programa de obras e inversiones del sector eléctrico · dirección general subdirección de...

Dirección General

Subdirección de Programación

Programa de Obras e

Inversiones del Sector Eléctrico

POISE 2014-2028

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES

DEL SECTOR ELÉCTRICO

POISE 2014—2028

Subdirección de Programación

Por sus aportaciones para la elaboración de este

documento agradecemos a las Instituciones:

Secretaria de Energía (SENER)

Secretaria de Hacienda y Crédito Público (SHCP)

Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE)

Centro Mario Molina

Agradecemos la colaboración de:

Subdirección de Desarrollo de Proyectos

CFE

Subdirección de Distribución

CFE

Subdirección de Generación CFE

Subdirección de Proyectos y Construcción

CFE

Subdirección de Transmisión

CFE

Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía

CFE

.

Índice

INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE .................. i

LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028 ....... 1-1

CONSIDERACIONES INICIALES .........................................................................1-1 POLÍTICAS PÚBLICAS QUE RIGEN EL DESARROLLO DEL POISE ....................................1-1

Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio ....

Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE) ............1-2 Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y ........

eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo ....

(PND). ............................................................................................1-2 Abastecimiento de energía a toda la población .....................................1-2 Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores .........

y en todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento .............

Sustentable de la Energía (PRONASE). ................................................1-2 Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento ......

económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, ......

con un parque de generación diversificado en que se incremente la ..........

participación de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE). .1-3 Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto ...

invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC). .......................1-4 LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GASES CON EFECTO INVERNADERO. ESTRATEGIA NACIONAL .....

DE CAMBIO CLIMÁTICO .................................................................................1-4 LÍNEA BASE DE EMISIONES DE GEI (CO2) CONSIDERADA EN ESTE EJERCICIO .................1-6

EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN 2-1

GENERALIDADES ........................................................................................2-1 BASES DE PLANIFICACIÓN 2013 ......................................................................2-2

Bases Macroeconómicas ....................................................................2-3 Población ........................................................................................2-5 Precios de combustibles ....................................................................2-5 Precios de la energía eléctrica ............................................................2-6

PRONÓSTICOS GLOBAL Y SECTORIAL DE VENTAS MÁS AUTOABASTECIMIENTO ...................2-7 ESTUDIO REGIONAL DEL MERCADO ELÉCTRICO .................................................. 2-12

Distribución de la demanda máxima en 2012 ..................................... 2-12 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta ........................... 2-14 Crecimiento esperado del consumo bruto de energía .......................... 2-16 Consumo de cargas autoabastecidas................................................. 2-18 Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE .......................... 2-20 Reducción de pérdidas de energía eléctrica ........................................ 2-21 Exportación e importación de CFE .................................................... 2-24

COMPARATIVO DEL MERCADO ELÉCTRICO PARA LOS ESCENARIOS LÍNEA BASE Y DE ................

PLANEACIÓN ............................................................................................ 2-24

INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN ......... 3-1

EVOLUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL ...................................................3-1 ESTRUCTURA DEL SISTEMA DE GENERACIÓN .........................................................3-2

Capacidad efectiva instalada ..............................................................3-2 Principales centrales generadoras .......................................................3-4

Centrales hidroeléctricas ........................................................................... 3-6 Centrales con generación a base de hidrocarburos ....................................... 3-6 Centrales carboeléctricas .......................................................................... 3-7 Centrales geotermoeléctricas .................................................................... 3-7 Central nucleoeléctrica ............................................................................. 3-7 Centrales eoloeléctricas ............................................................................ 3-8

Centrales solares fotovoltaicas................................................................... 3-8 Productores Independientes de Energía (PIE) ......................................3-9 Autoabastecimiento y cogeneración ....................................................3-9 Autoabastecimiento remoto ............................................................. 3-10

GENERACIÓN BRUTA .................................................................................. 3-11 CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN EN EL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL .......................... 3-11 PÉRDIDAS DE ENERGÍA ............................................................................... 3-16

Pérdidas de energía en el nivel de transmisión ................................... 3-16 Pérdidas de energía en el nivel de distribución ................................... 3-17

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN .................................................. 4-1

ASPECTOS PRINCIPALES DE LA PLANIFICACIÓN A LARGO PLAZO ...................................4-1 CONCEPTOS DE MARGEN DE RESERVA ................................................................4-2 PROYECTOS DE AUTOABASTECIMIENTO Y COGENERACIÓN ..........................................4-5

Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para ................................

autoabastecimiento ........................................................................ 4-10 Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California ......... 4-10

Autoabastecimiento remoto ............................................................. 4-11 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración ......... 4-15

RETIROS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN .......................................................... 4-15 PROYECTOS DE REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN (RM) ...................................... 4-20

Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC .................... 4-22 DISPONIBILIDAD DEL PARQUE DE GENERACIÓN ................................................... 4-22 CATÁLOGO DE PROYECTOS ESPECÍFICOS DE GENERACIÓN ....................................... 4-24

Catálogo de proyectos hidroeléctricos ............................................... 4-24 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño ..... 4-26 Proyectos con producción continua ................................................... 4-26 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad ........................ 4-27 Proyectos con fuentes de energía renovable ...................................... 4-28 Proyectos termoeléctricos................................................................ 4-29

PARÁMETROS TÉCNICOS DE TECNOLOGÍAS ......................................................... 4-31 ADICIONES DE CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO .......................................... 4-32

Participación de las tecnologías de generación en el programa de ..............

expansión ..................................................................................... 4-33 Capacidad en construcción o licitación............................................... 4-34 Capacidad adicional ........................................................................ 4-39

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD PARA EL SERVICIO PÚBLICO ................................... 4-42 Retrasos de proyectos de generación ............................................ 4-46 Repotenciaciones ........................................................................ 4-47 Centrales eoloeléctricas ............................................................... 4-47 Tecnología de carbón limpio ......................................................... 4-48 Nueva generación limpia .............................................................. 4-48 Tecnología solar .......................................................................... 4-48 Participación de tecnologías en la expansión ................................... 4-49 Proyectos de cogeneración ........................................................... 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental ......................... 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Central ............................. 4-50 Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste ........................... 4-50

EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DEL SECTOR ELÉCTRICO ...................................... 4-51 MARGEN DE RESERVA DE CAPACIDAD ........................................................... 4-53

Margen de reserva por sistema eléctrico ........................................ 4-53 Margen de Reserva Regional ........................................................ 4-55

DIVERSIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE GENERACIÓN / ........................................ 4-60 FUENTES DE SUMINISTRO DE GAS NATURAL .................................................... 4-63 EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA GENERACIÓN BRUTA Y REQUERIMIENTOS DE ......................

COMBUSTIBLES ..................................................................................... 4-65 Restricciones ecológicas ............................................................... 4-65 Externalidades en la generación de energía eléctrica ....................... 4-66

Eficiencia del proceso termoeléctrico ............................................. 4-68 Composición de la generación bruta .............................................. 4-69 Combustibles fósiles requeridos .................................................... 4-71 Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva .........

generación limpia ....................................................................... 4-75

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN ................................................ 5-1

INTRODUCCIÓN ..........................................................................................5-1 METODOLOGÍA PARA EXPANDIR LA RED DE TRANSMISIÓN ..........................................5-1

Plan de transmisión de costo mínimo ..................................................5-1 Escenario de demanda ......................................................................5-2 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte .......................5-2 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión ........................5-2

EXPANSIÓN DE LA RED DE TRANSMISIÓN .............................................................5-2 PROYECTOS POR ÁREA DE CONTROL ..................................................................5-4

Área Central ....................................................................................5-4 Obras principales ..................................................................................... 5-5 Red de transmisión asociada a la central Centro .......................................... 5-8

Área Oriental ...................................................................................5-9 Obras principales ................................................................................... 5-10 Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase) ........................... 5-14 Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B ........... 5-15 Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en la ..........

Segunda Temporada Abierta de Oaxaca .................................................... 5-16 Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II .................................. 5-17

Área Occidental .............................................................................. 5-18 Obras principales ................................................................................... 5-19 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I ....................... 5-24 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I .......... 5-25 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II......... 5-26 Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces ..................... 5-27 Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I 5-28 Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I .... 5-29 Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí .. 5-30

Área Noroeste ................................................................................ 5-31 Obras principales ................................................................................... 5-32 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II ... 5-37 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II ...... 5-38 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III .... 5-39 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II 5-40 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III5-41

Área Norte .................................................................................... 5-42 Obras principales ................................................................................... 5-43 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) ................... 5-47 Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV) ..................... 5-48

Área Noreste ................................................................................. 5-49 Obras principales ................................................................................... 5-50 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste .................

(Escobedo) ........................................................................................... 5-54 Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III ........... 5-55

Área Baja California ........................................................................ 5-56 Obras principales ................................................................................... 5-57 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III ............... 5-61 Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III ............. 5-62 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II ................. 5-63

Sistema Baja California Sur ............................................................. 5-64 Obras principales ................................................................................... 5-65 Red de transmisión asociada a la central CC La Paz .................................... 5-69 Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos .......................... 5-70

Área Peninsular .............................................................................. 5-71 Obras principales ................................................................................... 5-72

PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN .................................. 6-1

DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ........................................................................6-1 Infraestructura actual de distribución ..................................................6-2

PLANIFICACIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN .....................................6-4 Introducción ....................................................................................6-4 Planificación de la red de distribución ..................................................6-4 Integración del Plan Rector de Distribución ..........................................6-5

PROGRAMA DE OBRAS DE DISTRIBUCIÓN .............................................................6-7 Metas y proyectos de obras ...............................................................6-7

OBRAS E INVERSIONES CON FINANCIAMIENTO EXTERNO (PIDIREGAS) ........................6-7 SISTEMAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE LA DISTRIBUCIÓN ........................................ 6-12

Sistema de información geográfica ................................................... 6-12 Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de ........

Control de Solicitudes de Servicio (SICOSS) ...................................... 6-12 Georreferenciación de localidades sin electrificar ................................ 6-13

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN LAS DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN ................................. 6-13 Reducción de pérdidas de distribución ............................................... 6-13 Evolución de las pérdidas de energía de distribución ........................... 6-14 Metodología para la estimación de pérdidas de distribución ................. 6-15 Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas ..................... 6-16

ATENCIÓN A CLIENTES EMPRESARIALES Y ESTRATÉGICOS POR MEDIO DE EJECUTIVOS DE ........

CFECTIVA EMPRESARIAL ............................................................................. 6-16 Antecedentes ................................................................................. 6-16 Infraestructura actual para la atención a clientes empresariales y .............

estratégicos ................................................................................... 6-17 Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la ................

capacidad de atención a los clientes empresariales y estratégicos ........ 6-18 Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales ...................... 6-18 Objetivos .............................................................................................. 6-19 Integración ........................................................................................... 6-19 Implantación ......................................................................................... 6-19 Metas Programadas ................................................................................ 6-19

TIEMPO DE INTERRUPCIÓN POR USUARIO EN DISTRIBUCIÓN ..................................... 6-20 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN DISTRIBUCIÓN ..................................................... 6-22

Antecedentes ................................................................................. 6-22 Expectativa ................................................................................... 6-23 Efectos en las redes de distribución .................................................. 6-23 Ventajas y Desventajas ................................................................... 6-23 Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación ...................

distribuida ..................................................................................... 6-24 ELECTRIFICACIÓN RURAL ......................................................................... 6-25

Antecedentes ............................................................................. 6-25 Pobreza energética...................................................................... 6-25 Análisis de factibilidad ................................................................. 6-27 Meta de electrificación ................................................................. 6-27

PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028 ........................................ 7-1

INVERSIONES EN GENERACIÓN ........................................................................7-5 INVERSIONES EN TRANSMISIÓN .......................................................................7-6 INVERSIONES EN DISTRIBUCIÓN ......................................................................7-9

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA

INTERCONECTADO NACIONAL .................................................. A-1

A.1 ANTECEDENTES ....................................................................................... A-1 A.2 NIVELES RECOMENDADOS DE OPERACIÓN (NRO) EN LAS GRANDES CENTRALES ...............

HIDROELÉCTRICAS (GCH) ........................................................................ A-3 A.3 APORTACIONES HIDRÁULICAS ..................................................................... A-6 A.4 DEGRADACIÓN EN POTENCIA POR UNIDAD DE ENERGÍA EXTRAÍDA ............................ A-8

A.5 CAPACIDAD HIDROELÉCTRICA MENSUAL DISPONIBLE ........................................... A-9 A.6 CONCEPTO DE ENERGÍA ALMACENADA ........................................................... A-11 A.7 EVOLUCIÓN HISTÓRICA DE LA ENERGÍA ALMACENADA ......................................... A-12 A.8 EXPECTATIVAS FUTURAS PARA LA GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA ........................... A-12 A.9 REHABILITACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE UNIDADES HIDROELÉCTRICAS ..................... A-13

ANEXO B CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES .... B-1

B.1 INTRODUCCIÓN...................................................................................... B-1 B.2 PROCEDIMIENTO UTILIZADO .......................................................................... B-1

B.2.1 Premisas y criterios aplicados ........................................................... B-2 B.2.2 Diferencial de costos ........................................................................ B-4

B.3 RESUMEN Y ANÁLISIS DE RESULTADOS .............................................................. B-5 B.3.1 Beneficios ...................................................................................... B-6 B.3.2 Combustibles ................................................................................. B-7

B.4 CONCLUSIONES ....................................................................................... B-8

ANEXO C GLOSARIO ................................................................................. C-1

ANEXO D ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS ................................................... D-1

ANEXO E SIGLAS Y ACRÓNIMOS .............................................................. E-1

i

INTRODUCCIÓN, ANTECEDENTES DE LA PLANIFICACIÓN EN CFE1

El sector eléctrico se distingue por una larga y fuerte tradición en materia de planificación. Hace

62 años, en 1952, Comisión Federal de Electricidad estableció un “Departamento de Planeación”

el cual se dedicaba a hacer estudios para proyectos hidroeléctricos y a realizar estudios eléctricos

con el fin de decidir la expansión de las entonces incipientes redes de transmisión.

A principios de los años 60, se comenzó a elaborar en forma estructurada el Estudio de Desarrollo

del Mercado Eléctrico, entendido como el análisis de la demanda de potencia y energía y la

elaboración de proyecciones de las mismas. Al mismo tiempo nació el Programa de Obras e

Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) cuya versión POISE 2014-2028 se presenta en este

documento.

Desde hace más de 50 años ambos documentos, el Estudio de Desarrollo del Mercado Eléctrico

y el POISE, se actualizan y publican anualmente.

En 1964 se iniciaron estudios de interconexiones eléctricas entre regiones previamente aisladas

y, en el área civil, estudios de selección de sitios para centrales termoeléctricas. Entre ese mismo

año y 1973 se prepararon las primeras proyecciones financieras.

En 1973 se estableció la “Gerencia de Planeación y Programa” la que, entre 1973 y 1976, en

colaboración con Électricité de France desarrolló una batería de modelos para la planificación

integral de los sistemas eléctricos de generación y transmisión al nivel nacional. Estos modelos

se calibraron y empezaron a utilizar formalmente en 1982.

En 1973 también se iniciaron estudios sobre el diseño de las tarifas eléctricas; exploraciones

sobre carbón y geotermia; y el desarrollo de ingeniería estandarizada para centrales

termoeléctricas.

En 1977 se formó el Comité de Planeación y Organización cuyo secretariado desarrolló los

trabajos de planificación corporativa entre ese año y 1980, cuando dicho Comité dejó de sesionar.

El secretariado tuvo a su cargo el desarrollo de modelos de planificación financiera y programas

de desempeño para cada área operativa de CFE. Los planes financieros y de desempeño sirvieron

para establecer convenios de desempeño y para adoptar políticas estratégicas de carácter

técnico, económico y financiero en CFE.

A partir de 1980 la ingeniería preliminar pasó a formar parte de la nueva Subdirección de

Construcción. Por su parte, la entonces Gerencia de Estudios antes Gerencia de Planeación y

Programa, se concentró en el desarrollo de estudios eléctricos, tecnológicos, económicos y

financieros; actividad que culminó en 1990 con la formación de la nueva Subdirección de

Programación, encargada de la planificación integral – técnica, económica, financiera y de

estructura orgánica – del sector eléctrico.

Como parte de esa década de desarrollo de procesos de planificación, en 1981 se publicó por

primera vez el documento “Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos

de Inversión en el Sector Eléctrico” (COPAR), inicialmente para proyectos de generación y poco

después se hizo extensivo a proyectos de transmisión. El COPAR ha sido una herramienta valiosa

para dar congruencia a la evaluación económica y financiera de proyectos de inversión y para su

selección e incorporación al POISE.

En los ochenta se desarrollaron nuevas versiones, más modernas, de los modelos de planificación

eléctrica, de planificación financiera, de escenarios de precios de los combustibles y de los

modelos para el diseño de tarifas eléctricas.

1 Fuente: “La función de planificación en el sector eléctrico”, José Luis Aburto Ávila, CFE, enero de 1989, y notas personales de J. L. Aburto

ii

Tras años de altos índices de inflación, con ajustes a las tarifas siempre muy inferiores, para

1986 la situación financiera de CFE era precaria. Los ingresos propios no eran suficientes siquiera

para cubrir el gasto corriente, por lo que se acudía, parcialmente, al endeudamiento, para ajustar

las cuentas. En ese año los planes financieros desarrollados por la Gerencia de Estudios

permitieron llegar a un “Convenio de Rehabilitación Financiera del Sector Eléctrico”, mediante el

cual el gobierno asumió la mayor parte de la deuda de CFE y, a cambio, ésta emprendió

programas de productividad más ambiciosos.

En 1988 entraron en vigor en el país las tarifas eléctricas horarias, con estructuras basadas en

los costos marginales de largo plazo. Entre 1988 y 1991 las tarifas horarias fueron de carácter

optativo, mientras se perfeccionaban sus diseños y se capacitaba a empleados de CFE y a los

usuarios en la administración y el uso de estas tarifas. En 1991 las tarifas horarias ya fueron de

aplicación obligatoria para todos los usuarios de alta tensión y para los de media tensión con

demandas superiores a mil kW. Durante los noventa gradualmente se incorporaron a las tarifas

horarias otros usuarios de media tensión hasta alcanzar a los de 100 kW o más de demanda

(en el año 2000). Los ahorros en inversión derivados de la aplicación de estas tarifas fueron

estimados en más de 5 mil millones de dólares de aquellos años. Adicionalmente, por más de 20

años estas tarifas han generado ahorros anuales significativos en la operación de los sistemas

eléctricos y en los costos de suministro. También cabe destacar que estas tarifas inculcaron

dentro de CFE, en los usuarios de las tarifas horarias y en las autoridades, la conciencia del costo

económico del suministro. Conceptos económicos que eran totalmente desconocidos en México

son hoy en día vocabulario común para todos los interesados cuando se habla, por ejemplo, de

los Costos Totales de Corto Plazo.

En los noventa se desarrollaron modelos sectoriales de proyección de la demanda de electricidad

y durante este siglo se han incorporado explícitamente las demandas asociadas a los generadores

que operan con la modalidad de autoabastecimiento. También se han incorporado los impactos

asociados al ahorro y uso eficiente de la energía. En el mismo período se ha continuado

trabajando en el perfeccionamiento de los modelos de planificación eléctrica.

En los últimos años la atención ha estado centrada en incorporar criterios de política pública

ambiental en la planificación del sector eléctrico y en organizar a CFE para incrementar la

participación de las energías renovables intermitentes en la generación eléctrica. Estos conceptos

se detallan a lo largo de este documento.

El POISE 2014-2028 que aquí se presenta fue desarrollado en coordinación con la Secretaría de

Energía durante el segundo semestre de 2013. Fue sometido a la autorización de la Junta de

Gobierno y a la Secretaría de Energía en enero de 2014, para ser publicado en este mes de

febrero de conformidad con los lineamientos establecidos en el Plan Nacional de Desarrollo

2013-2018.

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO POISE 2014-2028

1-1

LINEAMIENTOS BÁSICOS PARA ELABORAR EL POISE 2014-2028

Consideraciones iniciales

En la planificación del sector eléctrico las estimaciones de consumo y de demanda máxima para

el mediano y largo plazos son hipótesis fundamentales para dimensionar y diseñar de manera

óptima la expansión de la capacidad de los sistemas de generación y transmisión, a fin de

satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad el suministro de energía eléctrica.

Adicionalmente se toman en cuenta las políticas públicas incluyendo las que se refieren al costo

mínimo, la seguridad del suministro, al desarrollo sostenible y al cuidado del ambiente.

En el capítulo 2 se presentan las bases macroeconómicas y de precios de combustibles que fueron

proporcionadas por la Secretaría de Energía para los diversos ejercicios de planificación y

programación de los organismos del sector.

En este capítulo se enuncian los lineamientos básicos que norman y orientan la elaboración del

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). De acuerdo con las políticas

públicas plasmadas en las diversas leyes, reglamentos, planes, programas y estrategias

nacionales y sectoriales, se ha construido el escenario de planificación para el periodo

2014 a 2028.

En este ejercicio las estimaciones de consumo y demanda máxima consideran explícitamente las

acciones necesarias para cumplir las metas específicas formuladas en: la Ley del Servicio Público

de Energía Eléctrica y su Reglamento, el Plan Nacional de Desarrollo (PND), la Estrategia Nacional

de Energía (ENE), la Estrategia Nacional de Cambio Climático 2013 (ENCC) y el Programa

Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE).

Entre las metas consideradas se incluyen las siguientes: disminuir las pérdidas de electricidad en

las redes de transmisión y distribución a niveles comparables a estándares internacionales,

8% a diciembre de 2024; capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica

identificado en el PRONASE; y lograr la mitigación de gases de efecto invernadero que para el

2020 señala un porcentaje del 30% respecto a la línea base construida con la intensidad de

emisiones del año 2010.

Políticas Públicas que rigen el desarrollo del POISE

Las políticas públicas que norman y orientan la planificación de la expansión del sector eléctrico

nacional se pueden agrupar en seis aspectos fundamentales respecto al tipo de suministro y las

características de consumo que requiere el país: 1) mínimo costo; 2) precio competitivo;

3) acceso a la electricidad para toda la población; 4) ahorro y uso eficiente de energía;

5) seguridad, lo que a su vez implica diversificación de fuentes de energía; 6) sostenibilidad

ambiental, mediante la participación creciente de fuentes limpias de generación.

Como se describe a continuación, estos criterios provienen de ordenamientos legales y

reglamentarios, y de estrategias y programas que dan perfil a las políticas públicas que norman

la planificación de la expansión del servicio público de electricidad.

Es importante tomar en cuenta que los criterios implícitos en las distintas políticas públicas no

siempre son congruentes entre sí. Por ejemplo, algunas fuentes de generación limpia implican

mayores costos nivelados de la energía generada que otras fuentes basadas en combustibles

fósiles. Asimismo, las tecnologías disponibles para eliminar o reducir emisiones contaminantes

encarecen la inversión y generalmente la operación y el mantenimiento de las fuentes de energía

basadas en combustibles fósiles.


1-2

Por otra parte, la concentración de la generación en una sola tecnología de costo mínimo actual,

conduce a una estrategia vulnerable en relación con la seguridad de suministro. Es por ello

indispensable tomar en cuenta los riesgos intrínsecos en las decisiones de inversión para

desarrollar una estrategia de expansión robusta. Cuando se cuenta con diversificación de las

fuentes de energía para generación eléctrica, ajustes en el despacho eléctrico permiten hacer

frente a fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a incrementos en su costo.

Planificación al mínimo costo de mediano y largo plazo. Ley del Servicio

Público de Energía Eléctrica y su Reglamento (LSPEE y RLSPEE)

En su artículo 36 bis la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE) indica que para la

prestación del servicio público de energía eléctrica deberá aprovecharse tanto en el corto como

en el largo plazo, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para la Comisión

Federal de Electricidad. Y que para cada tecnología de producción de electricidad deberán

considerarse no sólo sus externalidades ambientales asociadas, sino la capacidad de cada una

de ellas para garantizar óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público de

electricidad.

Abastecimiento de energía al país con precios competitivos, calidad y

eficiencia a lo largo de la cadena productiva. Plan Nacional de Desarrollo

(PND).

En la estrategia general del PND se plantea el imperativo de elevar la productividad de la

economía para llevar al país a su máximo potencial. A decir del mismo PND esto requiere un

Estado capaz de establecer programas y políticas públicas que eleven la productividad a lo largo

y ancho del país, y que alcancen a todos los sectores de la economía. Uno de ellos es el

Sector Eléctrico, que hoy se compone del Servicio Público y de los Permisionarios del

Autoabastecimiento y de la Pequeña Producción, y que tiene el cometido de apoyar con precios

competitivos, calidad en el suministro y eficiencia en los procesos de generación, control,

transmisión, transformación, distribución y comercialización del fluido eléctrico.

Abastecimiento de energía a toda la población

Desde su origen en 1937 Comisión Federal de Electricidad ha mantenido la misión de lograr la

máxima cobertura nacional del servicio público de electricidad, y de hacerlo al menor costo

posible. En 1992 las modificaciones a la LSPEE y su Reglamento, vinieron a ratificar este criterio

fundamental de la expansión del servicio público de electricidad.

Actualmente la cobertura del servicio eléctrico llega a más del 98% de la población y, en

coordinación con la política nacional de desarrollo social, CFE continúa avanzando en el empeño

de hacer asequible el servicio eléctrico a toda la población. El acceso a un mejor nivel de vida, la

consolidación de una sociedad más equitativa y el abatimiento de la pobreza en el país, exigen

el abasto universal de energía eléctrica, con más eficiencia y con tarifas competitivas.

Impulso al uso eficiente y al ahorro de energía en todos los sectores y en

todos sus usos. Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de

la Energía (PRONASE).

Sería insuficiente tener un suministro suficiente y eficiente de electricidad si no se lograra

–al mismo tiempo– un uso más eficiente en el consumo en todos los sectores de la economía y

en los usos finales. Por un lado, es preciso que se apoye a los usuarios Residenciales,

Comerciales, de Alumbrado Público, de Bombeo de Aguas Potables y Negras, de Servicios


1-3

Temporales, de Bombeo de Aguas para Riego Agrícola, de las Empresas Medianas y de las

Grandes Industrias y Comercios para que dispongan de los instrumentos y equipos más

modernos y eficientes que les permitan consumir óptimamente el fluido eléctrico. Y por otro, es

prioritario alentar al máximo las líneas de innovación tecnológica para lograr ahorro en los usos

de iluminación, en aparatos electrodomésticos -primordialmente refrigeradores y aires

acondicionados-, en acondicionamiento de viviendas y edificios tanto privados como públicos, y

en motores de uso industrial, entre otros.

El uso eficiente comprende tanto al suministro como al consumo. En cuanto al suministro del

fluido eléctrico, la ENE señala la necesidad de ejecutar programas que permitan reducir las

pérdidas de energía, primordialmente en el proceso de distribución, en el que es imprescindible

la modernización de redes y de medidores, para lograr el abatimiento de las pérdidas técnicas y

no técnicas.

Además, el ahorro y uso eficiente de la energía es la única medida que contribuye al logro

simultáneo de todos los objetivos de las políticas públicas en materia de energía: economía,

seguridad en el suministro y sostenibilidad ambiental. Finalmente, estudios internacionales

diversos coinciden en concluir que el ahorro y uso eficiente de energía es la medida de política

con mayor alcance potencial en la optimización del balance de energía tanto de países

desarrollados como en desarrollo. Por todo lo anterior, este lineamiento es el de mayor prioridad

para el sector eléctrico.

Abastecimiento de energía conforme a las expectativas de crecimiento

económico y poblacional, con promoción del suministro y uso eficiente, con

un parque de generación diversificado en que se incremente la participación

de energías limpias. Estrategia Nacional de Energía (ENE).

En el marco de estos grandes lineamientos del PND, en la Estrategia Nacional de Energía (ENE)

se ratifica que el abastecimiento de todas las formas de energía –incluida la energía eléctrica–

debe sustentar las expectativas de crecimiento económico y poblacional, no sólo de forma cada

vez más eficiente, sino con un incremento sostenido de las fuentes limpias de generación,

incluyendo a las energías renovables.

La electricidad tiene la virtud de ser una fuente limpia de energía, versátil en sus aplicaciones y

de alta eficiencia en sus usos finales. Adicionalmente la electricidad se distingue porque

prácticamente cualquier fuente de energía, primaria o secundaria, puede transformarse en

energía eléctrica. Por ello, la diversificación de fuentes de energía para generar electricidad es

una medida fundamental para promover la seguridad mediante una estrategia robusta, menos

vulnerable a las fallas en el suministro de alguna fuente de energía o a elevaciones en su costo.

Asimismo, la diversificación contribuye a la sostenibilidad ambiental cuando se orienta a la mayor

participación de fuentes limpias de energía.

El POISE que aquí se presenta manifiesta una creciente dependencia del gas natural. En 2012

este combustible dio origen al 51% de la energía generada para servicio público, porcentaje que

aumentará a 66% en el año 2028 si todas las centrales identificadas como de nueva generación

limpia (NGL) utilizan otras fuentes de energía diferentes al gas natural. En el extremo opuesto,

si todas estas centrales NGL utilizaran gas natural, en 2028 el porcentaje generado con dicho

combustible alcanzaría el 79% de la energía eléctrica para servicio público. Es por ello muy

importante dar atención al desarrollo tecnológico de otras fuentes de energía limpia como son

las renovables, la energía nuclear y los combustibles fósiles con captura y confinamiento de

carbono, y a su incorporación en el POISE.


1-4

Desarrollo de estrategias de mitigación de emisiones de gases con efecto

invernadero (GEI) en el sector eléctrico (LGCC y ENCC).

En el artículo 7 fracción XXXIII de la Ley General de Cambio Climático (LGCC) se señala la

responsabilidad gubernamental de desarrollar estrategias, programas y proyectos integrales de

mitigación y adaptación al cambio climático en materia de hidrocarburos y energía eléctrica. Y

en el artículo 32 se indica que la política nacional de mitigación se instrumentará con base en un

principio de gradualidad, promoviendo el fortalecimiento de capacidades nacionales para la

mitigación de emisiones y la adaptación a los efectos adversos del cambio climático, priorizando

en los sectores de mayor potencial de reducción hasta culminar en los que representan los costos

más elevados, además de atender los compromisos internacionales de los Estados Unidos

Mexicanos en la materia.

La Estrategia Nacional de Cambio Climático (ENCC) es el instrumento rector de la política nacional

para enfrentar los efectos del cambio climático y transitar hacia una economía competitiva,

sustentable y de bajas emisiones de carbono y se integra por los siguientes dos temas

principales:

Adaptación a los efectos del cambio climático, que incluye escenarios climáticos, y la

evaluación y diagnóstico de la vulnerabilidad y capacidad de adaptación en el país.

Desarrollo bajo en emisiones/mitigación, que incorpora un panorama sobre las emisiones

del país, las oportunidades de mitigación, el escenario y las emisiones de línea base, y la

trayectoria objetivo de las mismas.

Línea Base de emisiones de gases con efecto invernadero.

Estrategia Nacional de Cambio Climático

La ENCC define la Línea Base de emisiones como una proyección tendencial de las emisiones de

gases con efecto invernadero, en ausencia de acciones de mitigación. Este escenario tendencial

es el punto de partida para el diseño de políticas y acciones que permitan alcanzar las metas de

reducción de emisiones en México:

Al año 2020, abatir las emisiones en un 30% en comparación con la Línea Base, y

Al 2050, reducir las emisiones a un 50% de las registradas en el año 2000.

La ENCC construye la Línea Base a partir de los datos del Inventario Nacional de Emisiones de

Gases con Efecto Invernadero (INGEI), de las Prospectivas Sectoriales y de las proyecciones de

crecimiento del PIB y de población.

Específicamente, el cálculo de las emisiones asociadas a la generación de electricidad partió del

consumo proyectado de los combustibles que se obtiene de la Prospectiva del Sector Eléctrico

2012-2026 de SENER, tal como se describe en su Anexo Metodológico II, en el cual la demanda

proyectada de estos combustibles se afecta por los factores de emisión definidos en

el Panel Intergubernamental sobre el Cambio Climático-1996 (IPCC por sus siglas en inglés),

tanto para el sector público, como para el sector privado. Así, la Línea Base de la ENCC reporta

las emisiones de gases con efecto invernadero agregadas de ambos sectores.


1-5

La Línea Base obtenida con este procedimiento se presenta en la siguiente gráfica y corresponde

a las emisiones de referencia para el sector eléctrico nacional, que incluye la generación para el

servicio público y la generación de los autoabastecedores.

Gráfica 1.1

Sin embargo, la proyección incorporada en el POISE, que es el elemento principal en esta

metodología, no es una proyección inercial de las condiciones observadas del sistema eléctrico

en 2010; es una proyección evolutiva ya que incorpora gradualmente nuevas tecnologías más

eficientes y cambios en la composición del parque de generación, los cuales alteran la mezcla de

combustibles fósiles consumidos y, por tanto, el volumen de emisiones.

Por ejemplo, en la Prospectiva 2012-2026, la participación en la generación bruta para el servicio

público por ciclos combinados a gas natural pasa de 46% en 2011 a 60% en 2026 en el escenario

de planificación.

La proyección de generación de esta Prospectiva también incorpora diversas acciones que

disminuyen la cantidad de energía necesaria, como son la reducción de pérdidas que se

desprende de la ENE y los programas de ahorro de energía del Programa Nacional de

Aprovechamiento Sustentable de la Energía, ambos mencionados en incisos anteriores de este

capítulo.

La Prospectiva 2012-2026 considera un aumento en los programas de ahorro de energía que

pasa de 1.4 TWh en 2011 a 39.2 TWh en 2026, lo cual representa el 8.6% del consumo de

electricidad originalmente estimado. Dicha Prospectiva considera también una reducción en las

pérdidas en redes de transmisión y distribución, que pasan de 18% en 2011 a 8% en el año

2026, lo que representa una reducción de 50 TWh, el 11% del consumo de electricidad

originalmente estimado.

123

134 136 138 140 141 143 144 145 148 150

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Emisiones de GEI (Línea Base)

Millones de toneladas de CO2 por año


1-6

Línea Base de Emisiones de GEI (CO2) considerada en este ejercicio

Por lo anterior, se considera que la Línea Base descrita no refleja condiciones inerciales del año

de referencia, sino que evoluciona considerando cambios significativos que disminuyen el

volumen de emisiones, los que de ser internalizados en la Línea Base dejarían de contribuir al

logro de las metas programáticas.

Para calcular la Línea Base de emisiones inerciales que se utilizará en este ejercicio de

planificación, se aplica el mismo volumen unitario de emisiones por kWh de energía bruta

generada en el año base. Es decir que la Línea Base de emisiones se construye aplicando la

intensidad observada en el año 2010 a la generación para el servicio público de electricidad

proyectada en cada año del horizonte de planificación del POISE, sin considerar los programas

de ahorro en usos finales ni la reducción de pérdidas técnicas y no-técnicas.

En el año 2010 el parque de generación existente en el Sistema Interconectado Nacional con

8 áreas (SIN-8) tuvo una intensidad de emisiones estimada en 0.4459 millones de toneladas de

CO2 por TWh de energía bruta necesaria. Esto corresponde a emisiones totales de CO2 calculadas

en 105.81 millones de toneladas2, para una energía bruta necesaria de 237.28 TWh, destinada

al servicio público.

Para establecer el grado de cumplimiento de las metas de emisiones, en el POISE que aquí se

presenta, la trayectoria anual de Línea Base se compara con las emisiones realmente obtenidas

en el ejercicio de planificación, asociadas a la energía bruta necesaria, después de considerar los

efectos de los programas de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.

2 Esta cifra difiere de la mostrada en la Gráfica 1.1 debido a que dicha gráfica incluye las emisiones asociadas a los Autoabastecedores de energía eléctrica


2-1

EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO, ESCENARIO DE PLANEACIÓN

Generalidades

En la planeación del sector eléctrico, las estimaciones de demanda máxima de potencia y

consumo de energía eléctrica para el mediano y largo plazos constituyen un dato fundamental

para dimensionar y diseñar de manera óptima la expansión de capacidad de los sistemas de

generación, transmisión y distribución, a fin de satisfacer con calidad, confiabilidad, estabilidad,

economía y sostenibilidad, las necesidades en materia de energía eléctrica.

Este capítulo presenta las proyecciones nacionales correspondientes al escenario de planeación

2013 para el consumo de energía eléctrica —suma de las ventas del servicio público más el

autoabastecimiento— y de la demanda máxima de potencia asociada. Asimismo, muestra las

expectativas más probables de autoabastecimiento —tanto remoto como local— de energía

eléctrica, a partir de las cuales se determina el volumen de electricidad que será suministrado

por el servicio público.

Estas proyecciones consideran explícitamente el cumplimiento de tres lineamientos y metas

oficiales que afectan el nivel y la estructura del consumo de energía eléctrica: 1) capturar el

potencial de ahorro identificado en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable

de la Energía del 2009 (PRONASE); 2) reducir en 2020 un 30% las emisiones de CO2 respecto a

la línea base señalada en el capítulo 1 y un 50% en el 2050 en relación con las emisiones

registradas en el año 2000 según se señala en la Estrategia Nacional de Cambio Climático del

2013 (ENCC); 3) lograr que a fines de 2024 las pérdidas de energía eléctrica se encuentren en

niveles comparables a los estándares internacionales (8%), en cumplimiento con la Estrategia

Nacional de Energía del 2010 (ENE10).

Mediante modelos sectoriales, las metodologías econométricas utilizadas permiten analizar y

explicar el comportamiento histórico del consumo de electricidad al especificar las variables que

resultan relevantes. Esta explicación de las trayectorias históricas del consumo de electricidad es

la base para elaborar estimaciones prospectivas de dicho consumo, siempre en términos del

comportamiento supuesto o esperado de las diversas variables que han sido consideradas en el

diseño de esos modelos.

En dichos análisis las variables son muy específicas, como el Producto Interno Bruto (PIB) o el

precio (de combustibles, electricidad o incluso, de su relación), y en otros casos son variables

de tiempo, que reflejan los efectos de los cambios técnicos graduales y los programas específicos

de ahorro y uso eficiente de electricidad.

En consecuencia, la construcción de trayectorias prospectivas del consumo de electricidad supone

la determinación de diversas variables que han sido reconocidas como relevantes en los modelos

econométricos. Las proyecciones así construidas no incluyen los efectos de los nuevos programas

que incidan en el comportamiento del consumo, como los del Ahorro PRONASE y de recuperación

de pérdidas no-técnicas. Por lo anterior, es necesario elaborar estimaciones sobre estos efectos

e integrarlas a las proyecciones originales derivadas de los modelos sectoriales.

En el orden macroeconómico, tradicionalmente estos supuestos se han traducido en tres posibles

escenarios para la evolución del PIB en un horizonte prospectivo de 15 años —según lo establece

desde 2010 el último párrafo de la fracción VI del artículo 33 de la Ley Orgánica de la

Administración Pública Federal— llamados de planeación, alto y bajo. El escenario de planeación

que se presenta en este capítulo se identifica como la trayectoria económica más probable, dadas

ciertas determinaciones oficiales de política económica y supuestas las estrategias

gubernamentales en el sector.

En el orden demográfico se supone una sola trayectoria.


2-2

En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres

trayectorias de precios, normalmente identificados por tres referentes: crudo WTI, gas natural

Henry Hub y carbón entregado en el noreste de Europa (cif ARA). Estas trayectorias son la base

para estimar la evolución futura de los precios de la electricidad. En el ejercicio que aquí se

presenta sólo han sido considerados los precios de combustibles del escenario de planeación.

Finalmente, en el ámbito del cambio técnico y de los programas orientados hacia un uso más

eficiente de la electricidad, se diseñan dos estimaciones para cada uno de los tres escenarios:

Una con base en la variable tiempo de los modelos, que recoge el impacto futuro

de la evolución tecnológica y del horario de verano, y supone que el efecto de

los otros programas previos de ahorro permanece constante

La otra estimación que recoge el impacto de las estrategias y acciones del

PRONASE en el uso final de energía eléctrica, por el cambio de las normas en la

eficiencia de lámparas, refrigeradores, equipos de aire acondicionado, motores,

o por acciones como la sustitución acelerada de focos en los diversos sectores,

principalmente el doméstico

Adicionalmente, por tratarse también de nuevos programas, es necesario considerar las

trayectorias esperadas al incluir la recuperación en la facturación de una proporción de pérdidas

no-técnicas de electricidad.

Para las proyecciones regionales se requiere de la aplicación de modelos de estimación que

consideran cuatro aspectos principales:

1) Análisis de tendencias y del comportamiento de los sectores económicos a escala

regional

2) Estudio de algunas cargas específicas de importancia regional y nacional

3) Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones

particulares del mercado regional

4) Estimaciones regionales sobre los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

con mayor probabilidad de realización

Bases de planificación 2013

En primer término de la serie de bases para el ejercicio de planificación están los supuestos

económicos y demográficos para el periodo. Uno de ellos el de la trayectoria y la estructura

estimadas del Producto Interno Bruto (PIB). Otro el de la evolución de la población y,

consecuentemente, de las familias.

En segundo término están los supuestos de precios de combustibles y de precios de electricidad.

En el caso de los precios de combustibles es importante estimar las trayectorias de precios de

referencia como el crudo (West Texas Intermediate y Mezcla Mexicana de Exportación), el

residual (residual Fuel Oil. No. 6, 3.0%S Gulf Coast), el gas natural (Henry Hub, Europa, Asia

Pacífico) y el carbón (Appalachian de los Estados Unidos y Amberes-Rotterdam-Amsterdam

(cif ARA) de Europa). Y a partir de ellos, se estiman primero las trayectorias de los precios

internos: 1) combustóleo de las refinerías de México; 2) gas natural de Ventas de Primera Mano

de Reynosa y del referente en Ciudad Pemex; 3) carbón nacional de las mineras de Coahuila y

del importado para la central de Petacalco.


2-3

En segundo lugar se estima la evolución de precios de electricidad por sector de usuarios:

residenciales, comerciales, de servicios, agrícolas, de empresa mediana y de gran industria. A

este respecto y como elemento complementario para la estimación de los precios medios

sectoriales residencial y a agrícola, es necesaria una estimación de la evolución de los subsidios

a estos dos grupos de usuarios.

Bases Macroeconómicas

La SENER definió para este ejercicio el escenario económico de Planeación, para utilizarse como

base de las estimaciones del consumo de electricidad.

Este escenario constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema

Eléctrico Nacional (SEN) 2013 − 2028 y la base para estimar los niveles y trayectorias del

consumo de energía por sector y región.

En el escenario de Planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante

2013 − 2028 es de 3.7 %.

En la gráfica 2.1 se muestran las tasas anuales históricas del PIB total y de las ventas más

autoabastecimiento.

Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento

Tasas medias de crecimiento anual 1990 — 2012

Gráfica 2.1

En la gráfica 2.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los

escenarios de Planeación de 1996 a 2013. En general el conjunto de trayectorias económicas

muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del

anterior.

Se observa que los pronósticos del PIB de 1996 a 2000 tenían una tendencia alta. Sin embargo,

por el estancamiento del PIB real de 2001 a 2003, las proyecciones 2002 a 2004 fueron más

-8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

PIB Ventas más autoabastecimiento

tmca


2-4

conservadoras. Y por los resultados económicos de 2004 a 2007, los pronósticos económicos

2005 a 2008 recuperaron cierto optimismo. Sin embargo, la retracción de 2008 y la crisis de

2009 han sido antecedente de perspectivas más conservadoras para la revisión de las bases

económicas para el pronóstico de 2008 y 2009: 2.3% y 2.7% respectivamente.

Comparación de los pronósticos del producto interno bruto

Fuente: SENER

Gráfica 2.2

En el cuadro 2.1 se indica el comportamiento histórico de las tasas de crecimiento anual del PIB

2003 — 2012.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

Mil Mill $2003

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real


2-5

Crecimiento anual del PIB en 2003 − 2012

1/ Tasa de crecimiento anual

2/ Datos revisados con la nueva base INEGI

Fuente: INEGI

Cuadro 2.1

Población

Se utilizó la serie de población proporcionada por la SENER que integra cifras históricas

actualizadas con base en el X Censo Nacional de Población y Vivienda del 2010, que para ese

año estimó una población de 112.3 millones de habitantes en el país. La proyección para el

crecimiento de la población utilizada presenta una tasa media de crecimiento anual de 1.0%

durante el periodo de pronóstico.

Precios de combustibles

La gráfica 2.3 muestra los precios en dólares constantes de 2013 para el escenario de Planeación.

En relación con el nivel del año 2012, en el periodo de pronóstico el precio del combustóleo

nacional disminuye a una tasa media anual de -1.7%. Similarmente el del combustóleo importado

que lo hace a una tasa media anual de -1.6%. Por su parte el gas natural nacional e importado

aumentan al 5.5% y 5.3% promedio al año, respectivamente. Para los precios del carbón

nacional, se estima un incremento medio anual del orden de 2.3% y del 1.2% para el carbón

importado.

PIB

tca1/

(%)

2003 1.36

2004 4.05

2005 3.21

2006 5.15

2007 3.26

2008 1.19

2009 -5.95

2010 5.282/

2011 3.892/

2012 3.92

Año


2-6

Trayectorias de precios de combustibles1/

Escenario de planeación 2013 – 2028

1/ Los precios nacionales son los promedios aritméticos de los precios entregados en planta.

Incluyen costos de transporte

Fuente: SENER

Gráfica 2.3

Precios de la energía eléctrica

Las tarifas eléctricas en 2012 continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las tarifas residenciales

—excepto la doméstica de alto consumo DAC—, las agrícolas, las de bombeo de aguas potables

y negras, y las de alumbrado público, se incrementaron mediante factores fijos para recuperar

la inflación.

Las tarifas industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las

comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial la tarifa DAC, se ajustaron con factores variables

determinados mensualmente, como función de las variaciones en el costo de suministro.

En todos los casos, la proyección para el periodo de pronóstico 2013 − 2028 del precio medio de

los diferentes sectores de usuarios, se realiza con la proyección de ajustes anuales. En un caso

—tarifas sujetas a movimientos derivados de la inflación— el ajuste anual depende de las

previsiones inflacionarias del periodo, expresadas en el Índice Nacional de Precios al Consumidor.

En este caso se ha considerado que se continúa con el mismo nivel de subsidio, lo que supone

una relación precio/costo fija en el periodo. En tal grupo se encuentran básicamente las tarifas

del sector Residencial 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y del sector Agrícola 9CU y 9N. Asimismo la

tarifa 6 de bombeo de aguas potables y negras.

En el otro caso —tarifas sujetas a ajustes automáticos mensuales vinculados a los movimientos

del costo de suministro— el ajuste anual resulta de esas mismas previsiones inflacionarias del

periodo y de los movimientos de los precios de combustibles. Ambos determinantes provienen

del escenario económico y del escenario de precios de combustibles preparados por la SENER.

Los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a las trayectorias de los escenarios

económico y de precios de los combustibles. En consecuencia, las relaciones precio/costo se

modifican como resultado de los diferentes movimientos de estos escenarios.

Gas importado

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

11.0

12.0

13.0

14.0

15.0

16.0

17.0

18.0

USD13 /MMBTU

Carbón Pacífico y Golfo (<1.0 % S)

Combustóleo importado

Combustóleo nacional

Carbón nacional (1.0 % S)

Uranio enriquecido

Gas Nacional

Gas Henry Hub


2-7

La gráfica 2.4 muestra las trayectorias estimadas del precio medio total para el Escenario de

Planeación.

Trayectorias del precio medio total de electricidad

Escenario de planeación 2013 – 2028

Fuente: SENER y CFE

Gráfica 2.4

Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto del de los sectores subsidiados

como de los sectores sujetos al mecanismo de ajuste automático— respecto al nivel de 2012 y

en 2013 − 2028, el precio medio total experimenta un comportamiento relativamente estable en

el periodo, con una tasa media anual del orden del 0.1%.

Pronósticos global y sectorial de ventas más autoabastecimiento

La estimación de ventas más autoabastecimiento para un periodo dado está correlacionada con

el pronóstico del PIB para el mismo lapso. Como se muestra en la gráfica 2.2, en los años

anteriores al 2008, la estimación del PIB había sido cada vez menor. En consecuencia los

pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también mostraron ese

comportamiento. Sin embargo, de 2008 en adelante estos pronósticos del PIB han sido muy

similares. Así lo han sido también los pronósticos del agregado de ventas más autoabastecimiento

de 2008 al presente.

