NTA: Nueva Temporada Abierta
PI: Proyecto Inmediato
Razón social
Voltaje de Fecha de conexión Capacidad entrada en propuesto (MW) operación (kV) 230 230 230 230 115 115 115 115 230 230 115 230 115 230 115 115
2007 2008 2008 2009 2009 2009 2009 2009 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2010 2011
83 250 80 101 26 22 68 50 406 227 142 160 50 396 228 288 2,577
TA: Temporada Abierta
Cuadro C.2
C.4
Cambios regulatorios autoabastecimiento
para
proyectos
eólicos
de
Con el propósito de incentivar la incorporación de centrales eólicas de autoabastecimiento a la red eléctrica del servicio público, la CRE aprobó en agosto de 2001 la metodología vigente para la determinación de los cargos del servicio de transmisión para fuentes de energía renovable. El ajuste a la metodología aplica el factor de planta mensual de la central eólica a los costos fijos por el uso de la infraestructura. Por otra parte, en cumplimiento al Acuerdo por el cual se establecen los lineamientos para la presentación de los programas de mejora regulatoria 2005-2006 y respectivo Anexo, publicado por la SENER en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del 9 de septiembre de 2005 referente al Aporte de capacidad que las fuentes de energía renovables intermitentes hacen al sistema eléctrico, la CRE autorizó modificaciones al contrato de interconexión para este tipo de centrales, con el propósito de reconocer la capacidad disponible de los proyectos eólicos a la hora de la demanda máxima del sistema donde se encuentren conectados. Asimismo, la CRE aprobó la modificación por cuyo medio los proyectos de energía renovable intermitente tengan la posibilidad de que una vez satisfechos los requerimientos de energía de la sociedad de autoabastecimiento, la sobrante pueda ser utilizada en periodos donde no se tenga suficiente generación para cubrir los requerimientos de los socios.
C.5
Descripción del proyecto de TA
El proyecto de TA consiste en la construcción de una línea de transmisión de 145 km en 400 kV en doble circuito con tres conductores por fase de 1113 ACSR, que partiría de una SE colectora en la zona del Istmo de Tehuantepec hasta llegar a la SE Juile de la red troncal del SIN.
C-5
Debido a que la mayoría de las centrales eólicas de autoabastecimiento interesadas en el proyecto de TA estarían localizadas al oeste de la carretera Juchitán-Matías Romero, se propone construir la SE colectora La Ventosa en las inmediaciones de los predios asociados a los proyectos de autoabastecimiento. La de de de
mencionada SE estaría integrada por tres transformadores de 400/230 kV y dos 400/115 KV con una capacidad total de 1,875 MVA y adicionalmente dos de reserva 125 MVA cada uno, así como un dispositivo dinámico de control de voltaje (CEV) ±300 MVAr en 400 kV.
En esta SE no se incluyen las bahías de alimentadores para recibir la generación proveniente de los proyectos de autoabastecimiento: cada empresa interesada será responsable de construir a su cargo los alimentadores correspondientes. Las centrales eólicas se conectarían a la SE La Ventosa mediante líneas de transmisión con circuitos sencillos o dobles en 115 kV o 230 kV, dependiendo de la capacidad de generación de cada planta generadora. Por ello cada interesado deberá construir a su cargo la infraestructura específica para conectarse a esta SE. Adicionalmente, el proyecto considera el tendido del segundo circuito en 400 kV de aproximadamente 154 km entre las subestaciones Juile y Cerro de Oro; asociado a esta línea se incluye un reactor de 75 MVAr en la SE Juile. Asimismo se requerirán 6 bahías de alimentadores en 400 kV. En total se construirían 444 km-circuito de líneas de transmisión en 400 kV. En la figura C.2 se muestra la red de transmisión asociada al proyecto de TA. La estimación del costo instantáneo de las obras es de USD 108 miles de dólares por MW de generación instalada y se estima su entrada en operación en 2010. Red de transmisión asociada al proyecto de TA A PUEBLA
OJO DE AGUA POTENCIA TEMASCAL DOS
TECALI
A YAUTEPEC
REFINERÍA MINATITLÁN
TEMASCAL UNO
CERRO DE ORO
15 4
MINATITLÁN UNO CHINAMECA ACAYUCAN DOS
CHINAMECA POTENCIA MINATITLÁN DOS
145 km 1113 ACSR 3C/F
JUILE
LA CIÉNEGA
EJUTLA
±300 MVAR
. Ope
Ini.
kV 115
PUERTO ESCONDIDO POCHUTLA
A ESCÁRCEGA
MACUSPANA DOS MEZCALAPA . Op
V 0k 23
Ini.