Este año, el pronóstico del PIB en 2013 — 2028 es muy cercano al del ejercicio anterior, con un

optimismo moderado, dada la recuperación de la economía en 2010 y su crecimiento en 2011 y

2012. Sin embargo, dado que en 2013 se espera un crecimiento menor al supuesto en el ejercicio

anterior, la trayectoria económica en este ejercicio de planeación es inferior a la del ejercicio

anterior.

Así, y en correspondencia con todos los supuestos de ahorro y de recuperación de pérdidas

no-técnicas en la facturación, en el actual pronóstico de ventas más autoabastecimiento durante

0.00

0.20

0.40

0.60

0.80

1.00

1.20

1.40

1.60

1.80

2.00

2.20

$13/kWh


2-8

2013 — 2028 se prevé una evolución ligeramente inferior a la del ejercicio anterior. En términos

generales —y en relación al pronóstico del ejercicio anterior— se espera un rezago de un año en

los volúmenes anuales de ventas más autoabastecimiento. Véase gráfica 2.5.

En el capítulo de planificación de la generación se analizan los efectos debidos al pronóstico de

consumo y demanda en 2013 — 2028.

Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento

Gráfica 2.5

En el cuadro 2.2 se muestran las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento

en 2003 — 2012.

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

TWh

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real


2-9

Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento

2003 — 2012

1/ Ventas más Autoabastecimiento

2/ Tasa de crecimiento anual

Cuadro 2.2

Durante 1991 — 2012, las ventas más autoabastecimiento crecieron 4.0% como consecuencia

de una evolución anual de 3.8% de la electricidad consumida por los usuarios del Servicio Público

y de 5.5% del autoabastecimiento. Desde 2010 el volumen de la autogeneración fue mayor a los

26 TWh anuales, y para 2013 se estima un volumen ya cercano a los 30 TWh, que representan

poco más del 12% de la suma de ventas más autoabastecimiento.

Considerando todos los supuestos descritos en el capítulo 1, se estima que en 2013 — 2028

las ventas más autoabastecimiento del escenario de planeación crecerán en promedio 4.4% al

año. Véanse gráfica 2.6 y cuadro 2.3.

Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica histórico y prospectivo

Escenario de planeación

Fuente: SENER y CFE

Gráfica 2.6

(V + A)1/

tca2/

(%)

2003 2.57

2004 3.94

2005 4.00

2006 3.19

2007 3.14

2008 2.07

2009 -0.77

2010 3.74

2011 7.17

2012 2.10

Año

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

TWh

Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 1990 – 2012

tmca 4.0%

Proyección de ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica con ahorros PRONASE y

recuperación de pérdidas no-técnicas 2013 – 2028tmca 4.4%

Consumo autoabastecidotmca 6.3%

Ventas del servicio público conahorro PRONASE y recuperación

de pérdidas no-técnicastmca 4.1%

Ventas del servicio públicotmca 3.8%

Consumo autoabastecidotmca 5.5%

Energía recuperadaen la facturación

2013-2028

100.2

469.4

399.4

372.3

234.1

207.7


2-10

Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta consumir en

2028 será de 469.4 TWh.

Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del

autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 4.2% en promedio al año, para

llegar a 399.4 TWh en 2028. Este volumen de energía suministrada por el servicio público en

2028 ya incluiría 27.1 TWh facturados como resultado de los programas de recuperación de

pérdidas no-técnicas del Sector Eléctrico Nacional.

Proyección de las ventas más el autoabastecimiento de energía eléctrica (GWh) Escenario de planeación

1/ Tasa media de crecimiento anual referida a 2012

Fuente: SENER y CFE

Cuadro 2.3

En el cuadro 2.4 se presentan las tasas de crecimiento medio anual de ventas más

autoabastecimiento de energía eléctrica y sus componentes sectoriales, tanto para 2002 — 2012

como en 2013 — 2028.

Este comportamiento resulta de considerar las estimaciones derivadas de la aplicación de los

nuevos programas de ahorro, primordialmente el de iluminación por los cambios de la NOM.

También las trayectorias que se estiman representarán para cada sector la recuperación de

energía actualmente consumida pero no facturada.

En el mismo cuadro 2.4 se destaca la expectativa de un crecimiento del agregado de ventas más

autoabastecimiento de electricidad, punto y medio mayor en el periodo prospectivo (4.4%) que

en la última década (3.0%). Aunque en este ejercicio la trayectoria del autoabastecimiento es

mayor que la del anterior, la parte principal (82.6%) de la atención a ese consumo de electricidad

seguirá proviniendo del servicio público de electricidad en todo el periodo de pronóstico.

La dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las ventas a la industria

y a los grandes comercios. En 2012 estas ventas representaron 58.6% de las totales: 36.7% al

sector empresa mediana y 21.9% al sector gran industria.

Sector

1.-Ventas más

autoabastecimiento

(Original)

2.-Ahorro

PRONASE

3.-Diferencia

(1-2)

4.-Recuperación

de pérdidas

no-técnicas

5.-Ventas más

autoabastecimiento

(3+4)

6.-Consumo

autoabastecido

7.-Ventas del

servicio público

(5-6)

2012 236,641 1,667 234,974 850 235,824 26,413 209,411

2013 238,947 2,480 236,467 1,161 237,628 29,039 208,590

2014 249,419 5,348 244,071 2,394 246,465 37,441 209,024

2015 261,089 9,754 251,335 3,701 255,036 41,408 213,627

2016 273,844 14,547 259,297 5,043 264,340 46,054 218,286

2017 287,184 20,517 266,667 6,433 273,100 54,403 218,697

2018 302,126 22,470 279,656 8,089 287,745 60,923 226,823

2019 317,237 24,419 292,818 9,999 302,817 62,958 239,860

2020 332,742 26,378 306,364 12,093 318,457 63,987 254,470

2021 348,843 28,298 320,545 14,366 334,911 64,539 270,372

2022 365,538 30,268 335,270 16,825 352,095 65,568 286,527

2023 382,849 32,190 350,659 19,484 370,143 66,269 303,874

2024 401,114 34,110 367,003 22,371 389,375 66,821 322,554

2025 420,107 35,786 384,321 23,441 407,762 67,850 339,912

2026 440,082 37,460 402,622 24,572 427,194 68,402 358,792

2027 461,142 39,160 421,982 25,769 447,752 69,103 378,649

2028 483,234 40,909 442,325 27,025 469,351 69,983 399,367

tmca %

(2013-2028)1/

4.6% 22.1% 4.0% 24.1% 4.4% 6.3% 4.1%


2-11

En el periodo de pronóstico estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en la

misma magnitud: 4.5%. Por lo que conjuntamente lo harán a esa misma tasa media anual de

4.5%, ligeramente superior al 4.2% de las ventas totales.

Así, en 2028 llegarán a representar 61.8% de las ventas totales del servicio público, como

expresión del mayor crecimiento relativo de las ventas del sector industrial respecto a las de

otros sectores, derivado del dinamismo conjunto de la empresa mediana y de la gran industria.

Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal,

crecerán 3.9% al año en conjunto, un punto porcentual menos que el ejercicio de planeación de

2012 (4.9 por ciento).

Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un dinamismo ligeramente menor

al del ejercicio anterior que fue de 1.7%. En este ejercicio su crecimiento anual será de 1.2%.

Ver cuadro 2.4.

Crecimiento medio anual de ventas más autoabastecimiento de electricidad

Historia y escenario de planeación

1/ tmca referida a 2001

2/ tmca referida a 2012 Fuente: SENER y CFE

Cuadro 2.4

2002-20121/

2013-20282/

tmca tmca

Ventas más autoabastecimiento 3.0% 4.4%

Consumo Autoabastecido 7.4% 6.3%

Ventas del Servicio Público 2.6% 4.2%

Desarrollo Normal 2.6% 3.9%

Residencial 2.9% 3.8%

Comercial 1.3% 4.1%

Servicios 3.1% 4.1%

Agrícola 3.4% 1.2%

Industrial 2.5% 4.5%

Empresa Mediana 3.1% 4.5%

Gran Industria 1.5% 4.5%


2-12

Estudio regional del mercado eléctrico

Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en nueve áreas o sistemas,

integrado por 149 zonas, 6 zonas de exportación y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados

—seis de los cuales reciben energía de importación—.

Los pronósticos de la demanda en energía y potencia eléctricas, se realizaron para dos escenarios:

de planeación y línea base.

Para la elaboración del escenario de planeación, se toman en cuenta:

Los escenarios del consumo nacional y sectorial de electricidad

La proyección del ahorro de energía derivado del PRONASE

La evolución histórica de las pérdidas totales de energía —técnicas y no-técnicas— en

zonas y áreas, así como la aplicación del Programa de Reducción de Pérdidas derivado de

la ENE

El comportamiento y evolución de las ventas en los sectores tarifarios, zonas y áreas

La caracterización y evolución de las cargas autoabastecidas remotamente

Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas

importantes —con demanda de potencia superior a 1 MW y que en su mayoría

corresponden al sector industrial—

La evolución de la demanda máxima en bancos de transformación

Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios

propios recibidos por transmisión y distribución

El comportamiento histórico de los factores de carga, a corto y mediano plazos acorde

con planes y factores de diversidad de las zonas y áreas

En coordinación con la SENER, se acordó la importancia de elaborar un escenario línea base del

mercado eléctrico, el cual considera algunas de las premisas del escenario de planeación sin

incluir el efecto de las políticas derivadas del PRONASE y ENE, es decir:

Programa de ahorro de energía —sin ahorros de electricidad—

Programa de reducción de pérdidas —porcentaje de pérdidas de electricidad constantes en

función del 2012—

Más adelante se muestra un comparativo en consumo bruto del SEN y demanda máxima bruta

del Sistema Interconectado Nacional (SIN) para los escenarios de planeación y línea base.

Distribución de la demanda máxima en 2012

En el cuadro 2.5 y diagrama 2.1 se muestra su conformación.


2-13

Distribución de la demanda máxima en 2012

Cuadro 2.5

Demanda máxima1/,2/ por área y zona (MW) 2012

Sistema Eléctrico Nacional

1/ Los valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren

2/ Incluye exportación

Diagrama 2.1

Interconectado Nacional 38,000 93.3

Baja California 2,302 5.6

Baja California Sur 389 1.0

Aislados 31 0.1

Total no coincidente 40,722 100.0

Sistemas (MW) (%)

Juárez

1027

46

Guerrero Negro

12

Villa

Constitución

Mexicali

1,271S. L. Río

Colorado

284Tijuana

779

Tecate

Ensenada

213

7

280

Casas Grandes

Nogales

547

2,302

558

Camargo

Cuauhtémoc

382

Cabo San Lucas

177

24

Mazatlán

355

Cd. Obregón

Durango

314

Sombrerete

Parral

168

Culiacán

Guasave

212

La Paz

167

414

Santa

Loreto

12

8

Rosalía

13

758

213

Los Mochis

372

402

Navojoa

Chihuahua

3,725

5

Caborca

245

1,060

Guaymas

170

4

3,870Hermosillo

Chetumal

Riviera Maya

Cancún

395

Tizimín

100

39

230Ticul

52Motul

1,583

1

416

Victoria

236

Montemorelos

145

Nuevo Laredo

368

Reynosa

655

Piedras Negras

300

Sabinas

114

Monterrey4,347Saltillo

861

C. del Oro170

Cerralvo

Monclova500

69

6

7,798

340

Torreón729

Matehuala

122

S. L. Potosí

836

Aguascalientes

Zacatecas

481

Tampico

743

Valles187

Río Verde

48

Mante

81

Matamoros

3

627

145

León

584

Vallarta

Guadalajara

Los Altos

Tepic137

87

Apatzingán

144

234

Manzanillo

Puerto

1,545Cd. Guzmán

163Zamora

Colima153

205

Chapala

Lázaro Cárdenas

729

Uruapan89

217

Irapuato

Salamanca

La Piedad

Morelia236

331

115561

Mérida

180

63

9Campeche

Tapachula

189

2166

503 1

8,651

Querétaro

899

Celaya

8,975

S. J. del Río

297

179

Gutiérrez 153Tuxtla

6,656SanCristóbal

Carmen

102

Chontalpa

542

VDM Norte

Villahermosa

3,935VDM Centro

2,298

coalcosCoatza-

741

315

Poza Rica

Teziutlán

184

VeracruzPapaloapan

244

77

Zihuatanejo

Chilpancingo

124

Morelos

Iguala57

Acapulco

Huatulco

Oaxaca183

56

407

Huajuapan

VDM Sur3,558

427Puebla

S. Martín157

259chalco237

407

Xalapa

Tlaxcala702

179

OrizabaTecama-

Córdoba129920

597

689

83Los Ríos

288

Pátzcuaro

46

Zacapu

52

Gómez Palacio

365

Tehuantepec

111Tehuacán

Mata-

87

moros

Los Tuxtlas46

Huejutla82

2

3

4

5

6

7

8

9

ÁREA

Central

Oriental

Occidental

Noroeste

Norte

Noreste

Baja California

Baja California Sur, incluye Guerrero Negro y Santa Rosalía

Peninsular


2-14

Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta

El pronóstico para el SIN muestra en la gráfica 2.7 una tendencia al alza. La evolución histórica

en 2003 — 2012 presenta un crecimiento de 3.0%, y en 2012 registró un incremento de 2%.

Durante 2013 — 2028 se espera una tasa media anual de 4.0%, lo anterior se indica en el

diagrama 2.2.

Comparación de los pronósticos de la demanda máxima bruta del SIN


Fuente: DME 2005 a 2013

Gráfica 2.7

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

55,000

60,000

65,000

70,000

75,000

MW

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 Real


2-15

Crecimiento medio anual de la demanda máxima bruta por área (%)




Diagrama 2.2

Los cuadros 2.6 y 2.7 presentan las cifras históricas durante 2003 — 2012, así como los

pronósticos de la demanda máxima bruta de cada área del Sistema Eléctrico Nacional (SEN)

durante 2013 — 2028.

Demanda máxima bruta (MW) del SEN

2003 — 2012


2/ BCS solamente sistema La Paz

3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 2.6

4.6 4.8

4.7

3.1 2.8

3.4

6.1 5.7

6.1

3.4 3.5

3.4

1.1 2.5

3.0

3.5 3.7

4.1

3.2 4.2

4.4

2.2 3.4

3.8

4.9 4.7

4.91

2

7

4

5

3

6

9

8

1 Central

2 Oriental

3 Occidental

4 Noroeste

5 Norte

6 Noreste

7 Baja California

8 Baja California Sur

(incluye Guerrero Negro

y Santa Rosalía)

9 Peninsular

Sistema Interconectado Nacional

Evolución histórica Crecimiento esperado

2003-20121/ 3.0 3.7 2013-20222/

4.0 2013-20282/

Año Central Oriental1/

Occidental Noroeste Norte Noreste1/

Baja1/

Baja2/

Peninsular1/

Pequeños3/

SIN

California California Sistemas

Sur

2003 7,874 5,434 6,632 2,491 2,720 5,688 1,823 214 1,043 22 29,408

2004 8,047 5,425 6,523 2,606 2,853 6,148 1,856 234 1,087 24 29,301

2005 8,287 5,684 7,047 2,872 2,997 6,068 1,961 264 1,175 24 31,268

2006 8,419 5,882 7,106 2,916 3,113 6,319 2,095 284 1,284 25 31,547

2007 8,606 5,786 7,437 3,059 3,130 6,586 2,208 307 1,290 28 32,577

2008 8,435 6,181 8,069 3,072 3,328 6,780 2,092 341 1,404 30 33,680

2009 8,702 6,071 7,763 3,285 3,248 6,886 2,129 360 1,441 31 33,568

2010 9,004 6,375 8,175 3,617 3,385 7,070 2,229 368 1,534 31 35,310

2011 8,844 6,633 8,669 3,772 3,682 7,587 2,237 385 1,562 32 37,256

2012 8,651 6,656 8,975 3,870 3,725 7,798 2,302 389 1,583 31 38,000

tmca %

(2003-2012) 1.1 2.2 3.5 4.6 3.4 3.2 3.1 6.1 4.9 3.4 3.0


2-16

Demanda máxima bruta (MW) del SEN



2/ BCS solamente sistema La Paz 3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 2.7

Crecimiento esperado del consumo bruto de energía

El consumo bruto se integra por las ventas de energía, el autoabastecimiento remoto, ahorros

de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, la exportación, la

importación, la reducción de pérdidas y los usos propios de CFE. El pronóstico en 2013 — 2028

del consumo bruto del SEN presenta una tmca de 3.8%. En el diagrama 2.3 se muestra la

evolución histórica en 2003 — 2012 con un crecimiento de 3.1% y en 2012 el consumo bruto

registró un incremento de 1.9 por ciento.



Baja1/

Baja2/

Peninsular1/

Pequeños3/

SIN


Sur

2013 8,511 6,739 9,207 4,087 3,841 7,781 2,225 403 1,653 31 38,148

2014 8,763 6,909 9,584 4,337 4,052 8,178 2,312 428 1,731 31 40,096

2015 9,000 7,102 9,935 4,592 4,224 8,620 2,389 449 1,806 35 41,647

2016 9,234 7,314 10,323 4,827 4,386 9,037 2,464 474 1,883 37 43,112

2017 9,465 7,541 10,706 5,057 4,515 9,447 2,544 502 1,968 39 44,564

2018 9,727 7,837 11,158 5,262 4,648 9,859 2,628 530 2,054 40 46,349

2019 10,022 8,159 11,566 5,477 4,784 10,284 2,714 561 2,150 42 48,132

2020 10,325 8,499 11,998 5,707 4,923 10,723 2,802 596 2,254 44 50,014

2021 10,693 8,865 12,471 5,947 5,076 11,223 2,925 635 2,371 47 52,114

2022 11,066 9,266 12,952 6,202 5,237 11,745 3,049 678 2,497 49 54,286

2023 11,478 9,686 13,511 6,465 5,402 12,292 3,182 724 2,634 52 56,610

2024 11,877 10,124 14,111 6,739 5,580 12,859 3,317 774 2,776 55 59,011

2025 12,309 10,590 14,769 7,053 5,761 13,456 3,466 828 2,933 58 61,712

2026 12,790 11,085 15,470 7,378 5,951 14,100 3,621 884 3,088 61 64,560

2027 13,285 11,598 16,190 7,712 6,156 14,767 3,780 944 3,246 65 67,513

2028 13,797 12,144 16,968 8,056 6,368 15,469 3,946 1,009 3,428 69 70,591

tmca %

(2013-2028) 3.0 3.8 4.1 4.7 3.4 4.4 3.4 6.1 4.9 5.1 4.0


2-17

Crecimiento medio anual del consumo bruto por área (%)




Diagrama 2.3

Los cuadros 2.8 y 2.9 muestran la información histórica en 2003 — 2012 y las proyecciones en

2013 — 2028 para el consumo bruto en cada área del SEN.

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN

2003 — 2012

1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE

2/ Incluye exportación 3/ BCS solamente sistema La Paz


Cuadro 2.8

4.1 4.9

5.0



2003-20121/ 3.1 3.2 2013-20222/

3.8 2013-20282/

2.9 3.7

4.1

6.3 5.7

6.4

3.3 2.5

3.0

2.0 2.5

3.2

3.8 2.6

3.5

3.0 3.7

4.2

2.8 2.9

3.7

4.8 5.1

5.41

2

7

4

5

3

6

9

8

1 Central

2 Oriental

3 Occidental

4 Noroeste

5 Norte

6 Noreste

7 Baja California

8 Baja California Sur

(incluye Guerrero Negro

y Santa Rosalía)

9 Peninsular

Sistema Interconectado Nacional


2003-20121/ 3.1 3.1 2013-20222/

3.8 2013-20282/



Baja2/

Baja3/

Peninsular2/

Pequeños4/

SEN SIN


Sur

2003 46,004 34,082 43,789 13,984 16,613 35,968 10,607 1,238 6,802 103 209,190 197,242

2004 47,255 34,634 45,177 14,609 17,192 37,279 11,022 1,333 7,252 108 215,861 203,398

2005 49,129 36,209 47,734 15,506 18,245 38,630 11,503 1,453 7,468 111 225,988 212,921

2006 50,523 37,454 49,239 15,966 18,743 40,221 12,160 1,605 7,927 119 233,957 220,073

2007 51,953 38,324 51,603 16,616 19,408 41,081 12,483 1,722 8,574 132 241,896 227,559

2008 52,430 39,109 52,405 16,690 19,338 41,828 12,615 1,933 9,097 148 245,594 230,898

2009 52,158 39,118 52,179 16,997 19,428 41,497 12,084 1,989 9,426 147 245,023 230,804

2010 54,227 40,447 55,602 17,339 20,395 43,452 11,821 2,016 9,360 150 254,808 240,821

2011 55,108 42,952 60,066 19,251 22,109 47,398 12,026 2,165 9,898 151 271,124 256,782

2012 54,866 44,066 61,665 20,097 22,480 47,781 12,664 2,209 10,169 154 276,151 261,124

tmca %

(2003-2012) 2.0 2.8 3.8 4.1 3.3 3.0 2.9 6.3 4.8 4.4 3.1 3.1


2-18

Consumo bruto1/ (GWh) del SEN


1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía, ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, pérdidas y usos propios CFE

2/ Incluye exportación 3/ BCS solamente sistema La Paz


Cuadro 2.9

Consumo de cargas autoabastecidas

En los cuadros 2.10 a 2.13 se presentan la evolución histórica y esperada de los requerimientos

en demanda máxima y consumo de cargas asociadas con proyectos de autoabastecimiento y

cogeneración. Los datos se basan en información proporcionada por la SENER en las reuniones

del grupo interinstitucional para la elaboración del documento de Prospectiva del Sector Eléctrico

2013 — 2028.

Demanda máxima autoabastecida (MW)

2003 — 2012

Cuadro 2.10



Baja2/

Baja3/

Peninsular2/

Pequeños4/

SEN SIN


Sur

2013 54,219 44,257 61,918 20,407 22,732 48,089 12,958 2,269 10,561 152 277,562 262,184

2014 55,434 44,968 62,377 21,658 23,046 50,056 13,312 2,369 11,001 159 284,382 268,542

2015 56,782 45,773 63,293 23,142 23,543 51,608 13,667 2,488 11,453 184 291,931 275,593

2016 57,785 46,283 63,849 24,254 23,844 52,680 14,029 2,617 11,948 194 297,484 280,643

2017 58,476 46,944 64,324 24,911 23,972 54,378 14,498 2,760 12,486 200 302,948 285,491

2018 60,703 49,087 67,165 26,313 24,881 57,557 15,218 2,924 13,242 208 317,298 298,948

2019 62,761 51,181 69,926 27,689 25,756 60,111 15,959 3,118 14,025 216 330,742 311,449

2020 65,055 53,799 73,137 29,158 26,697 63,004 16,684 3,357 14,858 224 345,973 325,708

2021 67,413 56,222 76,494 30,728 27,707 66,037 17,387 3,603 15,756 234 361,582 340,358

2022 70,087 58,770 79,806 32,343 28,723 69,018 18,145 3,864 16,669 244 377,670 355,417

2023 72,741 61,399 83,539 33,979 29,802 72,230 18,986 4,150 17,644 254 394,725 371,334

2024 75,515 64,163 87,557 35,728 30,940 76,215 19,881 4,448 18,679 266 413,393 388,798

2025 78,920 67,359 92,278 37,617 32,186 80,217 20,824 4,781 19,860 279 434,320 408,436

2026 82,584 70,853 97,151 39,633 33,512 84,024 21,835 5,175 21,071 292 456,130 428,828

2027 86,383 74,538 102,410 41,687 34,879 87,984 22,927 5,613 22,366 306 479,093 450,247

2028 90,396 78,324 107,691 43,856 36,354 92,117 24,086 6,087 23,716 320 502,947 472,453

tmca %

(2013-2028) 3.2 3.7 3.5 5.0 3.0 4.2 4.1 6.5 5.4 4.7 3.8 3.8

Año Local Remoto Total

2003 3,643 1,092 4,735

2004 2,843 1,299 4,141

2005 2,922 1,401 4,323

2006 3,452 1,548 5,000

2007 3,954 1,657 5,611

2008 4,543 1,776 6,319

2009 4,459 2,077 6,536

2010 4,525 2,173 6,698

2011 4,708 2,166 6,874

2012 4,479 2,579 7,058

tmca %

(2003-2012) 2.4 18.4 5.8

Autoabastecimiento


2-19

Crecimiento esperado de la demanda máxima autoabastecida (MW)


Cuadro 2.11

Para determinar la regionalización del autoabastecimiento local y remoto es necesario definir la

ubicación de las cargas en el sistema eléctrico. A partir de 2019, se prevé que un grupo de cargas

serán autoabastecidas con energía tipo renovable, definidas como Bloque de Proyectos

Renovables, los cuales se abordan con más detalle en el capítulo de planificación de la generación.

En los cuadros 2.11 y 2.13 se presentan el crecimiento esperado del autoabastecimiento, referido

a la demanda en potencia y en energía, respectivamente.

Consumo autoabastecido (GWh)

2003 — 2012

Cuadro 2.12

Remoto más

Año Local Remoto proyectos Total

renovables

2013 4,783 3,379 3,379 8,162

2014 4,861 5,431 5,431 10,292

2015 4,910 5,674 5,674 10,584

2016 5,537 6,429 6,429 11,967

2017 5,537 10,126 10,126 15,664

2018 5,730 10,126 10,126 15,856

2019 5,730 10,126 200 10,326 16,056

2020 5,730 10,126 400 10,526 16,256

2021 5,730 10,126 600 10,726 16,456

2022 5,730 10,126 800 10,926 16,656

2023 5,730 10,126 1,000 11,126 16,856

2024 5,730 10,126 1,200 11,326 17,056

2025 5,730 10,126 1,400 11,526 17,256

2026 5,730 10,126 1,600 11,726 17,456

2027 5,730 10,126 1,800 11,926 17,656

2028 5,730 10,126 2,000 12,126 17,856

tmca %

(2013-2028) 1.6 8.9 10.2 6.0

AutoabastecimientoProyectos

renovables

Año Local Remoto Total

2003 11,434 5,174 16,608

2004 12,918 7,545 20,463

2005 13,390 8,192 21,582

2006 13,127 8,937 22,064

2007 13,323 9,846 23,169

2008 14,115 9,832 23,946

2009 13,959 9,786 23,745

2010 14,256 11,899 26,155

2011 15,220 11,871 27,092

2012 13,974 12,283 26,257

tmca %

(2003-2012) 2.9 21.0 7.8

Autoabastecimiento


2-20

Crecimiento esperado del consumo autoabastecido (GWh)


Cuadro 2.13

En 2012 se pronosticó que el autoabastecimiento llegaría a 28.3 TWh. El valor real al cierre fue

de 26.3 TWh, lo que significa una desviación de 7.9% por debajo de lo previsto. Los proyectos

que iniciaron operación en este año fueron: Sociedad Autoabastecedora de Energía Verde de

Aguas, SAEVA (3.2 MW), Tala Electric (25 MW), Energía EP Xicoac (0.4 MW), Eólica de Arriaga

SAPI de CV (28.8 MW), Eólica Stipa Nayya (74 MW), Energía Láctea (0.8 MW) y Desarrollos

Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 (90 MW).

Ahorros de energía eléctrica derivados del PRONASE

En concordancia con una de las principales metas de sostenibilidad ambiental de la ENE

—capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el

PRONASE— se presenta el escenario de planeación de ahorro de energía eléctrica que preparó la

SENER. Su elaboración supone una hipótesis respecto a la participación del ahorro sectorial en

el consumo total y al nivel de éxito de las áreas de oportunidad en las que se busca capturar el

potencial de ahorro en el consumo de electricidad.

Se han considerado cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE:

iluminación, equipos de hogar y de inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores

industriales, y bombas de agua agrícolas y de servicios públicos. A partir de esto se ha desglosado

su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: residencial, comercial, servicios,

agrícola, empresa mediana y gran industria. En el cuadro 2.14 se muestra la trayectoria global

del ahorro.

En el sector residencial se registrarán los mayores ahorros. En 2024 representarán 70.6% del

total del ahorro de 34.1 TWh; en conjunto el ahorro en el sector industrial —empresa mediana y

gran industria— llegaría a representar 19%, el restante 10.4% está integrado por los sectores

comercial, servicios y agrícola.

Remoto más

Año Local Remoto proyectos Total

renovables

2013 15,035 14,004 14,004 29,039

2014 16,038 21,403 21,403 37,441

2015 16,305 25,104 25,104 41,408

2016 19,048 27,006 27,006 46,054

2017 20,777 33,626 33,626 54,403

2018 20,868 40,054 40,054 60,923

2019 21,874 40,054 1,029 41,084 62,958

2020 21,874 40,054 2,059 42,113 63,987

2021 21,874 40,054 2,610 42,665 64,539

2022 21,874 40,054 3,640 43,694 65,568

2023 21,874 40,054 4,341 44,395 66,269

2024 21,874 40,054 4,892 44,947 66,821

2025 21,874 40,054 5,922 45,976 67,850

2026 21,874 40,054 6,474 46,528 68,402

2027 21,874 40,054 7,174 47,229 69,103

2028 21,874 40,054 8,055 48,109 69,983

tmca %

(2013-2028) 2.8 7.7 8.9 6.3

AutoabastecimientoProyectos

renovables


2-21

Trayectoria ahorro (GWh) PRONASE


Fuente: SENER

Cuadro 2.14

Reducción de pérdidas de energía eléctrica

La gráfica 2.8 muestra el comportamiento de las pérdidas en energía del SEN. Se muestran los

casos sin y con la aplicación del programa de reducción de pérdidas de energía eléctrica.

En cada área se lleva a cabo un proceso de reducción gradual de pérdidas en el horizonte de

planificación, tomando en cuenta su valor actual. Para 2024 la energía asociada a las pérdidas

no-técnicas se reduce de 8.7% a 2.5% —de estas últimas se estima que el 87.7% se integrarán

a las ventas de energía (facturación) y el 12.3% es energía evitada—. Por otra parte, las pérdidas

técnicas se disminuirán de 7.9% a 5.5% para alcanzar una reducción de 8% global en energía.

Lo anterior implica que algunas áreas tendrán que realizar esfuerzos más significativos, como es

el caso del Central, Oriental y Occidental, comparados con Baja California y Baja California Sur,

donde las pérdidas actuales están cercanas a la meta establecida, debido a las coberturas

geográficas menores, a los reducidos índices de ruralidad y a programas previos.

Los programas y proyectos que se realizarán para reducir las pérdidas en el Sistema Eléctrico de

Distribución se explican en el capítulo 6, sección 6.6.

Año Residencial Comercial Servicios Agrícola IndustrialEmpresa

Mediana

Gran

IndustriaSEN

2013 2,480 0 0 0 0 0 0 2,480

2014 4,634 86 201 40 386 234 153 5,348

2015 8,070 213 415 99 957 579 379 9,754

2016 11,579 385 673 179 1,732 1,047 685 14,547

2017 15,511 687 985 291 3,042 1,846 1,196 20,517

2018 16,761 796 1,049 343 3,520 2,134 1,387 22,470

2019 18,008 904 1,113 395 3,999 2,422 1,577 24,419

2020 19,248 1,012 1,178 447 4,492 2,718 1,775 26,378

2021 20,469 1,119 1,232 498 4,979 3,010 1,970 28,298

2022 21,694 1,225 1,300 559 5,489 3,314 2,175 30,268

2023 22,891 1,329 1,367 616 5,988 3,614 2,374 32,190

2024 24,068 1,426 1,435 681 6,499 3,918 2,581 34,110

2025 25,150 1,514 1,476 747 6,899 4,168 2,730 35,786

2026 26,232 1,601 1,518 812 7,298 4,419 2,879 37,460

2027 27,338 1,689 1,559 877 7,697 4,669 3,028 39,160

2028 28,494 1,776 1,600 942 8,097 4,919 3,177 40,909


2-22

Comparación con y sin programa de reducción de pérdidas en

Energía eléctrica del SEN

Grafica 2.8

En la gráfica 2.9 se presenta la evolución de las pérdidas en energía del SEN del escenario de

planeación, así mismo en el cuadro 2.15 se indican por área.

Pérdidas totales técnicas y no-técnicas del SEN


Fuente: DME 2012, pérdidas totales de 44.05 TWh, equivalente a 16.6% con base en la energía necesaria neta del SEN 265.16 TWh

Gráfica 2.9

Con reducción

Sin reducción

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

TWh

Meta de reducciónde 8% en 2024

44.0516.6%

90.9416.4%

39.348.0%

No-técnicas9.99

2.5%

Técnicas

22.34

5.5%

44.05

16.6%

Pérdidas totales

32.33

8%

0.0

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

35.0

40.0

45.0

50.0

TWh

39.348%

27.195.5%

12.152.5%

23.087.9%

20.978.7%


2-23

Pérdidas totales por área (GWh) del SEN



2/ BCS solamente sistema La Paz 3/ Pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 2.15

Por lo anterior, la energía total que se reduce se integra por 30.9% debido a la reducción de

pérdidas técnicas y a 69.1% por la reducción de pérdidas no-técnicas.

En el cuadro 2.16, se presenta la estimación de ventas recuperadas por área al abatir las pérdidas

no-técnicas.

Ventas de energía asociada a la reducción de pérdidas no-técnicas (GWh) del SEN



2/ BCS solamente sistema La Paz


Cuadro 2.16



Baja1/

Baja2/

Peninsular1/

Pequeños3/

California California Sistemas GWH %

Sur

2013 14,570 6,782 8,629 2,149 3,213 4,545 1,093 170 1,318 14 42,483 15.9%

2014 14,022 6,668 8,436 2,246 3,177 4,615 1,114 177 1,338 15 41,809 15.3%

2015 13,413 6,568 8,289 2,357 3,166 4,626 1,133 186 1,359 17 41,114 14.6%

2016 12,644 6,414 8,074 2,427 3,125 4,580 1,153 196 1,384 18 40,015 13.9%

2017 11,777 6,272 7,853 2,467 3,067 4,597 1,180 207 1,407 18 38,844 13.2%

2018 11,144 6,328 7,884 2,558 3,103 4,738 1,231 222 1,449 19 38,676 12.6%

2019 10,490 6,172 7,755 2,605 3,014 4,899 1,281 238 1,464 19 37,937 11.8%

2020 9,778 6,040 7,626 2,651 2,920 5,075 1,329 256 1,475 19 37,169 11.0%

2021 8,998 5,840 7,483 2,696 2,818 5,252 1,378 275 1,482 20 36,240 10.3%

2022 8,134 5,599 7,301 2,734 2,703 5,427 1,428 296 1,484 20 35,125 9.5%

2023 7,179 5,318 7,081 2,763 2,571 5,605 1,482 318 1,481 20 33,818 8.8%

2024 6,126 4,995 6,825 2,789 2,427 5,791 1,539 341 1,473 21 32,326 8.0%

2025 6,405 5,250 7,183 2,936 2,527 6,072 1,613 368 1,562 22 33,938 8.0%

2026 6,700 5,520 7,556 3,091 2,632 6,371 1,693 399 1,656 23 35,641 8.0%

2027 7,013 5,805 7,952 3,254 2,743 6,684 1,777 433 1,756 24 37,442 8.0%

2028 7,341 6,105 8,369 3,426 2,860 7,010 1,868 469 1,862 25 39,335 8.0%

SEN



Baja1/

Baja2/

Peninsular1/

Pequeños3/

SEN


Sur

2013 671 133 106 36 61 114 8 0 33 0.1 1,161

2014 1,385 270 214 76 123 239 17 0 69 0.2 2,394

2015 2,143 413 329 122 188 370 26 0 108 0.3 3,701

2016 2,923 558 445 171 255 503 36 0 151 0.4 5,043

2017 3,721 709 565 222 321 650 46 0 198 0.5 6,433

2018 4,659 894 712 282 401 830 58 0 253 0.7 8,089

2019 5,603 1,202 902 381 570 932 71 0 335 1.0 9,999

2020 6,627 1,552 1,112 491 753 1,045 85 0 426 1.5 12,093

2021 7,738 1,928 1,343 612 950 1,165 100 0 527 1.9 14,366

2022 8,937 2,337 1,594 744 1,162 1,293 117 0 639 2.4 16,825

2023 10,231 2,781 1,868 886 1,389 1,430 134 0 762 2.9 19,484

2024 11,631 3,266 2,166 1,042 1,633 1,578 154 0 898 3.5 22,371

2025 12,160 3,432 2,279 1,097 1,701 1,655 161 0 952 3.7 23,441

2026 12,721 3,609 2,398 1,155 1,772 1,736 169 0 1,009 3.8 24,572

2027 13,315 3,795 2,523 1,216 1,847 1,822 177 0 1,070 4.0 25,769

2028 13,937 3,991 2,656 1,281 1,925 1,911 186 0 1,135 4.2 27,025


2-24

Exportación e importación de CFE

En el cuadro 2.17 se muestran las transacciones de energía de exportación e importación por

área de control en 2003 — 2012.

En 2012 la exportación fue de 1.1 TWh y se importaron 2.2 TWh. Se obtiene un balance neto de

importación por 1.1 TWh.

Exportación e importación de energía eléctrica (GWh)

2003 — 2012

Cuadro 2.17

Para 2013 se prevén importar 2.5 TWh, de los cuales 1.6 TWh corresponderán al área Noreste,

0.6 TWh a Baja California, 0.3 TWh a la Norte, 0.03 TWh a la Oriental y 0.003 TWh a la Noroeste.

La exportación en 2013 — 2028, se estima en 1.1 TWh/año.

Comparativo del mercado eléctrico para los escenarios línea base y

de planeación

En la gráfica 2.10 y cuadro 2.18 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 del consumo bruto

del SEN para los escenarios línea base y de planeación. El escenario línea base estima un

crecimiento del 4.6% alcanzando 568.4 TWh en 2028, lo anterior excluye el efecto de ahorro del

PRONASE y el Programa de reducción de pérdidas ENE. En tanto el escenario de planeación si las

incluye y presenta un crecimiento de 3.8% alcanzando 502.9 TWh en 2028.

En la gráfica 2.11 y cuadro 2.19 se muestran los pronósticos 2013 — 2028 de demanda máxima

bruta del SIN para los escenarios línea base y de planeación, los cuales estiman un crecimiento

del 4.6% con 79,042 MW en 2028 y un crecimiento del 3.9% con 70,591 MW en 2028

respectivamente.

Balance

Año Oriental Norte Noreste Baja Peninsular Total Oriental Noroeste Norte Noreste Baja Total Neto

California California Exp-Imp

2003 0 0 0 765 188 953 0 5 21 0 45 71 882

2004 0 0 0 770 236 1,006 0 6 2 0 39 47 959

2005 1 0 0 1,037 253 1,291 0 6 6 0 75 87 1,204

2006 2 0 16 1,072 209 1,299 0 6 2 1 514 523 776

2007 2 0 13 1,211 225 1,451 0 6 2 3 266 277 1,174

2008 3 0 4 1,197 248 1,452 0 6 3 3 340 351 1,102

2009 22 0 27 984 216 1,249 0 6 3 57 280 346 903

2010 349 0 10 830 160 1,348 0 6 3 168 221 397 951

2011 504 0 18 600 170 1,292 3 4 59 269 261 596 696

2012 231 0 5 643 238 1,117 30 3 278 1,517 341 2,169 -1,052

Exportación Importación


2-25

Consumo bruto del SEN

Escenarios línea base y de planeación

Gráfica 2.10

Consumo bruto (GWh) del SEN


1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación, pérdidas constantes y usos propios CFE

2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,

ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,

reducción de pérdidas y usos propios CFE

Cuadro 2.18

568.4

276.2

502.9

0

100

200

300

400

500

600

TWh

Escenario línea base

tmca 4.6%


tmca 3.8%

Año Línea base1/

Planeación2/

2013 281,236 277,562

2014 292,230 284,382

2015 305,859 291,931

2016 317,975 297,484

2017 331,446 302,948

2018 349,089 317,298

2019 366,031 330,742

2020 384,888 345,973

2021 404,188 361,582

2022 424,141 377,670

2023 445,128 394,725

2024 467,866 413,393

2025 491,464 434,320

2026 515,978 456,130

2027 541,714 479,093

2028 568,440 502,947

tmca %

(2013-2028) 4.6 3.8


2-26

Demanda máxima bruta del SIN


Gráfica 2.11

Demanda máxima bruta (MW) del SIN


1/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, exportación,

pérdidas constantes y usos propios CFE 2/ Incluye ventas más autoabastecimiento remoto, ahorros de energía,

ventas asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, exportación,

reducción de pérdidas y usos propios CFE

Cuadro 2.19

79,042

38,000

70,591

0

10,000

20,000

30,000

40,000

50,000

60,000

70,000

80,000

90,000

MW

Escenario línea base

tmca 4.7%


tmca 3.9%

Año Línea base1/

Planeación2/

2013 39,054 38,148

2014 41,094 40,096

2015 43,346 41,647

2016 45,579 43,112

2017 47,986 44,564

2018 50,252 46,349

2019 52,518 48,132

2020 54,890 50,014

2021 57,470 52,114

2022 60,189 54,286

2023 63,029 56,610

2024 65,983 59,011

2025 69,061 61,712

2026 72,249 64,560

2027 75,549 67,513

2028 79,042 70,591

tmca %

(2013-2028) 4.7 3.9


3-1

INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN

Evolución del Sistema Eléctrico Nacional

En 1960 el suministro de electricidad se efectuaba mediante diversos sistemas aislados muy

pequeños.

Al paso del tiempo las redes regionales se interconectaron utilizando mayores tensiones de

transmisión (400 kV y 230 kV), la frecuencia se unificó a 60 Hz, se desarrollaron grandes

proyectos hidroeléctricos y termoeléctricos, y se logró la diversificación del parque de generación

mediante el uso de fuentes de energía hidráulica, geotérmica, nuclear, carbón, eólica y solar

(aún incipiente). En el campo de administración de la demanda, se estableció el horario de verano

y el uso de tarifas con diferenciación horaria.

A partir de 2000 y con base en la LSPEE se permitió a los Productores Independientes de Energía

(PIE) la entrega de energía eléctrica a CFE. Esta ley también ha permitido a los

autoabastecedores privados usar la red de transmisión del servicio público a fin de transportar

la energía producida hasta donde se ubican sus cargas.

En 2004 entró en operación la primera repotenciación de unidades termoeléctricas

convencionales en servicio mediante el acoplamiento de nuevas unidades turbogás, para la

integración de centrales de ciclo combinado.

En octubre de 2009 se decretó la extinción de LyFC, organismo que suministraba la energía

eléctrica en la región centro del país. El área de influencia de la extinta LyFC se localizaba en los

estados de México, Morelos, Hidalgo, Puebla y el Distrito Federal, la cual ahora es atendida por

CFE, única empresa autorizada para suministrar el servicio público de energía eléctrica en el

territorio nacional.

Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba con capacidad efectiva de 53,114 MW para el servicio

público, de los cuales 40,696 MW (76.6%) eran proporcionados por la CFE y 12,418 MW (23.4%)

por los PIE. Asimismo se tenía un total de 859,142 km de líneas de transmisión y distribución.

El SEN se organiza en nueve regiones, como se muestra en el diagrama 3.1.

La operación de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control

ubicados en las ciudades de México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey

y Mérida; las dos regiones de Baja California se administran desde Mexicali. El Centro Nacional

en el Distrito Federal coordina el despacho económico y la operación segura y confiable del SEN.

Las siete áreas del macizo continental se encuentran interconectadas y forman el SIN. Su objetivo

consiste en compartir los recursos y reservas de capacidad ante la diversidad de demandas y

situaciones operativas. Esto hace posible el intercambio de energía para lograr un funcionamiento

más económico y confiable en su conjunto. Las dos regiones de la península de Baja California

permanecen como sistemas aislados.

El sistema de Baja California (norte) opera ligado a la red eléctrica de la región occidental de EUA

―Western Electricity Coordinating Council (WECC)― por medio de dos enlaces de transmisión a

230 kV. Esto permite a CFE realizar exportaciones e importaciones económicas de capacidad y

energía, y recibir apoyo en situaciones de emergencia.


3-2

Regiones del Sistema Eléctrico Nacional

Diagrama 3.1

Estructura del sistema de generación

Capacidad efectiva instalada

La capacidad de generación para el servicio público a diciembre de 2012 (53,114 MW) aumentó

1.15% respecto a 2011 (52,512 MW). Esta nueva capacidad resultó de incrementar y modificar

la capacidad instalada en 602.8 MW. Ver cuadros 3.1 y 3.2, y gráfica 3.1.

Adiciones y modificaciones a la capacidad efectiva durante 2012

1/ Véase nomenclatura en la nota 3/ del cuadro 3.3

Cuadro 3.1

7

7

8

4

5

6

3

1

2

9

5.- Norte

7.- Baja California

8.- Baja California Sur

9.- Peninsular

2.- Oriental

3.- Occidental

4.- Noroeste

6.- Noreste

1.- Central

Central Unidad Tipo 1/ MW

C. E. Oaxaca I, II, III y IV PIE 272 EOL 408.000

La Venta III PIE 68 EOL 102.850

Santa Rosalía 1 FV 1.000

Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno) 2, 3 y 4 TG 472.665

Zumpimito 5 HID 6.000

Baja California sur I 3 CI 41.900

Subtotal 1,032.415

Laguna Verde 1 y 2 NUC 245.120

Puente Grande 3 HID -2.800

Santa Rosa (Manuel M. Diéguez) 1 y 2 HID 8.800

Cerro Prieto I 3 y 4 GEO -75.000

Manzanillo I (Manuel Alvarez Moreno) 1 y 2 TC -600.000

Lerma (Campeche) 1 TC -37.500

La Villita 1 y 4 HID 20.000

Cupatitzio 1 HID 3.775

Botello 1 HID 4.950

Cóbano 1 HID 3.990

Santa Rosalía 8 CI -1.000

Subtotal -429.665

Total 602.750

Adiciones

Modificaciones


3-3

Capacidad efectiva por área y tecnología 1/ (MW)

Servicio público

1/ Al 31 de diciembre de 2012

2/ Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacional

Cuadro 3.2

Capacidad efectiva al 31 de diciembre

Servicio público 1/

1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración

Gráfica 3.1

Tecnología Central Oriental Occidental Noroeste Norte NoresteBaja

California

Baja

California

Sur

PeninsularPequeños

Sistemas 2/ Total

Termoeléctrica convencional 2,280 2,217 2,550 2,052 936 1,100 320 113 356 11,923

Ciclo combinado 1,038 2,807 1,105 735 2,588 7,012 1,262 1,481 18,029

Turbogás 822 163 473 86 161 284 299 236 402 42 2,968

Combustión interna 225 27 252

Carboeléctrica 2,778 2,600 5,378

Hidroeléctrica 1,768 6,136 2,553 941 28 118 11,544

Nucleoeléctrica 1,610 1,610

Geotermoeléctrica 40 192 570 10 812

Eoloeléctrica 596 2 1 598

Solar fotovoltaica 1 1

Total 5,908 13,569 9,650 3,814 3,713 11,114 2,451 573 2,241 80 53,114

53,114 MW

Termoeléctrica convencional22.5%

Ciclo combinado33.9%

Turbogás 5.6%

Combustión interna0.5%

Carboeléctrica10.1%

Geotermoeléctrica, Eólica y Solar fotovoltaica

2.7%

Nucleoeléctrica3.0%

Hidroeléctrica21.7%

2012


3-4

Principales centrales generadoras

En el diagrama 3.2 se señala la ubicación de las centrales que destacan ya sea por su tamaño,

tecnología o importancia regional. Sus nombres y la información sobre capacidad y generación

en 2012 se presentan en el cuadro 3.3.

Principales centrales generadoras en 2012

Servicio público

Diagrama 3.2

52

54

4

25

5 28

30

23

29

13

618

8

79

11

10

16

17

14

67

24

2122

272

1

12

Termoeléctrica convencional

Carboeléctrica

Nucleoeléctrica

Dual

Ciclo combinado

Geotermoeléctrica

Combustión interna

Hidroeléctrica

Turbogás

Eoloeléctrica

60

58

59

61

63

62

49

33

31

40

42

50

34

37, 3844

3947

53

55

41 43

45

5146

36

32

3556

48

5726

20

19

3

6465

6866

15


3-5

Principales centrales: capacidad efectiva 1/, generación bruta y factor de planta, en 2012

Servicio público

1/ Al 31 de diciembre

2/ Productor Independiente de Energía

3/ HID: Hidroeléctrica, TC:Termoeléctrica convencional, CC:Ciclo combinado, TG:Turbogás, CAR:Carboeléctrica, NUC: Nucleoeléctrica, GEO:Geotermoeléctrica, EOL: Eoloeléctrica, CI:Combustión interna, FV: Solar fotovoltaica

4/ COM: Combustóleo, GAS:Gas, K:Carbón, UO2:Óxido de Uranio, DIE:Diésel

5/ Fuente: SENER

6/ Calculado con la capacidad media anual equivalente, de las unidades que iniciaron operación en este año 7/ Incluye las eoloeléctricas Guerrero Negro y Yuumil iik, y la solar fotovoltaica Santa Rosalía, acargo de la Coordinación de Generación Termoeléctrica

Cuadro 3.3

Capacidad Generación Factor de 6/

Centrales Unidades efectiva bruta planta

MW GWh %

1 Infiernillo Central Guerrero La Unión HID 1 6 1,160 2,936 28.81

2 La Villita (José María Morelos) Central Michoacán Lázaro Cárdenas HID 1 4 320 1,311 46.64

3 Tula (Francisco Pérez Ríos) Central Hidalgo Tula TC, CC COM y GAS 2 11 2,095 10,941 59.47

4 Valle de México Central México Acolman TC, CC GAS 1 7 1,087 4,503 47.14

5 Necaxa [extinta LyFC] Central Puebla J. Galindo HID 1 10 109 382 39.90

6 Generación Distribuida [extinta LyFC] Central México y D F Varios TG GAS 13 14 448 2,142 54.44

7 Angostura (Belisario Domínguez) Oriental Chiapas V. Carranza HID 1 5 900 3,118 39.44

8 Chicoasén (Manuel Moreno Torres) Oriental Chiapas Chicoasén HID 1 8 2,400 6,818 32.34

9 Malpaso Oriental Chiapas Tecpatán HID 1 6 1,080 4,658 49.10

10 Peñitas Oriental Chiapas Ostuacán HID 1 4 420 2,059 55.80

11 Temascal Oriental Oaxaca San Miguel HID 1 6 354 1,555 50.01

12 Caracol (Carlos Ramírez Ulloa) Oriental Guerrero Apaxtla HID 1 3 600 1,152 21.85

13 Humeros Oriental Puebla Chignautla GEO 1 8 40 335 95.21

14 La Venta Oriental Oaxaca Juchitán EOL 1 104 85 186 24.97

15 Eolo Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III (PIE) 2/

Oriental Oaxaca Juchitán EOL 5 340 511 1,210 42.06

16 Laguna Verde Oriental Veracruz Alto Lucero NUC UO2 1 2 1,610 8,770 62.01

17 Dos Bocas Oriental Veracruz Medellín CC GAS 1 6 452 1,931 48.62

18 San Lorenzo Oriental Puebla Cuautlacingo CC GAS 1 3 382 2,969 88.46

19 Tuxpan (Adolfo López Mateos) Oriental Veracruz Tuxpan TC, TG COM y GAS 1 7 2,263 10,242 51.52

20 Tuxpan II, III, IV y V ( PIE ) 2/

Oriental Veracruz Tuxpan CC GAS 3 12 1,973 14,3495/

82.79

21 Aguamilpa Solidaridad Occidental Nayarit El Nayar HID 1 3 960 756 8.97

22 El Cajón (Leonardo Rodríguez Alcaine) Occidental Nayarit Santa María del Oro HID 1 2 750 336 5.10

23 Zimapán (Fernando Hiriart Balderrama) Occidental Hidalgo Zimapán HID 1 2 292 1,360 53.03

24 Manzanillo I y II Occidental Colima Manzanillo TC, TG COM y GAS 2 9 1,773 9,869 61.91

25 Salamanca Occidental Guanajuato Salamanca TC COM y GAS 1 4 550 1,863 38.55

26 Villa de Reyes Occidental San Luis Potosí Villa de Reyes TC COM 1 2 700 3,433 55.84

27 Petacalco (Plutarco Elías Calles) Occidental Guerrero La Unión DUAL, CAR K 1 7 2,778 16,234 66.52

28 El Sauz Occidental Querétaro P. Escobedo CC GAS 1 7 610 4,213 78.63

29 El Sauz (Bajío) ( PIE ) 2/

Occidental Guanajuato S. Luis de la Paz CC GAS 1 4 495 4,0755/

93.73

30 Los Azufres Occidental Michoacán Cd. Hidalgo GEO 1 15 192 1,453 86.32

31 El Novillo (Plutarco Elías Calles) Noroeste Sonora Soyopa HID 1 3 135 370 31.17

32 Huites (Luis Donaldo Colosio) Noroeste Sinaloa Choix HID 1 2 422 485 13.08

33 Puerto Libertad Noroeste Sonora Pitiquito TC COM 1 4 632 3,780 68.09

34 Guaymas II (Carlos Rodríguez Rivero) Noroeste Sonora Guaymas TC COM 1 4 484 1,403 33.01

35 Mazatlán II (José Aceves Pozos) Noroeste Sinaloa Mazatlán TC COM 1 3 616 2,561 47.33

36 Topolobampo II (Juan de Dios Bátiz) Noroeste Sinaloa Ahome TC COM 1 3 320 2,125 75.62

37 Hermosillo Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 2 227 1,612 80.86

38 Hermosillo ( PIE ) 2/

Noroeste Sonora Hermosillo CC GAS 1 1 250 2,1765/

99.08

39 Naco Nogales ( PIE ) 2/

Noroeste Sonora Agua Prieta CC GAS 1 2 258 2,1675/

95.63

40 Francisco Villa Norte Chihuahua Delicias TC COM y GAS 1 5 300 1,261 47.84

41 Lerdo (Guadalupe Victoria) Norte Durango Lerdo TC COM 1 2 320 152 5.42

42 Samalayuca I y II Norte Chihuahua Cd. Juárez TC, CC COM y GAS 2 8 838 5,537 75.24

43 Gómez Palacio Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 240 1,026 48.70

44 El Encino (Chihuahua II) Norte Chihuahua Chihuahua CC GAS 1 5 619 4,574 84.07

45 La Laguna II ( PIE ) 2/

Norte Durango Gómez Palacio CC GAS 1 3 498 4,1585/

95.04

46 Norte Durango ( PIE ) 2/

Norte Durango Durango CC GAS 1 3 450 3,4875/

88.21

47 Chihuahua III ( PIE ) 2/

Norte Chihuahua Juárez CC GAS 1 3 259 1,9255/

84.61

48 Altamira Noreste Tamaulipas Altamira TC COM y GAS 1 4 800 2,849 40.55

49 Río Escondido (José López Portillo) Noreste Coahuila Río Escondido CAR K 1 4 1,200 9,018 85.56

50 Carbón II Noreste Coahuila Nava CAR K 1 4 1,400 8,706 70.79

51 Huinalá I y II Noreste Nuevo León Pesquería CC, TG GAS 3 8 978 6,481 75.45

52 Río Bravo (Emilio Portes Gil) Noreste Tamaulipas Río Bravo TC, CC COM y GAS 1 4 511 2,295 51.12

53 Saltillo ( PIE ) 2/

Noreste Coahuila Ramos Arizpe CC GAS 1 2 248 1,7225/

79.22

54 Río Bravo II, III y IV ( PIE ) 2/

Noreste Tamaulipas Valle Hermoso CC GAS 3 9 1,490 10,5785/

80.82

55 Monterrey III ( PIE ) 2/

Noreste Nuevo León S. N. Garza CC GAS 1 2 449 3,6125/

91.58

56 Altamira II, III, IV y V ( PIE ) 2/

Noreste Tamaulipas Altamira CC GAS 3 15 2,652 17,8875/

76.78

57 Tamazunchale ( PIE ) 2/

Noreste San Luis Potosí Tamazunchale CC GAS 1 6 1,135 7,4115/

74.33

58 Presidente Juárez Baja California Baja California Rosarito TC, CC COM y GAS 2 10 1,093 5,494 57.23

59 Mexicali ( PIE ) 2/

Baja California Baja California Mexicali CC GAS 1 3 489 2,4695/

57.47

60 Cerro Prieto Baja California Baja California Mexicali GEO 4 13 570 3,982 79.53

61 Punta Prieta Baja California Baja California Sur La Paz TC COM 1 3 113 657 66.53

62 San Carlos (Agustín Olachea A.) Baja California Baja California Sur San Carlos CI COM y DIE 1 3 104 660 72.18

63 Baja California Sur I Baja California Baja California Sur La Paz CI COM y DIE 1 3 121 421 56.05

64 Valladolid (Felipe Carrillo Puerto) Peninsular Yucatán Valladolid TC, CC COM y GAS 2 5 295 1,354 52.27

65 Mérida II Peninsular Yucatán Mérida TC, TG COM y GAS 2 3 198 734 42.18

66 Valladolid III ( PIE ) 2/

Peninsular Yucatán Valladolid CC GAS 1 3 525 2,2275/

48.30

67 Campeche ( PIE ) 2/

Peninsular Campeche Palizada CC GAS 1 1 252 1,1365/

51.24

68 Mérida III ( PIE ) 2/

Peninsular Yucatán Mérida CC GAS 1 3 484 2,5405/

59.74

Suma 101 785 49,362 256,190 59.08

Otras termoeléctricas 7/ 50 185 1,771 1,684 10.82

Otras hidroeléctricas 65 153 1,981 4,021 23.11

Total 216 1,123 53,114 261,895 56.34

No Nombre de la Central Área Estado Municipio Tecnología 3/

Combustible 4/ Número de


3-6

Centrales hidroeléctricas

El mayor desarrollo hidroeléctrico del país, con 4,800 MW, se localiza en la cuenca del río Grijalva

y está integrado por las centrales Angostura (Belisario Domínguez), Chicoasén (Manuel Moreno

Torres), Malpaso y Peñitas (Ángel Albino Corzo). A diciembre de 2012 representaba 41.6% de la

capacidad hidroeléctrica total en operación.

Otro desarrollo importante está en la cuenca del río Balsas, al occidente del país. Incluye las

centrales Caracol (Carlos Ramírez Ulloa), Infiernillo y La Villita (José María Morelos), con un total

de 2,080 MW, que corresponden a 18.0% de la capacidad hidroeléctrica.

En 2007 entró en operación en la cuenca del río Santiago la central El Cajón (Leonardo Rodríguez

Alcaine) con 750 MW, que junto con los 960 MW de Aguamilpa participan con 1,710 MW, lo que

equivale a 14.8% de la capacidad con esta tecnología. En esta cuenca, aguas arriba de El Cajón,

actualmente se encuentra en pruebas preoperatorias la central La Yesca con 2 unidades de

375 MW cada una.

Temascal, ubicada entre Oaxaca y Veracruz, con seis unidades y 354 MW de capacidad; Huites

(Luis Donaldo Colosio) en el noroeste, con dos unidades de 211 MW cada una, y Zimapán

(Fernando Hiriart Balderrama) en el centro del país, también con dos unidades de 146 MW cada

una, representan 9.3% de la capacidad hidroeléctrica total.

El 16.3% restante se encuentra distribuido principalmente en cuencas de menor tamaño a lo

largo y ancho del país, principalmente en el centro y el sur.

Centrales con generación a base de hidrocarburos

La energía termoeléctrica generada con estos combustibles proviene de plantas con diferentes

tecnologías y capacidades.

El gas natural ha cobrado especial importancia por su uso intensivo en los ciclos combinados

(de alta eficiencia térmica), tendencia que se ha acelerado con el auge de este combustible en

los EUA. Adicionalmente, por restricciones ecológicas se ha incrementado su utilización en las

centrales termoeléctricas convencionales (TC) ubicadas en las grandes ciudades, por lo cual el

empleo del combustóleo disminuye rápidamente.

El combustóleo se emplea esencialmente en las TC y de combustión interna de nueva tecnología.

Para facilitar el suministro de este combustible, éstas se localizan cerca de los puertos (Tuxpan,

Manzanillo, Mazatlán, Puerto Libertad, Guaymas, Topolobampo y La Paz) o en la proximidad de

las refinerías de Petróleos Mexicanos (PEMEX) (Tula, Salamanca, Altamira y Poza Rica). Otras

plantas que también lo utilizan son: Villa de Reyes, Lerdo, Samalayuca y Francisco Villa, con

fuentes de suministro en Salamanca y Cadereyta.

El diésel se utiliza en unidades turbogás (TG) que operan durante las horas de demanda máxima,

para abastecer zonas aisladas y por restricciones en la disponibilidad de gas en algunas centrales

de ciclo combinado.

A fin de hacer competitivo el parque de generación existente, en 2004 entró en operación la

primera repotenciación de unidades TC para formar ciclos combinados, específicamente la de

Valle de México unidad 4 (TC) de 300 MW, a la cual se acoplaron las nuevas unidades turbogás

5, 6 y 7 de 83.1 MW cada una.

En 2005 se realizó la conversión de unidades turbogás a ciclos combinados, con la unidad 1 (TG)

de Hermosillo, de 133.8 MW y la nueva unidad 2 (TV 3/) de 93.2 MW, para un total de 227.0 MW.

3/ Turbina de vapor


3-7

En 2006 entró en operación comercial en la central Chihuahua —El Encino— la conversión de la

unidad 4 (TG) de 130.8 MW a ciclo combinado, mediante la integración de la unidad 5 (TV) de

65.3 MW, formándose el paquete 2, con una capacidad total de 196.1 MW.

De manera similar, en 2007, con la conversión de la unidad TG instalada en Río Bravo

(145.1 MW) a la que se integraron las existentes 1 y 2 (TV de 33 MW cada una), se formó el ciclo

combinado con una capacidad total de 211.1 MW.

Con la conversión de las dos unidades TG de San Lorenzo (2 X 133 MW), a las cuales se les

integró una TV de 116.12 MW, en 2009 se agregaron 382.12 MW en este tipo de centrales.

En el Valle de México se tienen instaladas 14 unidades TG con 32 MW cada una (448 MW en

total), las cuales consumen gas y operan con eficiencias térmicas del orden de 37%. Éstas se

conocen como de “generación distribuida”, por su ubicación en los puntos de suministro

(subestaciones) a la red de distribución.

En Baja California Sur se tienen en servicio las centrales de combustión interna con combustóleo:

San Carlos, Baja California Sur I, II y III —Coromuel— y Guerrero Negro II —Vizcaíno—, con

una capacidad total de 235.7 MW.

Centrales carboeléctricas

En la central Petacalco (Presidente Plutarco Elías Calles), ubicada en el estado de Guerrero cerca

de Lázaro Cárdenas, Michoacán, las primeras seis unidades tienen capacidad conjunta de

2,100 MW, y la posibilidad de quemar carbón y/o combustóleo. En marzo de 2010 entró en

operación la unidad 7, con 678.36 MW, la cual quema exclusivamente carbón. Actualmente la

central emplea sólo carbón importado.

Carbón II con 1,400 MW utiliza combustible nacional e importado y Río Escondido (José López

Portillo) con 1,200 MW, consume sólo nacional; ambas se localizan en Coahuila.

Centrales geotermoeléctricas

El mayor aprovechamiento de esta energía se ubica cerca de Mexicali, Baja California, en la

central Cerro Prieto con 570 MW y representa 70.2% de la capacidad geotermoeléctrica instalada.

El 29.8% restante se encuentra en Los Azufres, Michoacán (191.6 MW), Humeros, Puebla

(40 MW), y Tres Vírgenes, Baja California Sur (10 MW).

Los registros recientes de producción de vapor en el campo geotérmico de Cerro Prieto muestran

una tendencia decreciente. En 2006 la producción media fue de 6,215 ton/hr. En 2012 fue del

orden de 3,600 ton/hr y para el mediano plazo se estima que bajará a 2,800 ton/hr. Con este

nivel, la capacidad que se podrá despachar será de aproximadamente 350 MW.

Central nucleoeléctrica

Laguna Verde se localiza en el estado de Veracruz y consta de dos unidades generadoras, cuya

capacidad hasta 2010 fue de 682.4 MW cada una. En 2010 y 2011 estuvo en proceso de

rehabilitación y modernización, con lo cual su capacidad aumentó provisionalmente a 805 MW

por unidad. El incremento de la capacidad se formalizará cuando se completen las pruebas que

realiza la Comisión Nacional de Seguridad Nuclear y Salvaguardias, necesarias para otorgar la

“licencia definitiva de operación” con la nueva capacidad. En tanto no se tenga esta licencia, a

partir de 2013 opera a una capacidad de 700 MW por unidad.


3-8

Centrales eoloeléctricas

La Venta, Yuumil iik y Guerrero Negro, con 84.65 MW, 1.5 MW y 0.60 MW, aprovechan la energía

eólica en Oaxaca, Quintana Roo y Baja California Sur, respectivamente.

Por los incentivos que otorga la Ley para el Aprovechamiento de las Energías Renovables y el

Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) a los generadores privados

(autoabastecedores), en este año entraron en operación las centrales Oaxaca I, II, III y IV y

La Venta III con capacidad total de 510.85 MW, en la modalidad de PIE.

Centrales solares fotovoltaicas

Con el inicio de operación de la central Santa Rosalía (Tres Vírgenes) de 1 MW, en Baja California

Sur, se inició la explotación comercial de esta tecnología. Adicionalmente, en 2013 entrará en

operación la central solar fotovoltaica Cerro Prieto con 5 MW.


3-9

Productores Independientes de Energía (PIE)

Con la entrada en operación en 2012 de las centrales eólicas Oaxaca I, II, III y IV y La Venta III,

la capacidad instalada en esta modalidad ―para generar energía eléctrica destinada

exclusivamente para su venta a CFE― alcanzó 12,418 MW en 27 centrales: 22 de ciclo combinado

que operan con gas natural (11,907 MW) y cinco eólicas (511 MW). Véase cuadro 3.4.

Características generales de las centrales de los Productores Independientes

1/ Fecha de entrada en operación comercial

2/ TG: Turbina de gas, TV: Turbina de vapor 3/ La contratada con CFE, en algunos casos la de la central puede ser mayor

4/ Uniflecha

5/ Aunque la central tiene 4 unidades, sólo 3 están contratadas con CFE

Cuadro 3.4

Autoabastecimiento y cogeneración

En el cuadro 3.5 se presenta la evolución de la capacidad en proyectos de autoabastecimiento y

cogeneración hasta 2012.

Capacidad

No Central FEO 1/ Unidades Composición

2/ neta

(MW)3/

1. Mérida III Jun-2000 3 2 TG y 1 TV 484.0

2. Hermosillo Oct-2001 1 1 TG y 1 TV 4/ 250.0

3. Saltillo Nov-2001 2 1 TG y 1 TV 247.5

4. Tuxpan II Dic-2001 3 2 TG y 1 TV 495.0

5. Río Bravo II Ene-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0

6. Bajío (El Sauz) Mar-2002 4 3 TG y 1 TV 495.0

7. Monterrey III Mar-2002 2 2 TG y 2 TV 4/ 449.0

8. Altamira II May-2002 3 2 TG y 1 TV 495.0

9. Tuxpan III y IV May-2003 6 4 TG y 2 TV 983.0

10. Campeche May-2003 1 1TG y 1 TV 4/ 252.4

11. Mexicali Jul-2003 3 3 TG y 1 TV 5/ 489.0

12. Chihuahua III Sep-2003 3 2 TG y 1 TV 259.0

13. Naco Nogales Oct-2003 2 1TG y 1 TV 258.0

14. Altamira III y IV Dic-2003 6 4 TG y 2 TV 1,036.0

15. Río Bravo III Abr-2004 3 2 TG y 1 TV 495.0

16. La Laguna II Mar-2005 3 2 TG y 1 TV 498.0

17. Río Bravo IV Abr-2005 3 2 TG y 1 TV 500.0

18. Valladolid III Jun-2006 3 2 TG y 1 TV 525.0

19. Tuxpan V Sep-2006 3 2 TG y 1 TV 495.0

20. Altamira V Oct-2006 6 4 TG y 2 TV 1,121.0

21. Tamazunchale Jun-2007 6 4 TG y 2 TV 1,135.0

22. Norte Durango Ago-2010 3 2 TG y 1 TV 450.0

23. Eoloeléctrica Oaxaca III Ene-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0

24. Eoloeléctrica Oaxaca II Feb-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0

25. Eoloeléctrica Oaxaca IV Mar-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0

26. Eoloeléctrica Oaxaca I Sep-2012 68 68 x 1.5 MW 102.0

27. Eoloeléctrica La Venta III Oct-2012 68 68 x 1.51 MW 102.9

Total 12,417.8


3-10

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/ (MW)

1/ Considera autoabastecimiento local y remoto, usos propios y excedentes

Cuadro 3.5

Autoabastecimiento remoto

En el cuadro 3.6 se indica la evolución de la capacidad para atender cargas remotas

autoabastecidas.

Capacidad en proyectos para autoabastecimiento remoto (MW)

Cuadro 3.6

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Proyectos existentes (sin PEMEX) 1,396 1,436 1,283 1,938 1,992 2,170 2,735 2,778 2,598 2,677 2,456 PEMEX 2,095 2,271 2,406 2,088 2,514 2,178 2,143 2,124 2,132 2,163 2,173 Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 29 ENERTEK 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 120 PEGI 177 177 0 0 0 0 0 0 0 0 0 MICASE 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 11 Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 32 Iberdrola Energía Monterrey 285 619 619 619 619 619 619 619 529 529 529 Energía Azteca VIII 56 131 131 131 131 131 131 131 86 86 86 Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284 284 284 Bioenergía de Nuevo León 7 7 7 7 8 13 13 17 17 17 Termoeléctrica del Golfo 250 250 250 250 250 250 290 290 290 Termoeléctrica Peñoles 260 260 260 260 260 260 290 290 290 Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24 24 AGROGEN 10 10 10 12 12 12 12 12 12 Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 8 9 9 9 9 9 9 Proveedora de Electricidad de Occidente 19 19 19 19 19 19 19 19 Italaise 4 4 5 5 5 5 5 5 Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 36 36 36 30 30 Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 Proenermex 2 11 11 11 11 Procter and Gamble 45 45 45 60 Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 Eurus 250 250 250 250 Hidrorizaba 6 6 6 6 Municipio de Mexicali 10 10 10

BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26

Eléctrica del Valle de México 68 68 68

Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6

Iberdrola Energía La Laguna 41 41

Cía. de Energía Mexicana 30 30

Piasa Cogeneración 40 40

Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3

Tala Electric 25

Energía EP Xicoac 0.4

Eólica de Arriaga SAPI de CV 29

Eólica Stipa Nayya 74

Energía Láctea 1

Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 90

Total 4,201 5,118 5,475 5,835 6,315 6,270 6,813 7,228 7,097 7,319 7,346

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Arancia 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9 9

ENERTEK 87 79 72 75 75 75 75 75 75 75 75

PEGI 47 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

MICASE 4 4 5 7 7 7 7 7 0 0 0

Iberdrola Energía Monterrey 277 474 450 439 527 530 530 530 529 529 529

Energía Azteca VIII 52 15 21 15 20 77 77 77 77 77 86

Tractebel (Enron ) 270 255 208 229 229 229 229 229 229 229

Bioenergía de Nuevo León 7 3 5 7 7 12 12 16 16 45

PEMEX 222 79 132 158 156 210 210 210 210 210

Energía y Agua Pura de Cozumel 12 12 11 12 12 12 12 12 12 12

Termoeléctrica del Golfo 166 230 230 230 230 230 230 230 285

Termoeléctrica Peñoles 198 230 230 230 230 230 230 230 284

Impulsora Mexicana de Energía 8 12 10 15 15 15 15 15 15

AGROGEN 2 6 6 6 6 6 6 6 6

Hidroelectricidad del Pacífico 8 8 9 8 17 17 17 17 17

Proveedora de Electricidad de Occidente 13 18 19 29 29 19 19 31

Italaise 1 1 1 1 1 1 1 1

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 53 53 36 30 53

Generadora Pondercel 15 15 15 15 15 25

BSM Energía de Veracruz 3 2 2 2 2 3

Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 2

Proenermex 2 6 9 9 8

Procter and Gamble 11 43 43 51

Parques Ecológicos de México 50 50 50 50

Eurus 250 250 250 250

Hidrorizaba 1 1 1 1

Municipio de Mexicali 6 6 16

BII NEE STIPA Energía Eólica 12 12 12

Eléctrica del Valle de México 46 46 67

Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6

Iberdrola Energía La Laguna 2 17

Cía. de Energía Mexicana 18 29

Piasa Cogeneración 2 31

Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 2

Tala Electric 17

Energía EP Xicoac 0.4

Eólica de Arriaga SAPI de CV 23

Eólica Stipa Nayya 38

Energía Láctea 0.5

Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 46

Total 476 1,092 1,288 1,401 1,548 1,657 1,761 2,077 2,144 2,166 2,579


3-11

Generación bruta

La gráfica 3.2 muestra la energía generada por tipo de tecnología, necesaria para atender el

servicio público en los dos últimos años, con crecimiento de 1.1% en 2012 respecto al año

anterior.

Energía producida 2011 y 2012


1/ Excluye autoabastecimiento local y remoto, cogeneración y excedentes

Gráfica 3.2

Destaca en 2012 la disminución en la generación de las centrales de ciclo combinado por

problemas en el suministro de gas, la cual se compensa con un aumento en la generación de las

térmicas convencionales a base de combustóleo; sobresale también la disminución en la

generación hidroeléctrica, debido a que 2012 fue año tipo seco, mientras que 2011 lo fue medio.

La generación nuclear en 2012 (8,770 GWh) disminuyó con respecto a la de 2011 (10,089 GWh)

debido a una baja en la disponibilidad de la central Laguna Verde, derivada de incrementos en el

mantenimiento (recarga de combustible) y en la falla (maduración del proyecto RM en 2010).

Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional

La red de transmisión se ha desarrollado tomando en cuenta la magnitud y dispersión geográfica

de la demanda, así como la localización de las centrales generadoras. En algunas áreas del país

los centros de generación y consumo de electricidad se encuentran alejados entre sí, por lo que

la interconexión se ha realizado de manera gradual, mediante proyectos que deben justificarse

técnica y económicamente.

El SEN está constituido por redes eléctricas en diferentes niveles de tensión. Véase gráfica 3.3:

a) La red troncal se integra por líneas de transmisión y subestaciones en muy alta tensión

(230 kV y 400 kV), que transportan grandes cantidades de energía entre regiones. Es

alimentada por las centrales generadoras y abastece al sistema de subtransmisión, así

como a las instalaciones en 230 kV y 400 kV de algunos usuarios industriales

Turbogás 1.6%

2011


259,155 GWh


Ciclo combinado46.3% Carboeléctrica

12.9%

Geotermoeléctricay Eólica2.6%



Turbogás 2.4%

2012


261,895 GWh




Geotermoeléctrica, Eólica y

Solar fotovoltaica2.7%




3-12

b) Las redes de subtransmisión en alta tensión (entre 69 kV y 161 kV) tienen una

cobertura regional. Suministran energía a las de distribución en media tensión y a cargas

conectadas en esos voltajes

c) Las redes de distribución en media tensión (entre 2.4 kV y 60 kV) distribuyen la

energía dentro de zonas geográficas relativamente pequeñas y la entregan a aquellas en

baja tensión y a usuarios conectados en este rango de voltaje

d) Las redes de distribución en baja tensión (entre 120 V y 240 V) alimentan las cargas

de los usuarios de bajo consumo

Infraestructura de transmisión actual del SEN

Gráfica 3.3

Al 31 de diciembre de 2012 el SEN contaba en total con 859,142 km de líneas de transmisión y

distribución, de los cuales 5.9% correspondía a líneas de 400 kV y 230 kV (red troncal), 6.3% a

subtransmisión, y el 87.8% restante a media y baja tensión.

Asimismo, se tenía una capacidad instalada en subestaciones de 294,092 MVA; 184,130 MVA en

subestaciones de transmisión, 64,437 MVA en subestaciones de distribución y 45,525 MVA en

transformadores de distribución.

Para el proceso de la planificación del SEN, actualmente se consideran 50 regiones, lo cual

permite desarrollar estudios electrotécnicos detallados de la red troncal de transmisión.

El diagrama 3.3 muestra la capacidad de algunos de los principales corredores de transmisión

del SEN. Asimismo, en los cuadros 3.7a y 3.7b se indica el límite máximo de transmisión de

potencia entre regiones en 2012. El detalle de las líneas y subestaciones de distribución se

presenta en el capítulo 6.

51,941 56,220

436,900

314,081

0

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

300,000

350,000

400,000

450,000

500,000

Troncal Subtransmisión Distribución

(Media tensión)

Distribución

(Baja tensión)

km


3-13


Capacidad de transmisión entre corredores de transmisión (MW) en 2012

Diagrama 3.3

Azcárate

(EPECO)

Eagle Pass

(AEPTCC)

JUI

CTS

ChetumalESA

VillahermosaDBC

MMT

MPS

Laredo

(AEPTCC)

(AEPTCC)

Brownsville

(AEPTCC)

Diablo (EPECO)

El Fresnal(PTECI) (PEEECo)

Oaxaca

Morelos YTP

Imperial Velley

(SDG & E, IID)

Op. 230kV

VAD

A BELICE

Op. 230kV

Miguel

(SDG & E)

Tehuantepec

A Sharyland

TIC

Cancún

Mérida

ANG

PEATMD

Poza Rica

TCL

Puebla

Zihuatanejo

Acapulco

Veracruz

Lázaro Cárdenas

Manzanillo

MTA

Morelia

ALT II

Tampico

REC CBD

LAM

Saltillo

San

Luis Potosí

TMZ

León

IrapuatoSLM

QRO.

Guadalajara

Tepic

APT

KDA

PMY

ZacatecasMazatlán

CuliacánDurango

TRS

Torreón

Monclova

ENO

Los MochisTPO

Cd. Obregón

Guaymas

HLI

Hermosillo

SYCCananea

PLD

HAE

Mexicali

Ensenada

Loreto

GAO

PUP

COR

La Paz

ADC

San Luis de la Paz

OLA

ELP

EFR

Juárez

LVD

Tapachula

Aguascalientes

Piedras

Negras

Reynosa

Tuxtla

Riviera Maya

Cozumel

Colima

Nuevo

Laredo

Valles

Tijuana

Ciudad de

México

JOM

Vallarta

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

Op. 230kV

600 MW

1,400 MW

530 MW

1,000 MW

3,250 MW

800 MW

2,650 MW

EDO

SAU

Pueblo Nuevo

Los Cabos

Monterrey

Matamoros

Camargo

HCP

Chihuahua

MoctezumaOp. 230kV


3-14

Capacidad de enlaces entre regiones en 2012

Continúa…

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 3.7a

Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)

Nacozari Nacozari Moctezuma Nuevo Casas Grandes II 4001/ 2 180

Cananea Santa Ana 230 2

Nacozari Hermosillo III 230 1

Hermosillo IV Guaymas Cereso 230 1

Hermosillo V Planta Guaymas II 230 2

Pueblo Nuevo Los Mochis II 230 2

Pueblo Nuevo Choacahui 4001/ 1

Guamúchil II Culiacán III 230 2

Choacahui La Higuera 400 2

El Habal Culiacán Potencia 230 2

Mazatlán II La Higuera 400 2

Mazatlán Mazatlán II Tepic Tepic II 400 2 1,000

Juárez Samalayuca Moctezuma Moctezuma 230 3 700

Moctezuma Chihuahua Norte 230 2

Moctezuma El Encino 4001/ 1

Chihuahua Camargo II Laguna Gómez Palacio 230 2 250

Torreón Sur Jerónimo Ortiz 400 1

Lerdo Durango II 230 1

Durango Jerónimo Ortiz Aguascalientes Fresnillo Potencia 230 1 200

Mazatlán II Durango II 230 1

Mazatlán II Jerónimo Ortiz 400 1

Andalucía Saltillo 230 1

Torreón Sur Saltillo CC 400 1

Río Escondido Río Escondido Chihuahua Hércules Potencia 400 1 350

Carbón II Arroyo del Coyote 400 1

Río Escondido Arroyo del Coyote 230 1

Río Escondido Cd. Industrial 230 1

Reynosa Reynosa Nuevo Laredo Falcón 138 2 80

CC Anáhuac Aeropuerto 400 2

CC Anáhuac Río Bravo 230 1

Matamoros Río Bravo 138 2

Carbón II Lampazos 400 2

Carbón II Frontera 400 1

Río Escondido Frontera 400 1

Nueva Rosita Monclova 230 1

Aeropuerto Huinalá 400 1

Aeropuerto Villa de García 400 2

Aeropuerto Huinalá 230 1

Huasteca Champayán Monterrey Güémez 400 2 1,400

Saltillo Ramos Arizpe Potencia Aguascalientes Primero de Mayo 400 2 1,150

Tamos Poza Rica II 400 2

Minera Autlán Pantepec 230 1

Valles Anáhuac Potencia San Luis Potosí El Potosí 400 2 1,100

Tamazunchale Las Mesas Querétaro Querétaro Maniobras 400 2 1,450

Champayán Anáhuac Potencia 400 2

Altamira Anáhuac Potencia 400 1

Huasteca Champayán Tamazunchale Las Mesas 400 2 1,200

Villa de García Ramos Arizpe Potencia 400 2

Villa de García Saltillo 230 1

Villa de García Cementos Apasco 230 1

Tepic Tepic Guadalajara Tesistán 400 2 1,100

Manzanillo Acatlán 400 1

Manzanillo Atequiza 400 1

Tapeixtles Mazamitla 400 1

Colima II Ciudad Guzmán 230 1

Atequiza Aguascalientes Potencia 400 1

Tesistán Aguascalientes Potencia 400 1

Guadalajara Atequiza Salamanca Salamanca II 400 1 550

Mazamitla Carapan 400 1

Ocotlán Zamora 230 1

Guadalajara Mazamitla Lázaro Cárdenas Pitirera 400 1 480

Lázaro Cárdenas Lázaro Cárdenas Carapan Carapan 400 1 450

Carapan Salamanca II 400 1

Carapan Abasolo II 230 1

Potrerillos Las Fresas 400 2

León II Irapuato II 230 1

León IV Irapuato II 230 1

Silao II Irapuato II 230 1

El Potosí Cañada 400 1

El Potosí Aguascalientes Potencia 400 1

San Luis I Aguascalientes Oriente 230 1

Villa de Reyes Aguascalientes Potencia 230 1

Querétaro San Luis de la Paz II San Luis Potosí Villa de Reyes 230 2 200

Enlace Características

Nacozari Hermosillo 150

Hermosillo Obregón 400

Obregón Los Mochis 400

Los Mochis Culiacán 700

Mazatlán Culiacán 1,100

Moctezuma Chihuahua 500

Laguna Durango 400

Mazatlán Durango 350

Laguna Saltillo 300

Río Escondido Nuevo Laredo 380

Matamoros Reynosa 1,340

Río Escondido Monterrey 2,400

Reynosa Monterrey 1,600

Huasteca Poza Rica 1,000

Huasteca Valles 1,100

Monterrey Saltillo 1,300

Manzanillo Guadalajara 1,950

Guadalajara Aguascalientes 950

Guadalajara Carapan 700

San Luis Potosí Aguascalientes 1,400

Carapan Salamanca 750

Aguascalientes Salamanca 1,600


3-15

Capacidad de enlaces entre regiones en 2012

…Continuación

1/ Operación inicial en 230 kV

Cuadro 3.7b

Región Subestación Región Subestación Tensión kV No. de circuitos Capacidad máxima total (MW)

Salamanca PV Santa María 400 2

Salamanca PV Celaya III 230 2

Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 230 1

Lázaro Cárdenas Potencia Ixtapa Potencia 4001/ 1

Lázaro Cárdenas La Unión 115 1

Acapulco Mezcala Puebla Zapata 230 2 270

Laguna Verde Puebla II 400 1

Laguna Verde Cruz Azul Maniobras 400 1

Manlio Fabio Altamirano Temascal II 230 2

Manlio Fabio Altamirano Amatlán II 230 2

Veracruz Laguna Verde Poza Rica Poza Rica II 400 1 600

Grijalva Manuel Moreno Torres Temascal Juile 400 3 1,500

Malpaso II Minatitlán II 400 2

Malpaso II Coatzacoalcos II 400 1

Minatitlán II Temascal II 400 1

Chinameca Potencia Temascal II 400 1

Mazatepec Zocac 230 1

Jalacingo Zocac 230 1

Ojo de Agua Potencia Puebla II 400 1

Temascal II Puebla II 400 1

Temascal II Tecali 400 1

Cerro de Oro Tecali 400 2

Malpaso II Peñitas 230 2

Malpaso II Tabasco 400 2

Querétaro Maniobras Tula 400 2

Héroes de Carranza Tula 230 1

La Manga Valle de México 230 1

Dañu Jilotepec 230 1

Pitirera Donato Guerra 400 2

Los Azufres Ciudad Hidalgo 115 1

Lázaro Cárdenas Donato Guerra 400 1

Poza Rica II Tula 400 1

Tuxpan Texcoco 400 3

Tres Estrellas Teotihuacan 400 2

San Martín Potencia Texcoco 400 1

San Lorenzo Potencia Texcoco 400 1

Yautepec Topilejo 400 3

Zapata Tianguistenco 230 1

Zapata Cuernavaca 85 2

Zocac Texcoco 230 2

Los Ríos Santa Lucía 230 1

Macuspana II Santa Lucía 230 1

Tabasco Escárcega 400 2

Lerma Mérida II 115 1

Lerma Ticul II 115 1

Kala Maxcanu 115 1

Edzná Ticul II 230 1

Escárcega Ticul II 400 2

Tizimín Canek 115 1

Valladolid Nizuc 115 1

Valladolid Tulum 115 1

Valladolid Balam 230 1

Valladolid Nizuc 230 1

Valladolid Nizuc 4001/ 1

Valladolid Playa del Carmen 4001/ 1

Kambul Kambul 115 1

Ticul II Xul-Ha 230 1

La Herradura Rumorosa 230 1

La Herradura La Rosita 230 1

Presidente Juárez Popotla 115 1

Presidente Juárez Puerto Nuevo 115 1

Presidente Juárez Ciprés 230 1

Presidente Juárez Lomas 230 1

Florido Lomas 69 1

Tijuana-Mexicali Tijuana I Miguel 230 1

(CFE-ACBC) La Rosita Imperial Valley 230 1

Mexicali II Ruiz Cortines 161 1

Cerro Prieto I Parque Ind. San Luis 161 1

Cerro Prieto II Chapultepec 230 1

Villa Constitución Villa Constitución La Paz Las Pilas 115 2 90

Olas Altas El Palmar 230 2

El Triunfo Santiago 115 1

Enlace Características

Salamanca Querétaro 1,400

Lázaro CárdenasAcapulco

350

Veracruz Puebla 1,500

Veracruz Temascal 340

Grijalva Coatzacoalcos 1,750

Coatzacoalcos Temascal 1,290

Poza Rica Puebla 310

Temascal Puebla 3,250

Grijalva Tabasco 1,200

Querétaro Central 1,350

Lázaro Cárdenas Central 2,200

Poza Rica Central 3,750

Puebla Central 2,000

Tabasco Campeche 800

Campeche Mérida 600

Mérida Cancún 650

Mérida Chetumal 140

La Paz Los Cabos 240

Tijuana Mexicali 520

Tijuana Ensenada 220

WECC (EUA) 800

Mexicali San Luis Río Colorado 390


3-16

Pérdidas de energía

En el proceso de conducción y comercialización de la energía eléctrica se presentan pérdidas

tanto técnicas (por efecto joule), como no-técnicas (por errores en medición o en facturación y

por acciones ilícitas). Con objeto de reducir las pérdidas técnicas en la red eléctrica en los niveles

de transmisión y distribución, CFE ha realizado estudios que han servido como marco de

referencia para plantear acciones y estrategias que permitan su disminución.

Actualmente se tiene como meta alcanzar un nivel de pérdidas en 2024 comparable con

estándares internacionales de ocho por ciento. Para lograrla se requieren las siguientes acciones:

Asignación oportuna de recursos financieros y físicos

Incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la medición de energía y detección

de ilícitos

Acciones tendientes a disminuir la cultura de “no pagar”

Adicionalmente, una gran parte de las obras que se realizan para atender el crecimiento de la

demanda tienen como efecto colateral la disminución de pérdidas técnicas. Con la incorporación

a la red de nuevas líneas, subestaciones y mejoras a redes de distribución, se han obtenido

beneficios tales como la liberación de capacidad instalada, el uso racional de la energía, la

disminución en el consumo de energéticos, así como una menor cantidad de contaminantes

emitidos a la atmósfera.

Pérdidas de energía en el nivel de transmisión

Entre las acciones implantadas destacan las modificaciones de los calibres de conductores en

líneas en servicio; así mismo, en el caso de las nuevas líneas se modificó el criterio para

determinar el calibre de conductores en función de su factor de utilización. Las acciones más

relevantes han sido:

a) Cambio en el calibre del conductor para líneas de 230 kV de 900 MCM a 1113 MCM

b) Incremento de dos a tres conductores de calibre 1113 MCM por fase, en redes de

transmisión de 400 kV asociadas a centrales generadoras

Con una selección adecuada del calibre del conductor, es posible obtener beneficios marginales

en la disminución de pérdidas, que llevan a planes de costo global mínimo.

En la gráfica 3.4 se muestra el comportamiento histórico de las pérdidas de energía en el nivel

de transmisión para el SEN, CFE y la extinta LyFC.


3-17

Pérdidas de energía en el proceso de transmisión 1/

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100 energía recibida

Fuente: Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas (GTANPER)

Gráfica 3.4

Pérdidas de energía en el nivel de distribución

Por su magnitud, es en el proceso de distribución donde se presenta el principal nicho de

oportunidad para lograr una reducción, tanto en las pérdidas técnicas como en las no-técnicas.

En el nivel de distribución se elaboran estudios en cada zona con objeto de efectuar un

diagnóstico que identifique las magnitudes de pérdidas, su origen y solución.

Las principales acciones para la disminución de las técnicas son:

Instalación de compensación capacitiva en los circuitos primarios

Reducción de la longitud de los circuitos primarios y secundarios

Recalibración de los conductores de los circuitos primarios y secundarios

Mención especial merece la implantación reciente en el área de distribución de CFE de un

procedimiento sistematizado para identificar las pérdidas técnicas, y a partir del balance de

energía del proceso, se obtienen por deducción las pérdidas no-técnicas. Esto permite ejercer

acciones específicas para su reducción en cada zona de distribución.

En la gráfica 3.5 se muestra la evolución de su comportamiento durante los últimos cinco años

para el SEN, CFE y la extinta LyFC.

Finalmente, en la gráfica 3.6 se presenta el comportamiento de las pérdidas de energía totales

para el SEN, CFE y la extinta LyFC en 2008—2012.

2012

2011

2010

2009

2008

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

Extinta

LyFC

CFE (sin

extinta

LyFC) SEN

1.711.25

1.58

2.31

1.56

2.00

4.64

1.45 2.41

3.72

1.62 2.39

3.24

1.562.24

%


3-18

Pérdidas de energía en el proceso de distribución 1/

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100

energía recibida


Gráfica 3.5

Pérdidas de energía totales 1/

1/ % = (energía recibida – energía entregada) x 100

energía recibida


Gráfica 3.6

2012

2011

2010

2009

2008

0

5

10

15

20

25

30

35

Extinta

LyFC

CFE (sin

extinta

LyFC) SEN

28.80

12.20

15.33

30.93

12.32

15.86

31.68

12.31

16.10

30.83

12.46 16.09

31.47

11.7915.73

%

2012

2011

2010

2009

2008

0

5

10

15

20

25

30

35

Extinta

LyFC

CFE (sin

extinta

LyFC) SEN

29.45

10.95

16.41

32.01

11.29

17.29

33.93

11.00 17.82

32.60

11.2617.77

32.79

10.66 17.34

%


4-1

PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN

En este capítulo se reporta el resultado de los estudios de expansión del sistema de generación

para atender la evolución prevista de la demanda de electricidad en el SEN.

Aspectos principales de la planificación a largo plazo

Las decisiones sobre nuevos proyectos para expandir el SEN se toman con varios años de

anticipación, ya que los periodos desde que se decide su construcción hasta su operación son

largos.

Dependiendo de la tecnología y características del proyecto, transcurren aproximadamente de

cuatro a nueve años entre el análisis de opciones para decidir la construcción de una nueva

central generadora hasta su entrada en operación comercial. En el caso de los proyectos de

transmisión, el lapso previo es de tres a cinco años.

Adicionalmente, el proceso de evaluación y obtención de las autorizaciones requeridas tiene una

anticipación mínima de un año.

Las decisiones tienen una repercusión económica a largo plazo, ya que la vida útil de los

proyectos es de 30 años o más.

La planificación del sistema eléctrico requiere datos actualizados sobre las opciones de

generación y transmisión factibles de incorporarse al programa de expansión. Esta información

se obtiene de estudios que realiza CFE para identificar y evaluar proyectos y tecnologías, así

como de otras fuentes especializadas.

Con estos datos se integra el catálogo de opciones factibles y se prepara el documento de Costos

y Parámetros de Referencia (COPAR), para las diversas tecnologías de generación y transmisión,

el cual se utiliza para estimar los costos de los proyectos y su distribución durante el proceso de

ejecución.

El programa para expandir el SEN se determina seleccionando aquellos que minimizan el valor

presente de los costos de inversión, operación y energía no suministrada en el horizonte de

estudio. Es decir, se elabora un plan óptimo basado en el análisis técnico−económico de diversas

opciones, mediante modelos que optimizan el comportamiento del sistema ante diferentes

condiciones de operación.

Estos análisis se realizan para el mediano y largo plazos con base en las premisas de evolución

de la demanda y precios de combustibles, así como los costos y la eficiencia de las opciones

tecnológicas para la generación de energía eléctrica.

Con el propósito de atender lo establecido en la LSPEE y su reglamento, así como otras

disposiciones de ley y reglamentarias, la SENER y CFE acordaron los lineamientos de política de

energía que orientan este ejercicio de planificación del sector eléctrico.

Estos lineamientos atienden fundamentalmente la expansión del sector eléctrico bajo criterios de

mínimo costo, considerando externalidades y un impulso relevante para incrementar la

participación de renovables en la generación de electricidad. En este sentido, las acciones

emprendidas para el ahorro de energía en los diferentes sectores de consumo y los programas

de reducción de pérdidas que lleva a cabo CFE, contribuyen de manera importante a la

sostenibilidad del programa de expansión de infraestructura eléctrica.


4-2

Por lo anterior, en este capítulo se sintetizan los estudios de largo plazo cuyo resultado es el plan

de mínimo costo, elaborados con base en el escenario de mercado eléctrico que incorpora las

acciones de ahorro de energía y de reducción de pérdidas.

En los análisis realizados, se da una participación relevante a tecnologías limpias en la capacidad

de generación. Estos sirvieron de base para la elaboración del Programa de Requerimientos de

Capacidad (PRC) que se presenta en este capítulo.

En los últimos años ha cobrado especial importancia la participación de la iniciativa privada en

la generación de energía eléctrica principalmente bajo las modalidades de autoabastecimiento y

cogeneración. La instalación de nuevas centrales con base en estos esquemas influye de manera

importante en el desarrollo del SEN, ya que es necesario adaptar la red eléctrica para

proporcionar los servicios de transmisión y respaldo requeridos. Las decisiones de inversión para

estos proyectos dependen principalmente de los particulares.

Los estudios que se presentan se realizan para tres sistemas: SIN, Baja California y Baja

California Sur. En cada caso se efectúa un análisis conjunto del sistema de generación y la red

troncal de transmisión, con objeto de ubicar adecuadamente las nuevas centrales.

En la actualidad, los tres sistemas operan de manera aislada. Como resultado de los estudios de

expansión en los últimos años, se ha considerado la factibilidad de interconexión entre ellos, lo

cual obedece a aspectos técnicos y económicos que favorecen su realización: incremento de la

seguridad de los sistemas y los ahorros económicos derivados de compartir los recursos de

generación ante la diversidad de ocurrencia de la demanda máxima, lo que posibilita optimizar

los costos de inversión y producción a nivel global.