KILÓMETRO VEINTE
MANUEL MORENO TORRES
MALPASO
TUXTLA GUTIÉRREZ I
MATÍAS ROMERO POTENCIA CCA
MATÍAS ROMERO
TAGOLABA SALINA CRUZ
TUXTLA GUTIÉRREZ NORTE TUXTLA GUTIÉRREZ II
TUXTLA GUTIÉRREZ
SABINO
CENTRAL EÓLICA LA VENTA II
OCOZOCOAUTLA ANGOSTURA
JUCHITÁN DOS JUCHITÁN I
CONEJOS
CÁRDENAS VILLAHERMOSA DOS NORTE LOS RÍOS
PEÑITAS
CEV SUBESTACIÓN COLECTORA LA VENTOSA 3 TRANSF. DE 375 MVA 400/230 kV 2 TRANSF. DE 375 MVA 230/115 kV IXTEPEC TEHUANTEPEC
A SANTA ROSA
CÁRDENAS AGUA DULCE DOS COATZACOALCOS DOS
km
OAXACA POTENCIA
COMALCALCO LA VENTA DOS
VILLAFLORES ARRIAGA
REFINERÍA
LT 400 kV LT 230 kV LT 115 kV
HUATULCO
Figura C.2
C-6
TAPACHULA POTENCIA
C.6
Requerimientos técnicos para la interconexión aerogeneradores a la red de TA (Código de red)
de
los
La generación eólica a gran escala se ha convertido en un componente importante en los sistemas eléctricos de potencia de varios países. Hace una década este tipo de generación era vista por los ingenieros como algo novedoso y se consideraban despreciables los efectos de los pequeños aerogeneradores sobre la confiabilidad de los sistemas. En la actualidad, debido a la mayor penetración de la energía eólica y a los avances tecnológicos en la capacidad de los aerogeneradores, resulta indispensable evaluar el impacto y la interacción de nuevos parques eólicos. En general todo sistema eléctrico está expuesto a fallas en cualquier parte de su estructura. Esto se manifiesta —en una escala de tiempo de milisegundos a segundos— como una disminución del voltaje en la red y una eventual variación de la frecuencia, así como en otros fenómenos transitorios. En estas condiciones, algunos generadores podrían desconectarse y así agravar las condiciones producidas por la falla. Entonces para asegurar la integridad del sistema eléctrico es necesario que todos los generadores de cualquier tipo de tecnología permanezcan en operación. A diferencia de las convencionales, las centrales eólicas podrían no contribuir a la estabilización del sistema eléctrico en condiciones de falla. Lo anterior se deriva de esquemas de protección que desconectan los aerogeneradores instantáneamente de la red, y dejan al sistema con menos recursos para superar el problema. A fin de minimizar los efectos de la pérdida de generación, es indispensable que las centrales eólicas cumplan con ciertos requisitos para su conexión y desconexión del sistema, así como para su funcionamiento, los cuales se incluyen en un Código de Red. En general los Códigos de Red hacen referencia a los aspectos siguientes1/:
Permanecer en operación durante una falla en la red (fault ride through)
Operación de los aerogeneradores dentro de un cierto rango de frecuencia
Control de la potencia activa durante la variación de frecuencia
Control de potencia reactiva por los aerogeneradores
Tomando en cuenta lo anterior y debido a las características intermitentes de la generación de las centrales eólicas, para garantizar una operación segura y confiable del SIN con plantas eólicas conectadas, el CENACE publicó el documento Requerimientos para Interconexión de Aerogeneradores al SEN (Código de Red). Dicho Código tiene como propósito definir los requerimientos mínimos y las condiciones para la conexión de aerogeneradores a las instalaciones del servicio público de energía eléctrica en voltajes de 115 kV o mayores. De tal manera, los proyectos eólicos de las empresas registradas en el proceso de TA deberán cumplir obligatoriamente los lineamientos expresados en él.
1/
Thomas Ackermann, Wind Power in Power Systems
C-7
ANEXO D D.1
INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA BAJA CALIFORNIA AL SIN
Introducción
Las interconexiones entre sistemas permiten un incremento en la seguridad operativa, mejoras en la confiabilidad del suministro, así como el acceso a otros mercados competitivos para la compra o venta de electricidad. El análisis para definirlas es una actividad prioritaria en el proceso de planificación del SEN. Las interconexiones se utilizan en condiciones de emergencia para prevenir la falta de suministro prolongado ante disturbios que afectan la red o el equipo de transmisión, así como para apoyar el restablecimiento de sistemas en caso de colapso. Cuando ante emergencias no es posible mantener unidos a los sistemas eléctricos de manera permanente por problemas técnicos, se opta por la segregación y alimentación de carga en forma radial. La utilidad de una interconexión se puede incrementar si se logra la operación continua de los enlaces. En algunos casos, debido a los tamaños relativos de los sistemas eléctricos y las características físicas de la interconexión, no es posible la operación síncrona de los mismos de manera permanente. La alternativa consiste en utilizar enlaces asíncronos basados en diversas tecnologías disponibles. Tanto en México como en EUA, el sector eléctrico está experimentando cambios estructurales significativos. Los esquemas tradicionales en la planificación y operación en ambos países se ven expuestos a nuevas estructuras de mercado y a una mayor competencia, las cuales afectan el funcionamiento de los sistemas. Es importante señalar el potencial del comercio fronterizo en el rubro de la electricidad. El incremento en transacciones de energía podría generar beneficios económicos a los dos países, además de reducir las emisiones contaminantes globales. Con una mayor integración de las redes de energía eléctrica, se podría optimizar la inversión en infraestructura al diferir centrales y realizar un despacho más eficiente, además de mitigar la necesidad de construir nuevas plantas generadoras. Actualmente, el sistema eléctrico de Baja California opera interconectado de modo permanente con la red de San Diego Gas & Electric (SDG&E) y de Imperial Valley Irrigation District (IID). Los tres sistemas, entre muchos otros, son miembros del WECC, organismo que supervisa la confiabilidad de la red en el oeste de EUA. Esta interconexión ha permitido obtener beneficios económicos mediante el intercambio de energía y apoyo a la seguridad operativa al proporcionar respaldo y capacidad en situaciones de emergencia.