En estudios realizados en los últimos años, se concluyó la conveniencia técnica y económica de

interconectar el área Baja California al SIN. Esta interconexión aportará entre otros beneficios,

apoyar la demanda de punta del sistema Baja California (BC) a partir de los recursos de

generación del SIN, y en los periodos de menor demanda en Baja California exportar al SIN los

excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área,

aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas.

Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y

los de producción globales. Además, el enlace de Baja California al SIN abrirá nuevas

oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías

eléctricas del oeste de EUA. La primera fase de esta interconexión se ha programado para 2018.

Así mismo, tal interconexión permitirá aprovechar para México el recurso eólico existente en la

región de La Rumorosa. Debido al tamaño reducido del sistema BC, el monto de capacidad eólica

que se podría integrar a este sistema es pequeño, a consecuencia de problemas en la respuesta

de la generación para regulación de frecuencia y variación de potencia en los enlaces,

particularmente en demandas bajas.

En el caso del sistema Baja California Sur (BCS), se ha considerado la eventual disponibilidad de

gas natural, lo que permitirá la instalación de tecnologías a gas y se evitará la generación con

base en combustóleo y diésel, reduciendo con ello, el impacto de emisiones contaminantes

asociadas a la generación de electricidad en ese sistema, así como los costos de producción.

Conceptos de margen de reserva

La confiabilidad de un sistema eléctrico depende de su capacidad para satisfacer la demanda

máxima de potencia (MW) y el consumo de energía (GWh).


4-3

Para evaluar la confiabilidad del suministro de cualquier sistema eléctrico es necesario conocer

el margen de reserva (MR) de capacidad, así como el margen de reserva en energía (MRE). Estos

indicadores son importantes por las razones siguientes:

1.- La capacidad del sistema está sujeta a indisponibilidades como consecuencia de salidas

programadas o no de unidades generadoras por mantenimiento, degradaciones y causas ajenas.

Por tanto, para alcanzar un nivel de confiabilidad, en todo sistema la capacidad de generación

debe ser mayor que la demanda máxima anual.

2.- Cuando el sistema eléctrico dispone de un MR aceptable y se cuenta con los recursos

necesarios para dar mantenimiento a las unidades generadoras, así como para atender las fallas

que normalmente ocurren, se incrementa la flexibilidad para enfrentar eventos críticos o

contingencias mayores, tales como:

Desviaciones en el pronóstico de la demanda

Bajas aportaciones a centrales hidroeléctricas

Retrasos en la entrada en operación de nuevas unidades o líneas de transmisión

Fallas de larga duración en unidades térmicas

Contingencias mayores (indisponibilidad de gasoductos, desastres naturales)

3.- Como la energía eléctrica no se puede almacenar y por lo tanto se debe producir cuando se

necesita, el valor del MR depende de los tipos de centrales que lo conforman, de la capacidad y

disponibilidad de las unidades generadoras, de la estructura del sistema de transmisión y de las

fluctuaciones en la demanda.

Los requerimientos de capacidad en sistemas aislados o débilmente interconectados se

determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas.

Cuando diversos sistemas regionales se encuentran sólidamente interconectados, es posible

reducir el MR, ya que los recursos de capacidad de generación pueden compartirse eficientemente

entre las regiones. Sin embargo, no siempre es posible técnica y económicamente compartir

todos los recursos, ya que el mallado de las redes eléctricas es heterogéneo y depende, entre

otros aspectos, del desarrollo económico del país.

En la planificación de sistemas eléctricos no existe un punto de vista único para evaluar el MR.

Hay métodos basados en la probabilidad de pérdida de carga, criterios económicos en función

del costo de falla, evaluaciones deterministas sustentadas en valores medios de disponibilidad

de las centrales generadoras y en el comportamiento estacional de la demanda.

La junta de Gobierno de CFE aprobó en septiembre de 2011 la metodología para el cálculo del

margen de reserva.

Los cambios significativos respecto a la metodología anterior son los siguientes:

1. Se utilizan valores netos de capacidad de generación (CGN) y de demanda máxima

coincidente (DMN)

2. Se reconoce la disminución o indisponibilidad en la capacidad de generación (CGI) debido a

los siguientes factores:


4-4

Efecto de la temperatura

Niveles de almacenamiento en centrales hidroeléctricas

Declinación de campos geotérmicos

Variabilidad del viento

Disponibilidad de radiación solar

Programa y ejecución de mantenimientos

3. En la nueva metodología el MR se utilizará para cubrir:

Reserva operativa (6% de la demanda máxima)

Fallas aleatorias de unidades generadoras

Eventos críticos en el sistema (2% de la demanda máxima)

4. En la metodología anterior, el MR se satisfacía totalmente con capacidad de generación. En

esta metodología, el MR se cubrirá con los recursos de:

Capacidad de generación disponible

Demanda Interrumpible (DI)

Capacidad en interconexiones con sistemas vecinos (CI)

De esta manera, en el cálculo del margen de reserva de generación (MRG), la capacidad de

generación neta disponible (CGND) se compara con la demanda máxima neta coincidente (DMN).

CGND = CGN – CGI

MRG = CGND – DMN

Para determinar el margen de reserva, con base en los recursos disponibles de capacidad (RDC),

se obtendrá el indicador como porcentaje de la demanda máxima neta coincidente.

RDC = MRG + DI +CI

Margen de reserva (MR) = (RDC/DMN) x 100 (%)

La propuesta incorpora indicadores regionales para los sistemas eléctricos que controlan las áreas

de control del CENACE.

En los estudios de planificación se desarrollan planes conjuntos de expansión para los sistemas

de generación y transmisión, con el fin de utilizar generación remota de otras áreas. El indicador

de margen de reserva global considera la capacidad de transmisión disponible para llevar la

potencia y la energía a cualquier lugar del sistema.

En áreas deficitarias en capacidad de generación se realizan estudios para asegurar la reserva

de generación y transmisión regional. En éstas la confiabilidad del suministro depende de la

capacidad de transmisión disponible en los enlaces con otros sistemas.

Ante tales condiciones de operación, podrían alcanzarse los límites operativos de los enlaces, lo

cual limitaría la transferencia hacia las regiones importadoras de capacidad, y ello podría conducir

al incumplimiento de los niveles de reserva, en tanto que en otras se tendrían excedentes de

capacidad. En estos casos, puede resultar conveniente desarrollar los proyectos de generación

indicados en el programa y no construir nuevas líneas de transmisión que podrían tener una

utilización temporal.

En la situación anterior, el indicador de reserva global no describe adecuadamente el

comportamiento regional del sistema, por lo que es necesario calcular el margen de reserva

regional. Para este análisis se considera la capacidad de generación regional y la capacidad de

importación del resto del sistema mediante enlaces de transmisión.


4-5

La metodología regional es idéntica a la presentada para el SIN con las precisiones siguientes:

En todas las áreas se considerará la capacidad disponible en interconexiones con áreas

vecinas y en su caso en interconexiones con sistemas externos a CFE

La demanda interrumpible se ubicará regionalmente

Margen de reserva de energía (MRE). Complementando lo anterior, el MRE se define como

la diferencia entre la energía disponible respecto al consumo anual demandado. Dicha energía

considera la generación termoeléctrica por generarse pero que no se despacha —se reitera que

ésta no se almacena—, más la hidroeléctrica acumulada en los grandes vasos, la cual puede

transferirse temporalmente, de acuerdo con el régimen de regulación hidrológica de cada central

para convertirse en energía eléctrica.

En particular para el caso de la energía del parque hidroeléctrico, la Junta de Gobierno de CFE

aprobó en noviembre de 2004, con base en el documento Diagnóstico sobre márgenes de

reserva, el siguiente acuerdo:

Como criterio adicional de planificación y de operación, se deberá alcanzar al final de cada año

un nivel predeterminado de energía almacenada en las grandes centrales hidroeléctricas (GCH).

Con base en dicho acuerdo y en la experiencia operativa, se establece iniciar cada año con un

almacenamiento mínimo entre 15 TWh y 18 TWh en las GCH, el cual dependerá de las

aportaciones captadas en cada año y las probables eventualidades.

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración

En los cuadros 4.1a, 4.1b y 4.1c se muestra la evolución esperada de la capacidad para estos

proyectos. Se basa en información proporcionada por la SENER en las reuniones del grupo

interinstitucional para la elaboración del documento Prospectiva del Sector Eléctrico 2014−2028.

Las plantas de autoabastecimiento y cogeneración para satisfacer cargas ubicadas en el mismo

sitio de la central se agrupan en el concepto de autoabastecimiento local. A su vez, las que

inyectan la energía a la red de transmisión del servicio público para proveer a otros centros de

consumo, se consideran en el rubro de autoabastecimiento remoto.

La composición del programa de autoabastecimiento considera lo siguiente:

a) A 2017 considera aquellos proyectos de autoabastecimiento y/o cogeneración, con alta

probabilidad de realización. Para ese año se espera alcanzar una capacidad total de

12,344 MW (sin incluir las temporadas abiertas de Baja California, Tamaulipas y la

segunda de Oaxaca).

b) Adicional a la primera temporada abierta (TA), en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca, la

CRE ha convocado tres nuevas temporadas abiertas: Baja California, Tamaulipas y una

segunda en Oaxaca. Se estima que estas pudieran iniciar operaciones en 2017, las

capacidades de estas son: 886 MW, 1,667 MW y 2,330 MW respectivamente. En esta

última 1,185 MW corresponden a CFE. En las secciones 4.3.1 y 4.3.1.1 se describen con

mayor detalle.

c) A partir de 2019 se prevén bloques de autoabastecimiento con base en renovables y se

estima su desarrollo con apoyo en los estímulos que la reglamentación actual contempla

para el aprovechamiento de energías renovables. De esta manera, entre 2019 y 2028 se

agregarán 2,000 MW.


4-6

Los bloques de capacidad eoloeléctrica se instalarán principalmente en las regiones del

Istmo de Tehuantepec, La Rumorosa en Baja California y Tamaulipas. La capacidad solar

aprovechará los altos niveles de radiación solar en el noroeste del país, principalmente.

El desarrollo de proyectos de biomasa se asocia con esquemas de cogeneración,

particularmente en ingenios donde es posible aprovechar las necesidades de vapor y

electricidad. La instalación de minihidráulicas se prevé con mayor potencial en el sureste

del país.

Con la incorporación de esta capacidad y la programada para el servicio público, será posible

alcanzar al final del periodo las metas de participación de fuentes renovables de energía y

generación limpia, planteadas en la Estrategia Nacional de Energía. El cumplimiento de la meta

requiere un esfuerzo conjunto de CFE y los inversionistas privados para lograr el objetivo.


4-7

Evolución de la capacidad bruta de

autoabastecimiento y cogeneración existente (MW)

Cuadro 4.1a

PERMISIONARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597

PEMEX 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963

Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29

Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120

Micase 11 11 11 11 11 11 11 11

Iberdrola Energía Monterrey 529 529 529 529 529 529 529 529

Energía Azteca VIII 86 86 86 86 86 86 86 86

Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32

Termoeléctrica del Golfo 290 290 290 290 290 290 290 290

Termoeléctrica Peñoles 290 290 290 290 290 290 290 290

Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes) 9 9 9 9 9 9 9 9

Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24

Bioenergía de Nuevo León 17 17 17 17 17 17 17 17

Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284

Agrogen 12 12 12 12 12 12 12 12

Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan) 19 19 19 19 19 19 19 19

Italaise 5 5 5 5 5 5 5 5

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30

Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 65 65

BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 13 13

Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 1 1 1

Proenermex 11 11 11 11 11 11 11 11

Procter and Gamble 60 60 60 60 60 60 60 60

Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 80 80 80 80

Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250

Hidrorizaba 6 6 6 6 6 6 6 6

Municipio de Mexicali 10 10 10 10 10 10 10 10

BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26 26 26 26 26 26

Eléctrica del Valle de México 68 68 68 68 68 68 68 68

Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6 6 6 6 6 6 6

Ibedrola Energía La Laguna 41 41 41 41 41 41 41 41

Cia. De Energía Mexicana 30 30 30 30 30 30 30 30

Piasa Cogeneración 40 40 40 40 40 40 40 40

Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3 3 3 3 3 3 3 3

Tala Electric 25 25 25 25 25 25 25 25

Energía EP Xicoac 0 0 0 0 0 0 0 0

Eólica de Arriaga SAPI de CV 29 29 29 29 29 29 29 29

Eólica Stipa Nayya 74 74 74 74 74 74 74 74

Energía Láctea 1 1 1 1 1 1 1 1

Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 1 90 90 90 90 90 90 90 90

Sub Total Existentes 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277

PERMISIONARIO 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Proyectos existentes (sin PEMEX) 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597 2,597

PEMEX 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963 1,963

Arancia 29 29 29 29 29 29 29 29

Enertek 120 120 120 120 120 120 120 120

Micase 11 11 11 11 11 11 11 11

Iberdrola Energía Monterrey 529 529 529 529 529 529 529 529

Energía Azteca VIII 86 86 86 86 86 86 86 86

Energía y Agua Pura de Cozumel 32 32 32 32 32 32 32 32

Termoeléctrica del Golfo 290 290 290 290 290 290 290 290

Termoeléctrica Peñoles 290 290 290 290 290 290 290 290

Hidroelectricidad del Pacífico (Trojes) 9 9 9 9 9 9 9 9

Impulsora Mexicana de Energía 24 24 24 24 24 24 24 24

Bioenergía de Nuevo León 17 17 17 17 17 17 17 17

Tractebel (Enron ) 284 284 284 284 284 284 284 284

Agrogen 12 12 12 12 12 12 12 12

Proveedora de Electricidad de Occidente (Chilatan) 19 19 19 19 19 19 19 19

Italaise 5 5 5 5 5 5 5 5

Mexicana de Hidroelectricidad Mexhidro 30 30 30 30 30 30 30 30

Generadora Pondercel 65 65 65 65 65 65 65 65

BSM Energía de Veracruz 13 13 13 13 13 13 13 13

Hidroeléctrica Cajón de Peña 1 1 1 1 1 1 1 1

Proenermex 11 11 11 11 11 11 11 11

Procter and Gamble 60 60 60 60 60 60 60 60

Parques Ecológicos de México 80 80 80 80 80 80 80 80

Eurus 250 250 250 250 250 250 250 250

Hidrorizaba 6 6 6 6 6 6 6 6

Municipio de Mexicali 10 10 10 10 10 10 10 10

BII NEE STIPA Energía Eólica 26 26 26 26 26 26 26 26

Eléctrica del Valle de México 68 68 68 68 68 68 68 68

Transformadora de Energía Eléctrica de Juárez 6 6 6 6 6 6 6 6

Ibedrola Energía La Laguna 41 41 41 41 41 41 41 41

Cia. De Energía Mexicana 30 30 30 30 30 30 30 30

Piasa Cogeneración 40 40 40 40 40 40 40 40

Soc. Autoabastecedora de Ene. Verde de Aguas. SAEVA 3 3 3 3 3 3 3 3

Tala Electric 25 25 25 25 25 25 25 25

Energía EP Xicoac 0 0 0 0 0 0 0 0

Eólica de Arriaga SAPI de CV 29 29 29 29 29 29 29 29

Eólica Stipa Nayya 74 74 74 74 74 74 74 74

Energía Láctea 1 1 1 1 1 1 1 1


Sub Total Existentes 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277 7,277


4-8

Evolución de la capacidad bruta de proyectos

de autoabastecimiento y cogeneración (MW)

Cuadro 4.1b

PERMISIONARIO 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22 22 22 22 22 22 22 22

Sub Total Eólicos Red Existente 22 22 22 22 22 22 22 22

Eoliatec Zopiloapan 70 70 70 70 70 70 70 70

Eoliatec del Pacífico 1a Etapa 80 80 80 80 80 80 80 80

Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 74 74 74 74 74 74 74 74

Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 138 138 138 138 138 138 138

Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 228 228 228 228 228 228 228

Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216 216 216 216 216 216 216

Energía Eólica Mareña (Preneal) 180 180 180 180 180 180 180

Eoliatec del Pacífico 2a Etapa 80 80 80 80 80 80 80

Gamesa Energía 4a Etapa 70 70 70 70 70 70 70

Sub Total Eólicos Temporada Abierta 224 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135

Nuevo Pemex 367 367 367 367 367 367 367 367

Refinería Madero I 25 25 25 25 25

Centro Petroquímico Morelos 170 170 170

Centro Petroquímico Cangrejera 170 170 170

Sub Total PEMEX 367 367 367 392 392 732 732 732

Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22 22 22 22 22 22 22 22

CE G. Sanborns, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265 265

Electricidad de Oriente 19 19 19 19 19 19 19 19

Iberdrola Energía Tamazunchale 80 80 80 80 80 80 80 80

Constanza Energética, SA de CV 17 17 17 17 17 17 17 17

Electricidad del Golfo 30 30 30 30 30 30 30 30

Ecopur, SA de CV 3 3 3 3 3 3 3 3

Energía San Pedro, SC de RL de CV 2 2 2 2 2 2 2 2

Enercity Alfa, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 3 3 3 3 3 3 3 3

PE SEDENA 1a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15

Coppel, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 64 64 64 64 64 64 64 64

Eólica Los Altos, SAPI de CV 50 50 50 50 50 50 50 50

Energía MK KF, SA de CV 36 36 36 36 36 36 36

Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20 20 20 20 20 20 20

México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México) 265 265 265 265 265 265 265

DeAcero Power, SAPI de CV 130 130 130 130 130 130 130

Compañía Eólica de Tamaulipas 54 54 54 54 54 54 54

PE Ingenio, S de RL de CV 50 50 50 50 50 50 50

Ventika, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126

Ventika II, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126

MPG Rumorosa, SAPI de CV 72 72 72 72 72 72 72

Generadora Eléctrica San Rafael 28 28 28 28 28 28 28

Generadores Eólicos de México, SA de CV 10 10 10 10 10 10 10

Energía San Luis de la Paz 205 205 205 205 205 205 205

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100 100 100 100 100 100 100

Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10 10 10 10 10 10 10

Hidroatlixco 9 9 9 9 9 9

Bioeléctrica de Occidente 35 35 35 35 35 35

El Palacio de Hierro; Suc Interlomas 3 3 3 3 3 3

Genermex, SA de CV 146 146 146 146 146 146

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100 100 100 100 100 100

Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25 25 25 25 25 25

Dulces Nombres II (IBERDROLA) 338 338 338 338 338

Ternium (TECH GEN) 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025

Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 15 15 15 15 15

PE SEDENA 2a Etapa 15 15 15 15

Sub Total Permisionarios Varios 575 1,806 2,125 3,503 3,518 3,518 3,518 3,518

Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130 1,130 1,130 1,130

Temporada Abierta en Tamaulipas 1,667 1,667 1,667 1,667

Temporada Abierta en Baja California 886 886 886 886

Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas 0 0 0 0 3,682 3,682 3,682 3,682

Energía Eólica 100 200

Mini Hidro 50 100

Biomasa 50 100

Solar

Sub Total Auto Renovable Remoto 0 0 0 0 0 0 200 400

Total Existente + Futuro 8,465 10,607 10,926 12,329 16,026 16,366 16,566 16,766


4-9

Evolución de la capacidad bruta de proyectos

de autoabastecimiento y cogeneración (MW)

Cuadro 4.1c

PERMISIONARIO 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Eoliatec del Istmo (1a Etapa) 22 22 22 22 22 22 22 22

Sub Total Eólicos Red Existente 22 22 22 22 22 22 22 22

Eoliatec Zopiloapan 70 70 70 70 70 70 70 70


Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 74 74 74 74 74 74 74 74


Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 228 228 228 228 228 228 228 228

Energía Alterna Istmeña (Preneal) 216 216 216 216 216 216 216 216

Energía Eólica Mareña (Preneal) 180 180 180 180 180 180 180 180


Gamesa Energía 4a Etapa 70 70 70 70 70 70 70 70

Sub Total Eólicos Temporada Abierta 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135 1,135

Nuevo Pemex 367 367 367 367 367 367 367 367

Refinería Madero I 25 25 25 25 25 25 25 25

Centro Petroquímico Morelos 170 170 170 170 170 170 170 170

Centro Petroquímico Cangrejera 170 170 170 170 170 170 170 170

Sub Total PEMEX 732 732 732 732 732 732 732 732

Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22 22 22 22 22 22 22 22

CE G. Sanborns, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1


Electricidad de Oriente 19 19 19 19 19 19 19 19

Iberdrola Energía Tamazunchale 80 80 80 80 80 80 80 80

Constanza Energética, SA de CV 17 17 17 17 17 17 17 17

Electricidad del Golfo 30 30 30 30 30 30 30 30

Ecopur, SA de CV 3 3 3 3 3 3 3 3

Energía San Pedro, SC de RL de CV 2 2 2 2 2 2 2 2

Enercity Alfa, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 3 3 3 3 3 3 3 3

PE SEDENA 1a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15

Coppel, SA de CV 1 1 1 1 1 1 1 1

Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 64 64 64 64 64 64 64 64

Eólica Los Altos, SAPI de CV 50 50 50 50 50 50 50 50

Energía MK KF, SA de CV 36 36 36 36 36 36 36 36

Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20 20 20 20 20 20 20 20


DeAcero Power, SAPI de CV 130 130 130 130 130 130 130 130

Compañía Eólica de Tamaulipas 54 54 54 54 54 54 54 54

PE Ingenio, S de RL de CV 50 50 50 50 50 50 50 50

Ventika, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126 126

Ventika II, SA de CV 126 126 126 126 126 126 126 126

MPG Rumorosa, SAPI de CV 72 72 72 72 72 72 72 72

Generadora Eléctrica San Rafael 28 28 28 28 28 28 28 28

Generadores Eólicos de México, SA de CV 10 10 10 10 10 10 10 10

Energía San Luis de la Paz 205 205 205 205 205 205 205 205

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100 100 100 100 100 100 100 100

Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10 10 10 10 10 10 10 10

Hidroatlixco 9 9 9 9 9 9 9 9

Bioeléctrica de Occidente 35 35 35 35 35 35 35 35

El Palacio de Hierro; Suc Interlomas 3 3 3 3 3 3 3 3

Genermex, SA de CV 146 146 146 146 146 146 146 146

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100 100 100 100 100 100 100 100

Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25 25 25 25 25 25 25 25

Dulces Nombres II (IBERDROLA) 338 338 338 338 338 338 338 338

Ternium (TECH GEN) 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025 1,025

Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 15 15 15 15 15 15 15 15

PE SEDENA 2a Etapa 15 15 15 15 15 15 15 15

Sub Total Permisionarios Varios 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518 3,518

Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130 1,130

Temporada Abierta en Tamaulipas 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667 1,667

Temporada Abierta en Baja California 886 886 886 886 886 886 886 886

Sub Total Nuevas Temporadas Abiertas 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682 3,682

Energía Eólica 300 400 600 700 800 900 1,100 1,100

Mini Hidro 100 150 150 150 200 200 200 250

Biomasa 100 150 150 150 200 200 200 250

Solar 100 100 100 200 200 300 300 400

Sub Total Auto Renovable Remoto 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000

Total Existente + Futuro 16,966 17,166 17,366 17,566 17,766 17,966 18,166 18,366


4-10

Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento

Debido al interés de los particulares por participar en la modalidad de autoabastecimiento con

esta tecnología, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) ejercer las acciones

necesarias para conducir un procedimiento de TA, con el propósito de identificar las necesidades

de infraestructura de transmisión y establecer los compromisos necesarios por parte de CFE y

los particulares.

Esta infraestructura permitirá evacuar la energía producida por las centrales eólicas que se

instalarán en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca.

La red de TA entró en operación en noviembre de 2010. La capacidad total de proyectos de

generación que se conectarán a esta red asciende a 1,927 MW, de los cuales 1,521 MW serán de

proyectos de autoabastecimiento y 406 MW de PIE que venderán su energía a CFE para utilizarla

en el servicio público. De esta última, 103 MW de la Fase II del proyecto Sureste I se conectarán

a esta red. Existe la posibilidad de que el proyecto Sureste I Fase I también utilice esta red, lo

que se daría en el caso de aquellos particulares que posean o adquieran derechos de transmisión

y se interesen en el esquema de productor independiente de energía definido para estos

proyectos.

Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California

Además de la Temporada Abierta (TA) existente en la zona del Istmo de Tehuantepec, la

Comisión Reguladora de Energía (CRE) emitió en el Diario Oficial de la Federación (DOF) del

8 de agosto de 2011, una Convocatoria para la Celebración de Temporadas Abiertas de Reserva

de Capacidad de Transmisión y Transformación de Energía Eléctrica, por desarrollarse en diversos

estados de la República (Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California). Lo anterior a efecto de

programar de manera concertada la ampliación o modificación de la infraestructura de

transmisión y transformación del Sistema Eléctrico Nacional, con el fin de reservar capacidad en

la red eléctrica.

Las Temporadas Abiertas para Oaxaca, Tamaulipas y Baja California se asocian a proyectos

eoloeléctricos, en tanto que la de Puebla a proyectos hidroeléctricos.

El 19 de octubre de 2011, la CRE publicó en el DOF el Acuerdo por el que Modifica la Convocatoria

para las Temporadas Abiertas. En esta publicación se menciona el número de solicitudes de

inscripción para reserva de capacidad de transmisión en alguno de los estados que refiere la

Convocatoria y la capacidad asociada a estas.

La CRE solicitó a la Comisión Federal de Electricidad (CFE), hacer un diseño preliminar del

reforzamiento necesario de la red de transmisión para satisfacer los requerimientos de estos

proyectos. La metodología para asignar la capacidad de transmisión será del tipo subasta, una

vez que la CRE de a conocer a los interesados los costos estimados de las diferentes alternativas

de diseño analizadas por CFE, para atender los requerimientos solicitados por los participantes.

Para la Segunda TA de Oaxaca, la CRE con base a las solicitudes realizadas por parte de los

participantes, estimó una capacidad de 2,330 MW de capacidad de eoloeléctrica, en los cuales se

incluyeron 1,200 MW de CFE. De esta capacidad CFE transfirió 15 MW para el proyecto de la

SEDENA por lo que su capacidad es de 1,185 MW.

Para la TA de Tamaulipas, que se localiza en el corredor Reynosa−Matamoros, la CRE recibió

cartas de intención para una capacidad de 1,667 MW. La capacidad total de la nueva red por

construirse, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico.


4-11

En el caso de la TA de Baja California, ubicada en la zona de La Rumorosa, la capacidad total de

la nueva red que se construya, estará destinada a proyectos de autoabastecimiento eólico por

886 MW.

Para esta TA se han efectuado varios ajustes en cuanto a capacidad y costos de la red, de tal

manera que la capacidad reservada de 886 MW es parte de las premisas acordadas por el Grupo

de Trabajo de Autoabastecimiento que coordina la SENER, para el ejercicio de planificación en

2013. Sin embargo, aún no se cuenta con las garantías financieras por parte de los

desarrolladores privados; que permita definir la capacidad de generación definitiva que se

instalará.

En general para estas Temporadas Abiertas, se prevé que la capacidad continuará ajustándose

en los próximos meses en función del interés de los privados, lo que se actualizará en la siguiente

revisión del Programa de Autoabastecimiento.

En el caso de la TA de Puebla, la cual incluyó solicitudes para proyectos de autoabasto en

Veracruz, consideró 500 MW de capacidad de proyectos hidroeléctricos. Sin embargo, el 23 de

febrero de 2012 la CRE publicó el Acuerdo A/018/2012 en la cual dio por concluido y cancelado

el proceso de temporada abierta de reserva de capacidad de transmisión y transformación de

energía eléctrica a desarrollarse en el estado de Puebla.


En el cuadro 4.2, se presenta el programa de adiciones y modificaciones de capacidad de

autoabastecimiento y cogeneración para atender carga remota.


4-12

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 1/

1/ Capacidad de autoabastecimiento remoto

2/ Porteo sustituido por el proyecto de cogeneración de Nuevo PEMEX

3/ Primera Temporada Abierta en Oaxaca

Cuadro 4.2

Año Adiciones MW Modificaciones MW

2013 Eoliatec del Istmo 1a Etapa 22.0 PEMEX Cosoleacaque -17.0

Eoliatec Zopiloapan 3/ 70.0 PEMEX Lázaro Cárdenas -5.2

Eoliatec del Pacífico 1a Etapa 3/ 80.0 PEMEX Independencia -54.0

Eólica El Retiro, SAPI de CV; Gamesa Energía 3a Etapa 3/ 74.0 PEMEX Petroquímica Morelos -25.6

Nuevo Pemex 260.0 PEMEX Cactus -27.0

Eólica Santa Catarina (COMEXHIDRO) 22.0 PEMEX Pajaritos -15.5

CE G. Sanborns, SA de CV 1.0 PEMEX Escolín -28.0

México Generadora de Energía 1a Fase (Grupo México) 250.0 Cd. PEMEX -20.3

Electricidad de Oriente 18.8 PEMEX Ref. Antonio Dovalí -2.1

Iberdrola Energía Tamazunchale 80.0 PEMEX La Venta -14.0

Constanza Energética, SA de CV 16.9 PEMEX Salamanca -1.5

Electricidad del Golfo 30.0

Ecopur, SA de CV 3.0

Energía San Pedro, SC de RL de CV 1.5

Enercity Alfa, SA de CV 1.5

Energía Renovable de Cuautla, SA de CV 1.0

TMQ Energía Renovable, SAPI de CV 2.5

PE SEDENA 1a Etapa 15.0

Coppel, SA de CV 1.0

Sistemas Energéticos SISA, SA de CV 10.0

Eólica Los Altos, SAPI de CV 50.4

1,010.6 -210.2 2/

2014 Desarrollos Eólicos Mexicanos de Oaxaca 2 3/ 137.5

Fuerza y Energía BII HIOXO (Unión Fenosa) 3/ 227.5

Energía Alterna Istmeña (Preneal) 3/ 215.9

Energía Eólica Mareña (Preneal) 3/ 180.0

Eoliatec del Pacífico 2a Etapa 3/ 80.0

Gamesa Energía 4a Etapa 3/ 70.0

Energía MK KF, SA de CV 30.0

Parques Ecológicos de México, SA de CV 2a Etapa 20.0

México Generadora de Energía 2a Fase (Grupo México) 250.0

DeAcero Power, SAPI de CV 70.0

Compañía Eólica de Tamaulipas 54.0

PE Ingenio, S de RL de CV 49.5

Ventika, SA de CV 126.0

Ventika II, SA de CV 126.0

MPG Rumorosa, SAPI de CV 72.0

Generadora Eléctrica San Rafael 28.0

Generadores Eólicos de México, SA de CV 10.0

Energía San Luis de la Paz 205.0

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 1a Fase 100.0

Geotérmica para el desarrollo 1a Etapa 10.0

2,061.4

2015 Hidroatlixco 8.5

Bioeléctrica de Occidente 15.0

Genermex, SA de CV 120.0

Dominica Energía Limpia, S de RL de CV 2a Fase 100.0

Geotérmica para el desarrollo 2a Etapa 25.0

268.5

2016 Dulces Nombres II (IBERDROLA) 325.0

Ternium (TECH GEN) 425.0

Grupo Celanese, S de R L de CV, Complejo Cangrejera 5.0

755.0

2017 PE SEDENA 2a Etapa 15.0

Segunda Temporada Abierta en Oaxaca 1,130.0

Temporada Abierta en Tamaulipas 1,666.5

Temporada Abierta en Baja California 885.5

3,697.0

Subtotal 7,792.4 Subtotal -210.2

Total 7,582.3


4-13

Los diagramas 4.1a y 4.1b indican la ubicación de los proyectos considerados para 2013

y 2014-2028, respectivamente. La capacidad señalada corresponde a la comprometida para

autoabastecimiento remoto.

De 2013 a 2017 se adicionarán 7,792 MW de proyectos de autoabastecimiento entre los cuales

destaca el proyecto México Generadora de Energía en sus dos etapas con una capacidad total de

500 MW y los proyectos eólicos incluidos en las Nuevas Temporadas Abiertas con 3,697 MW. En

2018 no se incorporan proyectos de autoabastecimiento. En 2019 se incrementarán 2,000 MW

de capacidad a partir de energías renovables, con lo cual la capacidad total previsible adicional

de autoabastecimiento remoto con la información disponible será de 9,792 MW en 2028.

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2013 1/

1,011 MW

1/ Autoabastecimiento remoto

Diagrama 4.1a

Nuevo Pemex (2013: 260 MW)

- Eoliatec del Istmo (1ª Etapa) (2013: 22 MW)- Eoliatec Zopiloapan (2013: 70 MW)- Eoliatec del Pacífico(1ª Etapa) (2013: 80 MW)- PE SEDENA (2013: 15 MW)- Eólica El Retiro (Gamesa Energía 3a Etapa) (2013: 74 MW)

Eólica Santa Catarina (2013: 22 MW)

Electricidad de Oriente (2013: 18.8 MW)

Eólica Los Altos(2013: 50.4 MW)

Coppel (2013: 1 MW)

Electricidad del Golfo (2013: 30 MW)

México Generadora de Energía (Grupo México)(2013: 250 MW)

Iberdrola Energía Tamazunchale (2013: 80 MW)

Constanza Energética (2013: 16.9 MW)CE G Sanborns (2013: 1.0 MW)

Ecopur (2013: 3 MW)

Energía San Pedro (2013: 1.5 MW)

Enercity Alfa (2013: 1.5 MW)

Energía Renovable de Cuautla (2013: 1 MW)

TMQ Energía Renovable (2013: 2.5 MW)

Sistemas Energéticos SISA (2013: 10 MW)


4-14

Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 2014-2028 1/

8,781 MW

1/ Autoabastecimiento remoto

Diagrama 4.1b

- Temporada Abierta (2014: 910.9 MW)- Parques Ecológicos de México (2a Etapa) (2014: 20 MW)

Energía San Luis de la Paz (2014: 205 MW)

Hidroatlixco (2015: 8.5 MW)

Generadora Eléctrica San Rafael (2014: 28 MW)

México Generadora de Energía (Grupo México)(2014: 250 MW)

Compañía Eólica de Tamaulipas (2014: 54 MW)

Programa adicional 2019-2028Tipo MW

Eoloeléctrica Solar Biomasa Minihidro

Total

1,100400250250

2,000

Temporada Abierta Baja California (2017: 885.5 MW)

Temporada Abierta Tamaulipas (2017: 1,666.5 MW)

- Segunda Temporada Abierta Oaxaca (2017: 1,130 MW)- PE SEDENA (2017: 15 MW)

DeAcero Power (2014: 70 MW)

PE Ingenio (2014: 49.5 MW)

Ventika y Ventika II (2014: 126 MW; 126 MW)

MPG Rumorosa (2014: 72 MW)

Generadores Eólicos de México (2014: 10 MW)

Dominica Energía Limpia (2014: 100 MW; 2015: 100 MW)

Geotérmica para el Desarrollo (2014: 10 MW; 2015: 25 MW)

Bioeléctrica de Occidente (2015: 15 MW)

Genermex (2015: 120 MW)

– Dulces Nombres II (2016: 325 MW)– Ternium TECH GEN(2016: 425 MW)

Grupo Celanese (2016: 5 MW)

Energía MK KF (2014: 30 MW)


4-15

Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración

La gráfica 4.1 muestra la evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración.

Evolución del autoabastecimiento y cogeneración 1/

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros por lo que los totales podrían no corresponder exactamente.

Gráfica 4.1

Retiros de capacidad de generación Al cierre de 2012, 19,457 MW de capacidad instalada tenían una antigüedad de 25 o más años

en operación y 15,317 MW 30 años o más, lo que representa respectivamente 36.6% y 28.8%

de la capacidad total.

Para definir el desarrollo del sistema de generación, se tomó en cuenta un programa de retiros

basado en el análisis de costos de operación y los años de servicio de las unidades generadoras.

Las consideraciones para precisarlos se apoyan principalmente en razones operativas,

económicas o por antigüedad; 30 años para las unidades termoeléctricas convencionales y

turbogás.

4,7

66

5,0

86

5,1

67

5,2

17

5,8

65

5,8

65

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

6,2

05

2,5

79

3,3

79 5

,441

5,7

09 6,4

64

10,1

61

10,1

61

10,3

61

10,5

61

10,7

61

10,9

61

11,1

61

11,3

61

11,5

61

11,7

61

11,9

61

12,1

61

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

MW

Local Remoto


4-16

Programa de retiros de unidades generadoras

Total 13,322 MW

Gráfica 4.2

Con base en la revisión del ritmo de crecimiento del consumo de electricidad, las condiciones

actuales del parque de generación, los programas de mantenimiento, rehabilitación y

modernización, los proyectos de repotenciación de algunas termoeléctricas convencionales y los

costos de inversión para nuevas centrales generadoras, CFE —como una medida para

incrementar la eficiencia de producción— continua con un programa de retiros.

El análisis inicia con la verificación de cuáles unidades programadas para retiro el año anterior

salieron de operación. Para aquellas que no se retiraron, se analizan los argumentos expuestos

por las áreas operativas para reprogramar su salida.

En 2012 se retiraron de operación la CH Puente Grande de 2.8 MW; CG Cerro Prieto I, unidades

3 y 4 de 37.5 MW cada una; y la CT Lerma Campeche, unidad 1, de 37.5 MW. La capacidad total

retirada en 2012 fue de 115.3 MW.

A la fecha la CT Jorge Luque (224 MW), sin operar desde octubre de 2009, está a cargo del

Servicio de Administración y Enajenación de Bienes (SAE). Esto ha impedido a CFE dar de baja

dicha capacidad.

Por razones operativas, se reprogramó el retiro de 226 MW del CC Dos Bocas para noviembre de

2015, en el área Oriental.

En resumen, entre 2013 y 2028 se ha planeado retirar de operación 13,322 MW, superior en

1,507 MW al programa anterior. Ver gráfica 4.2.

La antigüedad media a la fecha de retiro es de 37.3 años y la eficiencia media de la unidades de

32 por ciento.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

239

154

720

1,481 1,666 1,267 1,218 1,552

765

583

27

636

169

893

489

1,463


4-17

Estas acciones permitirán a CFE, incorporar equipos de generación más eficientes, lo que

mejorará la competitividad.

En el cuadro 4.3a y 4.3b se muestra en detalle el programa de retiros 2013—2028.

Algunas unidades termoeléctricas convencionales que operan con base en combustóleo,

contenidas en este programa, se convertirán a duales, lo que permitirá que puedan operar con

gas natural, algunos años antes de su fecha de retiro. Para lo anterior, se realizaron estudios

para determinar en cuales centrales y unidades generadoras de este tipo se justificaba

económicamente la conversión a combustión dual. Derivado de lo anterior, las unidades que se

convertirán son: Puerto Libertad U1 a U4, Topolobampo II U1 y U2, Mazatlán II U3, Rio Bravo

U3, Manzanillo II U11 y U12, Villa de Reyes U1 y U2 y Tula U1 a U5. El gas que utilizarán estará

disponible años previos a su fecha de retiro (a partir de 2014, iniciando con Puerto Libertad), lo

que permitirá aprovechar los beneficios en costos de producción por el diferencial entre los

precios del gas natural y los de combustóleo. Un mayor detalle de los resultados de los estudios

referidos se presenta en el Anexo B.

Por otro lado, al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un energético, en este caso

el gas natural, es importante conservar unidades generadoras que utilicen otro combustible. Por

esta razón, se tiene previsto revisar las fechas de retiro de las unidades convertidas a duales, no

para ser incorporadas en el despacho, sino con el fin de mantenerlas como reserva estratégica

en el sistema eléctrico.


4-18

Programa de retiros de unidades generadoras1/

Escenario de Planeación

Continúa…

Cuadro 4.3a

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área

2013 Jorge Luque 1, 2, 3 y 4 TC 224.0 Enero Central

Humeros 1, 2 y 5 GEO 15.0 Enero Oriental

239.0

2014 Universidad 1 Y 2 TG 24.0 Noviembre Noreste

Fundidora 1 TG 12.0 Noviembre Noreste

Leona 1 Y 2 TG 24.0 Noviembre Noreste

Tecnológico 1 DTG 26.0 Noviembre Noreste

Monclova 1 Y 2 TG 48.0 Noviembre Noreste

Azufres 2, 3, 4 Y 5 GEO 20.0 Diciembre Occidental

154.0

2015 Santa Rosalía 3, 4, 5 y 8 CI 5.2 Abril Aislados

Lerma ( Campeche ) 2, 3 y 4 TC 112.5 Noviembre Peninsular

Felipe Carrillo Puerto 1 y 2 TC 75.0 Noviembre Peninsular

Dos Bocas 1, 2 Y 5 CC 226.0 Noviembre Oriental

Nonoalco 1, 2, 3 y 4 TG 148.0 Noviembre Central

Cd. Obregón 1 DTG 14.0 Noviembre Noroeste

Lechería 1, 2, 3 y 4 TG 138.0 Noviembre Central

Santa Rosalía 11 CI 1.6 Noviembre Aislados

720.3

2016 Salamanca 3 y 4 TC 550.0 Enero Occidental

Humeros 3, 4 Y 8 GEO 15.0 Febrero Oriental

Valle de México 1, 2 y 3 TC 450.0 Noviembre Central

Samalayuca 1 y 2 TC 316.0 Noviembre Norte

Valle de México 2, 3 y 4 TG 88.0 Noviembre Central

Mexicali 1, 2 y 3 DTG 62.0 Noviembre Baja California

1,481.0

2017 J. Aceves Pozos ( Mazatlán II ) 1 TC 158.0 Abril Noroeste

M. Álvarez M. (Manzanillo) 3 y 4 TC 600.0 Abril Occidental

C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 1 y 2 TC 168.0 Noviembre Noroeste

C. Rodríguez Rivero (Guaymas II) 3 y 4 TC 316.0 Noviembre Noroeste

Huinalá 1/ 1, 2, 3, 4 y 5 CC 377.7 Noviembre Noreste

Chávez 1 Y 2 TG 28.0 Noviembre Norte

Parque 2 DTG 18.0 Noviembre Norte

1665.7

2018 Puerto Libertad 1, 2, 3 y 4 TC 632.0 Febrero Noroeste

Gómez Palacio 1, 2 y 3 CC 239.8 Abril Norte

Los Cabos 1, 2, y 3 DTG 84.6 Abril Baja California Sur

Tijuana 1 y 2 TG 60.0 Abril Baja California

Azufres 6, 9 y 10 GEO 15.0 Abril Occidental

Humeros 6 Y 7 GEO 10.0 Abril Oriental

Dos Bocas 3, 4 y 6 CC 226.0 Julio Oriental

1,267.4

2019 Villa de Reyes (SLP) 2/ 1 y 2 TC 700.0 Abril Occidental

Industrial 1 DTG 18.0 Abril Norte

Altamira 3 Y 4 TC 500.0 Ago Noreste

1218.0


4-19

…Continuación

CI: Combustión interna TC: Termoeléctrica convencional TG: Turbogás CC: Ciclo combinado GEO: Geotermoeléctrica

DTG: Turbogás a base de diésel HID: Hidroeléctrica

1/ Servicio público

2/ En revisión factibilidad de proyecto de repotenciación

Cuadro 4.3b

Año Nombre Unidad Tipo MW Mes Área

2020 J. Aceves Pozos (Mazatlán II) 2 y 3 TC 458 Marzo Noroeste

Presidente Juárez 5 y 6 TC 320 Abril Baja California

Cerro Prieto I 5 GEO 30 Abril Baja California

Mérida II 1 y 2 TC 168 Noviembre Peninsular

Felipe Carrillo Puerto (Valladolid) 3, 4 y 5 CC 220 Noviembre Peninsular

Chankanaab 1 y 2 DTG 28 Noviembre Peninsular

Cancún 1 y 2 DTG 28 Noviembre Peninsular

Francisco Villa 2/ 4 y 5 TC 300 Noviembre Norte

1552.0

2021 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1 y 2 TC 660.0 Abril Central

Caborca 1 y 2 DTG 42.0 Abril Noroeste

Culiacán 1 DTG 30.0 Abril Noroeste

Cd. Constitución 1 DTG 33.2 Abril Baja California Sur

765.2

2022 Xul - Ha 1 DTG 14.0 Abril Peninsular

Parque 3 y 4 DTG 41.0 Abril Norte

Cancún 3 y 5 DTG 74.0 Abril Peninsular

Mérida 3 DTG 30.0 Abril Peninsular

Nizuc 1 y 2 DTG 88.0 Abril Peninsular

Cd. del Carmen 1 y 3 DTG 31.0 Abril Peninsular

Nachi - Cocom 3 DTG 30.0 Abril Peninsular

Chankanaab 4 DTG 25.0 Abril Peninsular

Xul-Ha 2 DTG 25.7 Abril Peninsular

El Sauz 1, 2, 3 y 4 CC 224.0 Julio Occidental

582.7

2023 Ciprés 1 DTG 27.4 Abril Baja California

27.4

2024 Fco. Pérez Ríos (Tula) 5 TC 300.0 Abril Central

Guadalupe Victoria ( Lerdo ) 1 y 2 TC 320.0 Abril Norte

Cd. del Carmen 2 DTG 16.0 Abril Peninsular

636.0

2025 Punta Prieta II 1, 2 y 3 TC 112.5 Abril Baja California Sur

La Laguna 1, 2, 3 y 4 TG 56.0 Abril Norte

168.5

2026 La Paz 1 y 2 DTG 43.0 Abril Baja California Sur

Presidente Juárez (Tijuana) 7 TG 150.0 Abril Baja California

A. López Mateos (Tuxpan) 1 y 2 TC 700.0 Noviembre Oriental

893.0

2027 Fco. Pérez Ríos (Tula) 1, 2, 3, 4, 5 y 6 CC 489.0 Noviembre Central

489.0

2028 A. López Mateos (Tuxpan) 3 y 4 TC 700.0 Abril Oriental

Carbón II 1 y 2 CAR 700.0 Abril Noreste

A. Olachea A. (San Carlos) 1 y 2 CI 63.0 Noviembre Baja California Sur

1463.0

Total de retiros 13,322.2


4-20

Proyectos de rehabilitación y modernización (RM)

En los cuadros 4.4a y 4.4b se presentan los proyectos térmicos e hidroeléctricos que han sido

incluidos en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF), de 2007 a 2013, en la modalidad

de Obra Pública Financiada (OPF) y con recursos propios, y que aún se encuentran en proceso

de ejecución o de licitación. Estos han sido analizados y justificados por la Subdirección de

Generación de CFE.

En el mediano plazo, tales acciones permitirán recuperar los índices de eficiencia y disponibilidad

del parque de generación termoeléctrico e hidroeléctrico.

La rehabilitación de centrales generadoras tiene como fin mejorar o modernizar principalmente

los sistemas de aislamiento, enfriamiento, control y protección, y se orienta hacia aquellos

equipos con un alto índice de fallas.

Los beneficios que se obtienen de una rehabilitación son: incremento en la confiabilidad del

equipo, extensión de vida útil, recuperación de sus parámetros de diseño, y mejora en

disponibilidad y eficiencia. En algunos casos se obtendrán aumentos de eficiencia cercanos a

17 puntos porcentuales.

Recientemente se concluyó el proyecto RM de la central nucleoeléctrica Laguna Verde, unidades

1 y 2 que incrementaron su capacidad en 122.6 MW cada una. El total de esta capacidad es de

1,610 MW en pruebas, sin embargo no se ha obtenido la licencia definitiva para operar cada

unidad a 805 MW, por lo cual cada una se puede operar como máximo en 700 MW.

En la central termoeléctrica Poza Rica (unidades 1 a 3) está en proceso la conversión a ciclo

combinado, a fin de obtener un aumento de 16.8% en su eficiencia. Adicionalmente se

modernizará la CCC El Sauz paquete 1, con un incremento de 9.4% en eficiencia.

La termoeléctrica Altamira U1 y U2 se convertirá a lecho fluidizado y se obtendrán incrementos

en la eficiencia de 2.95 y 2.86% y aumento de capacidad en 8 MW para las U1 y U2,

respectivamente. Utilizará coque de petróleo proveniente del sur de Estados Unidos o de la

refinería Minatitlán, lo que disminuirá sus costos de producción.

La CT José López Portillo unidades 1 a 4 se someterá a rehabilitación; con ello se incrementará

su capacidad en 30 MW en cada unidad y mejorará su eficiencia en 2.9 a 4% y su disponibilidad

de 3.6 a 7.5 por ciento.