D.2
Escenario actual y en el corto plazo
El área Baja California (BC) se localiza al norte del estado del mismo nombre. De acuerdo con el estudio de mercado eléctrico vigente, la demanda del área ha registrado un crecimiento medio anual de 5.4% en los últimos cinco años y para los diez años siguientes se estima un incremento anual de 4.5 por ciento. D-1
La interconexión entre el área Baja California, SDG&E e IID está compuesta por dos enlaces de 230 kV, uno entre las subestaciones La Rosita -Imperial Valley, y otro entre Tijuana I-Miguel. Éstos le permiten al sistema eléctrico de Baja California operar de manera confiable, segura y flexible, además de darle la posibilidad de llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía en el mercado del oeste de EUA. El sistema de Baja California tiene dos regiones eléctricamente muy diferenciadas entre sí, por el tipo de clima que prevalece a lo largo del año en las diferentes estaciones: la región Costa, que incluye las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada; y la región Valle, que abarca las de Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas, por su cercanía a la frontera con EUA, son un polo de desarrollo para empresas maquiladoras, lo que genera expectativas de crecimiento superiores a la media del país. Las dos regiones se encuentran interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos enlaces entre las subestaciones La Rosita y Metrópoli, que forman el enlace Costa-Valle. La figura D.1 muestra esquemáticamente el sistema Baja California y sus interconexiones con la red de SDG&E. Red eléctrica principal entre CFE y SDG&E A San Diego
North Gila
Imperial Valley
Miguel
Estados Unidos de América Estados Unidos Mexicanos Tijuana I
Rumorosa
Toyota
Intergen Termoeléctrica de Mexicali
Herradura
La Rosita
Metrópoli Potencia Región Costa Zona Tijuana Zona Tecate Zona Ensenada
Región Valle Enlaces Costa-Valle
Zona Mexicali Zona San Luis Río Colorado
LT 500 kV LT 230 kV
Figura D.1
Las condiciones climatológicas que presenta Baja California provocan un comportamiento muy variable de la demanda a lo largo del año. En el periodo de verano la carga es alta debido al aumento de la temperatura, mientras que en el invierno disminuye considerablemente por las bajas temperaturas, específicamente en la región Valle. En la zona Tijuana predomina la carga residencial e industrial, y aunque la demanda máxima ocurre en la noche, la reducción de la misma en el periodo fuera de punta con respecto al de punta es muy ligera en el verano. La zona Ensenada es predominantemente residencial y de servicios turísticos: la demanda máxima ocurre en la noche, con un valor constante la mayor parte del año. Ver figura D.3. En las zonas Mexicali y San Luis Río Colorado el clima impacta considerablemente en el comportamiento de la demanda, debido a que las temperaturas son muy extremosas. Durante D-2
el verano predomina la carga industrial y de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios. Presenta dos valores de punta en un día típico de verano: a las 16:00 horas y a las 22:00 horas. En el invierno disminuye drásticamente a 40% de su demanda máxima, debido a las bajas temperaturas, predominando la carga industrial. Ver figura D.4. La generación instalada en el área es de 2,342 MW, de los cuales 720 MW corresponden a la generación geotérmica de Cerro Prieto, 506 MW en el ciclo combinado Mexicali, 1,026 MW de generación térmica y ciclo combinado de la Central Presidente Juárez. El resto se genera con pequeñas unidades turbogás en Ensenada y Mexicali. El Área de Control Noroeste (ACNO) se conforma por los estados de Sonora y Sinaloa. En el primero se integran eléctricamente las zonas Nogales, Santa Ana–Caborca, Cananea–Nacozari, Hermosillo, Agrícola Hermosillo, Guaymas, Obregón y Navojoa. En Sinaloa se encuentran las zonas Los Mochis, Guasave, Culiacán y Mazatlán. De acuerdo con el mercado eléctrico vigente, durante los últimos cinco años la demanda registró una tasa media de crecimiento anual de 4.9 por ciento. Para 2007 - 2017 se pronosticó un incremento medio de 4.8 por ciento. Aunque desde hace años han existido enlaces del Noroeste con otras áreas, por razones de estabilidad había operado aislado. En marzo de 2005, la red eléctrica del Noroeste se interconectó de manera permanente al resto del sistema del país. Esta integración ha permitido grandes ahorros en generación de energía, así como beneficios locales al evitar afectaciones de carga en el Noroeste y Norte. El sistema eléctrico del ACNO se caracteriza por su configuración longitudinal, con un total de aproximadamente 1,200 km entre sus extremos y enlaces entre zonas relativamente débiles. Actualmente, la red troncal del sistema de transmisión del área opera en 230 kV, con un corredor aislado en 400 kV desde Mazatlán hasta Guaymas y un enlace también aislado en 400 kV entre Nacozari-Nuevo Casas Grandes, en la parte norte. Por las características de la generación instalada en el ACNO y la distribución espacial de la carga, durante el verano se presentan altos flujos de potencia en los enlaces entre zonas, debido a que la temperatura en algunas regiones llega a superar los 40° C, con un aumento importante en el consumo de energía debido a la utilización de sistemas de aire acondicionado. En el verano el área Noroeste se comporta como importadora de energía. Cerca de 80% se realiza a través de la zona Mazatlán y el resto por la zona Nacozari. En el invierno, debido a que la demanda disminuye aproximadamente a 40% de la máxima de verano, se