En los proyectos hidroeléctricos se desarrollan acciones de rehabilitación y modernización en la

modalidad de recursos propios. Con éstas se recuperarán los índices de eficiencia y se

incrementará la capacidad en algunas de ellas.

Las centrales hidroeléctricas con mayores beneficios por el aumento de la eficiencia son:

Temascaltepec que la incrementará en 53.3%, San Simón con 48.1% y Patla con 30.8 por ciento.

Las centrales más relevantes en cuanto a incremento en capacidad son: Lerma (Tepuxtepec) con

30.1 MW y Patla que incrementará su capacidad en 18.1 MW.

La capacidad total que se aumentará con el proceso de modernización y rehabilitación en

centrales hidroeléctricas es de 97.1 MW. Como resultado de los incrementos en eficiencia y

capacidad se tendrá una generación adicional de 590 GWh promedio anuales.


4-21

Proyectos de rehabilitación y modernización (OPF)

1/ Conversión a ciclo combinado 2/ Conversión a coque de petróleo

Fuente: Subdirección de Generación

Cuadro 4.4a

Proyectos de rehabilitación y modernización (Recursos propios)


Cuadro 4.4b

Central Unidad(es) Eficiencia % Disponibilidad %Capacidad

(MW)Situación

PEF 2007

CCC Poza Rica 1/ Paq. 1 16.8 85.7 En construcción Mar-14

CCC El Sauz Paq. 1 9.4 49.9 5.6 En construcción Ene-14

PEF 2009

CT Altamira 2/ 1 2.95 59.13 8.0 En construcción Abr-17

2 2.86 83.77 8.0 En construcción Jul-17

PEF 2012

CT José López Portillo 1 2.90 4.90 30.0 En revisión de bases Ago-16

2 3.30 3.60 30.0 En revisión de bases Mar-17

3 3.30 6.70 30.0 En revisión de bases Oct-17

4 4.00 7.50 30.0 En revisión de bases Abr-18

PEF 2013

CCC Tula Paq. 1 13.31 32.89 37.9 En elaboración de bases Oct-15

Paq.2 12.14 22.46 24.9 En elaboración de bases May-16

CH Temascal 1 9.38 En elaboración de bases Mar-16

2 9.38 En elaboración de bases Sep-16

3 9.38 En elaboración de bases Mar-17

4 9.38 En elaboración de bases Sep-17

Mejora en

Fecha Estimada

reincorporación

de Unidad

Central Hidroeléctrica Unidad(es) Eficiencia %Generación

(GWh)

Capacidad

(MW)Situación

Cóbano 2 11.0 32.5 4.00 Concluido Ene-13

Cupatitzio 2 8.0 13.7 3.78 Concluido Ene-13

Platanal 2 15.4 15.8 3.40 Concluido Ene-13

Novillo 1 y 2 2.0 9.4 0.00 En proceso Dic-13

Sanalona 1 y 2 8.8 6.9 0.00 En proceso Dic-13

Colotlipa 16.0 3.3 0.00 En proceso Ene-13

Tepexic 1, 2 y 3 13.1 50.5 9.00 En proceso Dic-13

Patla 1, 2 y 3 30.8 102.7 18.10 En proceso Dic-15

Tezcapa 1 8.1 1.9 0.54 En proceso Dic-15

Tuxpango 1, 2, 3 y 4 17.0 38.0 5.56 En proceso Dic-15

Necaxa 1 a la 10 22.6 140.2 15.90 En proceso Dic-15

Lerma (Tepuxtepec) 1, 2 y 3 28.8 144.6 30.13 En proceso Dic-15

Alameda 1, 2 y 3 14.1 17.4 1.65 En proceso Dic-15

Temascaltepec 1, 2, 3 y 4 53.3 5.3 2.70 En proceso Dic-15

San Simón 1 48.1 2.8 1.40 En proceso Dic-15

Cañada 1 11.3 0.2 0.24 En proceso Dic-15

Fernández Leal 1 22.9 2.5 0.22 En proceso Dic-15

Tlilan 1 18.9 1.9 0.48 En proceso Dic-15

Villada 1 20.2 0.3 0.04 En proceso Dic-15

Fecha estimada

de

reincorporación

Mejora en


4-22

Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC

Como parte de las opciones para incrementar eficiencia y capacidad del parque de generación

existente, CFE continúa analizando la posibilidad de repotenciar —conversión de unidades

termoeléctricas con base en combustóleo a CC—, entre otras a: Río Bravo U3; Francisco Villa U4

y U5; Topolobampo II U1 y U2; Villa de Reyes U1 y U2 y de alguna de las unidades de la

CT Tuxpan.

Para este tipo de proyectos se analiza la factibilidad técnica en función de las condiciones de

operación de las unidades de vapor, determinadas por su antigüedad, así como la rentabilidad

económica y financiera para cada caso. La factibilidad técnica deberá prever garantías para

alcanzar la extensión de vida útil, eficiencia, disponibilidad y capacidad.

La experiencia de operación y el conocimiento de los costos reales de las repotenciaciones a la

central Manzanillo U1 y U2, que entraron en operación a ciclo combinado en 2013, serán

fundamentales para el desarrollo de proyectos de este tipo en el mediano y largo plazos.

Disponibilidad del parque de generación

La evolución histórica de la disponibilidad equivalente del parque termoeléctrico de CFE se

presenta en la gráfica 4.3.

Disponibilidad media del parque termoeléctrico de CFE


Gráfica 4.3


4-23

A su vez, en la gráfica 4.4 se indican las expectativas en este rubro para los próximos años y se

incluyen los valores de las centrales hidráulicas y de producción independiente de energía. Para

el parque de generación de CFE se supone 100% de suficiencia presupuestal para el

mantenimiento requerido en el parque de generación.

Durante los próximos quince años, los índices de disponibilidad media del parque térmico de CFE

se incrementarán. Para 2013 se estimó en 87.8%. En los años posteriores mejorará

paulatinamente a valores del orden de 88%, este incremento se logrará con acciones de

rehabilitación y modernización de unidades.

En la disponibilidad mostrada del parque térmico de CFE se consideran las indisponibilidades por

mantenimiento, falla, causas ajenas y decremento, pero no incluye el decremento por

temperatura que se presenta estacionalmente en las centrales que operan con base en gas

natural.

Estimación de la disponibilidad del parque de generación

Sistema interconectado nacional (%)

1/ Fuente: Subdirección de Generación

Gráfica 4.4

87.8 87.3 87.1 87.3 88.3 88.4 87.7 87.8 87.6 87.2 87.2 87.0 87.5 87.5 87.8 88.1

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Disponibilidad del

parque térmico de CFE1/

Disponibilidad del parque

hidroeléctrico 1/Disponibilidad PIE

93.0 %90.0 %


4-24

Catálogo de proyectos específicos de generación

Para conformar el programa de centrales del plan de expansión del sistema de generación se

considera un catálogo general de proyectos de generación. Dentro de los diferentes tipos de

centrales se ha definido un conjunto de ellas como proyectos específicos, debido principalmente

a su característica de ubicación predefinida en las regiones donde se encuentran los recursos

energéticos para generación de energía eléctrica.

Catálogo de proyectos hidroeléctricos

CFE cuenta con una lista extensa de posibles desarrollos hidráulicos para su aprovechamiento en

generación de electricidad, con diferentes niveles de estudio: identificación, gran visión,

prefactibilidad, factibilidad y diseño.

Dentro del conjunto de opciones se ubican proyectos que requieren infraestructura completa

—embalse, equipo turbo−generador y red de transmisión—, mientras en otros es factible

aprovechar la infraestructura civil existente para incorporar equipo de generación; también

aquellas centrales hidroeléctricas existentes en donde es posible instalar nuevas unidades

generadoras para ampliar su capacidad. Actualmente las centrales Las Cruces y Chicoasén II,

están próximas a licitarse.

En el cuadro 4.5 se presenta el resumen del catálogo de proyectos hidroeléctricos que han

alcanzado un nivel de estudio de prefactibilidad, factibilidad y diseño. De ellos, se define la cartera

de proyectos candidatos para analizarse en los estudios de expansión de largo plazo.


4-25

Catálogo de proyectos hidroeléctricos con

estudios de prefactibilidad, factibilidad o diseño

PAEB: Proyecto de acumulación de energía por bombeo

1/ Potencia expresada a la salida del generador

2/ P: Prefactibilidad, F: Factibilidad, D: Diseño RM: Rehabilitación y modernización

3/ Para el caso de energía de base excedente, se proponen proyectos que puedan transformar esta energía en energía de punta. 4/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh

5/ La potencia y generación incluyen la minicentral de la presa reguladora Los Ilamos

Cuadro 4.5

Área Proyecto Ubicación

Capacidad

total 1/

(MW)

Generación

media anual

(GWh)

Nivel de

estudio 2/

Noreste PAEB Monterrey 3/ Nuevo León 2 x 100 200 292 F

Noroeste Guatenipa Sinaloa 2 x 50 100 263 P

Norte Urique Chihuahua 2 x 42 84 242 P

Norte La Muralla Durango 2 x 68 136 296 P

Norte Madera 4/ Chihuahua 2x173 + 1x4 + 1x2 352 640 F

Occidental Río Moctezuma Querétaro / Hidalgo 2 x 95 190 882 F

Occidental San Cristóbal Jalisco 2 x 37 74 146 P

Occidental Mascota Corrinchis Jalisco 2 x 17 34 51 P

Occidental Mascota El Carrizo Jalisco 2 x 85 170 446 P

Occidental Amuchiltite Jalisco 2 x 11 22 117 P

Occidental Puerto Vallarta Jalisco 2 x 22 44 95 P

Occidental Arroyo Hondo Jalisco 2 x 38 76 220 F

Occidental Las Cruces Nayarit 3 x 80 240 750 F

Oriental La Parota 5/ Guerrero 2 x 225; 1 x 5 455 1,374 D

Oriental Sistema Xúchiles Veracruz 1x11+1x14+1x8+1x7.5+1x13 53.8 433 F

Oriental Reforma Oaxaca 2 x 67.5 135 197 P

Oriental Colorado Oaxaca 2 x 30 60 263 P

Oriental Cuanana Oaxaca 2 x 40 80 350 P

Oriental El Tigre Oaxaca 2 x 19 38 166 P

Oriental Independencia Oaxaca 2 x 35 70 307 P

Oriental Atoyaquillo Oaxaca 2 x 17 34 149 P

Oriental Boca de León Hidalgo 2 X 50 100 344 P

Oriental Tenosique (Bulbo) Tabasco/Chiapas 6 x 70.35 422 2,105 F

Oriental Chicoasén II Chiapas 3 x 80 240 571 F

Oriental Omitlán Guerrero 2 x 115.50 231 827 P

Oriental Angostura II (Bulbo) Chiapas 3 x 45.23 136 232 P

Oriental Ixtayutla Oaxaca 2 x 265 530 1,596 F

Oriental Paso de la Reina Oaxaca 2 x 271.35 543 1,572 F

Oriental Rehabilitación Bombaná Chiapas 1 x 0.8 0.8 39 RM

Oriental Cosautlán Veracruz/Puebla 2 x 6.5 13 100 P

Oriental Sistema Hidroeléctrico Pescados Veracruz 2 x 60.5 121 376 P

Oriental El Pescado Guerrero 2 x 5.5 11 77 P

Oriental Ostutla Guerrero 2 x 103 206 690 F

Número de unidades x

potencia por unidad


4-26

Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño

Los proyectos hidroeléctricos de esta cartera se incluyen como candidatos en el análisis de

expansión para su incorporación en el sistema eléctrico. Esto es posible cuando alcanzan el nivel

de proyectos con estudios avanzados y se dispone de un conjunto de datos hidroenergéticos

—capacidad, nivel de desfogue, gasto de diseño y eficiencia global—; parámetros del vaso

—Namino, Namo, volúmenes—; estadística de escurrimientos de la cuenca, así como la

estimación adecuada del requerimiento de inversión para la infraestructura de la obra civil y del

equipo electromecánico.

En este nivel se encuentran los proyectos reportados en el cuadro 4.6, todos ellos forman parte

del programa de requerimientos de capacidad 2013—2028.

No obstante, existe otros proyectos que no se incorporaron en el plan de expansión, se continuará

con el proceso de revisión de costos y parámetros para considerarlos nuevamente en el ejercicio

de planificación durante 2014.

La selección de algunos de estos proyectos ayudará al cumplimiento de las disposiciones legales

y reglamentarias para incentivar la participación de energías renovables y la atención de los

compromisos de reducción de emisiones de gases de efecto invernadero.

Proyectos hidroeléctricos en etapa de factibilidad y diseño1/

1/ Grupo de 5 centrales en cascada que operarían las 24 horas del día, durante todo el año.

2/ Consta de 7 presas derivadoras que alimentan a 2 turbinas, por medio de un tanque. Aprovecha los caudales de los ríos Texolo, Paso Limón, Pintores, San

Andrés, Sordo, Chico y Los Pescados.

3/ La potencia total del sistema es de 352 MW y la generación total de 640 GWh.

Cuadro 4.6

Proyectos con producción continua

A nivel mundial existen problemas para el abasto de energéticos primarios con base en

combustibles fósiles, así como por los impactos en el cambio climático derivados de su uso. Ante

ello, CFE ha estudiado una serie de proyectos hidroeléctricos de pequeña capacidad y producción

continua de energía, los cuales aportarían beneficios regionales de suministro y una disminución

en la utilización de combustibles fósiles para la generación de electricidad.

En el cuadro 4.7 se muestra el conjunto de proyectos de este tipo que CFE analiza para su

incorporación en los estudios de expansión. En función de los parámetros técnicos y los costos

ProyectoNo. de

Unidades

Capacidad

central

Energía

generableCuenca

(MW) (GWh)

Tenosique 422 MW 6 422.1 2,105.0 Usumacinta

Chicoasén II 3 240 571.0 Grijalva

Xúchiles 1/ 5 53.8 432.86 Blanco y Metlac

Angostura II 3 135.7 232.0 Grijalva

Pescados 120.6 MW 2/ 2 120.6 375.69 La Antigua

Las Cruces 240 MW 3 240 750.00 San Pedro

Madera 3/ 2 + 1 + 1 352 640.0 Papigochic

Paso de la Reina 2 543 1,572.2 Verde

La Parota 2 + 1 455 1,374.0 Papagayo

Omitlán 2 231.2 827.0 Omitlán


4-27

de cada proyecto, así como de la red de transmisión requerida para su interconexión al sistema

eléctrico, se determinará la conveniencia económica de incorporar algunos de ellos al programa

de expansión.

Proyectos hidráulicos con alto factor de planta y de pequeña capacidad

Cuadro 4.7

Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad

CFE analiza permanentemente la manera de utilizar eficientemente los recursos disponibles, y

plantea opciones para diversificar las fuentes de su parque de generación. Para ello, se

identificaron tres proyectos factibles para la incorporación de unidades generadoras en presas

existentes. Las características técnicas se presentan en el cuadro 4.8.

Proyectos factibles de equipamiento

1/ GV: Gran Visión, F: Factibilidad

Cuadro 4.8

Para algunas centrales en operación se analiza la posibilidad de aumentar su capacidad a fin de

incrementar su potencia para atender la demanda máxima del sistema, sin modificar

significativamente la energía anual que produce cada central. En el cuadro 4.9 se muestran las

características de los proyectos propuestos.

Agua Tinta Usumacinta Chiapas 11 92

San Luis Potosí Usumacinta Chiapas 22 178

Amado Nervo Tacotalpa Chiapas 15 111

La Campana Tacotalpa Chiapas 8 68

Morelia Usumacinta Chiapas 16 133

El Meco Tampaón San Luis Potosí 3 23

Guatenipa Culiacán Sinaloa 100 263

La Fortuna Usumacinta Chiapas 17 141

La Muralla San Pedro Durango 46 235

El Avellanal Usumacinta Chiapas 18 146

Pinihuán Tampaón San Luis Potosí 3 24

San Antonio Isidro Bajo Usumacinta Chiapas 8 59

Tecalco Moctezuma Hidalgo 9 71

Bawitz Tacotalpa Chiapas 13 83

Urique Fuerte Chihuahua 84 242

Proyecto Cuenca Estado

Potencia

Instalable

(MW)

Generación

Media Anual

(GWh)

Amistad Internacional La Amistad Bravo Coahuila 12 48 F

M. Hidalgo Miguel Hidalgo (El Fuerte) El Fuerte Sinaloa 11 57 GV

J.O. de Domínguez J. O. de Domínguez El Álamo Sinaloa 8 37 GV

Nivel de

estudio 1/Proyecto Presa Río Estado

Potencia

Instalable

(MW)

Generación

Media Anual

(GWh)


4-28

Catálogo de proyectos hidroeléctricos propuestos para ampliar la capacidad

1/ La potencia y generación corresponden a la ampliación, con excepción del proyecto Ampliación Zimapán 2/ La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Valderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14

3/ F: factibilidad

Cuadro 4.9

Proyectos con fuentes de energía renovable

El uso de estos recursos naturales, renovables para todo efecto práctico, permite reducir la

utilización de hidrocarburos y otros combustibles fósiles, no renovables.

El vapor geotérmico se ha venido explotando hace más de treinta y siete años en México. Las

tecnologías para este tipo de aprovechamiento han logrado avances importantes en eficiencia,

por lo cual se ha estudiado la adición o reemplazo de unidades en los principales campos

geotérmicos.

Por otro lado los principales aprovechamientos de generación eoloeléctrica se ubican en el Istmo

de Tehuantepec en Oaxaca, y se realizan estudios para el aprovechamiento de este recurso en

otras regiones del país.

En el cuadro 4.10 se muestra el catálogo de este tipo de proyectos en estudio de prefactibilidad,

factibilidad, licitación y construcción.

CFE ha iniciado la utilización de la energía solar para producción de electricidad con tecnología

fotovoltaica (FV). En Santa Rosalía, BCS, entró en operación una central de este tipo con 1 MW

en abril de 2012, en 2013 entro en operación el segundo proyecto de este tipo en Cerro Prieto

en Mexicali, BC, de 5 MW, con diferentes tecnologías de celdas FV y con movimiento en uno o

dos ejes, lo que servirá para adquirir experiencia en la instalación y operación de esta tecnología.

En noviembre de 2013 se tiene programada la entrada de Aura Solar en BCS con 30 MW, además,

en 2015 entrarán en operación 14 MW de tecnología termo−solar en el proyecto de ciclo

combinado Agua prieta II. Otros proyectos de este tipo se encuentran en estudio en diferentes

regiones del país.

Área Proyecto Ubicación

Número de

unidades x

potencia por

unidad 1/

Capacidad

total 1/

(MW)

Generación

media anual

(GWh) 1/

Nivel de

estudio 3/

Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 7 42 F

Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6 26 F

Occidental Ampliación Zimapán 2/ Hidalgo 2 x 283 566 706 F

Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49 41 F


4-29

Catálogo de proyectos con Fuente de Energía Renovable

1/ F: Factibilidad P: Prefactibilidad L: Licitación C: Construcción 2/ Proyecto para producción de vapor

Cuadro 4.10

Proyectos termoeléctricos

Para hacer factible su construcción, requieren de una serie de estudios técnicos y ambientales,

con el fin de seleccionar la mejor ubicación en la región determinada en los estudios de

expansión. El cuadro 4.11 se refiere a estos proyectos.

Geotermia

Occidental Azufres III (Fase I) 1 53.0 Michoacán 398.4 C

Occidental Azufres III (Fase II) 1 27.0 Michoacán 198.0 F

Oriental Humeros III (Fase A) 1 27.0 Puebla 201.8 C

Oriental Humeros III (Fase B) 1 27.0 Puebla 198.0 F

Baja California Mexicali I 1 27.0 Baja California 198.0 F

Baja California Ciclo Baja Presión Cerro Prieto 1 16.5 Baja California 134.0 F

Baja California Ciclo Binario Santa Rosalía 1 2.0 Baja California Sur 14.9 F

Occidental Cerritos Colorados Fase I 1 27.0 Jalisco 198.0 P

Occidental Cerritos Colorados Fase II 1 27.0 Jalisco 198.0 P

Occidental Cerritos Colorados Fase III 1 27.0 Jalisco 198.0 P

Baja California Geotermoeléctrica I 1 27.0 Baja California 198.0 P

Baja California Geotermoeléctrica II 1 27.0 Baja California 198.0 P

Oriental El Chichonal 1 27.0 Chiapas 198.0 P

Occidental Ciclo Binario Cuitzeo 1 2.0 Michoacán 14.9 P

Eólica

Noroeste I Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 F

Noroeste II Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 P

Noroeste III Eólico Noroeste 68 1.5 Sonora 221.6 P

Oriental Eólico Sur 68 1.5 Chiapas 221.6 P

Baja California Sur Baja California Sur 21 1.5 BCS 52.6 P

Baja California Sur Guerrero Negro II 6 1.0 BCS 10.5 P

Solar

Baja California Termosolar 1 50.0 Baja California 100.7 P

Baja California Termosolar - Geotérmico Cerro Prieto2/ 1 10.0 Baja California 11.0 F

Baja California Fotovoltaico Mexicali 1 50.0 Baja California 100.0 P

Baja California Fotovoltaico Santa Rosalía II 1 4.0 Baja California Sur 8.8 F

Baja California Sur Fotovoltaico Santa Rosalía III 1 5.0 Baja California Sur 11.0 F

Baja California Sur Fotovoltaico BCS I 1 30.0 Baja California Sur 64.6 P

Baja California Sur Fotovoltaico BCS II 1 30.0 Baja California Sur 64.6 P

Noroeste Fotovoltaico Puerto Libertad 1 15.0 Sonora 30.2 F

Noroeste Fotovoltaico San Luis Río Colorado Norte 1 30.0 Sonora 60.4 P

Noroeste Fotovoltaico San Luis Río Colorado Sur 1 50.0 Sonora 100.7 P

Área ProyectoNúmero de

unidades

Capacidad

por unidad

(MW)

Estado

Generación

media anual

(GWh)

Nivel de

estudio 1/


4-30

Proyectos termoeléctricos con estudios de sitio terminados o en proceso

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna CT: Central térmica 1/ Incluye 14 MW de campo solar

Cuadro 4.11

Área Proyecto Capacidad Ubicación

(MW)

Baja California CC Baja California III (La Jovita) 294 Sitio La Jovita

CC Baja California II 276 Sitio Ejido San Luis

TG Baja California II Fase I 139 CT Presidente Júarez

TG Baja California II Fase II 86 CT Presidente Júarez

Baja California Sur CI Baja California Sur III (Coromuel) 43 Sitio San Francisco

CI Baja California Sur IV (Coromuel) 43 Sitio San Francisco

CI Baja California Sur V (Coromuel) 43 Sitio San Francisco

CI Baja California Sur VI 43 Por definir

CI Guerrero Negro III 12 Sitio Vizcaíno

CI Guerrero Negro IV 8 Sitio Vizcaíno

CI Santa Rosalía II 15 Sitio Mina

CI Santa Rosalía III 11 Sitio Mina

CC La Paz 117 Por definir

CC Todos Santos 137 Por definir

Noreste CC Noreste (Escobedo) 1,034 Sitio Subestación

Noroeste CC Agua Prieta II (híbrido) 1/ 418 Sitio Ejido Agua Prieta

CC Noroeste (Topolobampo II) 847 Sitio Choacahui

CC Topolobampo III 700 Sitio Choacahui

CC Guaymas II 735 Sitio Empalme

CC Guaymas III 735 Sitio Empalme

Norte CC Norte II (Chihuahua) 445 Sitio El Encino

CC Norte III (Juárez) 954 Sitio Cereso

CC Lerdo (Norte IV) 958 Sitio por definir

Occidental Manzanillo II Repotenciación U1 460 CT Manzanillo II

Manzanillo II Repotenciación U2 460 CT Manzanillo II

Cogeneración Salamanca fase I 382 Sitio Refinería Salamanca

CC Guadalajara I 908 Por definir

CC San Luis Potosí 862 Por definir

Central CC Valle de México II 601 CT Valle de México

CC Valle de México III 601 CT Valle de México

CC Centro 658 Sitio Huexca

CC Centro II 660 Sitio Huexca

Peninsular TG Cancún 169 Por definir

TOTAL 13,854


4-31

Parámetros técnicos de tecnologías

En el cuadro 4.12 se presentan características y datos técnicos obtenidos del documento COPAR

de Generación.

Avances tecnológicos recientes han permitido alcanzar eficiencias por arriba de 50% en ciclos

combinados, superando las de centrales carboeléctricas con valores de 43% y de termoeléctricas

convencionales con valores entre 36 y 40 por ciento.

Características y datos técnicos de proyectos típicos

1/ Número de unidades por cada central o número de turbinas de gas por cada turbina de vapor. 2/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO: Temperatura ambiente 15°C, humedad relativa de 60% y presión atmosférica al nivel

del mar.

3/ Potencia y eficiencia en condiciones ISO 15550:2002; ISO 3046-1:2002: Temperatura ambiente 25°C, humedad relativa de

30% y presión barométrica de 1.0 bar. 4/ Considera precipitadores electrostáticos y como equipo opcional el desulfurador húmedo

Cuadro 4.12

TecnologíaNúmero de

unidades 1/

Potencia

Bruta

(MW)

Eficiencia

Bruta

(%)

Vida

económica

(años)

Factor

de

planta

Usos

propios

(%)

Termoeléctrica convencional 2 350.0 40.08 30 0.750 4.8

con desulfurador y equipo 2 160.0 38.62 30 0.650 6.3

para control de partículas 2 80.0 35.76 30 0.650 6.4

Turbogás aeroderivada gas 2/ 1 43.7 37.48 30 0.125 3.1

1 103.5 39.28 30 0.125 3.3

Turbogás industrial gas 2/ 1 84.8 29.65 30 0.125 2.1

1F 182.5 33.90 30 0.125 2.2

1G 262.9 35.70 30 0.125 2.9

1H 274.8 36.48 30 0.125 2.9

Turbogás aeroderivada diesel 2/ 1 41.0 37.98 30 0.125 1.6

Ciclo combinado gas 2/ 1A x 1 107.0 47.34 30 0.800 3.0

1F x 1 281.5 51.66 30 0.800 3.0

2F x 1 566.4 51.96 30 0.800 3.0

3F x 1 849.6 51.97 30 0.800 3.0

1G x 1 393.1 52.75 30 0.800 3.3

2G x 1 788.1 52.88 30 0.800 3.2

1H x 1 405.7 53.86 30 0.800 3.5

2H x 1 813.6 54.00 30 0.800 3.5

Combustión interna 3/ 1 44.0 44.30 25 0.650 3.9

3 3.6 37.81 20 0.650 9.1

Carboeléctrica c/desulf. 4/ 2 350.0 39.96 40 0.800 5.2

Carb. supercrítica s/desulf. 4/ 1 700.0 44.43 40 0.800 3.8

Carb. supercrítica c/desulf. 4/ 1 700.0 42.86 40 0.800 4.2

Nuclear ABWR 1 1,400.0 34.76 60 0.900 3.5

Nuclear AP1000 1 1,200.0 35.00 60 0.900 7.8

Geoterm. Cerro Prieto 4 27.0 19.02 30 0.850 7.3

Geoterm. Los Azufres 4 26.6 18.30 30 0.850 6.1

P.H. El Cajón 2 375.0 50 0.160 0.5

P.H. La Parota 2 228.4 50 0.340 1.5

P.H. Tenosique 3 142.0 50 0.540 1.5

P.H. Chicoasén II 3 81.2 50 0.300 1.5

P.H. Las Cruces 3 81.2 50 0.360 1.5

P.H. Angostura II 3 35.5 50 0.250 1.5

P.H. Cosautlán 2 6.6 50 0.880 1.5

P.H. La Yesca 2 375.0 50 0.185 0.5

Eólica clase de viento 6 67 1.5 25 0.350 0.1

Eólica clase de viento 7 67 1.5 25 0.400 0.1

Solar fotovoltaica 1 60.0 25 0.200 0.1


4-32

Si bien en el cuadro 4.12 se incluyen las centrales térmicas convencionales, estas han dejado de

ser competitivas debido a los altos precios del combustóleo, la reducida eficiencia de conversión

así como los altos niveles de emisiones de contaminantes a la atmósfera. Las últimas unidades

de este tipo entraron en operación en la CT Tuxpan en 1996.

Adiciones de capacidad para el servicio público

Los resultados de los estudios de planificación indican que para satisfacer la demanda del servicio

público en los próximos quince años se requerirán 54,950 MW de capacidad adicional; 4,848 MW

se encuentran terminados o en proceso de construcción o licitación y 50,102 MW corresponden

a proyectos futuros.

Además, se incluyen los incrementos y modificaciones de capacidad resultantes de los trabajos

de rehabilitación y modernización (RM), 600 MW en total: en el CC el Sauz (5.6 MW), en la

CT Altamira (16 MW); la central térmica José López Portillo (120 MW); Tula paquetes 1 y 2

(62.8 MW) y varias centrales hidroeléctricas que se describen en la sección de RM. Como

resultado de la capacidad adicional programada más los incrementos debido a proyectos RM, el

total de adiciones de capacidad en el periodo será de 55,550 MW. Ver gráfica 4.5.

Adiciones de capacidad 2013—2028

Servicio público 1/ (MW)

1/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

2/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)

Gráfica 4.5

4,848

50,10255,550

Terminadas o en construcción o

licitación

Capacidad adicional

Total de adiciones

Incremento 2/

en RM

600


4-33

Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión

La capacidad adicional requerida para los próximos quince años se puede obtener combinando

de diversas maneras las tecnologías disponibles. La mezcla óptima es la que permite satisfacer

la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y

cumpliendo con los lineamientos de política energética nacional y la normativa ambiental.

Tomando como base los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER, los

costos de inversión para las diversas tecnologías de generación disponibles y la normativa para

generar energía eléctrica con gas natural en zonas ambientalmente críticas, se determinó un plan

de expansión del sistema de generación. Ver cuadro 4.13.

Capacidad adicional por tecnología en 2013—2028 1/ Servicio público (MW)

1/ Resultados de estudios de planificación. No incluye autoabastecimiento local ni remoto

2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable 3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)


Cuadro 4.13

En la definición del plan de expansión, se considera en particular la disponibilidad de gas natural

(GN) en las diferentes regiones del país, de acuerdo con la infraestructura actual de la red de

transporte de GN y los puntos de suministro. Para reforzar el sistema de suministro y transporte

de gas natural, se ha concluido la instalación de la terminal de regasificación de gas natural en

Manzanillo —TRGNL—, y están en desarrollo los nuevos gasoductos: Corredor Chihuahua;

Corredor Noroeste; Tamazunchale—El Sauz; y Morelos.

En el noroeste del país, la falta de infraestructura de transporte de gas natural en Sonora y

Sinaloa, así como la limitada capacidad para la recepción de carbón en los puertos de Guaymas

y Topolobampo, han impedido el desarrollo de centrales generadoras de mayor eficiencia y

menores costos de producción. Sin embargo, el Gobierno Federal lanzó en 2011 un programa de

desarrollo de infraestructura para gasificar los estados de Sonora y Sinaloa, con base en los

altos niveles de reserva de gas natural en los Estados Unidos, y los bajos precios de este

combustible en los mercados de Norteamérica.

Por ello el programa de expansión para el área Noroeste, elaborado en 2011 incorporó el

desarrollo de ciclos combinados en Topolobampo, Guaymas y Mazatlán. Asociado a este

programa, se podrán retirar algunas unidades termoeléctricas antiguas con base en combustóleo.

Con lo anterior, se reducirán de manera considerable los costos de producción y el impacto al

ambiente en esta región del país.

Tecnología Por licitar Total

(MW)

Ciclo combinado 3,182 6,035 21,717 30,934

Hidroeléctrica 750 480 2,314 3,544

Geotermoeléctrica 134 2 216 351

Turbogás 521 86 527 1,134

Combustión interna 110 58 11 178

Eoloeléctrica 103 1,688 2,800 4,591

Solar 49 4 1,390 1,443

Nueva generación limpia 2/ 0 0 12,775 12,775

Subtotal 4,848 8,352 41,750 54,949.8

Incremento en RM 3/ 600 600

Total 4/ 5,448 8,352 41,750 55,550

Terminados, construcción

o licitación

Licitación

futura


4-34

Así mismo, con el fin de reducir costos de producción y asegurar el suministro de gas natural,

CFE ha emprendido el desarrollo de redes de transporte de gas natural en otras regiones del

país. Con esto se está iniciando un programa de conversión de centrales termoeléctricas que

actualmente utilizan combustóleo, a centrales duales con la posibilidad de utilizar gas natural.

Por otro lado, como parte de esa estrategia, PEMEX reforzará el sistema troncal de transporte de

gas del norte al centro y en el sureste del país, con lo que se incrementará la disponibilidad de

gas natural y su red de transporte.

La mayor disponibilidad de gas en regiones donde ya se disponía de este energético y la

introducción en regiones donde no se contaba con él, marca un cambio importante en la

participación de este energético en el desarrollo de la infraestructura de generación con base en

este combustible.

La tecnología de ciclo combinado tiene el atractivo de su alta eficiencia y la limpieza en el proceso

de conversión de la energía, lo cual permite reducir niveles de contaminación y ofrecer flexibilidad

para utilizar otros energéticos con la integración de estaciones gasificadoras. En el mediano y

largo plazos, en función de la maduración de tecnologías para captura y confinamiento de CO2,

se podrían combinar las tecnologías, aun considerando los bajos niveles de este tipo de emisiones

en comparación con tecnologías con base en combustóleo y carbón.

En el programa de expansión que se presenta, se estima para 2028 una participación en la

capacidad del sistema eléctrico de 50% de tecnologías con base en gas natural. Por otro lado,

proyectos definidos como Nueva Generación Limpia (NGL), podrían satisfacerse con

nucleoeléctricas, carboeléctricas o ciclos combinados con captura y confinamiento de CO2 o

fuentes de energía renovable.

Capacidad en construcción o licitación

El programa de unidades generadoras terminadas, en proceso de construcción o de licitación se

presenta en el cuadro 4.14. Se incluye información sobre: región donde se ubicará, tipo de

tecnología, año del concurso, modalidad de financiamiento, capacidad y año previsto para iniciar

la operación comercial.

En el área Noroeste se construye el proyecto CC Agua Prieta II, el cual incluye la adición de la

central termosolar Agua Prieta II con 14 MW.

En el área Norte entró en operación el CC Norte II. El CC Norte III (Juárez) se encuentra en

proceso de licitación.

En el área Central se tiene en proceso de construcción la central de CC Centro, con capacidad

de 658 MW.

En el área Oriental entraron en operación los proyectos geotermoeléctricos de Humeros Fases A

y B con 54 MW en total, bajo el esquema de obra pública financiada. En proceso de construcción

está el proyecto eólico Sureste I Fase II, con capacidad de 103 MW. El proyecto Los Humeros III

Fase A, se encuentra en proceso de construcción, con fecha de operación en abril de 2016.

En el área Occidental, concluyó la construcción de la repotenciación de las unidades 1 y 2 de la

central Manzanillo I, con una capacidad conjunta de 1,454 MW. En periodo de pruebas se

encuentra la central hidroeléctrica La Yesca con 750 MW. El proyecto de cogeneración Salamanca

Fase I, que proveerá vapor a los procesos de la refinería de PEMEX en Salamanca y generará

electricidad para el sistema eléctrico se encuentra en proceso de construcción. Todos ellos se

construyen bajo el esquema de obra pública financiada. En esta área se construye también la

central geotermoeléctrica Azufres III Fase I con capacidad de 53 MW.


4-35

En el área Baja California la central Baja California II TG Fase I de 139 MW, se encuentra en

proceso de pruebas para su operación comercial. En construcción el CC Baja California III en La

Jovita, Ensenada, BC, con capacidad de 294 MW. En la zona Mexicali, BC, entró en operación la

central solar fotovoltaica de 5 MW.

En Baja California Sur entrará en operación la central de combustión interna Baja California

Sur IV, con capacidad bruta de 44 MW. En el sistema aislado de Guerrero Negro entró en

operación la central Guerrero Negro III con 12 MW de capacidad. En el sistema aislado de Santa

Rosalía entraron en operación dos unidades de combustión interna de 1.3 MW cada una. En

proceso de licitación se encuentran las centrales de combustión interna: Guerrero Negro IV,

con capacidad de 8 MW; y Santa Rosalía II con capacidad de 15 MW.


4-36

Proyectos de generación terminados, en construcción, en proceso de licitación y por licitar1/

Servicio público

HID: Hidroeléctrica CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel EO: Eoloeléctrica TG: Turbogás GEO: Geotermoeléctrica

OPF: Obra pública financiada PIE: Productor independiente de energía RP: Recursos presupuestales PP: Pequeño productor PD: Por definir

1/ En periodo de pruebas

2/ Posible reevaluación por incremento de capacidad a 86 MW 3/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Cuadro 4.14

El diagrama 4.2 muestra la ubicación de las centrales terminadas y en proceso de construcción,

mientras el diagrama 4.3 expone los proyectos en proceso de licitación y en el diagrama 4.4 se

muestran los proyectos por licitar.

Operación Modalidad

Proyecto comercial Ubicación Tipo de

programada financiamiento 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Humeros Fase A Ene-13 Puebla GEO OPF 27

Manzanillo I rep U2 Abr-13 Colima CC OPF 427

Piloto Solar Jun-13 Baja California SOLAR RP 5

Santa Rosalía Jun-13 Sistema Aislado CI OPF 3

Norte II (Chihuahua) 1/ Nov-13 Chihuahua CC PIE 445

La Yesca U1 1/ Nov-13 Nayarit HID OPF 375

La Yesca U2 1/ Nov-13 Nayarit HID OPF 375

Aura Solar Nov-13 Baja California Sur SOLAR PP 30

Baja California II TG Fase I 1/ Nov-13 Baja California TG OPF 139

Guerrero Negro III 1/ Oct-13 Baja California Sur CI OPF 12

1,837

Baja California Sur IV (Coromuel) Dic-13 Baja California Sur CI OPF 44

Humeros Fase B Nov-13 Puebla GEO OPF 27

Salamanca Fase I Jul-14 Guanajuato TG OPF 382

Sureste I Fase II Oct-14 Oaxaca EO PIE 103

Azufres III Fase I Dic-14 Michoacán GEO OPF 53

Agua Prieta II Mar-15 Sonora CC OPF 404

Termosolar Agua Prieta II Mar-15 Sonora SOLAR OPF 14

Centro Mar-15 Morelos CC OPF 658

Los Humeros III Fase A Abr-16 Puebla GEO OPF 27

Baja California III (La Jovita) Oct-16 Baja California CC PIE 294

Subtotal 71 538 1,076 321

Guerrero Negro IV Abr-16 Baja California Sur CI OPF 8

Baja California Sur V (Coromuel) Jun-16 Baja California Sur CI OPF 43

Norte III (Juárez) Jul-16 Chihuahua CC PIE 954

Subtotal 1,005

Sureste I Fase I Sep-16 Oaxaca EO PIE 203

Santa Rosalía FV Abr-16 Baja California Sur SOLAR RP 4

Rumorosa I, II y III Nov-16 Baja California EO PIE 300

Santa Rosalía C. Binario Nov-16 Baja California Sur GEO OPF 2

Baja California II TG Fase II 2/ Abr-17 Baja California TG OPF 86

Guaymas II Abr-17 Sonora CC OPF 735

Valle de México II May-17 Edo. México CC OPF 601

Baja California II (SLRC) Jul-17 Baja California CC PIE 276

Guaymas III Jul-17 Sonora CC OPF 735

Sureste II Sep-17 Oaxaca EO PIE 285

Sureste III Sep-17 Oaxaca EO PD 300

Sureste IV y V Oct-17 Oaxaca EO PD 600

Baja California Sur VI Oct-17 Baja California Sur CI OPF 43

La Paz Dic-17 Baja California Sur CC PD 117

Noreste (Escobedo) Dic-17 Nuevo León CC PIE 1,034

Noroeste (Topolobampo II) Abr-18 Sinaloa CC PIE 847

Lerdo (Norte IV) Abr-18 Durango CC PD 990

Topolobampo III May-18 Sinaloa CC PIE 700

Chicoasén II May-18 Chiapas HID OPF 240

Santa Rosalía II Ago-18 Baja California Sur CI OPF 15

Las Cruces Oct-18 Nayarit HID OPF 240

Subtotal 509 4,812 3,032

Total anual 3/ 1,908 538 1,076 1,835 4,812 3,032

Acumulado 3/ 1,908 2,446 3,522 5,357 10,169 13,200

Proyectos por licitar

Año de operación

Capacidad bruta MW

Proyectos en proceso de construcción

Proyectos en proceso de licitación

Proyectos terminados en 2013


4-37

Centrales terminadas o en proceso de construcción

Servicio público 3,843 MW22/

1/ Agua Prieta II (operación de una TG en ciclo abierto 134 MW), en Julio de 2014


Diagrama 4.2

MW

2,228

3,843

Ciclo combinado

Total

Eoloeléctrica 103

Geotermoeléctrica 133.6

Combustión interna 58.6

Turbogás-cogeneración 521

Termosolar 14

Baja

California II

TG Fase I(139 MW)

Guerrero Negro III(12 MW)

Baja California Sur IV

(Coromuel)(44 MW)

Humeros II Fases A y B(2x27 MW )

y Humeros III Fase A (27 MW)

Salamanca Fase I

(382 MW )

Azufres IIIFase I

(53 MW)

Sureste I Fase II

(103 MW)

Centro

(658 MW)

Termosolar Agua Prieta II

(14 MW)

Agua Prieta II 1/

(404 MW)

Piloto Solar(5 MW)

Norte II

(Chihuahua)

(445 MW)

Santa Rosalía(2.6 MW)

Aura Solar(30 MW)

La Yesca U1 y U2 (750 MW)

Manzanillo I rep U2

(427 MW)

Solar 35

Hidroeléctrica 750

Baja California

III (La Jovita)

(294 MW)


4-38

Requerimientos de capacidad en proceso de licitación



Diagrama 4.3

Requerimientos de capacidad por licitar



Diagrama 4.4

Ciclo

combinado

Combustión

Interna

Total

MW

954

51

1,005

Guerrero Negro IV

(8 MW)

Norte III

(Juárez)

(954 MW)

(43 MW)

Baja California Sur V(Coromuel)

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW

480

6,035

86

2

8,352

Eoloeléctrica 1,688

Combustión interna 58

Las Cruces(240 MW

(203 MW)

Sureste I Fase I

Solar 4

Rumorosa

(3x100 MW)I,II y III

Santa Rosalía Ciclo binario (2 MW)

Santa Rosalía (FV)

(4 MW)Santa Rosalía II

(15 MW)Noroeste y Topolobampo III

(847 y 700 MW)

(2 x 735 MW)Guaymas II y III

(43 MW)Baja California Sur VI

La Paz (117 MW)

Noreste (Escobedo)

(1,034 MW)

Lerdo (Norte IV)(990 MW)

Valle de México II(601MW)

Chicoasén II(240 MW)

(1,185 MW)

Surestes II, III IV V

Baja California II (276 MW)

Baja California II TG Fase II (86 MW)


4-39

Capacidad adicional

Se refiere a la capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de entrada en

operación.

En el cuadro 4.15a y 4.15b se presentan los requerimientos de generación en esta categoría. Los

diagramas 4.5 y 4.6 muestran la ubicación de tales proyectos.

Requerimientos de capacidad adicional

Servicio público

Continúa…

Cuadro 4.15a

Proyecto Ubicación Tipo 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022Peq. Prod Solar (FV) III Sonora SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) Baja California Sur SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) II Sonora SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) IV Sinaloa SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) V Durango SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) VI Durango SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) VII Chihuahua SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) VIII Sonora SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) IX Durango SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) X Chihuahua SOLAR 30

Azufres III Fase II Michoacán GEO 27

Humeros III Fase B Puebla GEO 27

Tamaulipas I Tamaulipas EOL 200

Peq. Prod Solar (FV) XI Sonora SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) XII Aguascalientes SOLAR 30

Peq. Prod Solar (FV) XIII Yucatán SOLAR 30

Cancún TG Quintana Roo TG 169

Cerritos Colorados Fase I Jalisco GEO 27

Todos Santos Baja California Sur CC 137

Guadalajara I Jalisco CC 908

San Luís Potosí San Luis Potosí CC 862

Tamaulipas II Tamaulipas EOL 200

Tamaulipas III Tamaulipas EOL 200

Solar I Sonora SOLAR 100

Centro II Morelos CC 660

Mazatlán Sinaloa CC 867

Baja California IV (SLRC) Sonora CC 522

Aguascalientes Aguascalientes CC 872

Solar II Durango SOLAR 100

Mexicali I Baja California GEO 27

Tamaulipas IV Tamaulipas EOL 300

Mérida IV Yucatán CC 526

Angostura II Chiapas HID 136

La Parota U1 y U2 Guerrero HID 455

Central (Tula) Hidalgo CC 1,162

Eólica I Tamaulipas EOL 200

Manzanillo II rep U1 Colima CC 460

Francisco Villa (Norte V) Chihuahua CC 958

Solar III Guanajuato SOLAR 100

Cerritos Colorados Fase II Jalisco GEO 27

Manzanillo II rep U2 Colima CC 460

Paso de la Reina Oaxaca HID 543

Mérida TG Yucatán TG 169

Eólica II Oaxaca EOL 200

Monterrey IV Nuevo León CC 1,088

Los Cabos I TG Baja California Sur TG 94

Salamanca Guanajuato CC 680

Valladolid IV Yucatán CC 542

Coahuila I Coahuila EOL 150

Coahuila II Coahuila EOL 150

Solar IV Aguascalientes SOLAR 100

Total anual 1/ 90 60 90 60 540 3,067 3,805 3,910 3,173

Acumulado 150 240 300 840 3,908 7,712 11,622 14,795

Año de operación

Capacidad bruta (MW)


4-40

.

Requerimientos de capacidad adicional

Servicio público …Continuación

HID: Hidroeléctrica NGL: Nueva generación limpia CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna tipo diésel GEO: Geotermoeléctrica EO: Eoloeléctrica

TG: Turbogás



Cuadro 4.15b

En el cuadro anterior se señala la ubicación más conveniente de las adiciones de capacidad. Sin

embargo, la LSPEE y su Reglamento ofrecen a los inversionistas la libertad de proponer una

diferente, aun cuando esto involucre transmisión adicional —para llegar al punto de interconexión

preferente y a los de interconexión alternativos, especificados por CFE en las bases de licitación—

Con lo anterior, se da apertura a otras opciones para aprovechar la energía eléctrica cuyo costo

total de largo plazo sea el menor, con la calidad y confiabilidad que requiere el servicio público.

Proyecto Ubicación Tipo 2023 2024 2025 2026 2027 2028Eólica III Coahuila EOL 200

Baja California V (Mexicali) Baja California CC 522

Santa Rosalía III Baja California Sur CI 11

Cd. Constitución Baja California Sur CC 137

Salamanca II Guanajuato CC 680

Valle de México III Edo. de México CC 601

Oriental I y II Veracruz NGL 1,225

Solar V Baja California SOLAR 100

Cerritos Colorados Fase III Jalisco GEO 27

Tenosique Chiapas-Tabasco HID 422

Sabinas I Coahuila NGL 700

Eólica IV Oaxaca EOL 200

Central II (Tula) Hidalgo CC 1,162

Norte VI (Chihuahua Sur) Chihuahua CC 958

Solar VI Chihuahua SOLAR 100

San Luís Potosí II San Luis Potosí CC 862

Omitlán Guerrero HID 231

La Paz II Baja California Sur CC 117

Eólica V Tamaulipas EOL 200

Geotermoeléctrica I Jalisco GEO 27

Los Cabos II TG Baja California Sur TG 94

Oriental III y IV Veracruz NGL 1,225

Noroeste II Sonora NGL 1,400

Solar VII Sonora SOLAR 100

Mérida V Yucatán CC 540

Tamazunchale II San Luis Potosí CC 1,121

Pacífico II Guerrero NGL 700

Baja California VI (Ensenada) Baja California CC 565

Eólica VI Coahuila EOL 200

Todos Santos II Baja California Sur CC 123

Tamazunchale III San Luis Potosí CC 1,121

Solar VIII Michoacán SOLAR 100

Madera Chihuahua HID 352

Oriental V y VI Veracruz NGL 1,400

Geotermoeléctrica II Chiapas GEO 27

Eólica VII Coahuila EOL 200

Pacífico III Michoacán NGL 1,400

Solar IX Sinaloa SOLAR 100

Valladolid V Yucatán CC 542

Sistema Pescados (La Antigua) Veracruz HID 121

Aguascalientes II Aguascalientes CC 872

Sabinas II Coahuila NGL 700

Eólica VIII Coahuila EOL 200

Todos Santos III Baja California Sur CC 123

Noroeste III Sinaloa NGL 1,400

Occidental I y II Aguascalientes NGL 1,400

Solar X Durango SOLAR 100

Oriental VII y VIII Veracruz NGL 1,225

Norte VII (Chihuahua) Chihuahua CC 968

Xúchiles (Metlac) Veracruz HID 54

Total anual 1/ 3,925 4,213 4,824 4,561 3,962 5,470

Acumulado 18,720 22,934 27,757 32,318 36,280 41,750

Adiciones de capacidad terminadas, en proceso de construcción o licitación 13,200

Incremento en RM 2/ 600

Total de adiciones para el Sistema Eléctrico Nacional 55,550


4-41

En cuanto a la tecnología de generación, también existe libertad para la selección. No obstante

según lo indica el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE, la Secretaría, fundando y motivando

sus razones, podrá instruir por escrito a la Comisión para que en la convocatoria y en las bases

de licitación se señalen especificaciones precisas sobre el combustible.