producen excedentes de generación, por lo cual se tiene la posibilidad de exportar. La generación instalada en el área Noroeste es de 3,828 MW, donde 53% corresponde a unidades térmicas convencionales; aproximadamente 25% a generación hidroeléctrica; 20% a ciclos combinados, de los cuales 70% son productores independientes; y el 2% restante corresponde a unidades turbogás. Del total anterior, 55% se localiza en el estado de Sonora, donde se sitúa la mayor parte de la generación base, principalmente ciclos combinados en Hermosillo y Nacozari, además de unidades térmicas en Puerto Libertad y Guaymas. El 45% se ubica en Sinaloa, donde predominan las centrales hidroeléctricas, además de las termoeléctricas de Topolobampo y Mazatlán. Debido a la diversidad de la demanda del SIN con respecto al Área de Control Baja California (ACBC), en ciertas horas, puntos de operación y periodos estacionales existe la factibilidad de D-3
intercambiar potencia eléctrica entre ambos sistemas. Desde el punto de vista operativo, la potencia puede generarse con unidades más económicas, de modo que se obtenga un beneficio global por el aprovechamiento de los recursos de generación del país de modo integral. Debido al tamaño relativo del SIN y la red eléctrica a la que está unido el sistema de Baja California, representados por su inercia, la interconexión entre estas grandes redes por medio de un enlace convencional de corriente alterna no permitiría el control adecuado de los flujos de potencia, por lo que técnicamente se ha decidido el desarrollo de una interconexión asíncrona.
D.3
Comportamiento de la demanda en Baja California
La figura D.2 muestra el comportamiento horario de la demanda de Baja California durante 2006. La máxima de 2,095 MW se presentó el 24 de julio, mientras que la mínima de 660 MW ocurrió el primero de enero. En la gráfica se distinguen claramente las zonas de baja y alta demanda, correspondientes a los meses de invierno y de verano, respectivamente. Demanda horaria de Baja California en 2006 MW 2,100 2,000 1,900 1,800 1,700 1,600 1,500 1,400 1,300 1,200 1,100 1,000 900 800 700 600 500
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun Jul Mes
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Figura D.2
La demanda del sistema BC presenta un comportamiento característico en cada una de las dos regiones en que se divide, ocasionado por condiciones ambientales diferentes. La región Costa tiene una menor variación de temperatura, lo que da lugar a una curva de demanda más compacta. En la región Valle se observa un comportamiento más dependiente de la temperatura. Las figuras D.3 y D.4 muestran las gráficas de demanda horaria de las regiones Costa y Valle, respectivamente, durante 2006.
D-4
Demanda horaria de la región Costa en 2006
Demanda horaria de la región Valle en 2006
MW 900
MW 1,400
1,200
800
1,000 700
800 600
600 500
400 400
200
300
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
0
Dic
Ene
Feb
Mar
Figura D.3
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
Figura D.4
Ordenando los valores de la demanda horaria de Baja California en 2006, mostrados en la figura D.2, se obtiene la curva de duración de carga anual de la figura D.5. Se observa que valores altos ocurren en muy pocas horas del año. Por ejemplo, únicamente durante 215 de las 8,760 horas de 2006, la demanda fue superior a 1,900 MW. Curva anual de duración de carga de Baja California en 2006 MWh 2,100 1,900 1,700 1,500 1,300 1,100 900 700 500 0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
Horas
Figura D.5
D-5
6,000
7,000
8,000
9,000
D.4
Diversidad de la demanda del SIN y Baja California
Tal diversidad es un parámetro importante para estimar la conveniencia de interconectar dos sistemas eléctricos. Se puede definir como la diferencia entre la suma de las demandas máximas no coincidentes (Dmaxnc) de las áreas, operando de manera independiente, menos la demanda máxima coincidente (Dmaxc) de las áreas una vez interconectadas: D=
[∑ Dmax ] − [Dmax ] nc
c
En el caso específico de Baja California y el SIN, durante 2006 se observó que sus demandas máximas no ocurrieron simultáneamente. La máxima del SIN se presentó el 13 de junio, mientras que la máxima de Baja California ocurrió el 24 de julio. El cuadro D.1 muestra los valores de demanda máxima de estos sistemas en las fechas indicadas. La comparación se realizó homologando los horarios del SIN y Baja California. Demanda máxima del SIN y Baja California en 2006
Sistema
13 de junio (MW) Baja California 1,719.0 SIN 31,547.0
24 de julio (MW) 2,095.0 29,853.0
Cuadro D.1
Por otra parte, la demanda máxima coincidente de Baja California y el SIN ocurrió el 20 de junio, con un valor de 33,217 MW, por lo que la diversidad de los sistemas para 2006 fue de 425 MW. D = [31,547 + 2,095] − [33,217] = 425 MW
De acuerdo con el pronóstico de crecimiento de la demanda máxima en ambos sistemas, se estima que la diversidad se comportará como se muestra en la figura D.6. La demanda horaria del SIN y BC el 13 de junio de 2006 se presenta en la figura D.7. Ese día, el sistema BC tuvo una demanda máxima por debajo de su máxima anual, por lo que de estar interconectados, Baja California podría haber apoyado al SIN cuando menos con 376 MW (2,095 MW – 1,719 MW). En la figura D.8 se muestra el comportamiento horario de la demanda el 24 de julio en el SIN y Baja California. Ese día el SIN operó por debajo de su máxima anual, por lo que el apoyo del SIN hacia BC, al operar interconectados, podría haber sido de al menos 1,694 MW (31,547 MW - 29,853 MW).
D-6
Diversidad de la demanda entre el SIN y Baja California 2011 - 2026 MW 900 820 800
761 701
700 646 594
600 543 507
500
459
400
300 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2027 Año ΣDmax nc - Dmax c
Figura D.6
Comportamiento horario de la demanda el 13 de junio de 2006
Comportamiento horario de la demanda el 24 de julio de 2006 MW SIN 32,000
MW BC 2,100
MW SIN 32,000
MW BC 2,100 2,000
2,000 30,000
30,000
1,900 1,800
28,000
1,900 1,800
28,000
1,700
1,700 26,000
1,600
26,000
1,600
1,500 24,000
1,500 24,000
1,400 1,300
22,000
1,400 1,300
22,000
1,200
1,200
1,100
20,000 0
5
10
Horas SIN
15
20
20,000
25
5
10
Horas SIN
BC
Figura D.7
D.5
1,100 0
15
20
25
BC
Figura D.8
Beneficios de la interconexión
La interconexión del sistema eléctrico de Baja California al SIN permitirá obtener beneficios mutuos, tanto en el aspecto económico como en los de seguridad y confiabilidad. Desde el primer punto de vista se identifican ahorros en inversión y en la operación.
D-7
El efecto positivo de la interconexión en la confiabilidad y seguridad operativa, se fundamenta en el hecho de que ambos sistemas pueden contar con una fuente de energía adicional independiente, para apoyar en caso de falla de alguno de ellos. Los ahorros en inversión se obtienen a causa de la diversidad de los patrones de carga, por lo que la interconexión equivale a una planta generadora, y permite el diferimiento de proyectos de generación. Los resultados del análisis de requerimientos de generación muestran que con la primera fase del proyecto de interconexión, será posible diferir en Baja California, de 2011 a 2026, proyectos de generación por un monto de 520 MW. El cuadro D.2 muestra la capacidad de generación requerida en el área BC con y sin la primera fase de la interconexión. Capacidad de generación requerida en BC para 2011 - 2026
Tipo de generación Turbogas Ciclo combinado Total
BC aislado (MW) 959 2,516 3,475
BC interconectado (MW) 164 2,790 2,955
Cuadro D.2
Los beneficios en la operación se derivan del incremento en la eficiencia económica al intercambiar energía entre sistemas con diferentes costos marginales. Al sustituir la generación de mayor por una de menor costo para una demanda específica, se reduce el gasto global de operación. Los costos marginales, a su vez, dependen de la generación que se utilice para suministrar la demanda, así como de las restricciones en la transmisión entre regiones. Las figuras D.9 y D.10 muestran gráficas de los Costos Totales de Corto Plazo (CTCP) medios en días hábiles para las regiones que se interconectarán: Baja California, representada por Mexicali (MXI) y la región norte de Sonora (SNN), para junio y noviembre de 2006, respectivamente. Considerando que el proyecto de interconexión entrará en operación en 2011 y que los beneficios económicos son más importantes en los primeros años de operación, se puede realizar una estimación de ellos para 2011 - 2016. A partir de la diferencia en los costos marginales reales de 2006 entre el sistema BC y el promedio de los mismos en las áreas del norte del SIN, se estimó la diferencia en los precios medios de exportación e importación de la energía entre estos sistemas. La generación base competitiva de Baja California es del tipo geotérmico y de ciclo combinado. Dicha capacidad se estimó mensualmente para los seis años de estudio, considerando los periodos de mantenimiento, la carga de servicios auxiliares y la degradación por altas temperaturas en verano observadas en los años previos. La figura D.11 muestra la capacidad efectiva de la generación competitiva durante 2011 - 2016.
D-8
CTCP incurrido promedio en días hábiles de junio de 2006
CTCP incurrido promedio en días hábiles de noviembre de 2006
$/MWh
$/MWh
1,000
1,100
950 1,000
900 850
900
800 750
800
700 700
650 600
600
550 500
500 0
5
10
Horas MXI
15
20
25
0
5
10
15
20
25
Horas
SNN
MXI
Figura D.9
SNN
Figura D.10
Capacidad efectiva geotérmica y ciclos combinados en Baja California de 2011 a 2016 MW 3,000
2,500
2,000
1,500
1,000
500
Nov-15
Jul-15
Mar-15
Nov-14
Jul-14
Mar-14
Nov-13
Jul-13
Mar-13
Nov-12
Jul-12
Abr-12
Dic-11
Abr-11
Ago-11
Dic-10
0
Mes/Año Cap. Efectiva
Geotérmica
Ciclo Comb.