Lo anterior deberá plantearse de tal modo que permita a todos y cada uno de los interesados

presentar con flexibilidad sus propuestas, en cuanto a tecnología, combustible, diseño,

ingeniería, construcción y ubicación de las instalaciones.

Requerimientos de capacidad adicional 2014—2022

Servicio público

14,795 MW1/

1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

2/ No indicados en el mapa

Diagrama 4.5

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

Solar 2/

Turbogás

Geotermoeléctrica

Total

MW

1,133.4

10,704

790

432.4

135

14,7951/

Manzanillo II rep. U1 y U2

(2 x460 MW)

Francisco Villa (Norte V)(958 MW)

Todos Santos(137 MW)

Central Tula(1,162 MW )

Angostura II


Mexicali I

(27 MW)

La Parota U1 y U2(455 MW)

Mérida IV(526 MW)

Tamaulipas

(3 x 200 y 300 MW)

(136 MW)

I, II, III y IV

Aguascalientes(872 MW)

(1,088 MW)

Monterrey IV

Centro II(660 MW )

Baja California IV (SLRC) 522 MW

San Luis Potosí (862 MW)

Guadalajara I(908 MW)

Mazatlán(867 MW)

Eólica I

(200 MW)

Cerritos ColoradosFase I y II(2x27 MW)

Paso de la Reina

(543 MW)

Mérida TG(169 MW)

Eólica II

(200 MW)

Los Cabos I TG(94 MW)

Salamanca 680 MWValladolid IV

(542 MW)

Coahuila I y II

(300 MW)

Azufres III Fase II(27MW)

Humeros III Fase B(27 MW)

Cancún TG(169 MW)


4-42

Requerimientos de capacidad adicional 2023—2028


1/ Las cifras están redondeadas, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente

Diagrama 4.6

Evolución de la capacidad para el servicio público

Cada año, como parte del proceso de planificación se revisan de manera sistemática las fechas

de operación programadas para los proyectos de generación. Lo anterior, basado en los cambios

de las expectativas económicas del país, las cuales inciden directamente en la estimación de la

demanda de electricidad, como se ha expuesto en el capítulo 2. Adicionalmente, algunos

proyectos sufren demora por causas diversas durante el proceso constructivo.

El cuadro 4.16 y la gráfica 4.6 muestran las cifras estimadas de la capacidad de generación para

el servicio público 2013—2028.

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Nuevageneración limpia

Total

MW

1,180

11,013

12,775

26,955 1/


Turbogás 94

Noroeste II y III(2X1400 MW)

Valladolid V

(542 MW)

Baja California VI (Ensenada)

Pacífico II y III

(1x700 MW)

Oriental l, II, III, IV, VII y VIII(3x1225 MW)

(565 MW)

Salamanca II(680 MW)

Mérida V(540 MW)

Norte VI y VII (Chih.)(2x968 MW)

Valle de México III(601 MW) Tenosique

(422 MW)

Central II (Tula)

(1,162 MW)

Baja California V (Mexicali)

(522 MW)

Todos Santos II(123 MW)

Sistema Pescados (La Antigua)

(121 MW)Xúchiles

(54 MW)

La Paz II(117 MW)

Tamazunchale II y III(2x1,121MW)

Omitlán(231 MW)

Madera (352 MW)

Todos Santos III(123 MW)

Occidental I y II(1400MW)

Los Cabos II TG(94 MW)

Cd. Constitución

(137 MW)

Eólica III, VI,

(4X200 MW)

Santa Rosalía III (11 MW)

Solar 600

Solar V(100 MW)

Geotermoeléctrica 81

Cerritos ColoradosFase III(27 MW)

Sabinas I y II(2X700 MW)

Eólica IV(200 MW)

Solar VI(100 MW)

San Luis Potosi II(862 MW)

Eólica V(200 MW)

Geotermoeléctrica I y II(2X27 MW)

Solar VII(100 MW)

(1x1400 MW)

Solar VIII(100 MW)

Solar X(100 MW)

Aguascalientes II(872MW)

VII y VIII

Combustión Interna 11

Oriental V y VI(1400 MW)

Solar IX(100 MW)


4-43

Evolución esperada de la capacidad

Servicio público 1/ 2/ (MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto



Cuadro 4.16

Evolución de la capacidad 1/ 2/ Servicio público

(MW)

1/ No incluye autoabastecimiento local ni remoto

2/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente 3/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW)

Gráfica 4.6

Como resultado de los estudios de expansión del sistema de generación y de los ajustes

mencionados, en el cuadro 4.17a y 4.17b se presenta el PRC previsto a fin de atender las

necesidades de demanda de electricidad para el servicio público en 2013—2028.

Año

Adiciones

acumuladas

Incrementos y

modificaciones

en RM

acumulados 3/

Retiros

acumulados

Capacidad a

diciembre

de cada año

2012 53,114

2013 1,908 166 239 54,949

2014 2,670 325 393 55,717

2015 3,673 440 1,113 56,114

2016 5,597 495 2,594 56,612

2017 10,468 570 4,260 59,893

2018 14,041 600 5,527 62,228

2019 17,108 600 6,745 64,077

2020 20,912 600 8,297 66,329

2021 24,822 600 9,063 69,474

2022 27,995 600 9,645 72,064

2023 31,920 600 9,673 75,962

2024 36,134 600 10,309 79,539

2025 40,957 600 10,477 84,194

2026 45,518 600 11,370 87,863

2027 49,480 600 11,859 91,335

2028 54,950 600 13,322 95,342

Retiros Adiciones 3/

-13,322

55,550

53,114

95,342

Total adiciembre de 2012

Total adiciembre de 2028


4-44

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/

Escenario de Planeación

Continúa…

Cuadro 4.17a

Bruta Neta

Año Mes Proyecto Tipo MW MW Área2013 Ene Humeros Fase A GEO 27 25 ORI

Abr Manzanillo I rep U2 7/ CC 427 407 OCC

Jun Piloto Solar SOLAR 5 5 BC

Jun Santa Rosalía CI 2.6 2.3 AIS

Oct Guerrero Negro III 10/ CI 12 11 AIS

Nov Baja California II TG Fase I 7/ 10/ TG 139 135 BC

Nov Norte II (Chihuahua) 7/ CC 445 433 NTE

Nov Humeros Fase B 10/ GEO 27 25 ORI

Nov La Yesca U1 10/ HID 375 373 OCC

Nov La Yesca U2 10/ HID 375 373 OCC

Nov Aura Solar 11/ SOLAR 30 30 BCS

Dic Baja California Sur IV (Coromuel) 10/ CI 44 42 BCS

1,908 1,862

2014 Jul Agua Prieta II (TG ciclo abierto) 7/ TG 134 131 NOR

Jul Salamanca Fase I 4/ 7/ TG 382 373 OCC

Oct Sureste I Fase II EOL 103.4 102 ORI

Nov Peq. Prod Solar (FV) III 11/ SOLAR 30 30 NOR

Nov Peq. Prod Solar (FV) 11/ SOLAR 30 30 BCS

Nov Peq. Prod Solar (FV) II 11/ SOLAR 30 30 NOR

Dic Azufres III Fase I GEO 53 50 OCC

762 746

2015 Mar Agua Prieta II 3/ 7/ 9/ CC 270 263 NOR

Mar Centro 7/ CC 658 642 CEL

Mar Termosolar Agua Prieta II SOLAR 14 14 NOR

Mar Peq. Prod Solar (FV) IV 11/ SOLAR 30 30 NOR

Mar Peq. Prod Solar (FV) V 11/ SOLAR 30 30 NTE

1,002 979

2016 Abr Guerrero Negro IV CI 8.1 8 AIS

Abr Santa Rosalía (FV) SOLAR 4 4 AIS

Abr Humeros III Fase A GEO 27 25 ORI

Abr Peq. Prod Solar (FV) VI 11/ SOLAR 30 30 NTE

Abr Peq. Prod Solar (FV) VII 11/ SOLAR 30 30 NTE

Abr Peq. Prod Solar (FV) VIII 11/ SOLAR 30 30 NOR

Jun Baja California Sur V (Coromuel) CI 43 41 BCS

Jul Norte III (Juárez) 3/ CC 954 928 NTE

Sep Sureste I Fase I EOL 203 200 ORI

Oct Baja California III (La Jovita) 3/ CC 294 286 BC

Nov Rumorosa I y II EOL 200 197 BC

Nov Rumorosa III EOL 100 99 BC

Nov Santa Rosalía C. Binario GEO 2 2 AIS

1,924 1,878

2017 Abr Baja California II TG Fase II 3/ TG 86 83 BC

Abr Guaymas II 3/ CC 735 714 NOR

Abr Peq. Prod Solar (FV) IX 11/ SOLAR 30 30 NTE

Abr Peq. Prod Solar (FV) X 11/ SOLAR 30 30 NTE

May Valle de México II 3/ CC 601 585 CEL

Jul Guaymas III 3/ CC 735 714 NOR

Jul Baja California II (SLRC) 3/ CC 276 268 BC

Sep Sureste II EOL 285 281 ORI

Sep Sureste III EOL 300 296 ORI

Oct Baja California Sur VI CI 43 41 BCS

Oct Sureste IV EOL 300 296 ORI

Oct Sureste V EOL 300 296 ORI

Dic Noreste (Escobedo) 3/ CC 1,034 1,006 NES

Dic La Paz 3/ 8/ CC 117 114 BCS

4,872 4,753

2018 Abr Lerdo (Norte IV) 3/ CC 990 957 NTE

Abr Noroeste (Topolobampo II) 3/ CC 847 820 NOR

Abr Azufres III Fase II GEO 27 25 OCC

Abr Humeros III Fase B GEO 27 25 ORI

Abr Tamaulipas I EOL 200 200 NES

Abr Peq. Prod Solar (FV) XI 11/ SOLAR 30 30 NOR

Abr Peq. Prod Solar (FV) XII 11/ SOLAR 30 30 OCC

Abr Peq. Prod Solar (FV) XIII 11/ SOLAR 30 30 PEN

May Topolobampo III 3/ CC 700 680 NOR

May Chicoasén II HID 240 239 ORI

Ago Santa Rosalía II CI 15 13 AIS

Oct Las Cruces HID 240 236 OCC

Nov Cancún TG 3/ TG 169 165 PEN

Nov Cerritos Colorados Fase I GEO 27 25 OCC

3,572 3,476

2019 Abr Todos Santos 3/ 8/ CC 137 133 BCS

Abr Guadalajara I 3/ CC 908 877 OCC

Abr San Luís Potosí 3/ 5/ CC 862 835 OCC

Abr Tamaulipas II EOL 200 200 NES

Abr Tamaulipas III EOL 200 200 NES

Abr Solar I SOLAR 100 100 NOR

Sep Centro II 3/ CC 660 644 CEL

3,067 2,988

2020 Abr Mazatlán 3/ 5/ CC 867 843 NOR

Abr Baja California IV (SLRC) 2/ 3/ CC 522 502 BC

Abr Aguascalientes 3/ CC 872 841 OCC

Abr Solar II SOLAR 100 100 NTE

Jul Mexicali I GEO 27 25 BC

Jun Tamaulipas IV EOL 300 296 NES

Jul Mérida IV 3/ CC 526 510 PEN

Sep Angostura II HID 136 134 ORI

Nov La Parota U1 y U2 HID 455 453 ORI

3,805 3,703

en OperaciónFecha de entrada Capacidad


4-45

Programa de requerimientos de capacidad para servicio público 1/

Escenario de Planeación …Continuación

CC: Ciclo combinado CI: Combustión interna GEO: Geotermoeléctrica TG: Turbogás EO: Eoloeléctrica HID: Hidroeléctrica

Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

1/ Resultado de estudios de planificación

2/ Instalación de central o inyección de potencia 3/ Capacidad media anual

4/ Proyecto de cogeneración de CFE - PEMEX

5/ Proyectos en revisión, se estudia opción de repotenciación

6/ Se está analizando la factibilidad de suministro de combustible a esta central 7/ Capacidad de verano

8/ Dual: Diésel-gas natural

9/ Complemento para capacidad neta en ciclo combinado (total CC 394 MW)

10/ En periodo de pruebas

11/ Pequeña producción

Cuadro 4.17b

Bruta Neta

Año Mes Proyecto Tipo MW MW Área2021 Abr Central (Tula) 3/ CC 1,162 1,125 CEL

Abr Eólica I EOL 200 197 NES

Abr Manzanillo II rep U1 3/ 5/ CC 460 447 OCC

Abr Francisco Villa (Norte V) 3/ 5/ CC 958 925 NTE

Abr Solar III SOLAR 100 100 OCC

Abr Cerritos Colorados Fase II GEO 27 25 OCC

Jul Manzanillo II rep U2 3/ 5/ CC 460 447 OCC

Sep Paso de la Reina HID 543 534 ORI

3,910 3,801

2022 Abr Mérida TG 3/ TG 169 165 PEN

Abr Eólica II EOL 200 197 ORI

Abr Monterrey IV 3/ CC 1,088 1,053 NES

Abr Los Cabos I TG 3/ 8/ TG 94 91 BCS

Abr Salamanca 3/ CC 680 657 OCC

Abr Valladolid IV 3/ CC 542 525 PEN

Abr Coahuila I EOL 150 150 NTE

Abr Coahuila II EOL 150 150 NTE

Abr Solar IV SOLAR 100 100 OCC

3,173 3,088

2023 Abr Eólica III EOL 200 197 NTE

Abr Baja California V (Mexicali) 2/ 3/ CC 522 502 BC

Abr Santa Rosalía III CI 11 10 AIS

Abr Cd. Constitución 3/ 8/ CC 137 133 BCS

Abr Salamanca II 3/ CC 680 657 OCC

Abr Valle de México III 3/ 6/ CC 601 585 CEL

Abr Oriental I y II NGL 1,225 1,182 ORI

Abr Solar V SOLAR 100 100 BC

Abr Cerritos Colorados Fase III GEO 27 25 OCC

Jun Tenosique HID 422 416 ORI

3,925 3,806

2024 Abr Sabinas I NGL 700 588 NES

Abr Eólica IV EOL 200 197 ORI

Abr Central II (Tula) 3/ CC 1,162 1,125 CEL

Abr Chihuahua Sur (Norte VI) 3/ CC 958 925 NTE

Abr Solar VI SOLAR 100 100 NTE

Jun San Luís Potosí II 3/ 5/ CC 862 835 OCC

Jun Omitlán HID 231 227 ORI

4,213 3,997

2025 Abr La Paz II 3/ 8/ CC 117 114 BCS

Abr Eólica V EOL 200 197 NES

Abr Geotermoeléctrica I GEO 27 25 OCC

Abr Los Cabos II TG 3/ 8/ TG 94 91 BCS

Abr Oriental III y IV NGL 1,225 1,182 ORI

Abr Noroeste II 3/ NGL 1,400 1,355 NOR

Abr Solar VII SOLAR 100 100 NOR

Jun Mérida V 3/ CC 540 523 PEN

Jul Tamazunchale II 3/ CC 1,121 1,085 NES

4,824 4,672

2026 Abr Pacífico II NGL 700 588 CEL

Abr Baja California VI (Ensenada) 3/ CC 565 550 BC

Abr Eólica VI EOL 200 197 NTE

Abr Todos Santos II 3/ 8/ CC 123 119 BCS

Abr Tamazunchale III 3/ CC 1,121 1,085 NES

Abr Solar VIII SOLAR 100 100 OCC

Jun Madera HID 352 347 NTE

Jul Oriental V y VI NGL 1,400 1,337 ORI

4,561 4,323

2027 Abr Geotermoeléctrica II GEO 27 25 ORI

Abr Eólica VII EOL 200 197 NTE

Abr Pacífico III NGL 1,400 1,355 CEL

Abr Solar IX SOLAR 100 100 NOR

Jun Valladolid V 3/ CC 542 525 PEN

Jun Sistema Pescados (La Antigua) HID 121 119 ORI

Jun Aguascalientes II 3/ CC 872 841 OCC

Jul Sabinas II NGL 700 588 NES

3,962 3,750

2028 Abr Eólica VIII EOL 200 197 NTE

Abr Todos Santos III 3/ 8/ CC 123 119 BCS

Abr Noroeste III NGL 1,400 1,355 NOR

Abr Occidental I y II NGL 1,400 1,337 OCC

Abr Solar X SOLAR 100 100 NTE

Jun Oriental VII Y VIII NGL 1,225 1,182 ORI

Jun Norte VII (Chihuahua) 3/ CC 968 935 NTE

Jul Xúchiles (Metlac) HID 54 53 ORI

5,470 5,279

Total 54,950 53,101

Fecha de entrada Capacidaden Operación


4-46

Retrasos de proyectos de generación

En los últimos años se han venido presentando retrasos en los proyectos de infraestructura

eléctrica debidos principalmente a:

a) Aumento en los tiempos de gestión para permisos de uso de suelo y ambientales

b) Consultas a las comunidades indígenas

c) Condicionamientos para la autorización de inversión

d) Retraso en la construcción

e) Problemas sociales

f) Problemas con autoridades municipales y propietarios de predios

En el sistema Baja California, el proyecto de la Central Baja California III (La Jovita) se había

venido posponiendo debido a la negativa de las autoridades municipales para otorgar los

permisos de uso de suelo correspondiente, problemas en las negociaciones para el camino de

acceso y con la propiedad del terreno. Estos problemas se han resuelto por lo que actualmente

se encuentra en proceso de licitación. Las consecuencias del retraso son: la importación de

capacidad para atender el margen de reserva, la reducción en la flexibilidad operativa y el

aumento de los costos de producción en ese sistema.

El proyecto de generación Salamanca Fase I, registra avances importantes en la construcción de

las unidades turbogás, no obstante, indefiniciones en el proyecto asociadas a la refinería, han

causado retrasos importantes en el desarrollo del proyecto en su conjunto, entre ellas, se

destacan:

a) Retraso en la obtención del presupuesto para la remoción de las líneas de transmisión,

para liberar el predio.

b) Definición de los parámetros del vapor requerido por PEMEX

c) Retraso en la realización del proyecto del rack de tuberías de vapor

d) Indefinición en el alcance de suministro de agua a la central de cogeneración Salamanca.

e) Indefinición en la interconexión del gasoducto a la central.

En el caso del proyecto Centro, al inicio de su construcción presentó un bloqueo social tanto en

la planta como en el gasoducto; el bloqueo en la central se retiró, sin embargo, persisten

problemas sociales en algunos tramos de derechos de vía para el gasoducto.

En el cuadro 4.18a se muestran los retrasos de proyectos que entraron en operación en 2013 y

en el cuadro 4.18b los posteriores.

Retraso de proyectos durante 2013 1/

1/ Fuente: GPPEE (Gerencia de Proyectos de Productores Externos de Energía)

Cuadro 4.18a

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoBaja California Sur IV (Coromuel) 43 May 2013 Baja California Sur IV (Coromuel) 44 Dic 2013

Guerrero Negro III 11 May 2013 Guerrero Negro III 12 Sep 2013

Humeros Fase B 27 May 2013 Humeros Fase B 27 Nov 2013

La Yesca U1 375 May 2013 La Yesca U1 375 Nov 2013

La Yesca U2 375 May 2013 La Yesca U2 375 Nov 2013

Norte II (Chihuahua) 459 May 2013 Norte II (Chihuahua) 445 Nov 2013

Piloto Solar 5 May 2013 Piloto Solar 5 Jun 2013

Baja California II TG Fase I 139 Oct 2013 Baja California II TG Fase I 139 Nov 2013

Programa de proyectos PEF 2014 PRC del 25 de noviembre de 2013


4-47

Retraso de proyectos posteriores a 2013 1/

1/ Capacidades brutas

Cuadro 4.18b

Repotenciaciones

En 2013 concluyeron las repotenciaciones para las unidades 1 y 2 de la CT Manzanillo I.

La capacidad total resultante es de 727 MW en cada una, con una eficiencia bruta superior a

50%. El mismo arreglo aplicará para las unidades 1 y 2 de Manzanillo II, programadas para 2021.

Adicionalmente se analiza la conveniencia de repotenciar las unidades 1 y 2 de la termoeléctrica

Villa de Reyes en San Luis Potosí, así como las 4 y 5 de las termoeléctricas Francisco Villa en

Chihuahua.

La experiencia que se tenga en la CT Manzanillo I, será fundamental para las repotenciaciones

programadas posteriormente y para otras que sin estar aún en programa, podrían llevarse a cabo

en algunas centrales termoeléctricas del parque existente.

Por lo anterior y con base en los avances tecnológicos, en la evolución de costos y en los

requerimientos de transmisión asociados a la segunda fase, se está analizando la conveniencia

de que la capacidad adicional requerida para Manzanillo II se proporcione mediante ciclos

combinados nuevos, con lo que se podrían reducir riesgos inherentes en repotenciaciones, tales

como extensión de vida útil, eficiencia y capacidad. La decisión dependerá de que los beneficios

económicos logrados al repotenciar sean significativos, en comparación con los obtenidos en

ciclos combinados nuevos.

Centrales eoloeléctricas

En 2012 entraron en operación las centrales: La Venta III y Oaxaca I, II, III y IV, con una

capacidad total de 511 MW, ubicadas en el Istmo de Tehuantepec en la región de La Ventosa.

El proyecto Sureste I Fase II de 103 MW se encuentra en proceso de licitación. Adicionalmente,

se tienen los proyectos Sureste I Fase I de 203 MW, y los Sureste II, III, IV y V con una capacidad

total de 1,185 MW, programados para 2017. En el área Noreste se han programado los proyectos

Tamaulipas I, II, III y IV, de 200 MW cada uno y el último de 300 MW, para el periodo 2018 a

Proyecto MW Mes Año Proyecto MW Mes AñoBaja California II TG Fase II 56 Abr 2015 Baja California II TG Fase II 86 Abr 2017

Guerrero Negro IV 7 Jun 2015 Guerrero Negro IV 8.1 Abr 2016

Rumorosa I y II 200 Jun 2015 Rumorosa I y II 200 Nov 2016

Rumorosa III 100 Jun 2015 Rumorosa III 100 Nov 2016

Santa Rosalía II 15 Jun 2015 Santa Rosalía II 15 Ago 2018

Santa Rosalía C. Binario 2 Jul 2015 Santa Rosalía C. Binario 2 Nov 2016

Baja California Sur V (Coromuel) 43 Nov 2015 Baja California Sur V (Coromuel) 43 Jun 2016

Humeros III Fase A 27 Feb 2016 Humeros III Fase A 27 Abr 2016

Baja California III (La Jovita) 294 Mar 2016 Baja California III (La Jovita) 294 Oct 2016

Norte III (Juárez) 954 Abr 2016 Norte III (Juárez) 2/

954 Jul 2016

Sureste I Fases I y II 304 Abr 2016 Sureste I Fase I 203 Sep 2016

Sureste I Fase II 103.4 Oct 2014

Centro II 660 Sep 2016 Centro II 660 Sep 2019

Guaymas II 735 Mar 2017 Guaymas II 735 Abr 2017

Baja California II (SLRC) 276 Abr 2017 Baja California II (SLRC) 276 Jul 2017

Chicoasén II 240 Abr 2017 Chicoasén II 240 May 2018

Noreste (Escobedo) 1,034 Abr 2017 Noreste (Escobedo) 1,034 Dic 2017

Valle de México II 601 Abr 2017 Valle de México II 601 May 2017

Guaymas III 735 May 2017 Guaymas III 735 Jul 2017

Sureste II 270 Jun 2017 Sureste II 285 Sep 2017

Sureste III 300 Jun 2017 Sureste III 300 Sep 2017

Sureste IV 300 Jun 2017 Sureste IV 300 Oct 2017

Sureste V 330 Jun 2017 Sureste V 300 Oct 2017

Topolobampo II 700 Mar 2018 Noroeste (Topolobampo II) 847 Abr 2018

Programa de proyectos PEF 2014 PRC del 25 de noviembre de 2013


4-48

2020. En el área Norte los proyectos Coahuila I y II de 150 MW cada uno en 2022. En Baja

California los proyectos Rumorosa I, II y III con un total del 300 MW de capacidad, programados

para 2016.

A partir de 2021, se han programado proyectos de 200 MW cada uno en las regiones del país

donde existe potencial para su desarrollo, uno por año al 2028.

Así mismo, como se ha indicado en la sección 4.3.1 existe el interés de varios particulares por

instalar capacidad de este tipo en Oaxaca, Tamaulipas y Baja California. En esta última, además

existe el interés de los privados por desarrollar proyectos con base en esta tecnología para

exportación a Estados Unidos.

Tecnología de carbón limpio

Sobre la base de los escenarios de precios de los combustibles definidos por la SENER en junio

de 2013, los costos de inversión para las diversas tecnologías de generación, así como las metas

de participación de generación limpia, se estima que el desarrollo de centrales basadas en el uso

de carbón que incorpore equipo para la captura y confinamiento de CO2, sería competitiva en el

largo plazo.

De esta manera se incluyen, dentro de los proyectos denominados de Nueva Generación Limpia

(NGL), la opción para tres plantas carboeléctricas supercríticas de 700 MW cada una, dos en la

región de Sabinas, Coah. y una en Lázaro Cárdenas, Mich. Adicionalmente, cinco de 1,400 MW

cada una; dos en el Noroeste, una en el área Oriental y dos en el Occidental.

Nueva generación limpia

En la mezcla de tecnologías para el mediano y largo plazos, se consideran adiciones de capacidad

con nuevas tecnologías de generación limpia: nuclear, fuentes renovables como eoloeléctricas

y solar, o importación de capacidad. Como una posibilidad de la primera, se han programado

tres proyectos en el área Oriental de 1,225 MW cada uno, en 2023, 2025 y 2028.

En este programa se incluye una parte de la capacidad con tecnologías convencionales con base

en combustibles fósiles, y otra utilizando fuentes de energía renovable tales como centrales

eólicas, hidráulicas, geotérmicas, solares y con base en bioenergía.

De esta manera, a los proyectos con base en renovables contenidos en el programa, se agregará

parte de la capacidad definida como nueva generación limpia, con lo cual se atenderán los

lineamientos de mediano y largo plazos sobre la participación de tecnologías limpias en la

capacidad de generación.

Tecnología solar

CFE ha instalado dos centrales solares piloto con capacidades de 1 y 5 MW, la primera en Santa

Rosalía, Baja California Sur y la segunda en Mexicali, Baja California. Estas permitirán adquirir

experiencia en la construcción y operación de este tipo de tecnologías para un desarrollo en

mayor escala en el mediano y largo plazos.

A fines de 2013 entró en operación una central FV de 30 MW, en Baja California de Sur, en la

modalidad de pequeña producción.


4-49

Por otra parte CFE ha atendido diversas solicitudes de interesados en desarrollar proyectos de

generación con tecnología solar. A finales de 2013 las solicitudes para analizar la prefactibilidad

de interconectar tales proyectos a la red de servicio público rebasan los 10,000 MW de capacidad.

Con base en lo anterior, en el corto y mediano plazo, se ha considerado la participación privada

con tecnología fotovoltaica en el esquema de pequeña producción. Así, se incluyen en el

programa, de 2014 a 2018, 13 proyectos de 30 MW cada uno, en esta modalidad.

A partir de 2019, se han programado diez proyectos FV de 100 MW cada uno, uno por año hasta

el año horizonte, en las regiones del país donde existe potencial para su desarrollo,

particularmente en el norte del país.

Participación de tecnologías en la expansión

En la gráfica 4.7 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad

efectiva para el servicio público en 2012 y 2028.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación



2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.7

Al final del periodo, las tecnologías con base en gas natural alcanzarán una participación de

53.3%, respecto a la capacidad total del servicio público; las fuentes renovables tendrán una

participación de 23.9%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su

participación a 2.8%; y el carbón disminuirá su participación a 5.0% y la tecnología nuclear con

1.5 por ciento.

Para 2028, las adiciones de capacidad con NGL representan 13.4% de la capacidad del servicio

público. Con lo anterior, la capacidad de generación con fuentes limpias alcanzará una

participación de 38.8 por ciento.

Geotermoeléctrica

1.5%

Ciclo combinado

33.9%

Termoeléctrica

convencional

22.4% Turbogás 5.6%

Combustión

interna 0.5%

Eoloeléctrica

1.1%

Hidroeléctrica

21.7%

Carboeléctrica

10.1%

Nucleoeléctrica

3.0%

Solar 0.002%

2012real

53,114 MW2028

95,342 MW

2/Geotermoeléctrica

1.1%

Ciclo combinado

51.2%

Termoeléctrica

convencional

2.1%

Turbogás

2.1%Combustión

interna

0.4% Eoloeléctrica

5.4%

Hidroeléctrica

15.9%

Carboeléctrica

5.0%

Nucleoeléctrica

1.5%Solar

1.5%

NGL

13.4%Coque

0.3%


4-50

Proyectos de cogeneración

En la región Bajío, la SENER, PEMEX y CFE decidieron la instalación de un proyecto de

cogeneración asociado a la Refinería Salamanca. Se ha programado una central con turbinas a

gas natural con una capacidad total de 382 MW, la cual también producirá vapor que se utilizará

en los procesos de refinación.

Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental

Además de las repotenciaciones de Manzanillo I y II, se han programado los proyectos

Aguascalientes y Aguascalientes II para 2020 y 2027 con capacidad de 872 MW cada uno,

Guadalajara I en 2019 con 908 MW, Salamanca y Salamanca II para 2022 y 2023 con capacidad

de 680 MW cada uno, así como San Luis Potosí y San Luis Potosí II en 2019 y 2024 con capacidad

de 862 MW cada uno.

En función de los refuerzos en la infraestructura de transporte y disponibilidad de gas hacia la

región Bajío, algunos de los proyectos de generación previstos en el área Occidental podrían

reubicarse dentro de esta región.

Proyectos de ciclo combinado en el área Central

En el año 2009 la SENER solicitó a CFE incorporar dos proyectos de ciclo combinado en el estado

de Morelos. Así se han programado Centro y Centro II para 2015 y 2019, los cuales se ubicarán

en el sitio denominado Huexca, en el municipio de Yecapixtla, Morelos.

Al incorporar los ciclos combinados de Centro y Centro II, se han reprogramado los proyectos

de Valle de México II y III para 2017 y 2023 respectivamente. Los proyectos de ciclo combinado

Central (Tula) y Central II (Tula) para 2021 y 2024 respectivamente, con ubicación en la actual

central Tula, en Hidalgo.

Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste

Con base en la disponibilidad de gas en esta área, se desarrollará un programa de generación

usando este combustible. Se han programado, para 2015 Agua Prieta II de 404 MW;

CC Guaymas II y III de 735 MW cada uno en 2017; en 2018 los proyectos CC Noroeste

(Topolobampo II) y Topolobampo III, el primero de 847 MW y el segundo de 700 MW; y

CC Mazatlán de 867 MW en 2020.


4-51

Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico

La gráfica 4.8 muestra la evolución de la expansión del sistema y del sector eléctrico. Se

presentan los montos de capacidad del servicio público y autoabastecimiento remoto, lo cual

constituye la capacidad que se controla en el sistema eléctrico. Así, se adicionarán 55,550 MW y

se retirarán 13,322 MW del servicio público, y los permisionarios de autoabastecimiento remoto

agregarán 9,582 MW. El sistema eléctrico contará al final del periodo con capacidad de

107,503 MW.

Las adiciones de capacidad totales de permisionarios —remoto más local— serán de

11,020 MW, con lo que el sector eléctrico tendrá en 2028 una capacidad de 113,708 MW. De

esta capacidad, la del servicio público representará 83.9% y la de los autoabastecedores

16.1 por ciento.

Evolución de la capacidad del servicio público, sistema y sector eléctrico 1/ (MW)



3/ Sistema eléctrico 4/ Sector eléctrico

Gráfica 4.8

En la gráfica 4.9 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad efectiva

en 2012 y 2028 para el sistema eléctrico, donde se incluyen el servicio público y el

autoabastecimiento remoto.

Al final del periodo la participación de tecnologías con base en gas natural será de 49.9% respecto

a la capacidad total del sistema eléctrico; las fuentes renovables alcanzarán una participación de

Retiros Adiciones

-13,322

55,550 2/

53,114

95,342

Total a

diciembre de 2012

Total a

diciembre de 2028

4,766

9,582

113,7084/

6,204

60,4594/

66,5704/

Servicio público 2/ Autoabastecimiento remoto Autoabastecimiento local

2,579

1,43812,161

55,6933/

65,1323/

107,5033/


4-52

29.1%; las que operan con base en combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a

3.0%; y el carbón disminuirá su participación a 4.5 por ciento.

La Nueva generación limpia contribuirá con 12.2 por ciento. De esta manera, la capacidad de

generación limpia, incluyendo la nuclear, tendrá una participación de 42.6 por ciento.

Participación de tecnologías en la capacidad de generación Sistema eléctrico 1/2/

Nota: Incluye autoabastecimiento remoto

1/ Incluyen incrementos por RM y modificaciones de capacidad (600 MW) 2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.9

En la gráfica 4.10 se muestra la participación de las tecnologías en el total de la capacidad

efectiva en 2012 y 2028 para el sector eléctrico.

Al final del periodo, la participación de tecnologías con base en gas natural será de 47.1%; las

fuentes renovables alcanzarán una participación de 27.6%; las que operan con base en

combustóleo, coque y diésel se reducirán a 2.8%, y el carbón disminuirá su participación a

4.2 por ciento.

La nueva generación limpia participará con 11.5%. De esta manera la capacidad de generación

limpia, incluyendo la nuclear, será 40.3% del total de la capacidad del sector eléctrico.

Geotermoeléctrica

1.5%

Ciclo combinado

34.0%

Termoeléctrica

convencional

21.2% Turbogás 6.1%

Combustión

interna 0.5%

Eoloeléctrica

2.0%

Hidroeléctrica

21.0%

Carboeléctrica

9.7%Nucleoeléctrica

2.9%

Solar 0.002%

Coque 1.0%

Biomasa 0.2%

2012real

55,693 MW2028

107,503 MW

2/

Geotermoeléctrica

1.0%

Ciclo combinado

47.8%

Termoeléctrica

convencional

1.8% Turbogás

2.1%

Combustión

interna

0.4%

Eoloeléctrica

11.5%

Hidroeléctrica

14.6%

Carboeléctrica

4.5%

Nucleoeléctrica

1.3%Solar

1.7%

NGL

12.2%Coque

0.8%

Biomasa

0.3%


4-53

Participación de tecnologías en la capacidad de generación

Sector eléctrico 1/

Nota: Incluye autoabastecimiento remoto y local


2/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.10

Margen de reserva de capacidad

Margen de reserva por sistema eléctrico

La gráfica 4.11 muestra la evolución del Margen de Reserva (MR) en el SIN, de acuerdo con la

metodología aprobada por la Junta de Gobierno de CFE en septiembre de 2011.

En la revisión anual del programa, se realizan ajustes a los requerimientos de capacidad en

función de los nuevos escenarios de mercado eléctrico. Esto resulta en un ajuste gradual de las

adiciones de capacidad. El ajuste del MR es una meta móvil ya que la decisión de realizar los

proyectos toma entre 4 y 5 años antes de su entrada en operación. El MR es el resultado de la

evolución de variables estocásticas tanto de la demanda como de la oferta.

En el corto plazo no es posible ajustar el MR al valor deseado por no ser conveniente posponer

proyectos que ya están en construcción o por compromisos ya establecidos para adquisición de

combustible, como es el caso del plan integral de Manzanillo.

La disminución del MR en 2013–2017 resulta de los retrasos y diferimientos de centrales

generadoras efectuados en los ciclos de planificación de años anteriores y el actual. Para ajustar

los niveles de margen de reserva, se han reprogramado proyectos que aún no están en proceso

de construcción o licitación y cuyo diferimiento no ocasiona un déficit de capacidad regional, o

bien cuya entrada en operación no esté obligada por contratos de compra de combustible.

En el corto plazo, el cálculo de MR considera el retraso en las fechas de entrada en operación de

los proyectos indicados en la sección 4.10.1.

Geotermoeléctrica

1.3%

Ciclo combinado

31.2%

Termoeléctrica

convencional

19.7%Turbogás

5.6%

Combustión

interna

0.5%Eoloeléctrica

1.8%

Hidroeléctrica

19.3%

Carboeléctrica

8.9%

Nucleoeléctrica

2.7%Solar

0.0%Coque

0.9%Biomasa

0.1%

Autoabastecimien

to local

7.9%

2/

2012real

60,459 MW2028

113,708 MW

Geotermoeléctrica

1.0%

Ciclo combinado

45.2%

Termoeléctrica

convencional

1.7% Turbogás

1.9%

Combustión

interna

0.3% Eoloeléctrica

10.9%

Hidroeléctrica

13.8%

Carboeléctrica

4.2%

Nucleoeléctrica

1.2%Solar

1.6%

NGL

11.5%Coque

0.8%

Biomasa

0.3%

Autoabastecimien

to local

5.5%


4-54

Margen de reserva 1/

Sistema interconectado nacional

1/ Valores mínimos de verano 2/ Valor real

Gráfica 4.11

Se observa que el MR, como resultado del proceso de planificación, se estabiliza en los últimos

años del horizonte de planeación en alrededor de 13 por ciento. En 2018 el MR aumenta debido

a que entrarán en operación centrales programadas para años anteriores y que por diferentes

razones se han retrasado. Este margen, servirá para cubrir la reserva operativa, falla de equipos

y eventos críticos.

El hecho de disponer de MR altos en algunos años, si bien representa costos adicionales también

proporciona beneficios económicos en la operación del sistema ya que permite despachar las

tecnologías de generación más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas. Así mismo,

en caso de variaciones significativas en los precios de los combustibles se tiene flexibilidad para

aprovechar situaciones coyunturales y lograr una operación más económica.

El beneficio de contar con un margen de reserva adecuado es el de la seguridad de abasto

eléctrico ante situaciones no previstas, tales como restricciones en el suministro de algún tipo

de combustible, como se presentó en 2007 y durante 2012, en el centro, occidente y península

de Yucatán, con el gas natural, con el suministro de carbón a la central de Petacalco y el

desgajamiento de un cerro en San Juan de Grijalva, en años anteriores.

En los cuadros 4.19a y 4.19b se presenta el MR para los sistemas Baja California y Baja California

Sur respectivamente; la evolución de la capacidad considera el plan de expansión incluido en el

PRC y los criterios establecidos para la planificación de estos sistemas.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 20282/


4-55

En 2013 se tiene programada la entrada de Baja California II TG Fase I (139 MW) y Baja California

III (294 MW); en 2014 el proyecto Baja California II (276 MW) y en 2015 Rumorosa I, II y III

(300 MW). A partir de 2018 se considera la interconexión al SIN.

Para Baja California, en 2010 la demanda máxima fue de 2,229 MW, en 2011 de 2,237 MW y en

2012 de 2,302 MW. A pesar del bajo crecimiento de la demanda en Baja California, se tienen

problemas de capacidad de generación, debido a los siguientes factores: i) la disponibilidad en

la central geotermoeléctrica de Cerro Prieto se ha reducido a 412 MW, por la declinación en la

producción de vapor en el campo geotérmico; ii) por la posposición de la adjudicación del

CC Baja California III (La Jovita).

Por lo anterior, en el corto plazo, para atender el criterio de reserva en esta área, se cuenta con

autorización para comprar capacidad a permisionarios de exportación instalados en el área, hasta

por 276 MW.

Aún con lo anterior, en el corto plazo, se requerirá importar capacidad de generación, de los

sistemas eléctricos del oeste de los Estados Unidos, durante los meses de verano.

Margen de reserva del sistema Baja California

1/ A partir de 2013, se considera compra de capacidad a exportadores instalados en Baja California

2/ A partir de 2018 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad 3/ Considera importación de energía en periodos de verano para los años que se indican, así como degradaciones estacionales 4/ No incluye exportación. La demanda de 2013 corresponde a la real

5/ Criterio de reserva: 15% de la demanda máxima

Cuadro 4.19a

Para atender el crecimiento de la demanda en el sistema Baja California Sur, se requerirán

aproximadamente 843 MW de capacidad adicional para cumplir con los criterios de reserva y

reemplazar unidades antiguas con altos costos de operación.

Margen de reserva del sistema Baja California Sur

1/ Considera degradación de capacidad

2/ La demanda de 2013 corresponde a la real 3/ Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima.

Cuadro 4.19b

Margen de Reserva Regional

Un objetivo en la planificación es lograr un nivel aceptable del margen de reserva en todas las

regiones del sistema. Para equiparar los márgenes en cada una de las regiones se requiere la

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Capacidad instalada (MW) 2292 2419 2388 2381 3005 2945 2950 3179 3179 3189 3743 3743 3743 4158 4218 4218

Compra de capacidad a exportadores 1/ 250 276 276

Interconexión al SIN (MW) 2/ 77 170 43 185 300 70 242 5 128 300

Importación de EUA (MW) 16 240 82 177 17 19

Capacidad total (MW) 3/ 2,558 2,659 2,746 2,834 3,005 3,022 3,120 3,222 3,364 3,506 3,743 3,813 3,985 4,163 4,346 4,537

Demanda (MW) 4/ 2,225 2,312 2,389 2,464 2,544 2,628 2,713 2,801 2,924 3,048 3,181 3,316 3,465 3,620 3,779 3,945

Reserva de capacidad (MW) 333 346 357 369 461 394 406 420 439 457 562 497 520 543 567 592

Margen de reserva (%) 5/ 15.0 15.0 15.0 15.0 18.1 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 17.7 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Capacidad total (MW) 1/ 490 552 570 613 613 690 828 828 795 889 1,026 1,026 1,125 1,209 1,209 1,333

Demanda (MW) 2/ 403 428 449 474 502 530 561 596 635 678 724 774 828 884 944 1,009

Margen de reserva requerida (MW) 3/ 86 86 86 86 86 160 160 160 160 160 254 254 254 260 260 260

Reserva de capacidad resultante (MW) 87 124 121 139 111 160 268 233 160 211 302 252 297 325 265 324


4-56

instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así

como de refuerzos de transmisión que incrementen los límites de transferencia entre regiones.

La atención de la demanda se logra combinando los recursos locales de generación y la disponible

en otras regiones del sistema, vía la red de transmisión.

La capacidad de los enlaces de transmisión depende de sus propias características físicas, como

nivel de voltaje, longitud, características de conductores, etc., así como de la robustez del

sistema en las regiones que enlazan: soporte de voltaje, diferencia angular, distancia eléctrica.

El límite de transmisión es el valor máximo de potencia eléctrica que puede intercambiarse entre

una o más regiones, preservando la seguridad en la operación del sistema eléctrico en su

conjunto, considerando la ocurrencia de falla en algún elemento de transmisión o generación.

La gráfica 4.12 muestra, para la condición de demanda máxima del SIN, los MR del

Interconectado Norte (IN), formado por las áreas Noroeste, Norte y Noreste y el Interconectado

Sur (IS), que incluye las áreas Occidental, Central, Oriental y Peninsular.

En el análisis se han considerado los factores que afectan la capacidad del parque de generación,

de acuerdo a la metodología de cálculo de MR. Así también se incluye la aportación a la reserva

debida a la capacidad de interconexiones y demanda interrumpible, ubicadas regionalmente.

Margen de reserva regional 1/ Sistemas interconectados norte y sur

1/Demanda máxima del SIN

Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones

Gráfica 4.12

Para esta condición de demanda, se observa que en el corto plazo el MR en el IN es menor al

del IS, lo cual se debe a las restricciones de transmisión existentes entre dichos sistemas y al

retraso de algunos proyectos de generación en las áreas del norte. A partir de 2016, con la

incorporación de nuevas centrales en las áreas Noroeste y Norte, así como los refuerzos en

transmisión entre las regiones Huasteca y Monterrey, el MR del IN se nivelará con el resto del

sistema.

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

SI Norte 11.0 12.7 10.5 17.1 15.6 18.5 15.8 15.6 13.9 14.2 13.9 14.2 13.9 14.0 13.4 13.6

SI Sur 27.4 26.0 26.6 15.8 14.1 17.0 14.4 14.3 12.8 13.2 12.8 13.2 13.5 13.1 13.7 13.6


4-57

En las áreas del norte las mayores demandas se presentan en verano, debido en gran medida a

condiciones climáticas. En este periodo el sistema requiere de la mayor disponibilidad de

capacidad, sin embargo la misma se ve disminuida por las altas temperaturas, particularmente

la de centrales que operan a gas natural. Esto agrava las necesidades de capacidad del

Interconectado Norte en los meses de verano.

Por lo anterior, los mantenimientos al parque generador se programan en la medida de lo posible,

para disponer de la mayor capacidad en los periodos donde se presenta la demanda máxima de

cada una de las áreas.

Con todo lo anterior, en función de la capacidad y topología de los enlaces de transmisión entre

regiones, se comparten los recursos de capacidad entre las regiones del sistema. La diversidad

en los niveles de MR en cada una de las áreas depende de los recursos de capacidad y transmisión

disponibles en el punto de operación para el cual es más crítico el funcionamiento de los sistemas.

En las gráficas 4.13a y 4.13b se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales

para las áreas Norte, Noroeste, Noreste y Occidental, en la condición de demanda máxima del

SIN.


4-58

Margen de reserva regional 1/

Áreas Norte y Noroeste

1/Demanda máxima del SIN Nota: Incluye capacidad interrumpible, e interconexiones

Gráfica 4.13a


Áreas Noreste y Occidental



Gráfica 4.13b

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

NORTE 4.2 9.5 10.2 15.7 14.6 17.5 14.8 14.6 13.1 13.6 13.2 13.5 13.3 13.4 12.3 14.9

NOROESTE 6.8 13.2 12.9 15.9 14.6 17.5 15.0 15.0 13.2 13.5 13.1 13.5 12.8 13.4 12.4 13.3

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

NORESTE 15.9 12.3 7.3 16.6 14.6 17.6 14.9 14.7 13.2 13.5 13.2 13.6 13.5 13.3 13.3 12.1

OCCIDENTAL 20.9 21.7 19.9 16.1 14.6 17.5 14.9 15.1 13.2 13.5 13.2 13.5 13.4 13.4 13 14.1


4-59

En las gráficas 4.13c y 4.13d se presentan los resultados de los análisis de reserva regionales

para las áreas Central, Oriental Peninsular y SIN, en la condición de demanda máxima del SIN.


Áreas Central y Oriental



Gráfica 4.13c


Área Peninsular y SIN



Gráfica 4.13d

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

CENTRAL 25.4 25.1 25.0 16.8 14.7 17.4 14.8 14.7 13.2 13.6 13.1 13.6 13.7 13.4 12.3 13.9

ORIENTAL 24.5 24.1 24.5 15.4 14.6 17.6 14.8 14.7 13.2 13.6 13.2 13.6 13.8 13.4 16.3 13.3

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

PENINSULAR 32.8 31.2 30.9 17.5 14.8 17.7 15.0 14.7 13.4 13.8 13.4 13.6 18.4 13.5 19.5 14.8

SIN 21.6 21.1 20.6 16.3 14.6 17.6 14.9 14.8 13.2 13.5 13.2 13.6 13.7 13.4 13.6 13.6


4-60

Diversificación de las fuentes de generación 4/

Frente a la volatilidad en los precios de los combustibles y la incertidumbre en la evolución y

costos de las tecnologías para generación de electricidad, la diversificación adquiere una

importancia relevante para reducir riesgos. Así, un plan de expansión con mayor grado de

diversificación, aun con un mayor costo, permitiría reducir la exposición al riesgo.