Figura D.11
El análisis considera dos opciones para incrementar la generación requerida en Baja California. En la primera se adicionan 977 MW de 2012 a 2016, equivalentes al incremento estimado cuando el sistema BC opera aislado. La segunda considera el diferimiento de generación hasta 2014, con la entrada en operación de una planta de 562 MW. Con respecto a la capacidad de la interconexión se examinan dos opciones: 300 MW y 600 MW. El cuadro D.3 muestra un resumen de las alternativas analizadas.
D-9
Opciones de adición de generación en BC y capacidad del enlace
Opciones
Expansión de generación
Capacidad del enlace (MW)
1
Sistema BC aislado
300
2
Sistema BC interconectado
300 y 600
Cuadro D.3
Las curvas de duración de carga mensuales de Baja California se derivan del pronóstico de crecimiento de la demanda máxima anual. Al comparar gráficamente el valor de la capacidad efectiva de la generación competitiva con la curva de duración de carga mensual correspondiente, se observa que el área comprendida entre ellas representa el superávit o déficit de energía en BC. Si la capacidad efectiva es mayor que la demanda, el sistema puede exportar; en caso contrario se requerirá importar energía desde el SIN. Las figuras D.12 y D.13 muestran la capacidad efectiva y la curva de duración de carga de Baja California para junio y noviembre de 2013, respectivamente. Curva de duración de carga y capacidad efectiva de BC para junio de 2013
Curva de duración de carga y capacidad efectiva de BC para noviembre de 2013
MWh 3,000
MWh 2,500 Importación
2,500
2,000
Importación
Exportación
Exportación
2,000
1,500
1,500 1,000
1,000 500
500
0
0 0
100
200
300
400 Horas Dem
500
600
700
0
800
100
200
300
400
500
600
700
800
Horas Dem Cap
Cap
Figura D.12
Figura D.13
Integrando el área entre la línea de capacidad efectiva y la curva de duración de carga se estima la energía de importación y de exportación para cada mes del periodo. Los beneficios económicos se obtienen multiplicando esta energía por los precios medios estimados. Además de las ventajas económicas globales que se derivan de la reducción en costos de inversión y la utilización eficiente de la energía excedente del sistema BC, en éste se obtienen los siguientes beneficios:
D-10
Diferimiento de inversiones en generación
Posibilidad de exportar energía al SIN
Eliminación del desfogue de vapor en unidades de la planta Cerro Prieto
Reducción del uso de unidades turbogás
Utilización de la capacidad del enlace como reserva rodante al estar exportando al SIN
Posibilidad de exportar energía al WECC
Apoyo en emergencias
En el caso del Sistema Interconectado Nacional se identifican los siguientes beneficios:
Reducción en costos de inversión
Utilización de energía excedente de BC
Disminución de costos de operación
Posibilidad de compartir reserva
Apoyo en emergencias
Un requisito indispensable para considerar viable el proyecto de interconexión es que tenga un factor de utilización mayor a 80%, para compensar los altos costos de infraestructura. Considerando una capacidad del enlace de 300 MW y la expansión de la generación del sistema BC aislado o interconectado se obtienen factores de utilización de 87% y 83% respectivamente. Para el caso en que la capacidad del enlace es de 600 MW, la utilización resultante fue de 60 por ciento. El factor de utilización se obtuvo como la razón de la energía total transmitida por la interconexión (exportación más importación), dividida entre la máxima energía que pueden intercambiar los sistemas, considerando la capacidad del enlace durante el periodo analizado. FU =
D.6
∑ Energía exportada + Energía importada Máxima energía posible por transmitir
Factores por considerar en la interconexión
Para definir los requerimientos del enlace se han realizado numerosos estudios electrotécnicos y económicos, en función de las características y particularidades de los sistemas por interconectar. El análisis incluyó estudios de flujos de potencia para definir los nodos del sistema adecuados para la interconexión. En el área Noroeste se consideraron como candidatos Puerto Peñasco, Seis de Abril y Puerto Libertad, en la zona Caborca, así como Hermosillo. En Baja California se estudiaron La Herradura, en Tijuana; La Rosita y una nueva subestación cerca de Cerro Prieto, en la zona Mexicali; y Parque Industrial San Luis y Chapultepec, en San Luis Río Colorado. D-11
En la figura D.14 se muestran los nodos candidatos para la interconexión. Nodos candidatos para la interconexión de Baja California al SIN
Figura D.14
Para observar el comportamiento del sistema eléctrico con la interconexión se analizaron diferentes condiciones de operación, tanto en verano como en invierno, así como distintos montos de potencia por transmitir a través del enlace, desde 300 MW, 500 MW y 750 MW como primera etapa, hasta 600 MW, 1000 MW y 1500 MW en una segunda, considerando intercambios en forma bidireccional, dependiendo del punto de operación. En cada caso se determinaron los refuerzos de transmisión, transformación y/o compensación necesarios para garantizar la operación del sistema de manera segura. Por otra parte, se elaboraron estimaciones de costos para las diferentes tecnologías y topologías de red consideradas, tomando en cuenta las pérdidas eléctricas del sistema, buscando definir el proyecto que logre los mejores indicadores económicos y cumpla con el conjunto de requisitos técnicos. Como resultado de los estudios se ha definido la interconexión de Baja California al SIN mediante un enlace asíncrono de 300 MW de capacidad, como primera etapa. El proyecto está programado para iniciar su operación en 2011. Con la entrada de la interconexión, la energía eléctrica que puede exportarse desde el SIN hacia el ACBC en la temporada de verano será suministrada principalmente por las centrales generadoras del norte del estado de Sonora (Fenosa Naco-Nogales, Agua Prieta II, Fenosa
D-12
Hermosillo, Hermosillo V y Puerto Libertad). Esta condición de operación incrementará los flujos de potencia entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis del estado de Sinaloa. Durante el invierno, el ACBC tiene excedentes de generación, principalmente de tipo geotérmico, que pueden ser transmitidos hacia el SIN. Si esta potencia se suma a la producida por los ciclos combinados y centrales termoeléctricas de generación base del norte de Sonora, se incrementarán los flujos por la red troncal entre las zonas Hermosillo-Guaymas-Obregón. Para el desarrollo de la interconexión se han considerado las siguientes alternativas tecnológicas:
Corriente Directa Convencional (HVDC)
Estación HVDC Back to Back (BtB)
Transformador de Frecuencia Variable (VFT)
Con el fin de realizar la selección del tipo de tecnología por emplear, se tomarán en cuenta los aspectos ambientales, geográficos, geológicos, así como las características eléctricas de los sistemas por interconectar. El trazo de la línea de transmisión que enlazará ambos sistemas cruzará parte de la reserva de la biosfera del Pinacate, zona protegida por su gran diversidad biológica, por lo que deberá considerarse el impacto ambiental del proyecto. La parte sureste de la región del Valle de Mexicali, en Baja California, se ubica entre dos placas tectónicas denominadas Norteamérica y Pacífico, en donde existen dos fallas que sísmicamente son muy activas y ubican a la región como de actividad sísmica severa, por lo que este factor será importante en el diseño de la estación asíncrona. Por otra parte, deberán tomarse en cuenta las condiciones climáticas extremas a las que estará expuesto el equipo eléctrico, pues se ubicará dentro de una zona desértica, en donde las temperaturas en el período de verano alcanzan 42° C en promedio, con rachas de hasta 50° C, mientras que en invierno se presentan de 4° C, con valores de hasta 5° C bajo cero en la madrugada. Adicionalmente, los dispositivos utilizados en el enlace de interconexión deberán cumplir con los siguientes requerimientos técnicos:
Controlar la magnitud y la dirección del flujo de potencia, con una respuesta rápida ante cambios del punto de ajuste (menor a 30 segundos)
Proporcionar la energía necesaria para realizar un arranque negro en ambos sistemas, con un monto igual a la capacidad nominal
Mantener la interconexión de manera permanente, variaciones de frecuencia en ambos sistemas
Proporcionar soporte de potencia reactiva para mantener y regular los voltajes en niveles adecuados, en el rango de mínima y máxima transferencia de potencia
Capacidad de sobrecarga de 10% durante 30 minutos
Mantener la capacidad nominal ante cambios de temperatura D-13
independientemente
de
las
Minimizar el efecto de la inyección de corrientes armónicas en los puntos de conexión
Alcanzar una disponibilidad de 99.5%, es decir, menos de 36 horas de indisponibilidad anual
Impedir la transferencia de perturbaciones de un sistema a otro
Controlar el flujo de potencia en dos trayectorias en BC
Factibilidad para operar en forma permanente sin intercambio entre sistemas
Operación estable de varias estaciones en paralelo
Amortiguamiento de oscilaciones de baja frecuencia
Capacidad para controlar frecuencia en arranque negro
D-14
ANEXO E GLOSARIO Aportaciones hidráulicas Volumen de agua captado por una presa o embalse durante un periodo, para generación de energía eléctrica o para otros fines alternos. Área de control Entidad que tiene a su cargo el control y la operación de un conjunto de centrales generadoras, subestaciones y líneas de transmisión dentro de un área geográfica. Autoabastecimiento Suministro de los requerimientos de energía eléctrica de un miembro o varios de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia. Autoabastecimiento local Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento con ubicación cercana al sitio de la central generadora; no utilizan la red de transmisión del servicio público. Autoabastecimiento remoto Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público. Capacidad Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos. Capacidad adicional comprometida La disponible en los próximos años a través de fuentes de generación en proceso de construcción, licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones. Capacidad adicional no comprometida La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con proyectos de producción independiente de energía o de CFE. Capacidad adicional total Suma de la capacidad comprometida y la no comprometida. Capacidad bruta La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia requerida para usos propios. Capacidad de placa La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo eléctrico. Capacidad de transmisión Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
E-1
Capacidad disponible Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla, degradación y/o causas ajenas. Capacidad efectiva La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad. Capacidad existente La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y compras de capacidad firme) en una fecha determinada. Capacidad neta Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para usos propios. Capacidad retirada La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad. Capacidad termoeléctrica de base y semibase Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga. Capacidad termoeléctrica de punta Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de carga. Carga La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de potencia eléctrica (kW, MW). Cogeneración Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o ambas. Consumo Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y a través de contratos de importación. Consumo bruto El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Curva de demanda horaria Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo. Curva de duración de carga Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son valores de demanda no secuenciales.