Las ventajas más importantes de una estrategia de diversificación son: mayor protección contra

la volatilidad de los precios de los energéticos primarios, menor dependencia de un proveedor

único de combustibles y reducción de la contaminación atmosférica mediante el uso de fuentes

de energía renovable y generación limpia.

En este ejercicio de planificación, de acuerdo con información proporcionada por la SENER, se

han considerado precios nivelados de 6.0 y 6.2 dólares/MBtu para el gas nacional e importado

respectivamente, de 12.3 dólares/MBtu para combustóleo doméstico y 13.8 dólares/MBtu para

el importado, y de 4 dólares/MBtu para el carbón nacional y de 5.3 dólares/MBtu para el

importado.

En este escenario y con los costos actuales de inversión de las tecnologías de generación, la

expansión de menor costo en el mediano y largo plazos se logra mediante una participación

mayoritaria de proyectos basados en tecnologías de ciclo combinado.

A continuación se describen brevemente algunas ventajas de aquellas tecnologías que se han

considerado en los análisis de largo plazo.

Centrales carboeléctricas. El uso del carbón resulta atractivo tomando en cuenta que:

a) estas plantas constituyen una tecnología madura, b) resulta el energético primario con más

reservas a nivel mundial y c) el precio del energético ha sido el menos volátil, aunque en los

últimos años se ha incrementado.

Sin embargo, actualmente hay una gran presión mundial para reducir las emisiones de gas de

efecto invernadero, por lo que las tecnologías para carboeléctricas deberán considerar en el

futuro la captura y confinamiento de CO2. En este ejercicio se consideran estas tecnologías en la

denominada nueva generación limpia.

Además de las inversiones necesarias en estas centrales, se requieren otras para la recepción y

manejo del carbón, así como la construcción o adecuación de puertos e infraestructura para el

transporte de este energético en el territorio nacional.

Para las centrales incluidas en el plan de expansión se deberá desarrollar infraestructura en

Lázaro Cárdenas, Michoacán, así como en las regiones con recursos potenciales de carbón en

Coahuila, a fin de reactivar el desarrollo de esta tecnología.

Centrales nucleoeléctricas. En los últimos años, el avance de esta tecnología ha permitido un

incremento importante en la seguridad de su operación, así mismo los costos han mostrado una

tendencia a la baja, por lo que su utilización se prevé en el largo plazo. Tiene el atractivo de

reducir la emisión de gases de efecto invernadero, lo cual aumenta su competitividad en

escenarios con bajas emisiones de CO2 ya que es la única fuente de capacidad y energía masiva

que cumple con este criterio.

Centrales hidroeléctricas. Los costos de inversión de estas son mayores a los de tecnologías

con base en combustibles fósiles. Los problemas sociales y ambientales derivados de su

construcción pueden ser más complejos por lo que la política de CFE ha cambiado al diseñar

proyectos de menor capacidad, que reduzcan la magnitud de las áreas inundadas. En la mayoría

4/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles


4-61

de los casos los factores de planta son bajos e involucran incertidumbre en la disponibilidad del

recurso hidrológico.

Estas centrales ofrecen los beneficios siguientes: I) utilizan energía renovable, II) no contaminan

el ambiente, III) su construcción tiene el mayor componente de integración nacional, y IV) las

obras civiles y las presas generalmente pueden destinarse a otros usos como riego agrícola,

control de avenidas en ríos, agua potable, turismo y navegación, entre otros.

Capacidad por tipo de combustible. En las gráficas 4.14 y 4.15 se presenta la composición

de la capacidad instalada en 2012 y 2028 en función de los energéticos utilizados, tanto para el

servicio público como para el sistema eléctrico que incluye el autoabastecimiento remoto.

Para el caso del servicio público, el uso de combustibles fósiles en la capacidad instalada de

generación reducirá su participación de 72.6% en 2012 a 61.6% en 2028.

En el contexto del sistema eléctrico, donde al servicio público se agrega la capacidad de

autoabastecimiento remoto, la capacidad de generación que utiliza combustibles fósiles reducirá

su participación de 72.5% a 57.4% en 2028.


4-62

Capacidad bruta por tipo de combustible

Servicio público

1/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.14

Capacidad bruta por tipo de combustible

Sistema eléctrico 1/

1/ Incluye autoabastecimiento remoto 2/Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Carboeléctrica o Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.15

1/

2012real

53,114 MW2028

95,342 MW

Combustibles

fósiles 72.6%

Hidroeléctrica

21.7%

Geotermia 1.5%

Eólica 1.1%

Nuclear 3.0%

Solar 0.002%

Combustibles

fósiles

61.1%

Hidroeléctrica

15.9%Geotermia

1.1%

Eólica

5.4%

Nuclear

1.5%

NGL

13.4%

Solar

1.5%

2/

Combustibles

fósiles 72.5%

Hidroeléctrica

21.0%

Geotermia 1.5%

Eólica 2.0%

Nuclear 2.9%

Biomasa 0.2%

Solar 0.002%

2012real

55,693 MW2028

107,503 MW

Combustibles

fósiles

57.4%

Hidroeléctrica

14.6% Geotermia

1.0%

Eólica

11.5%Nuclear

1.3%

Biomasa

0.3%

NGL

12.2%

Solar

1.7%


4-63

Fuentes de suministro de gas natural

Gas natural licuado: Tomando en cuenta la problemática del suministro de gas nacional y de

la importación de gas del sur de Texas, y con el objeto de diversificar el suministro a algunas

centrales eléctricas, CFE ha concretado la importación de Gas Natural Licuado (GNL) y la

instalación de terminales para su almacenamiento y regasificación en las costas del Golfo de

México, en el occidente del país y en la península de Baja California.

Zona Golfo de México: CFE adjudicó un contrato de compra de este combustible a partir de

una estación de almacenamiento y regasificación de GNL en el puerto de Altamira, Tamaulipas.

Esta terminal inició su operación comercial en septiembre de 2006 con una capacidad de

300 millones de pies cúbicos diarios (Mpcd), la cual se incrementó a 500 Mpcd en enero de 2008.

Con este contrato se suministra gas a las centrales Altamira V, Tamazunchale y Tuxpan V.

Zona Occidente: El desarrollo de las terminales de GNL ha sido un elemento clave para

garantizar la disponibilidad en el suministro futuro de gas natural. En particular en la región

Occidental, se han llevado a cabo los siguientes proyectos:

i) En marzo de 2008 se contrató la instalación de una terminal de almacenamiento y

regasificación de GNL en Manzanillo con una capacidad de producción de 500 Mpcd, lo que dará

seguridad al suministro de tal combustible en el occidente del país y permitirá desarrollar los

proyectos de repotenciación a ciclos combinados de las CT Manzanillo I y II, y ciclos combinados

en la región.

ii) Construcción de un gasoducto de 30 pulgadas de diámetro entre Manzanillo y la ciudad de

Guadalajara, el cual entró en operación en julio de 2011 para atender parte del suministro de

gas a esa región.

Zona Baja California: A fin de garantizar su abastecimiento a centrales actuales y futuras del

área Baja California, CFE ha contratado la compra de gas natural en esta área teniendo como

precio de referencia el del sur de California (SOCAL).

El proyecto incluyó la construcción de la terminal de almacenamiento y regasificación de GNL con

una capacidad de hasta 1,000 Mpcd y un gasoducto con una longitud aproximada de 75 km y

diámetro de 30 pulgadas. Este proyecto entró en operación en julio de 2008 con una capacidad

contratada por CFE de 235 Mpcd. La capacidad excedente a la contratada se destina a otros

mercados en el sur y oeste de EUA.

Cambio estructural en el mercado de gas natural en México: En años recientes, se han

logrado importantes avances tecnológicos para la extracción del gas, lo que ha permitido hacer

rentable la recuperación del llamado “shale gas”. Este tipo de gas se encuentra en formaciones

rocosas con alto contenido orgánico y arcilloso. Esto ha propiciado un incremento sustancial en

la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así como en sus reservas.

En México, la mayor parte de las reservas de shale gas se encuentran ubicadas en el norte del

país y a lo largo de la costa del Golfo de México.

PEMEX perforó el primer pozo exploratorio en febrero de 2011 en Coahuila: la estimación de

recursos potenciales se ubica entre 150 y 459 trillones de pies cúbicos (TPC) de shale gas. Por

otra parte, la Energy Information Administration (EIA) de los EUA, considera que México cuenta

con reservas recuperables de shale gas por 681 TPC. Se estima que con el ritmo de consumo

actual, se podrían cubrir 60 años.

El incremento sustancial en la oferta de este energético en los Estados Unidos y Canadá, así

como en sus reservas, además de modificar radicalmente los precios relativos internacionales,

hacen de Norte América la región con el gas más barato del mundo.


4-64

Por lo anterior la SENER, en conjunto con Pemex, CFE y la CRE, han decidido emprender una

estrategia integral para avanzar en el desarrollo de la infraestructura de transporte y

comercialización de gas natural, la cual puede involucrar la participación de particulares en las

soluciones de suministro de gas natural en México.

La estrategia planteada, junto con un nuevo marco regulatorio, permitiría ampliar la cobertura

de gas natural a 100% de las entidades del país. Asimismo, se ampliaría la cobertura en varios

de los estados que cuentan con acceso limitado a gas natural.

La SENER promueve proyectos estratégicos a partir de fortalecer la coordinación de Pemex y

CFE, con el fin de identificar sinergias y evaluar el crecimiento de la red buscando el mayor

beneficio para el país, con la participación de inversionistas privados.

Dentro de las redes de transporte de gas natural desarrollados por CFE se encuentran las

siguientes:

Gasoducto Manzanillo−Guadalajara. En operación desde 2011, su trayectoria es la siguiente:

Manzanillo, Colima–Guadalajara, Jalisco, con una longitud de 300 km, diámetro de 30 pulgadas,

capacidad de 500 Mpcd y una inversión estimada de 358 MUSD. Con este gasoducto se garantiza

el transporte de gas natural para las centrales eléctricas en la región occidente del país, a clientes

industriales y otros del sector público de energía.

Gasoducto Centro. Con una longitud de 160 km, su trayectoria va de La Magdalena Soltepec

en Tlaxcala hasta Yecapixtla en Morelos. El diámetro será de 30 pulgadas con una capacidad de

320 Mpcd y una inversión estimada de 246 MUSD. Este ducto abastecerá la central de ciclo

combinado Centro y posteriormente la central Centro II.

Gasoducto corredor Chihuahua. Con una trayectoria de la frontera con EU—El Encino en

Chihuahua, diámetro de 36 pulgadas, capacidad de 850 Mpcd y una inversión estimada de

395 MUSD, este ducto abastecerá a las centrales de ciclo combinado Norte II, Norte V y

Norte VI.

Gasoducto—Tamazunchale–El Sauz. Entrará en operación en enero de 2014 y tiene la

siguiente trayectoria: Tamazunchale en San Luis Potosí—El Sauz en el estado de Querétaro, con

una longitud de 200 km, un diámetro de 30 pulgadas y una inversión estimada de 300 a

350 MUSD. Este ducto es estratégico para alimentar a las centrales programadas de ciclo

combinado en el centro del país, como Valle de México II y Valle de México III.

Gasoducto Norte—Noroeste. Su trayectoria por la parte Noroeste será Sasabe—Puerto

Libertad (Fase I), en Sonora; Puerto Libertad—Guaymas en Sonora; el enlace entre Sonora y

Sinaloa será mediante la trayectoria Guaymas—El Oro (Topolobampo), y por la parte Norte

Juárez—El Encino, en Chihuahua. La conexión con la red de transporte de gas natural entre Norte

y Noroeste se realizará mediante la trayectoria El Encino—El Oro (Topolobampo). La trayectoria

final se efectuará entre El Oro (Topolobampo) y Mazatlán, en Sinaloa. La longitud total del

gasoducto será de 2,152 km aproximadamente.

Este gasoducto tendrá diferentes diámetros, 36 pulgadas de Juárez—El Encino; 30 pulgadas de

El Encino—El Oro (Topolobampo); Sasabe—Puerto Libertad—Guaymas, 36 pulgadas;

Guaymas—El Oro (Topolobampo), 30 pulgadas; y El Oro (Topolobampo)—Mazatlán,

24 pulgadas. La capacidad total será de 1,470 Mpcd, con una inversión estimada de 3,000 a

3,500 millones de dólares.

El gasoducto Norte—Noroeste cerrará el circuito con el corredor Chihuahua, fortaleciendo la

operación y flexibilidad del sistema de gasoductos en el norte del país y permitirá abastecer las

centrales a gas programadas en Sonora y Sinaloa, entre las que se encuentran: Noroeste y

Topolobampo III; Guaymas II y III; y Mazatlán. La puesta en operación de la Fase I será en


4-65

octubre de 2014, la de El Encino—El Oro (Topolobampo) en julio de 2016, Puerto

Libertad—Guaymas en octubre de 2015, Guaymas—El Oro (Topolobampo) en julio 2016 y El Oro

(Topolobampo)—Mazatlán en diciembre de 2016.

Asociado a este gasoducto y en tanto entran en operación los nuevos CC programados en

Topolobampo, Guaymas y Mazatlán, se ha previsto la operación a gas de las centrales

termoeléctricas Puerto Libertad, Topolobampo II y la unidad 3 de Mazatlán II, a partir de 2014,

2016 y 2016 respectivamente, hasta la fecha programada para su retiro.

Gasoducto Nuevo Pemex. Con trayectoria CPG Nuevo PEMEX—entronque del gasoducto

Mayakán, con longitud de 100 km, diámetro de 30 pulgadas, capacidad de 300 Mpcd y una

inversión de 154 MUSD. Incrementará la capacidad de transporte de gas natural hacia la

Península de Yucatán a fin de satisfacer los requerimientos del sector eléctrico, industrial,

comercial y residencial en la península. Se prevé su entrada en operación en 2014.

Gasoducto Ojinaga-El Encino-Torreón y centro del país. Con un diámetro de 36 pulgadas

y capacidad de 1,000 Mpcd aproximadamente, incrementará la capacidad de transporte de gas

natural al norte y centro del País, requerida para satisfacer la creciente demanda de los sectores:

eléctrico, industrial, comercial y residencial, en esas regiones. Se espera la entrada en operación

del ducto en el último trimestre del año 2016.

Gasoducto del sur de Texas-Naranjos. Se requiere esta capacidad de transporte de gas

natural, para incrementar la capacidad de transporte de gas natural al este y centro del país.

Será un gasoducto de 36 pulgadas de diámetro con una capacidad aproximada de 800 Mpcd.

Se espera su entrada en operación durante el segundo trimestre del año 2018.

Sistema BCS. Actualmente las plantas de CFE en Baja California Sur operan con base en

combustóleo y diésel. CFE puede cambiar el insumo de estas plantas a gas natural con baja

inversión, generando importantes ahorros en costos de producción y adicionalmente, se

reducirán sustancialmente las emisiones de CO2, SOx, NOx y partículas suspendidas.

Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de combustibles

Restricciones ecológicas

Para la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones

ambientales que impone la normatividad para cada región del SEN, en las cuales se utilizan

energéticos tipo fósil.

La Norma Ambiental Mexicana referida al control de niveles máximos permisibles de emisión a

la atmósfera —humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno—

está regulada por zonas y por la capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan

combustibles sólidos, líquidos o gaseosos.

Se consideran dos zonas de aplicación: las críticas y el resto del país. La primera está integrada

por tres áreas metropolitanas, dos municipios fronterizos con EUA, tres centros de población y

un corredor industrial. Ver diagrama 4.7.

En estas zonas se ubican centrales generadoras que utilizan una mezcla de combustóleo y gas

natural, lo cual permite cumplir con la regulación ambiental. Además, se incluyó entre 2014 y

2016, la conversión a duales de siete centrales que actualmente consumen combustóleo, con el

fin de habilitarlas para que operen con gas natural. El detalle de estas conversiones se presenta

en el anexo B.


4-66

Zonas críticas definidas en la Norma Oficial Mexicana

Diagrama 4.7

Externalidades en la generación de energía eléctrica

En diciembre de 2012, se publicó en el Diario Oficial de la Federación la Metodología para valorar

las externalidades asociadas a la generación de electricidad en México. Para ello, la SENER

comunicó a CFE en noviembre de 2013, los valores de externalidades que deberán ser utilizados.

Tales valores tendrán aplicación en lo siguiente:

Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE), a partir de 2014

Despacho de las unidades del sistema eléctrico destinado a servicio público, a partir de

diciembre de 2013

Evaluación económica de proyectos de inversión, a partir del ejercicio fiscal 2014

Los factores de emisión por tecnología se indican en el cuadro 4.20


4-67

Factores de emisión por combustible y tecnología, Ton/MWh

Cuadro 4.20

Los costos unitarios para cada contaminante se presentan en el cuadro 4.21

Valores unitarios de la externalidad ambiental

Dólares de 2013/ Ton

Cuadro 4.21

Con base en lo anterior, los costos externos asociados a cada tecnología se indican en el cuadro

4.22, en pesos de 2013 por MWh generado.

Valores unitarios del impacto de externalidades en la producción de electricidad $2013/MWh

Paridad de 12.5 $/dólar

Cuadro 4.22

Combustible (Tecnología) SO2 NOx PST (PM10) CO2

Carbón (Carboeléctricas) 0.00900 0.00125 0.00150 0.8566

Combustóleo (Térmicas Convencionales)0.01760 0.00082 0.00090 0.7130

Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y

caso particular CCC Valladolid II). 0.00687 0.00120 0.00009 1.2200

Gas (Ciclos Combinados de Alta

Eficiencia) - 0.00043 - 0.3452

Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,

Turbogás Generación Distribuida y Ciclo

Combinado Antiguo) - 0.00045 - 0.3746

Resto de Tecnologías (Nuclear,

geotérmica, eólica, solar, hidráulica) - - - -

SO2 NOx PST (PM10) CO2

122.9 103.0 83.2 5.7

Combustible (Tecnología) SO2 NOx PST (PM10) CO2TOTAL Dól 2013/MWh

Carbón (Carboeléctricas) 13.82 1.61 1.56 60.54 77.54 6.20

Combustóleo (Térmicas Convencionales)27.03 1.06 0.94 50.40 79.42 6.35

Diésel (Turbogás de Baja eficiencia y caso

particular CCC Valladolid II). 10.55 1.55 0.09 86.23 98.42 7.87Gas (Ciclos Combinados de Alta

Eficiencia ) 0.00 0.55 0.00 24.40 24.95 2.00Gas (Turbogás de Alta Eficiencia,

Turbogás Generación Distribuida y Ciclo

Combinado Antiguo) 0.00 0.58 0.00 26.48 27.06 2.16Resto de Tecnologías (Nuclear,

geotérmica, eólica, solar, hidráulica) - - - - - -


4-68

Los estudios de producción y de combustibles que se presentan en esta sección incorporan los

valores unitarios de las externalidades para cada tecnología en el costo variable, y por tanto en

el despacho económico realizado para la simulación de la operación del sistema eléctrico.

Eficiencia del proceso termoeléctrico

El consumo específico (CE) es la variable principal para determinar la eficiencia en el proceso de

conversión de energía. Los requerimientos de combustibles para producir un kWh varían

inversamente con la eficiencia. Su magnitud resulta significativamente diferente para cada

tecnología.

El parque de generación termoeléctrico existente (CFE y PIE), cuenta con unidades cuya eficiencia

varía de 30 a 52 por ciento. Con el paso del tiempo, su mejora se debe fundamentalmente a

avances tecnológicos en los nuevos desarrollos de plantas generadoras. La gráfica 4.16 presenta

comparativamente su clasificación para 2012 y 2028.

Clasificación de la capacidad termoeléctrica efectiva instalada por rango de eficiencia 1/ Servicio público

1/ No incluye Laguna Verde, geotermoeléctricas, eoloeléctricas, ni 106 MW de unidades móviles

Gráfica 4.16

Rango de

eficiencia (%)Clasificación

≥ 50 E (Excelente)

≥ 45 < 50 MB (Muy buena)

≥ 40 < 45 B (Buena)

≥ 35 < 40 A (Aceptable)

≥ 30 < 35 R (Regular)

< 30 P (Pobre)

E3,289

(8.5%)

MB11,950(31.0%)

B1,190

(3.1%)

A10,516

(27.3%)R

9,108(23.6%)

P2,494

(6.5%)

201238,547 MW

E38,716

(55.9%)

MB16,309

(23.6%)

B4,693

(6.8%)

A6,858

(9.9%) R2,615

(3.8%)

202869,191 MW


4-69

En la gráfica 4.17 se muestra la evolución histórica de la eficiencia de las unidades generadoras

de 2008 a 2012 y la evolución esperada de 2013 a 2028, de acuerdo con el equipo existente y

los programas de requerimientos de capacidad de CFE y PIE, y retiros de unidades de CFE.

Se observa para 2013 un incremento de 0.5% en relación con el año anterior. Esta cifra resulta

de considerar una parte real —enero a septiembre— y otra pronosticada —octubre a diciembre—

. Esta última refleja una menor participación de energía suministrada con base en combustóleo

(eficiencia de 35%) y diesel y, mayor generación de ciclos combinados producida con gas (50%

de eficiencia).

Para 2017—2028 se considera que no existen restricciones en el suministro de gas, por lo cual

al final del periodo la eficiencia rebasa el 48 por ciento.

Eficiencia termoeléctrica1/

Servicio público

1/ Excluye tecnologías nuclear y geotermoeléctrica

Gráfica 4.17

Composición de la generación bruta

En las gráficas 4.18 y 4.19 se presenta la participación de las distintas tecnologías en el despacho

de generación para 2012 y 2028, tanto para el servicio público como para todo el sistema

eléctrico, donde se incluye el autoabastecimiento remoto.

Es importante destacar la reducción de la generación termoeléctrica convencional, su incremento

con ciclos combinados, eoloeléctricas, solar, y la participación de tecnologías de Nueva

Generación Limpia (NGL) [nuclear, ciclo combinado y carboeléctrica con captura y confinamiento

de CO2, y renovable].

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Servicio público 40.9 40.9 40.9 40.7 40.3 40.8 41.8 42.5 42.7 42.6 43.4 44.8 45.5 45.6 46.7 46.9 46.8 47.2 47.9 48.1 48.2

35

37

39

41

43

45

47

49

Eficiencia

%


4-70

Generación bruta por tipo de tecnología

Servicio público Escenario de Planeación

1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.18

Generación bruta por tipo de tecnología

Sistema eléctrico Escenario de Planeación

1/ Nueva generación limpia (NGL): Nuclear, Ciclo combinado o Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Gráfica 4.19


Turbogás2.4%

Combustión interna0.4% Hidroeléctrica

12.0%



Geotermoeléctrica2.2%

Eoloeléctrica0.5%


20.6%

Solar0.0%

2012 Real

261,894 GWh


Turbogás0.8%


Hidroeléctrica8.6%

Carboeléctrica3.0%



Eoloeléctrica3.7%


1.5%

Coque0.1%NGL1/

12.9%Solar0.7%

2028Planeación

458,824 GWh


Turbogás2.3%






Eoloeléctrica0.5%


19.7%

Solar0.0%

Autoabastecimiento remoto4.5%

2012 Real

274,304 GWh

Ciclo combinado58.9% Turbogás

0.7%Combustión interna

0.3%

Hidroeléctrica7.8%

Carboeléctrica2.8%



Eoloeléctrica3.2%


1.4%

Coque0.1%

NGL1/

11.8%Solar0.6%

AutoabastecimientoRemoto8.7%

2028 Planeación

502,340 GWh


4-71

Combustibles fósiles requeridos

Se muestran en la gráfica 4.20 y el cuadro 4.23. La tmca se prevé de 4.66% para gas natural.

Por el contrario, el carbón, combustóleo y diésel, decrecerán 5.11%, 15.67% y 9.14%,

respectivamente.

Evolución de los combustibles requeridos


1/ Incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL

Gráfica 4.20

Combustibles requeridos para generación de energía eléctrica


1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnología NGL

Cuadro 4.23

0

250

500

750

1,000

1,250

1,500

1,750

2,000

2012Real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Calor(Tcalorías / día)

Gas natural

Gas natural licuado

Carbón

Combustóleo

Coque

NGL Carbón Limpio

Diésel

Combustible Unidades 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Combustóleo m3 / día 31,975.4 31,111.7 22,663.9 17,045.2 14,257.0 10,365.7 8,972.8 7,622.8 6,488.0

Gas Mm3 / día 78.0 77.9 91.0 107.4 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4

Gas natural Mm3 / día 65.2 62.1 66.3 81.9 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4

Gas natural licuado Mm3 / día 12.8 15.8 24.6 25.5

Diésel m3 / día 2,071.8 2,266.7 1,300.1 1,226.3 1,217.2 1,428.4 1,627.4 1,161.8 1,060.9

Carbón Mt / año 15.5 15.2 12.1 10.4 10.3 8.7 5.9 7.1 5.7

Coque Mt / año 0.2 0.2 0.1 0.2 0.2

Combustible Unidades 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 tmca (%)

Combustóleo m3 / día 5,440.0 5,716.5 5,742.4 5,172.9 4,769.1 4,793.7 3,398.6 2,092.2 -15.67

Gas Mm3 / día 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6 4.66

Gas natural Mm3 / día 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6 5.84

Gas natural licuado Mm3 / día

Diésel m3 / día 734.9 543.2 480.7 473.6 468.7 433.5 450.7 447.0 -9.14

Carbón Mt / año 5.5 5.0 4.9 5.3 5.3 5.2 5.3 6.7 -5.11

Coque Mt / año 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 0.1 -1.53


4-72

Para garantizar el suministro de gas, de 2013 a 2015 se considera una oferta de 500 y

400 millones de pies cúbicos de las terminales regasificadoras de gas natural licuado Altamira y

Manzanillo, respectivamente.

Además, a partir de octubre de 2014 se estima que habrá disponibilidad de este energético en el

norte de Sonora, llegando a finales de 2016 al estado de Sinaloa, una vez terminados los

gasoductos Norte−Noroeste.

Asimismo, entre 2014 y 2017 se prevé la entrada en operación de los gasoductos: Agua Dulce

(Sur de Texas)−Los Ramones−Tula−Aguascalientes, con lo cual se abastecerán las regiones

Occidental y Central del país.

La reducción en el consumo de combustóleo se debe:

Al uso de gas natural en algunas centrales termoeléctricas existentes, a su bajo

precio en relación con el combustóleo y al cumplimiento con la normativa

ambiental

Al incremento de la capacidad instalada en ciclos combinados con base en gas

natural

A las centrales carboeléctricas actualmente en operación y a las programadas entre

los años 2024 y 2027, con tecnologías de NGL

A la hipótesis de que las centrales localizadas en las regiones de La Paz y Todos

Santos en Baja California Sur, operarán con gas cuando éste se encuentre

disponible

Al retiro de unidades termoeléctricas convencionales con baja eficiencia y bajo

factor de planta

En 2012 los mayores consumos ocurrieron en las regiones Noreste, Oriental, Norte, Occidental,

Central y Baja California.

El diagrama 4.8 indica el volumen de gas natural requerido en diferentes regiones del país.


4-73

Consumo de gas natural para generación de energía eléctrica


1/ No incluye los combustibles requeridos para los proyectos con tecnologías NGL

Diagrama 4.8

Los cuadros 4.24a y 4.24b muestran la estimación del gas natural requerido para las regiones

del norte y sur del país.

Consumo de gas natural en las regiones del norte del Sistema Eléctrico Nacional

(Millones de metros cúbicos /día) Servicio público 1/


Cuadro 4.24a

Baja California

Noroeste

Norte

Central

Oriental

Peninsular

Noreste

Occidental

112.7

161.6

Millones de metros cúbicos diarios(Mm3/día)

78.0 Registrado

2028

2018

2012

2014 91.0

Pronosticados

Baja California Sur

3.3

29.1 32.2 33.1 42.9

6.5 6.612.7 20.6

11.1 13.1 11.36.4

3.6 4.5 4.810.5

12.1 13.9 18.6 18.9

4.8 4.3 4.87.9

7.612.6 14.5

38.2

3.2 3.8 12.7 13.0

Área 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Baja California Norte 4.8 4.8 4.3 4.6 4.7 5.2 4.8 4.7 5.1 5.2 5.3 6.1 6.3 6.4 7.0 7.5 7.9

Gas natural 4.8 4.8 4.3 4.6 4.7 5.2 4.8 4.7 5.1 5.2 5.3 6.1 6.3 6.4 7.0 7.5 7.9

Baja California Sur 1.8 1.9 2.0 2.2 2.2 2.4 2.3 2.5 2.9 3.3

Gas natural 1.8 1.9 2.0 2.2 2.2 2.4 2.3 2.5 2.9 3.3

Noroeste 3.2 2.8 3.8 6.2 6.8 10.1 12.7 13.2 14.2 14.5 14.0 13.7 14.1 13.6 12.7 13.0 13.0

Gas natural 3.2 2.8 3.8 6.2 6.8 10.1 12.7 13.2 14.2 14.5 14.0 13.7 14.1 13.6 12.7 13.0 13.0

Norte 12.1 11.6 13.9 13.7 15.3 16.3 18.6 17.0 16.4 19.7 16.9 16.5 19.2 17.3 17.0 17.7 18.9

Gas natural 12.1 11.6 13.9 13.7 15.3 16.3 18.6 17.0 16.4 19.7 16.9 16.5 19.2 17.3 17.0 17.7 18.9

Noreste 29.1 26.7 32.2 38.2 32.1 32.0 33.1 33.5 33.2 32.9 34.7 35.2 34.9 37.9 41.0 42.9 42.9

Gas natural 21.5 16.8 22.3 28.2 32.1 32.0 33.1 33.5 33.2 32.9 34.7 35.2 34.9 37.9 41.0 42.9 42.9

Gas natural licuado 7.6 9.9 9.9 10.0


4-74

Consumo de gas natural en las regiones del sur del Sistema Eléctrico Nacional

(Millones de metros cúbicos/día) Servicio público 1/


Cuadro 4.24b

Área 2012real 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

Occidental 7.6 8.4 12.6 12.8 13.8 15.0 14.5 16.2 19.8 24.5 28.5 30.5 33.5 34.5 34.0 36.5 38.2

Gas natural 6.1 6.6 2.4 3.3 13.8 15.0 14.5 16.2 19.8 24.5 28.5 30.5 33.5 34.5 34.0 36.5 38.2


Central 6.5 9.0 6.6 11.3 11.6 12.0 12.7 13.9 15.4 16.9 17.7 18.6 21.3 22.1 21.5 21.4 20.6

Gas natural 6.5 9.0 6.0 9.5 11.6 12.0 12.7 13.9 15.4 16.9 17.7 18.6 21.3 22.1 21.5 21.4 20.6

Gas natural licuado 0.5 1.8

Oriental 11.1 11.6 13.1 16.1 12.3 12.0 11.3 10.7 10.4 10.3 8.7 8.1 7.3 7.5 6.1 6.3 6.4

Gas natural 7.4 7.4 9.1 11.9 12.3 12.0 11.3 10.7 10.4 10.3 8.7 8.1 7.3 7.5 6.1 6.3 6.4


Peninsular 3.6 2.9 4.5 4.5 4.4 4.4 4.8 4.2 5.1 6.1 7.5 7.5 7.6 8.4 8.8 9.8 10.5

Gas natural 3.6 2.9 4.5 4.5 4.4 4.4 4.8 4.2 5.1 6.1 7.5 7.5 7.6 8.4 8.8 9.8 10.5

TOTAL 78.0 77.9 91.0 107.4 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6

Gas natural 65.2 62.1 66.3 81.9 101.0 106.9 112.7 115.2 121.4 132.3 135.6 138.5 146.5 149.9 150.5 157.9 161.6



4-75

Combustibles requeridos para centrales con tecnologías de nueva generación

limpia

En la estimación del consumo de combustibles, es de suma importancia considerar la reducción

de emisiones contaminantes con el fin de satisfacer las restricciones ambientales que impone la

legislación. Es por ello que el plan de expansión incluye centrales identificadas como NGL,

12,775 MW, para las cuales aún no se define su tecnología ni su energético primario. Ver cuadro

4.25.

Proyectos a partir de tecnologías con Nueva Generación Limpia (NGL)

1/ Carboeléctrica con captura y confinamiento de CO2

2/ Nucleoeléctrica, Ciclo combinado con captura y confinamiento de CO2, o Renovable

Cuadro 4.25

Los proyectos definidos como NGL, incluyen las tecnologías; nuclear, carbón, ciclo combinado

con captura y confinamiento de CO2, o fuentes renovables.

Dado que aún no se define la tecnología de las centrales del cuadro 4.25, sus requerimientos de

combustibles no se contabilizan en el total, pero sí en el requerimiento térmico para satisfacer la

energía del servicio público.

En el cuadro 4.26 se presentan los probables combustibles requeridos para estas centrales.

Bruta Neta

Año Mes Proyecto MW MW Área

2023 Abr Oriental I y II 2/

1,225 1,182 ORI

1,225 1,182

2024 Abr Sabinas I 1/

700 588 NES

700 588

2025 Abr Oriental III y IV 2/

1,225 1,182 ORI

Abr Noroeste II 2/

1,400 1,355 NOR

2,625 2,537

2026 Abr Pacífico II 1/

700 588 CEL

Jul Oriental V y VI 2/

1,400 1,337 ORI

2,100 1,925

2027 Abr Pacífico III 1/

1,400 1,355 CEL

Jul Sabinas II 1/

700 588 NES

2,100 1,943

2028 Abr Noroeste IV 2/

1,400 1,355 NOR

Occidental I y II 2/

1,400 1,337 OCC

Oriental VII y VIII 2/

1,225 1,182 ORI

4,025 3,874

Total 12,775 12,049

en OperaciónFecha de entrada Capacidad


4-76

Probables combustibles requeridos para las centrales generadoras con

Tecnologías de Nueva Generación Limpia

Tecnologías probables; A Carboeléctrica, B Nucleoeléctrica, C Ciclo combinado. A y C con captura y confinamiento de CO2

Cuadro 4.26

Las gráficas 4.21a y 4.21b muestran las proyecciones de gas y carbón requeridos para servicio

público, sin y con proyectos de NGL (combustibles utilizados en la simulación).

Capacidad

(MW)

GWh 5,278 9,824 9,796 9,796 9,796 9,587

Uranio (toneladas anuales) 29.0 14.3 26.5 26.5 26.5 26.5 25.9

GWh 836 1,413 1,508 1,526 2,681

Carbón (Millones de toneladas anuales) 2.6 0.3 0.6 0.6 0.6 1.1

GWh 5,277 9,796 9,796 9,587

Uranio (toneladas anuales) 29.0 14.3 26.5 26.5 25.9

GWh 4,650 8,316 8,466 7,420.9

Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.5 2.6 2.7 2.4

Gas (Millones de m3

diarios) 6.2 0.1 3.2 4.2 4.3 3.8

GWh 765 1,282 1,567

Carbón (Millones de toneladas anuales) 1.9 0.2 0.4 0.5

GWh 3,109 11,195 10,987

Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.0 3.6 3.5

GWh 1,563 2,808

Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 0.5 0.9

GWh 416 2,694

Carbón (Millones de toneladas anuales) 2.6 0.2 1.1

GWh 2,901

Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 0.9

Gas (Millones de m3

diarios) 6.2 0.1 2.3

GWh 5,787

Carbón (Millones de toneladas anuales) 3.9 1.8

Gas (Millones de m3

diarios) 6.2 0.1 3.7

GWh 3,345

Uranio (toneladas anuales) 29.0 9.0

Total 12,775 Generación (GWh) 5,278 10,660 21,136 33,291 44,040 59,365

Oriental VII y VIII B/

Veracruz 1,225

Sabinas II A/

Río Escondido, Coahuila 700

Noroeste IV A/, C/

Hermosillo, Sonora 1,400

Occidental I y II A/, C/

Aguscalientes 1,400

Pacífico II A/

Lázaro Cárdenas, Michoacán 700

Oriental V y VI A/

Veracruz 1,400

Pacífico III A/

Lázaro Cárdenas, Michoacán 1,400

Sabinas I A/

Río Escondido, Coahuila700

Oriental III y IV B/

Veracruz 1,225

Noroeste II A/, C/

Hermosillo, Sonora 1,400

2026 2027 2028

Oriental I y II B/

Veracruz 1,225

Proyecto Ubicación Generación y combustibles alternosConsumo

Máximo 2023 2024 2025


4-77

Proyección del gas natural requerido

(Millones de metros cúbicos por día) sin y con NGL Servicio público

Gráfica 4.21a

Proyección del carbón requerido

(Millones de toneladas anuales) sin y con NGL

Servicio público

Gráfica 4.21b

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

Sin NGL Con NGL

Histórico

77.5

45.3

50.5

49.1

63.5

60.6

71.9

76.4

73.0

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

Sin NGL Con NGL

Histórico

15.52

13.88

11.50

10.84

13.68

15.4514.92 14.70

14.69


5-1

PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN

Introducción

En la planificación se efectúa un balance técnico-económico entre el desarrollo de la generación

y la transmisión para lograr la confiabilidad del suministro de electricidad a costo mínimo, por lo

que una red de transmisión confiable permitirá integrar y aprovechar eficientemente los recursos

de generación instalados en el sistema.

El objetivo es diseñar un sistema justificado técnica y económicamente para operar en

condiciones normales y ante contingencias sencillas —criterio n-1— con las características

siguientes:

Sin sobrecargas en elementos

Operación dentro de rangos de tensión establecidos

Sin problemas de estabilidad angular y de voltaje

Con capacidad de transferencia entre regiones para compartir reservas de generación

Alta confiabilidad en el suministro de energía a usuarios

Con controles apropiados para dar flexibilidad a la operación

En el Sistema Eléctrico Nacional, el intercambio de grandes bloques de energía entre regiones se

efectúa a través de la red troncal, integrada por líneas con niveles de tensión de 400 kV y

230 kV. Adicionalmente la de subtransmisión distribuye regionalmente la energía con enlaces

desde 161 kV hasta 69 kV.

Al paso del tiempo, se ha conformado un sistema interconectado que cubre la mayor parte del

territorio nacional y actualmente sólo los sistemas de la península de Baja California se encuentran

separados del resto del país.

El sistema de transmisión principal se ha mallado en el nivel de 400 kV en las regiones Central,

Oriental, Noreste y Occidental del país. En cambio, en las áreas Norte, Noroeste y Peninsular se

encuentra en etapa de robustecimiento, con redes de transmisión en algunos tramos aislados en

400 kV, los cuales operan inicialmente en 230 kV y a los que gradualmente se le ha ido realizando

el cambio de tensión a 400 kV.

Metodología para expandir la red de transmisión

Plan de transmisión de costo mínimo

Su objetivo principal es determinar un programa de expansión óptimo que satisfaga no sólo

criterios técnicos sino también de rentabilidad.

Análisis de costo mínimo: se comparan opciones con nivel de confiabilidad equivalente en el

horizonte de estudio. Para cada una de ellas se calcula el Valor Presente (VP) de los costos de

inversión, operación y mantenimiento, y pérdidas eléctricas. El plan más económico es aquel

cuyo VP resulta menor.

Análisis de rentabilidad: cuantifica los beneficios de los planes para evaluar si la inversión

asociada tiene una rentabilidad aceptable. Los indicadores utilizados son la relación

Beneficio/Costo (B/C) y la Tasa Interna de Rentabilidad (TIR). La metodología para el cálculo de

los beneficios y costos asociados se describe en el documento Evaluación Económica y Financiera

de Proyectos de Transmisión.


5-2

El plan de transmisión permite definir y/o confirmar las adiciones a la infraestructura, analizando

opciones de red para distintos puntos de operación del sistema eléctrico según el escenario de

planeación para la demanda.

Para establecer el proyecto de expansión se siguen tres etapas:

Definición de escenarios de demanda

Determinación de los planes de transmisión para el año horizonte

Incorporación de proyectos en cada año del periodo de estudio

Escenario de demanda

Para planificar la expansión de la red eléctrica principal, se consideran las variables definidas en

el escenario de planeación del mercado eléctrico. Ver capítulo 2.

Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte

Para su determinación se toman como marco de referencia:

La topología del sistema del año en curso

Los proyectos de transmisión en la etapa de construcción y los comprometidos

En el análisis se evalúan diferentes condiciones base para el despacho de generación, demanda

y puntos de operación.

Los planes de transmisión propuestos para el año horizonte deberán ser equivalentes y cumplir

con los siguientes criterios de planificación de CFE:

Confiabilidad

Seguridad en la operación

Calidad del servicio

Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión

A partir de los planes del año horizonte, se procede a ubicar los proyectos requeridos en el tiempo

de modo que los propuestos para cada año cumplan con los criterios ya mencionados.

Expansión de la red de transmisión

Se planifica de manera coordinada con la expansión de la generación, descrita en el capítulo

anterior, para satisfacer los requerimientos del mercado eléctrico sobre la base del escenario de

Planeación.

A continuación se muestra el resumen del programa multianual de CFE para líneas, subestaciones

y equipo de compensación. El cuadro 5.1a considera la construcción de

19,555 kilómetros-circuito (km-c) de líneas en el periodo, de los cuales se estima que

5,073 km-c se realizarán con recursos presupuestales y 14,482 km-c como Proyectos de

Infraestructura Productiva de Largo Plazo (PIP).


5-3

Resumen del programa de líneas de transmisión

2014 — 2028

Cuadro 5.1a

Para subestaciones se ha programado instalar 47,207 Megavolt-ampere (MVA) de

transformación, 9,640 MVA con recursos presupuestales y 37,567 MVA como PIP. El cuadro 5.1b

muestra el resumen correspondiente.

Resumen del programa de subestaciones 2014 — 2028

Cuadro 5.1b

En el rubro de equipo de compensación se tiene proyectado incorporar 11,569 MVAr compuestos

por reactores, capacitores y compensadores estáticos de potencia reactiva, como se indica en

el cuadro 5.1c.

Año Subtotal

400 y 230 kV

2014 415 259 674 198 872

2015 130 66 196 450 646

2016 1,445 232 1,677 201 1,878

2017 1,540 1,098 2,638 256 2,894

2018 476 626 1,102 236 1,338

2019 505 147 652 364 1,016

2020 457 346 803 467 1,270

2021 499 462 961 236 1,197

2022 388 435 823 346 1,169

2023 750 438 1,188 274 1,462

2024 440 400 840 197 1,037

2025 1,812 299 2,111 217 2,328

2026 979 84 1,063 92 1,155

2027 515 121 636 18 654

2028 190 358 548 91 639

Total 10,541 5,371 15,912 3,643 19,555

Líneas km-c

400 kV 230 kV 161-69 kV Total

Año Subtotal

400 y 230 kV

2014 1,000 933 1,933 70 2,003

2015 1,685 1,192 2,877 100 2,977

2016 3,850 1,050 4,900 60 4,960

2017 4,500 925 5,425 30 5,455

2018 2,425 2,485 4,910 30 4,940

2019 1,375 1,460 2,835 80 2,915

2020 1,000 1,785 2,785 450 3,235

2021 1,275 1,240 2,515 30 2,545

2022 500 1,220 1,720 120 1,840

2023 2,750 1,683 4,433 103 4,536

2024 2,700 2,108 4,808 0 4,808

2025 1,750 1,292 3,042 30 3,072

2026 0 225 225 53 278

2027 1,375 792 2,167 30 2,197

2028 500 933 1,433 13 1,446

Total 26,685 19,323 46,008 1,199 47,207

Subestaciones MVA

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


5-4

Resumen del programa de equipo de compensación

2014 — 2028

Cuadro 5.1c

Proyectos por área de control

Derivado de la problemática que se prevé en cada una de las áreas de control y haciendo uso de

la metodología de planificación y los modelos electrotécnicos, se define el programa de obras de

transmisión para el corto y mediano plazos.

Área Central

El área Central incluye la Zona Metropolitana del Valle de México (ZMVM) y la región Central, que

cubre geográficamente el Distrito Federal, Estado de México y parte de los estados de Hidalgo,

Morelos, Guerrero y Michoacán. La ZMVM integrada por las divisiones de distribución Valle de

México Norte, Centro y Sur, tiene 90% del consumo del área Central. El 10% restante

corresponde a las zonas eléctricas Valle de Bravo, Atlacomulco, Altamirano, Zitácuaro e

Ixmiquilpan.

La infraestructura de transmisión principal está integrada por un anillo de transmisión,

compuesto por un doble circuito en el nivel de tensión de 400 kV que se extiende geográficamente

alrededor de la ZMVM. En este nivel existen 16 enlaces externos que provienen de fuentes de

generación lejanas con distancias mayores a 200 km, además de seis enlaces externos en el

nivel de tensión de 230 kV y dos de 85 kV.

Adicionalmente, para la regulación dinámica de voltaje se cuenta con Compensadores Estáticos

de VAr (CEV) ubicados en las subestaciones Texcoco, Nopala, Topilejo (-90, + 100 MVAr cada

uno), Cerro Gordo (-75, + 300 MVAr) y La Paz (-300, + 300 MVAr).

Internamente en la ZMVM las principales fuentes de generación son: la central Valle de México

con una capacidad efectiva de 999.3 MW y la planta Tula con una capacidad efectiva de

2,094.6 MW.

La red troncal de la ZMVM en 400 kV registra altos niveles de transmisión en ciertas trayectorias

del anillo principal, con los flujos de potencia más altos a nivel nacional. Los enlaces del anillo de

Año Subtotal

400 y 230 kV

2014 456 28 484 133 617

2015 0 200 200 118 318

2016 2,000 900 2,900 270 3,170

2017 250 263 513 164 677

2018 800 0 800 253 1,053

2019 540 0 540 162 702

2020 0 267 267 173 440

2021 200 0 200 173 373

2022 600 0 600 240 840

2023 350 0 350 136 486

2024 150 0 150 419 569

2025 608 18 626 30 656

2026 345 0 345 0 345

2027 1,300 0 1,300 0 1,300

2028 0 0 0 23 23

Total 7,599 1,676 9,275 2,294 11,569

Compensación MVAr

400 kV 230 kV 161-69 kV Total


5-5

400 kV en donde se presenta alta transmisión de energía eléctrica, son Texcoco–La Paz y

Tula–Victoria.

Históricamente los niveles de demanda máxima se han presentado en los meses de noviembre

y diciembre, alcanzando su valor más alto en la segunda semana de diciembre. En 2013 la

demanda máxima integrada ocurrió en el mes de enero con 8,411 MW, valor similar al registrado

en 2006 (8,419 MW). En los últimos cinco años se ha presentado un decremento en la demanda

con una tasa media del 0.85 por ciento (sin crecimiento). El pronóstico de crecimiento medio

para los próximos 15 años es de 2.96 por ciento.

El área es importadora de energía y el suministro depende en gran medida de los enlaces

existentes con las áreas vecinas. Por su déficit de generación local, podría estar propensa a

problemas de estabilidad de voltaje. Esta es una característica típica de las grandes ciudades del

mundo.

El abastecimiento de agua potable hacia las ciudades de México y Toluca se lleva a cabo por

medio del sistema de bombeo Cutzamala, el cual depende eléctricamente de la

SE Donato Guerra con transformación 400/115 kV, que también abastece la energía requerida

por las zonas Valle de Bravo y Altamirano. Ante el posible crecimiento de la demanda del sistema

Cutzamala se estima en el mediano plazo la necesidad de un incremento en la capacidad de

transformación.

Un punto eléctrico de gran relevancia para el suministro de energía eléctrica del área Central es

la subestación Valle de México, la cual enlaza a través de 15 líneas de transmisión en 230 kV las

unidades generadoras de la central del mismo nombre con otras subestaciones. La zona donde

se encuentra ubicada presenta altos índices de contaminación, provocados por polvo y vapor de

agua, entre otros agentes contaminantes, los cuales inciden en el aislamiento de la subestación

causando fallas y afectaciones a la carga.

Asimismo, los enlaces en 230 kV provenientes de Valle de México hacia Cerro Gordo, de los que

depende el suministro del centro de la ciudad de México, podrían en el corto plazo estar muy

cerca de su saturación. Adicionalmente, debido a que se trata de una red prácticamente radial

alimentada de un solo punto, el perfil de voltaje se ve afectado ante una contingencia sencilla

de los enlaces en 230 kV.