E-2
Curva de referencia Es la curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.). Nivel recomendado de operación Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza. Degradación Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de componentes o por cualquier otra condición limitante. Demanda Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda instantánea). Demanda base Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período. Demanda bruta Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda integrada Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h). Demanda integrada horaria Demanda media en una hora (MWh/h). Demanda máxima El valor mayor de potencia requerida en un periodo. Demanda máxima bruta El valor mayor de la potencia que debe ser generado y/o importado para satisfacer los requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Demanda máxima coincidente Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento cuando ocurre la demanda máxima del sistema. Demanda máxima no coincidente Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente. Demanda media Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo (MWh/h). Demanda mínima Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo. E-3
Demanda neta Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la generación. Disponibilidad Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio, independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el valor de la indisponibilidad. Energía almacenada Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía. Energía bruta La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación. Energía neta La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de autoabastecedores y cogeneradores. Factor de carga La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración del periodo. Factor de diversidad Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su demanda máxima coincidente. Factor de planta La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores, durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje. Fuente de energía primaria Toda fuente de energía. Las tecnologías de suministro y de uso final son las encargadas de transformar la energía primaria en eléctrica. Generación bruta La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye el consumo en usos propios de la central. Generación neta La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en los usos propios de la central.
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Indisponibilidad Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas ajenas. Indisponibilidad por causas ajenas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc. Indisponibilidad por degradación Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes. Indisponibilidad por fallas Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central. Indisponibilidad por mantenimiento Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por trabajos de conservación de los equipos. Margen de reserva Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Margen de reserva operativo Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima. Nivel de aguas máximas de operación Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias. Nivel de aguas máximas extraordinarias Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de diseño. Nivel de aguas mínimas de operación Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas. Pérdidas no técnicas Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición y de facturación. Pérdidas técnicas Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos procesos (MW). Permisionarios Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.
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Productor independiente de energía Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a CFE. Proyecto de autoabastecimiento Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad. Red Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el transporte de la energía eléctrica. Red troncal Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo. Sector eléctrico Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica. Sector público Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender el servicio público de energía eléctrica. Servicio público Suministro de electricidad por la generación de CFE, LyFC, autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.
PIE,
excedentes
de
Sincronismo Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del voltaje de la red en el punto de conexión. Sistema interconectado Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto. Ventas Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público.
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ANEXO F
ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
Bl CAR CC CI COM DIE EO GEO GWh GWh / año GWh / mes HID Hz K kg km km-c kV kW kWh kWh / m3 m m3 M3 / kWh MMBtu MMm3 MMm3 / día MMm3 / mes MMpcd msnm MVA MMt MVAr MW MW / GWh MWh NUC p s t TC TG TV TWh UO2 V
Barril Carboeléctrica Ciclo combinado Combustión interna Combustóleo Diesel Eoloeléctrica Geotermoeléctrica Gigawatt-hora Gigawatt-hora por año Gigawatt-hora por mes Hidroeléctrica Hertz Carbón kilogramo kilómetro kilómetro-circuito kilovolt kilowatt Kilowatt-hora Kilowatt-hora por metro cúbico metro metro cúbico metro cúbico por kilowatt-hora millones de Btu millones de metros cúbicos millones de metros cúbicos por día millones de metros cúbicos por mes millones de pies cúbicos diarios metros sobre el nivel del mar Megavolt-ampere millones de toneladas Megavolt-ampere-reactivos Megawatt Megawatt por gigawatt-hora Megawatt-hora Nucleoeléctrica probabilidad de ocurrencia segundo tonelada Termoeléctrica convencional Turbogás Turbina de vapor Terawatt-hora uranio volt
F-1
ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS CAT CENACE CFE CNA CONAPO COPAR CRE DOF DAC ERCOT EUA GCH FEO GNL LSPEE LyFC MDL MR MRE MRO NAME NAMINO NAMO NERC NRO OP OPF PEF PEMEX PERGE PIB PIE PIP POISE PRC RLSPEE RM SE SEN SENER SHCP SIN TIR tmca trca UCTE VFT WECC ZMCM
Construir, Arrendar y Transferir Centro Nacional de Control de Energía Comisión Federal de Electricidad Comisión Nacional del Agua Consejo Nacional de Población Costos y Parámetros de Referencia Comisión Reguladora de Energía Diario Oficial de la Federación Doméstica de Alto Consumo Electric Reliability Council of Texas Estados Unidos de América Grandes Centrales Hidroeléctricas Fecha de Entrada en Operación Gas Natural Licuado Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Luz y Fuerza del Centro Mecanismo para un Desarrollo Limpio Margen de Reserva Margen de Reserva de Energía Margen de Reserva Operativo Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias Nivel de Aguas Mínimas de Operación Nivel de Aguas Máximas de Operación North American Electric Reliability Corporation Niveles Recomendados de Operación Obra Presupuestal Obra Pública Financiada Presupuesto de Egresos de la Federación Petróleos Mexicanos Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala Producto Interno Bruto Productor Independiente de Energía Proyectos de Infraestructura Productiva Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico Programa de Requerimientos de Capacidad Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Rehabilitación y Modernización Sector Eléctrico Sistema Eléctrico Nacional Secretaría de Energía Secretaría de Hacienda y Crédito Público Sistema Interconectado Nacional Tasa Interna de Retorno Tasa media de crecimiento anual Tasa real de crecimiento anual Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity Variable Frequency Transformer Western Electricity Coordinating Council Zona metropolitana de la Ciudad de México G-1