Por otro lado, gran parte de los equipos instalados en la ZMVM tienen una antigüedad superior a

los 30 años, y en consecuencia una mayor probabilidad de falla; adicionalmente, su

mantenimiento se complica considerando su obsolescencia, ya que se dificulta conseguir partes

de repuesto. Esta condición se presenta en distintas subestaciones con relaciones de

transformación 230/23 kV y 85/23 kV.

Obras principales

Para atender el crecimiento de la demanda en el corto y mediano plazos con la confiabilidad y

seguridad requeridas, se han programado obras para atender las necesidades del área. A

continuación se describen los principales proyectos.

Para cumplir con las iniciativas para incrementar la productividad y competitividad de la CFE, el

área de Transmisión tiene el objetivo del incremento de la capacidad de transferencia de energía

de enlaces de transmisión prioritarios. Recientemente se han realizado mejoras en diversos

corredores de transmisión en la red de 400 kV, que como resultado han incrementado el límite

de transmisión de las trayectorias Texcoco-La Paz y Tula-Victoria, lo que permite un mayor

aprovechamiento de la infraestructura existente, con esto se evitan eventuales problemas de

saturación de los enlaces críticos del área Central en 400 kV.


5-6

Para diciembre de 2014 se espera la entrada en operación de la trayectoria

Nochistongo-Victoria en 230 kV, que en conjunto con los proyectos de repotenciación de las

trayectorias provenientes de la subestación Tula (Tula-Nochistongo y Tula-Teotihuacan),

incrementarán la capacidad de transmisión en este nivel de tensión, reduciendo la alta

transmisión del circuito Tula-Victoria en 400 kV.

Debido a la condición existente en la subestación Valle de México y su importancia para el

suministro de energía eléctrica en la ZMVM, para finales de 2014 se tendrá en operación el

proyecto de modernización de la sección en 230 kV —con equipamiento aislado en SF6 y

encapsulado— y la reconfiguración de los circuitos que inciden. El resultado será una nueva

instalación que aportará como beneficios: incremento en la confiabilidad de suministro, reducción

del nivel de corto circuito, ahorro significativo en el reemplazo de equipamiento en las

subestaciones aledañas, aprovechamiento óptimo de espacio físico en el sitio y menor

vulnerabilidad ante la contaminación. Adicionalmente, se tendrá equipamiento disponible para

ubicar el proyecto de generación CC Valle de México II con fecha de entrada en operación para

mayo de 2017.

Para reforzar el suministro hacia el centro de la ciudad de México se tiene en programa para

noviembre de 2015 el proyecto subestación Lago, que aportará beneficios importantes, tales

como la reducción del flujo de potencia en corredores de transmisión, incremento en la capacidad

de transformación de la ZMVM, disminución de costos operativos por reducción de pérdidas

técnicas, incremento en la confiabilidad y apoyo al suministro del centro de la ciudad de México

con cargas asociadas en el nivel de 85 kV, como es el Sistema Colectivo Metro y las subestaciones

San Lázaro, Nonoalco y Jamaica.

Con la finalidad de atender los incrementos de demanda en subestaciones con transformación

230/23 kV y 85/23 kV y garantizar continuidad en el suministro, para 2013 y 2014 se han

programado 22 proyectos, que consisten en 9 nuevas subestaciones, la modernización por

deterioro y antigüedad de otras 13 y dos proyectos de sustitución de cables subterráneos.

En el diagrama 5.1 se muestra la ubicación de los principales proyectos mencionados.


5-7

Principales proyectos en la red troncal del área Central

Diagrama 5.1

Para el crecimiento pronosticado en la zona Valle de Bravo y en particular del sistema de Bombeo

Cutzamala, con la posible entrada de un equipo adicional de bombeo, se tiene en programa la

SE Ixtapantongo Potencia con transformación de 400/115 kV y 375 MVA5/, la cual solucionará el

eventual problema de saturación en la transformación de la SE Donato Guerra. Su operación

iniciaría en mayo de 2020.

También se tiene previsto para el mediano plazo la entrada en operación de nuevos puntos de

transformación en la red troncal de 400 kV, como son Tecomitl Potencia y Chimalpa II que

evitarán la saturación de los enlaces internos de la red troncal, además de reducir costos

operativos.

Adicionalmente se ha proyectado para 2019 el doble circuito Valle de México-Victoria en

400 kV, así como el entronque en la SE Valle de México de la LT Teotihuacan-Lago, ambos

permitirían lograr una redistribución de flujos de potencia en la red troncal de 400 kV.

En los cuadros 5.2a, 5.2b se muestran los principales refuerzos programados.

5/Se considera adicionalmente una fase de reserva Nota: a partir de esta página, solo se repetirá el número 1/ de cita, sin pie de página alguno

1

5

Zona Metropolitana del Valle de México

Ciclo Combinado

Subestación a 400 kV

Enlace a 400 kV


Delimitación geográfica de la ZMVM


Enlaces a 230 kV (doble y sencillo)

Hidroeléctrica

CEV

a Querétaro Maniobras

a Yautepec Potencia

a San Lorenzo Potencia

a San Martín Potenciaa Lázaro

Cárdenas Potencia

Atlacomulco

SanBernabé

DonatoGuerra

Topilejo

SantaCruz

La Paz

Texcoco

Victoria

Nopala

a Po

za R

ica II

a Tu

xpan

Tula

Deportiva

Parque Industrial Reforma

Tecomitl

Lago

a Pitirera

VolcánGordo

IxtapantongoPotencia

a Zocac

a Dañu

a L

a M

anga

a Héroes de Carranza

a Zapata

Chimalpa II

Teotihuacan

Valle de México

OP I

NIC

230 k

V

Chalco


5-8

Principales obras programadas para el área Central

2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito

Cuadro 5.2a

T. Transformador AT. Autotransformador

Cuadro 5.2b

Red de transmisión asociada a la central Centro

El proyecto de generación consiste en la instalación de un ciclo combinado con capacidad de

660 MW, el cual entrará en operación en marzo de 2015. La central se ubicará en el sitio

denominado Huexca (aeropista) que se encuentra en el municipio de Yecapixtla, estado de

Morelos.

La red asociada está programada para entrar en operación en diciembre de 2014 y prevé la

construcción de una nueva subestación de potencia en el nivel de 400 kV en un predio aledaño

a la planta generadora. Consiste en seis alimentadores en 400 kV (dos para LT Yautepec

Potencia-Huexca y cuatro para recibir la generación). En forma adicional se requiere la ampliación

de la subestación Yautepec Potencia con dos alimentadores en 400 kV.

Para transmitir la energía generada es necesaria la construcción de un doble circuito (Yautepec

Potencia-Huexca) en el nivel de 400 kV de tres conductores por fase y calibre 1113 MCM del tipo

ACSR, con longitud de 26.5 kilómetros. Ver diagrama 5.2

Ayotla-Chalco 1 230 2 9.9 Oct-14

Teotihuacan-Lago 400 2 50.2 Nov-15

Lago entronque Madero-Esmeralda 230 2 29.0 Nov-15

Chimalpa II entronque Nopala-San Bernabé 400 2 3.0 Oct-16

Chimalpa II entronque Remedios-Águilas 230 4 14.0 Oct-16

Tecomitl-Chalco 230 2 14.0 Nov-18

Tecomitl entronque Yautepec-Topilejo 400 2 14.0 Nov-18

Victoria-Valle de México 400 2 50.0 Nov-19

Valle de México entronque Teotihuacan-Lago 400 2 1.0 Nov-19

Coyotepec entronque Victoria-Nochistongo 230 2 1.0 Dic-19

Ixtapantongo Potencia entronque Lázaro Cárdenas-Donato Guerra 400 2 5.0 May-20

Total 191.1

Tensión

kV

Longitud

km-c

Fecha de

entradaLínea de Transmisión

Núm. de

circuitos

Chalco Banco 5 1 T 100 230 /85 Oct-14

Lago Bancos 1 y 2 2 AT 660 400 /230 Nov-15

Chimalpa II Banco 1 4 AT 500 400 /230 Oct-16

Tecomitl Potencia Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-18

Coyotepec Bco. 1 1 T 100 230 /85 Dic-19

Ixtapantongo Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 May-20

Total 2,360

Capacidad

MVA

Relación de

transformación

Fecha de

entradaSubestación Cantidad Equipo


5-9

Red de transmisión asociada a la central Centro

Diagrama 5.2

Área Oriental

Su infraestructura eléctrica atiende ocho estados: Guerrero, Morelos, Puebla, Tlaxcala, Veracruz,

Oaxaca, Tabasco y Chiapas. Asimismo, el área está conformada por cuatro Divisiones de

Distribución que son: Oriente, Centro Oriente, Centro Sur y Sureste.

En 2013 la demanda máxima del área alcanzó 6,709 MW el 21 de mayo a las 22:00 hrs. La

capacidad de generación a diciembre de 2013 fue de 13,234.4 MW, de los cuales 45%

corresponden a hidroeléctricas principalmente del Complejo Grijalva ubicado en el sureste de

México.

La operación de la red eléctrica principal del sureste en 400 kV está ligada al despacho de la

generación hidroeléctrica, para cubrir los periodos de demanda máxima del área y del SIN. Dada

la longitud de dicha red se requieren para su control esquemas de compensación capacitiva e

inductiva. Por un lado, en la condición de punta para el área Oriental o para el SIN es necesario

transmitir grandes bloques de energía lo cual requiere de compensación dinámica de potencia

reactiva y por otro lado en los puntos de demanda mínima con bajo despacho hidroeléctrico, se

requiere tener en servicio reactores en derivación. Se estima que esta última condición de

operación cambie al entrar en operación la generación eólica en el Istmo de Tehuantepec y se

realice una coordinación eolo-hidroeléctrica.

El proyecto Sureste I (Fase II) con 103.4 MW en la modalidad de PIE entrará en operación en

octubre de 2014 en el sitio La Mata. Para Sureste I (Fase I) con 203 MW se espera su inclusión

en la TA Oaxaca en septiembre de 2016 como productores independientes, mediante los

participantes interesados que tienen derechos de transmisión en dicha red como

autoabastecedores.

a Santa Cruza San Bernabé

a Tecali

Topilejo

YautepecPotencia

CC Centro660 MW

Ciclo Combinado


Enlace a 400 kV

Huexca


5-10

El resto de los proyectos incluidos en la TA entrarán en operación en 2013-2015 para dar una

capacidad total de 1927.2 MW (autoabastecedores con 1,521.6 MW y PIE con 405.6 MW).

A febrero de 2013 se tuvieron en operación 1,525 MW.

Para el segundo semestre de 2017 se tiene prevista la entrada en operación de la segunda

Temporada Abierta Oaxaca con una capacidad de 2,330 MW eoloeléctricos, en los cuales se

incluyen 1,185 MW de CFE correspondientes a las proyectos Sureste II, III, IV y V, 15 MW de la

SEDENA y los 1,130 MW restantes corresponden a proyectos privados.

Para esta segunda TA es necesario construir red de transmisión en 400 kV desde el centro de

generación (Oaxaca) hasta el centro de carga (Zona Metropolitana del Valle de México).

Adicionalmente en las cercanías de la ciudad de Oaxaca se tendría una subestación intermedia

con transformación 400/230 kV.

Obras principales

Actualmente y de acuerdo con el crecimiento esperado de la demanda, se tienen identificados

refuerzos en la transmisión y transformación en diferentes puntos de la red eléctrica del área.

La nueva subestación Comalcalco Potencia 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad y la

construcción de líneas de transmisión en 230 kV y 115 kV, resolverán la problemática en la zona

Chontalpa en el estado de Tabasco. Su entrada en operación está programada para febrero de

2014.

El proyecto La Malinche de 225 MVA1 de capacidad y relación 230/115 kV, así como su red en

estos niveles de tensión, permitirá atender el incremento de la demanda en la zona Tlaxcala

evitando la saturación de los bancos de la SE Zocac. Su entrada en operación está programada

para julio de 2015.

Así mismo, para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Pantepec, se considera instalar

en julio de 2015 un segundo banco 230/115 kV de 100 MVA, para garantizar el suministro al

norte del estado de Veracruz así como a la zona Huejutla.

Para enero de 2016 se prevé un segundo banco 400/230 kV de 225 MVA1 de capacidad en las

subestaciones Puebla II y Tecali, derivado del aumento en demanda de las cargas industriales

en la subárea Puebla Tlaxcala.

Para evitar sobrecarga en la transformación de la SE Kilómetro Veinte, se considera agregar en

abril de 2016 un segundo banco 230/115 kV de 225 MVA, para garantizar el suministro en la

zona Villahermosa.

Incluida en la segunda TA de Oaxaca se considera un nuevo corredor en 400 kV desde el Istmo

de Tehuantepec hasta la subestación Huexca con una longitud aproximada de 550 km.

Adicionalmente se considera la construcción de la nueva subestación Xipe que será el punto de

interconexión, en la que se instalarán 1,875 MVA1 con relaciones 400/115 kV y 400/230 kV y la

SE Benito Juárez con una capacidad de 375 MVA1 con relación 400/230 kV y red en 230 kV. Se

estiman sus entradas en operación para los segundos semestres de 2016 y 2017,

respectivamente.

Para mayo de 2018 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica

Chicoasén II con 240 MW para interconectarse a la red de 400 kV entre las subestaciones Manuel

Moreno Torres y Malpaso Dos.

En julio de 2018 se ha considerado ampliar la capacidad de transformación 230/115 kV de la

zona Morelos con la instalación de 225 MVA1 en la subestación Morelos.


5-11

Para incrementar la capacidad de transmisión hacia las zonas Ixtapa y Acapulco, para octubre

de 2018 se tenderá el segundo circuito de la línea Lázaro Cárdenas Potencia-Ixtapa Potencia

aislada en 400 kV con operación inicial en 230 kV, con una longitud de 74.8 km-c.

Para mayo de 2019 está programada la entrada en operación de la ampliación de la subestación

Dos Bocas 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad para atender el crecimiento de la demanda

de la zona Veracruz.

Para la zona Los Ríos en el estado de Tabasco, se prevé ampliar en febrero de 2020 la capacidad

de transformación con el segundo banco 230/115 kV de 100 MVA en la subestación Los Ríos.

Para febrero de 2020 el proyecto Olmeca 230/115 kV de 225 MVA1 de capacidad, garantizará el

suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Villahermosa.

En abril de 2020 en la zona Tehuantepec está en programa la subestación Tagolaba 230/115 kV

con 200 MVA1 de capacidad.

Para septiembre de 2020 en la subestación Ixtapa Potencia está en programa el segundo banco

de 100 MVA de capacidad con relación 230/115 kV, para atender el crecimiento de la demanda

de la zona.

En noviembre de 2020 se prevé la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica La Parota

con una capacidad de 455 MW para interconectarse con el anillo de 230 kV y 115 kV de Acapulco.

Esta red incluye transformación 230/115 kV en la subestación de la central con una capacidad

de 225 MVA1.

En septiembre de 2021 para la costa chica de los estados de Oaxaca y Guerrero se tiene en

programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica Paso de la Reina con 543 MW con

red de 230 kV hacia la zona Oaxaca y transformación 230/115 kV en el sitio de la central para

atender los crecimientos de dicha costa.

Para diciembre de 2021 en la zona Tapachula se instalará un segundo banco 400/115 kV de

225 MVA en la subestación Angostura, con el fin de atender el crecimiento normal de la demanda

de las zonas Tapachula y San Cristóbal. Y para incrementar la confiabilidad de la zona Tapachula

se tenderá el segundo circuito de la línea Angostura–Tapachula Potencia en el nivel de 400 kV

con una longitud de 193.5 km-c para el mismo año.

En el diagrama 5.3 se muestran los principales proyectos del área.


5-12

Principales proyectos en la red troncal del área Oriental

Diagrama 5.3

En junio de 2023 se tiene en programa la entrada en operación de la Central Hidroeléctrica

Tenosique con 422 MW para interconectarse en 400 kV con el corredor Tabasco

Potencia–Escárcega Potencia.

Para julio del mismo año el proyecto Tehuacán Potencia 400/115 kV de 375 MVA1 de capacidad,

garantizará el suministro de energía eléctrica con calidad y confiabilidad a la zona Tehuacán

Tecamachalco. Para la zona Acapulco se considera la nueva subestación Barra Vieja de 225 MVA1

con relación 230/115 kV para entrar en operación a finales de 2023.

En los cuadros 5.3a, 5.3b y 5.3c se resumen las características de los principales refuerzos de

líneas de transmisión, transformación y compensación respectivamente en el área Oriental

para 2014 — 2023.


5-13

Principales obras programadas para el área Oriental

2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 5.3a

AT. Autotransformador T. Transformador

Cuadro 5.3b

Cárdenas II entronque Cárdenas II - Comalcalco Oriente 230 2 3.4 feb-14

Comalcalco Potencia entronque Cárdenas II - Comalcalco Ote. 230 2 2.0 feb-14

Mezcalapa Switcheo - Cárdenas II 230 1 45.0 feb-14

Ixtapa Potencia- Pie de la Cuesta 2/ 400 2 207.7 jul-14

Tlacotepec - Pinotepa Nacional 115 1 77.0 abr-15

La Malinche entronque Puebla II - Zocac 230 2 4.8 jul-15

Chilpancingo Potencia - Tlapa 115 1 107.3 oct-15

Xipe - Benito Juárez 400 2 414.0 nov-16

Xipe - Ixtepec Potencia 400 2 68.0 nov-16

Benito Juárez - Oaxaca Potencia 230 1 25.0 nov-16

Benito Juárez - La Ciénega 230 1 8.0 nov-16

Huexca entronque Tecali - Yautepec Potencia 400 2 3.6 jul-17

Benito Juárez - Huexca 400 2 646.0 jul-17

Chicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso Dos 400 2 8.0 nov-17

Lázaro Cárdenas Potencia - Ixtapa Potencia 2/ 400 2 74.8 oct-18

Manlio Fabio Altamirano - Dos Bocas 1/ 230 2 17.5 may-19

Olmeca entronque Tabasco - Villahermosa Norte 230 2 2.2 feb-20

Tagolaba - Juchitán II 2/ 230 2 44.0 abr-20

La Parota entronque Pie de la Cuesta - Los Amates 230 2 34.0 may-20

Tabasco entronque Villahermosa Norte - Cárdenas II 230 2 43.0 may-20

Paso de la Reina - Benito Juárez 230 2 220.0 mar-21

Angostura - Tapachula Potencia 2/ 400 2 193.5 dic-21

Tenosique - Los Ríos 400 2 52.0 dic-22

Tehuacán Potencia entronque Temascal II - Tecali 400 2 36.0 jul-23

Barra Vieja entronque Pie de la Cuesta - Los Amates 230 2 68.0 oct-23

Mezcala - Zapata 230 1 125.0 dic-23

Omitlán entronque Mezcala - Los Amates 230 2 34.0 dic-23

Total 2,563.8

Línea de TransmisiónTensión

kV

Núm. de

circuitos

Longitud

km-c

Fecha de

entrada

Comalcalco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 feb-14

La Malinche Banco 1 4 AT 300 230 /115 jul-15

Pantepec Banco 2 3 AT 100 230 /115 jul-15

Tecali Banco 3 3 AT 225 400 /230 ene-16

Puebla Dos Banco 4 4 AT 300 400 /230 ene-16

Kilómetro Veinte Banco 2 3 AT 225 230 /115 abr-16

Xipe Bancos 1, 2 y 3 10 AT 1250 400 /230 nov-16

Xipe Bancos 4 y 5 7 T 875 400 /115 nov-16

Benito Juárez Banco 1 4 AT 500 400 /230 nov-16

Morelos Banco 3 4 AT 300 230 /115 jul-18

Dos Bocas Banco 7 4 AT 300 230 /115 may-19

Los Ríos Banco 2 3 AT 100 230 /115 feb-20

Olmeca Banco 1 4 AT 300 230 /115 feb-20

Tagolaba Bancos 1 y 2 7 AT 233 230 /115 abr-20

La Parota Banco 1 4 AT 300 230 /115 may-20

Ixtapa Potencia Banco 2 3 AT 100 230 /115 sep-20

Mezcalapa Banco 1 4 AT 133 230 /115 feb-21

Paso de la Reina Banco 1 4 AT 300 230 /115 mar-21

Angostura Banco 7 3 T 225 400 /115 dic-21

Tehuacán Potencia Banco 1 4 T 500 400 /115 jul-23

Barra Vieja Banco 1 4 AT 300 230 /115 oct-23

Total 7,167

Subestación Cantidad EquipoCapacidad

MVA

Relación de

transformación

Fecha de

entrada


5-14

Principales obras programadas para el área Oriental

2014 — 2023

Cuadro 5.3c

Red asociada a la central eólica Sureste I (segunda fase)

Se tiene programada la entrada en operación del proyecto Sureste I (segunda fase) para octubre

de 2014 con una capacidad de 103.4 MW.

Se considera que el proyecto de generación se ubicará en el Ejido La Mata en la región de

La Ventosa en el Istmo de Tehuantepec, Oaxaca. Este sitio se ubica aledaño al predio de la

SE Ixtepec Potencia.

Tal proyecto será construido en la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE), por

lo que su red asociada considera la instalación de un alimentador en 230 kV en la subestación

Ixtepec Potencia con cargo a la central.

En el diagrama 5.4 se muestra la red de transmisión asociada a este proyecto.

Villahermosa II MVAr Capacitor 115 22.5 feb-14

Ciudad Industrial MVAr Capacitor 115 15.0 feb-14

Teapa MVAr Capacitor 115 15.0 feb-14

Huejutla MVAr Capacitor 115 7.5 dic-14

Tempoal II MVAr Capacitor 115 7.5 dic-14

Esfuerzo MVAr Capacitor 115 15.0 abr-15

Atlapexco MVAr Capacitor 115 15.0 jul-15

Molango MVAr Capacitor 115 7.5 jul-15

Fortín MVAr Capacitor 115 15.0 sep-15

Córdoba I MVAr Capacitor 115 15.0 sep-15

Tlapa MVAr Capacitor 115 7.5 oct-15

Malpaso Dos MVAr Reactor 400 100.0 abr-16

Ometepec MVAr Capacitor 115 7.5 jun-16

Las Trancas MVAr Capacitor 115 15.0 nov-16

Xipe MVAr Reactor 400 275.0 nov-16

Benito Juárez MVAr Capacitor Serie 400 980.0 nov-16

Benito Juárez MVAr CEV 230 300.0 nov-16

Benito Juárez MVAr Reactor 400 450.0 nov-16

Martínez de la Torre II MVAr Capacitor 115 15.0 feb-17

Huimanguillo MVAr Capacitor 115 7.5 feb-19

Esperanza MVAr Capacitor 115 15.0 dic-19

Tlaxiaco MVAr Capacitor 115 7.5 sep-20

Tabasquillo MVAr Capacitor 115 15.0 feb-21

Tapachula Potencia MVAr Reactor 400 100.0 dic-21

Guerrero MVAr Reactor 230 18.0 oct-22

Ixhuatlán MVAr Capacitor 115 15.0 abr-23

Total 2,853.0

Compensación EquipoTensión

kV

Capacidad

MVAr

Fecha de

entrada


5-15

Red asociada a la central eólica de Sureste I (segunda fase)

Diagrama 5.4

Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B

El proyecto de generación con dos unidades se ubicará en el campo geotermoeléctrico

Los Humeros en el estado de Puebla, cerca de los límites con el estado de Veracruz y

aproximadamente a 35 kilómetros al este de la población Libres. Eléctricamente estará conectado

en el nivel de tensión de 115 kV.

La fase A con fecha de entrada en operación para abril de 2016, incluye la unidad 11 con

27 MW que se emplazará aledaña al sitio de la actual unidad 8 y considera el retiro de 15 MW al

sacar de operación las unidades a contrapresión 3, 4 y 8 de 5 MW cada una, por lo que la

capacidad adicional será de 12 MW.

La fase B con fecha de entrada en operación para abril de 2018, incluye la unidad 12 con

27 MW que se emplazará a un costado de la actual unidad 6 y considera el retiro de 10 MW al

sacar de operación las unidades a contrapresión 6 y 7 de 5 MW cada una, por lo que la capacidad

adicional será de 17 MW.

Con este proyecto se adicionará una capacidad total de 29 MW y el total instalado en el campo

geotérmico será de 108 MW. Por lo anterior, considerando el monto de generación y la red

existente, no se necesita red de transmisión asociada; sin embargo dentro del alcance de la

central se requiere la construcción de dos tramos de línea de 200 metros cada una en el nivel de

115 kV para la interconexión de las unidades 11 y 12 con las líneas de 115 kV existentes.

El diagrama 5.5 muestra la red asociada.

a Temascal II

IxtepecPotencia

a Cerro de Oro Juile

a Manuel Moreno Torres

CEV

Enlace a 230 kV

Enlace a 400 kV


Eoloeléctrica

±300 MVAr

Oaxaca II, 101 MW

Oaxaca IV, 101 MW

Oaxaca III, 101 MW

Sureste I Fase II103.4 MW


5-16

Red asociada a la central geotermoeléctrica Humeros III, fases A y B

Diagrama 5.5

Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V incluidas en

la Segunda Temporada Abierta de Oaxaca

En 2017 se tiene programada la entrada en operación de los proyectos de generación que

constituyen la segunda TA, la cual incorporará 2,330 MW de capacidad de generación;

1,130 MW provendrán de centrales privadas, 1,185 MW de las plantas eólicas Sureste II, III, IV

y V y 15 MW de la SEDENA.

La infraestructura necesaria para la interconexión de los 2,330 MW eólicos con entrada en

operación en noviembre de 2016 y julio de 2017, está conformada por un nuevo corredor entre

el Istmo de Tehuantepec y el centro del país con una longitud aproximada de 550 km, es la que

se muestra en el diagrama 5.6.

Esta red consiste de:

Dos subestaciones de potencia: Xipe y Benito Juárez con 2,625 MVA y relaciones de

transformación 400/230 kV y 400/115 kV

18 alimentadores de 400 kV y 230 kV. No se incluyen los alimentadores de 230 kV y

115 kV necesarios para la interconexión de los proyectos eoloeléctricos con la subestación

Xipe

Construcción de 1,271 km-circuito de líneas de transmisión en el nivel de tensión de

400 kV y 230 kV

La instalación de 2,023 MVAr de compensación serie y paralela en los niveles de 400 kV

y 230 kV


Enlace a 115 kV

Geotermoeléctrica

a Zacapoaxtla a Teziutlán

SE Humeros II

a Libres

SE HumerosIII

Humeros III fase BU-12, 27 MW

Humeros III fase AU-11, 27 MW

U-4

U-7

U-6

U-3

U-8

U-10

U-9Unidad a retirar

Unidad a retirar

Unidad a retirar

Unidad a retirar

Unidad a retirar


5-17

Para la generación eólica el punto de interconexión será en los niveles de 230 kV y 115 kV de

una nueva subestación denominada Xipe.

En la definición de la red asociada se consideró un factor de simultaneidad de 80% para la

generación eólica en el Istmo de Tehuantepec. En caso de presentarse durante la operación

factores de simultaneidad mayores a este valor, el área operativa de CFE podrá disminuir la

generación eólica.

El punto de interconexión de las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V será la subestación colectora

Xipe y bajo la consideración de que se construirán en la modalidad de Productor Independiente de

Energía (PIE), la red anterior no incluye los requerimientos de red para interconectarlas con la

subestación colectora; estos deberán ser con cargo a las centrales.

Por lo anterior, igualmente con cargo a las centrales, se requiere la instalación de ocho

alimentadores nuevos de 230 kV en la subestación Xipe, dos para cada proyecto de generación;

sin embargo, el PIE podrá decidir si se conecta con un solo circuito en función de la confiabilidad

requerida que cada productor elija.

Red asociada a las centrales eólicas Sureste II, III, IV y V

Diagrama 5.6

Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II

Este proyecto de generación se ubicará sobre la cuenca del río Grijalva en el municipio de

Chicoasén en el estado de Chiapas, aproximadamente 25 kilómetros al noroeste de Tuxtla

Gutiérrez y a 8 km al noroeste de la central Hidroeléctrica Manuel Moreno Torres. Eléctricamente

estará ubicado en la zona Tuxtla Gutiérrez en el Área de Control Oriental.

Esta central estará compuesta por tres unidades de 80 MW cada una.

Juile

Tecali

Temascal II

Tula

Minatitlán II

ZMVM

Veracruz

Laguna Verde

SanLorenzo

Oaxaca Potencia

Ixtepec

Potencia

Manlio FabioAltamirano

Sureste II, 285 MW

Cerro de Oro

Huexca

Yautepec

La Ciénega



Eoloeléctrica

Nucleoeléctrica

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV

Enlace a 400 kV

Puebla II

Acapulco

Caracol

Xipe

Benito Juárez

Sureste III, 300 MW

Sureste IV, 300 MW

Sureste V, 300 MW

±150 MVAr

CEV

Reactor

Compensación Serie


5-18

La central entrará en operación en mayo de 2018, y dentro del alcance de la planta se considera

la construcción de la subestación Chicoasén II con cinco alimentadores de 400 kV.

Como red asociada se considera el entronque de la línea de transmisión de 400 kV LT Manuel

Moreno Torres-Malpaso Dos.

El diagrama 5.7 muestra la red asociada.

Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II

Diagrama 5.7

Área Occidental

Se encuentra ubicada en la parte centro y occidente del país y comprende nueve estados. Se

subdivide en tres regiones. La región Bajío: Aguascalientes, Guanajuato, Querétaro, Zacatecas

y San Luis Potosí; región Centro Occidente: Colima y Michoacán, y región Jalisco: Jalisco y

Nayarit.

En junio de 2013 la demanda máxima integrada fue de 9,207 MW a las 17:00 horas, con una

tasa media de crecimiento anual de 2.67% en los últimos 5 años. A nivel región, el Bajío

representa 57% de esta demanda, Jalisco 25% y Centro Occidente 18 por ciento.

Dentro de la región Bajío existen zonas con densidad alta de carga de tipo industrial, residencial

y riego agrícola. En los últimos dos años se ha atendido un número importante de solicitudes de

nuevos usuarios para proporcionarles el suministro de energía eléctrica en los niveles de 230 kV

y 115 kV. Estas nuevas solicitudes se concretarán en los próximos años, por lo que se estima

que en el mediano plazo esta región incremente su participación de una manera muy significativa

en la demanda máxima del área. Dentro de las solicitudes están las armadoras automotrices

Honda, Mazda y Nissan. La empresa acerera Deacero ubicada en la ciudad de Celaya, con una

demanda contratada de 250 MW en el nivel de 230 kV es la carga más alta en esta región Bajío.

a Juile

a Malpaso Dos

a Juile

Hidroeléctrica


Enlace a 400 kV

a Malpaso Dos

8x300 MW

240 MW

Chicoasén II

a Angostura

a Angostura

El Sabino

Manuel Moreno Torres


5-19

La región Jalisco presentó una demanda máxima de 2,811 MW en junio de 2013 y la zona

metropolitana de Guadalajara es la principal carga de la región. La carga más importante de la

región Centro Occidente es la empresa acerera Arcelo Mittal, con una demanda de 800 MW en el

nivel de 230 kV.

A diciembre de 2013 la capacidad de generación instalada es de 12,716 MW (considerando las

CH Infiernillo, CH Villita y CH La Yesca), 57% se encuentra ubicada en la región Centro Occidente,

24% en la Bajío y 19% en la Jalisco. A nivel área, 36% de la generación es del tipo hidroeléctrico

con un factor de planta para las centrales Aguamilpa (960 MW) de 9%, el Cajón (750 MW) con

5% y para Zimapán (292 MW) de 53 por ciento durante 2013.

Para las centrales hidroeléctricas en el área, el despacho está programado principalmente para

apoyar las horas de mayor demanda del SIN y en parte se ajusta a cubrir la demanda máxima

del área. Sin embargo, para cumplir con el suministro se requiere importar energía

principalmente desde el área Noreste la mayor parte del tiempo.

A su vez, la carboeléctrica Plutarco Elías Calles (2,778 MW) que representa 25% de la capacidad

instalada, cubre parte de la demanda de las áreas Occidental, Central y Oriental.

Debido a que una alta demanda horaria a nivel área se mantiene durante gran parte de las horas

del día, su factor de carga anual es de 77%; los requerimientos de suministro se mantienen

constantes la mayor parte del tiempo.

Para cubrir el déficit de generación local y contar con la confiabilidad y seguridad necesarias, el

área tiene enlaces de transmisión en 400 y 230 kV con las áreas vecinas. En 400 kV se tienen

dos líneas con la Noroeste y seis hacia la Noreste. En 230 kV se tiene una línea con la Norte y

dos con la Oriental. Finalmente con la Central cinco enlaces en 400 kV y tres en 230 kV.

Para atender la demanda de la región Bajío se tienen seis enlaces en 400 kV con el área Noreste

con longitudes que van de 200 a 260 km. En el caso de la región Jalisco, se abastece

principalmente de la CT Manzanillo localizada a 200 km, y de la generación hidráulica de la cuenca

del Río Santiago (CH El Cajón y CH Aguamilpa).

Para atender el crecimiento natural de la demanda del área, en el mediano plazo será necesario

contar con los siguientes proyectos de transmisión, transformación, compensación y generación.

Obras principales

El banco 5 de Acatlán 230/115 kV con capacidad de 100 MVA proveniente de la subestación

Abasolo II, tiene como finalidad complementar la conversión de voltaje de operación de 69 kV a

115 kV en las zonas Costa y Minas de la División Jalisco. La entrada en operación está

programada para septiembre de 2014.

El banco 5 de Tepic II 230/115 kV con capacidad de 100 MVA, reforzará la transformación de

esta subestación y permitirá atender el crecimiento de la zona Tepic. Su entrada en operación se

prevé para abril de 2015.

El Compensador Estático de Var de la subestación Nuevo Vallarta con una capacidad de

-50/150 MVAr Inductivo/Capacitivo, tiene como objetivo preservar la calidad de voltaje en la

zona Vallarta y su entrada en operación se prevé para abril de 2015.

Derivado de la alta demanda en el nivel de 69 kV en las zonas Guadalajara y Chapala, se ha

programado un paquete de compensación capacitiva de 82 MVAr distribuidos en las

subestaciones San Agustín, Miravalle, Castillo, Mojonera y Penal el cual permitirá preservar la

calidad de voltaje en estas zonas para marzo de 2016.


5-20

El banco 1 de la subestación Purépecha 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1, atenderá el

crecimiento de la demanda en las zonas Carapan y Ciénega y descargará los bancos

230/115 kV de las subestaciones Ocotlán (2x100 MVA) y Zamora (100 MVA) en abril de 2016.

Derivado del crecimiento de la demanda de la región Bajío, se contempla para abril de 2016 un

refuerzo de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Querétaro Maniobras – Querétaro

Potencia – Santa María. Con esta línea se reforzará la capacidad del enlace Querétaro Maniobras

– Querétaro Potencia, por el cual circula uno de los flujos más altos de la red eléctrica nacional.

El banco 1 de la subestación El Tapatío 400/230 kV con capacidad de 375 MVA1 y entrada en

operación en marzo de 2017 permitirá atender el crecimiento del sur de la zona metropolitana

de Guadalajara y descargará los bancos 400/230 kV de las subestaciones Acatlán y Atequiza.

El banco 1 de la subestación Puerto Interior 230/115 kV con capacidad de 225 MVA1 atenderá el

crecimiento dinámico de la demanda del parque industrial Puerto Interior en Silao (zona Irapuato)

y descargará los bancos 230/115 kV de la subestación Silao II para abril de 2018.

También para abril de 2018 se tiene contemplada la red asociada al proyecto de generación

hidráulica Las Cruces que consiste en un doble circuito en 230 kV entre la central y la subestación

Tepic II. Este proyecto permitirá el suministro con mejor calidad en el voltaje de las zonas Tepic

y Vallarta.

El banco 2 de Guadalajara Industrial 230/69 kV con capacidad de 225 MVA1 permitirá atender el

crecimiento del sureste de la zona metropolitana de Guadalajara y descargará la transformación

230/69 kV de la SE Guadalajara II. Su operación se prevé para junio de 2018.

La central Guadalajara I con 908 MW de capacidad y fecha de entrada en operación (FEO) para

abril de 2019 considera como red de transmisión asociada un enlace en 400 kV desde la

subestación Cajititlán hacia El Tapatío, donde está programado el banco 2 con relación

400/230 kV de 375 MVA. También se contempla entroncar la línea de 400 kV

Atequiza–Salamanca II desde Cajititlán. Así mismo, está contemplado el entronque de la línea

Tesistán–Zapotlanejo con la subestación Ixtlahuacán en el nivel de 400 kV, todo esto para

octubre de 2018.

También para octubre de 2018, se tiene programado el banco 2 de La Pila de 225 MVA y relación

230/115 kV como red asociada a la central San Luis Potosí con una FEO para abril de 2019.

En el diagrama 5.8 se muestran los principales proyectos para 2014 — 2023.


5-21

Principales proyectos en la red troncal del área Occidental

Diagrama 5.8

Para 2019 — 2023, se programan varios refuerzos de transmisión y transformación en el área,

entre los que destacan los proyectos descritos a continuación.

Se prevé la tercer fuente de alimentación en 230 kV hacia la zona Vallarta desde la subestación

Cerro Blanco instalando transformación 400/230 kV, 375 MVA1 y una línea en 230 kV hacia la

zona Vallarta de aproximadamente 100 km para marzo de 2019.

El banco 4 de Potrerillos atenderá el crecimiento de demanda de la zona León, con la entrada en

operación de un transformador 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1, para abril de 2020.

Tepic II

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas Potencia

Primerode Mayo

San Luis Potosí II

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

El Cajón

a Donato Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac Potencia

a Ramos Arizpe

a Vicente Guerrero II

a Mazatlán II

La Yesca

La Pila

San JoséEl Alto

Cañada

Salamanca CC

Potrerillos

Cerro Blanco

El Potosí

San Luis de la Paz

Querétaro I

Pátzcuaro Potencia

Mazamitla

Lázaro Cárdenas Potencia

Tapeixtles

Carapan

Vallarta Potencia

AguascalientesI

PurépechaDañu

Irapuato II

ManzanilloI y II

Cruces

San Luis Potosí

Nuevo Vallarta

Puerto Interior

Taímbaro

Calera II

Guadalajara

TesistánIxtlahuacán

Acatlán

Niños Héroes

Atequiza

GuadalajaraOriente Zapotlanejo

Zapopan Guadalajara II

ElTapatío

Guadalajara I

Guadalajara Ind.



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Estructura de doble CircuitoTendido de un circuito

CEV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás

Térmica Convencional

Carboeléctrica

Geotermoeléctrica


5-22

Para octubre de este mismo año se incluye la adición de 100 MVA del banco 3 de transformación

230/115 kV en la subestación Ciudad Guzmán.

La red de transmisión asociada a la modernización de las unidades uno y dos de Manzanillo II

con 460 MW de capacidad cada una considera repotenciar a tres conductores por fase las líneas

existentes de 20 km-circuito en 400 kV entre las subestaciones Manzanillo II y Tapeixtles

Potencia, además de una nueva línea en 400 kV, dos circuitos, tendido del primero de 170 km

entre las subestaciones Tapeixtles Potencia y El Tapatío para enero de 2021.

Para abril de 2021, se prevé la adición de transformación 400/230 kV en la zona metropolitana

de Guadalajara en la subestación Zapotlanejo. Con FEO para octubre de 2021, la red asociada al

proyecto de generación Salamanca considera enlaces con las subestaciones Celaya III e Irapuato

II en 230 kV y la adición de 100 MVA de transformación 230/115 kV en Irapuato II.

Al 2022, se contempla transformación 230/69 kV y 230/23 kV en la zona Guadalajara en las

subestaciones Cajititlán y La Primavera respectivamente. También se prevé 375 MVA1 de

transformación 400/230 kV con la subestación San José El Alto de la zona Querétaro.

Para 2023, se contempla adición de 225 MVA de transformación 230/115 kV en la zona Querétaro

en la subestación Querétaro Potencia. También se prevé la adición de transformación

400/115 kV en la zona Aguascalientes en la subestación Aguascalientes Potencia y

transformación 230/115 kV en la subestación Calera II de la zona Zacatecas. El banco 1 de la

subestación Tarímbaro atenderá el crecimiento de la zona norte de la ciudad de Morelia.

Para el periodo 2024 y 2028 se tienen programados otros refuerzos en el área: un corredor en

400 kV entre las zonas San Luis Potosí y Querétaro en 2024. Para 2026 un doble circuito en

400 kV entre las zonas Lázaro Cárdenas y Salamanca. Para 2028 se prevé la instalación de

transformación en la zona San Luis de la Paz en la subestación Santa Fe.

Respecto a la generación en el área, el Programa de Requerimientos de Capacidad (PRC) indica

proyectos de Ciclo Combinado en las zonas de Aguascalientes, San Luis Potosí y Salamanca de

la región bajío, así como en la zona Guadalajara de la región Jalisco. En cuanto a proyectos de

energía renovable, se consideran tres proyectos solares de 100 MW cada uno en las zonas

Aguascalientes y Salamanca de la región Bajío y en la zona Carapan de la región Centro

Occidente. Esta capacidad puede inyectarse en las subestaciones del sistema en el nivel de

115 kV o 230 kV.

En los cuadros 5.4a, 5.4b y 5.4c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión,

transformación y compensación respectivamente, programados para el área Occidental durante

2014 — 2023.


5-23

Principales obras programadas para el área Occidental

2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito

Cuadro 5.4a


Cuadro 5.4b

Línea de Transmisión

Querétaro Potencia Maniobras - Querétaro Potencia 1 400 2 24.0 Abr-16

El Tapatío entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II 230 2 5.0 Mar-17

El Tapatío entronque Colón - Guadalajara II 230 2 5.0 Mar-17

El Tapatío entronque Acatlán - Atequiza 400 2 2.0 Mar-17

Cerritos Colorados entronque Guadalajara I - El Sol 69 2 30.0 Oct-17

Las Cruces - Tepic II 230 2 120.0 Abr-18

Puerto Interior entronque Irapuato II - León II 230 2 20.0 Abr-18

Cajititlán - El Tapatío 400 2 36.0 Oct-18

Cajititlán entronque Atequiza - Salamanca II 400 2 20.0 Oct-18

Ixtlahuacán entronque Tesistán - Zapotlanejo 400 2 1.0 Oct-18

Cerro Blanco - Vallarta Potencia 1 230 2 100.0 Mar-19

El Llano entronque Aguascalientes Potencia - Cañada 400 2 40.0 Oct-19

Santa Fe entronque Las Delicias - Querétaro Potencia 230 2 10.0 Mar-20

Manzanillo II - Tapeixtles Potencia 400 2 20.0 Ene-21

Tapeixtles Potencia - El Tapatío 1 400 2 170.0 Ene-21

Salamanca CC - Irapuato II 230 2 40.0 Oct-21

Salamanca CC - Celaya III 230 1 40.0 Oct-21

Tesistán - Zapopan 230 2 47.2 Mar-22

Niños Héroes - Tesistán 230 2 9.4 Mar-22

San José El Alto - Querétaro Potencia Maniobras 400 2 72.0 Abr-22

La Primavera entronque Tesistán - Acatlán 230 2 48.0 Jun-22

Tarímbaro entronque Carapan - Morelia 230 2 32.0 Mar-23

Uruapan Potencia - Pátzcuaro Potencia 1 230 2 60.0 Mar-23

Villa de Reyes - Potrerillos 1 400 2 120.0 Dic-23

Total 1,071.6

Tensión

kV

Núm. de

circuitos

Longitud

km-c

Fecha de

entrada

Acatlán Banco 5 1 T 100 230 /115 Sep-14

Tepic II Banco 5 3 AT 100 230 /115 Abr-15

Purépecha 4 AT 500 400 /115 Abr-16

El Tapatío Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-17

Puerto Interior 4 AT 300 230 /115 Abr-18

Guadalajara Industrial Banco 2 4 T 300 230 /69 Jun-18

Tesistán Banco 6 1 T 60 230 /23 Ago-18

El Tapatío Banco 2 3 AT 375 400 /230 Oct-18

La Pila Banco 2 3 AT 225 230 /115 Oct-18

Cerro Blanco Banco 1 4 AT 500 400 /230 Mar-19

Niños Héroes Banco 3 1 T 100 230/69 Jun-19

Guadalajara Industrial Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-19

Salamanca II Banco 2 Sustitución 4 T 500 400 /115 Nov-19

Potrerillos Banco 4 4 T 500 400 /115 Abr-20

Guadalajara Oriente Banco 3 1 T 60 230 /23 Jun-20

Ciudad Guzmán Banco 3 3 AT 100 230 /115 Oct-20

Zapotlanejo Banco 2 3 AT 375 400 /230 Abr-21

Irapuato II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Oct-21

San José El Alto Banco 1 4 AT 500 400 /230 Abr-22

La Primavera Bancos 1 y 2 2 T 120 230 /23 Mar-22

Cajititlán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-22

Valle de Tecomán Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-22

Aguascalientes Potencia Banco 4 3 AT 375 400/115 Feb-23

Querétaro Potencia Banco 4 3 AT 225 230/115 Abr-23

Calera II Banco 3 3 AT 100 230 /115 Mar-23

Tarímbaro Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-23

Pátzcuaro Potencia Banco 1 4 AT 133 230 /115 Mar-23

Total 6,607

Capacidad

MVA

Relación de

transformación

Fecha de



5-24

Principales obras programadas para el área Occidental

2014— 2023

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo CEV. Compensador Estático de VAr

Cuadro 5.4c

Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I

Esta central entrará en operación en julio de 2014, con una capacidad de 382 MW. Tiene como

objetivo suministrar vapor a la refinería Ing. Antonio M. Amor de Pemex y participar en el corto

plazo en el suministro de energía eléctrica a la región Bajío del área Occidental.

Para enero de 2014 se requiere una nueva subestación en 230 kV encapsulada en SF6 con los

alimentadores necesarios para la conexión de las unidades turbogás y líneas de transmisión. La

obra está dentro del alcance de la central.

Igualmente dentro de la planta se considera la construcción de 1.4 km-circuito de líneas de

transmisión en 230 kV, calibre 1113 ACSR de uno y dos conductores por fase para las acometidas

de ocho líneas de 230 kV: a Celaya III (2 líneas), a Irapuato II (3 líneas), a Salamanca PV

(2 líneas) y a Salamanca II . Diagrama 5.9.

Vallarta III MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-15

Nuevo Vallarta CEV CEV 230 50/150 Ind./Cap. Abr-15

San Agustín MVAr Capacitor 69 18.0 Mar-16

Miravalle MVAr Capacitor 69 18.0 Mar-16

Penal Ampliación MVAr Capacitor 69 12.2 Mar-16

Castillo MVAr Capacitor 69 24.3 Mar-16

Mojonera Ampliación MVAr Capacitor 69 10.0 Mar-16

Aeroespacial Capacitor 115 15.0 Mar-16

Salamanca II MVAr Capacitor 115 30.0 Ene-17

Fresnillo Norte MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-18

Potrerillos MVAr Reactor 400 100.0 Oct-18

Campestre MVAr Capacitor 115 15.0 Mar-19

Potrerillos Capacitor 115 15.0 May-19

Puerto Interior Capacitor 115 15.0 May-19

Celaya III Capacitor 115 22.5 May-19

Pénjamo MVAr Capacitor 115 30.0 Mar-20

Pátzcuaro Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Mar-20

El Tapatío MVAr Reactor 400 100.0 Ene-21

Laguna Seca MVAr Capacitor 115 30.00 Mar-21

Zapotiltic MVAr Capacitor 115 15.00 Mar-21

Colima II MVAr Capacitor 115 30.00 Mar-21

Río Grande Capacitor 115 22.5 Mar-22

El Sauz Capacitor 115 30.0 Mar-22

Lagos Capacitor 115 15.0 Mar-22

Guanajuato Sur Capacitor 115 15.0 Mar-22

Tarímbaro Capacitor 115 30.0 Mar-22

Potrerillos MVAr Reactor 400 100.0 Dic-23

Total 1,242.5

Tensión

kV

Capacidad

MVAr

Fecha de

entradaCompensación Equipo


5-25

Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I

Diagrama 5.9

Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase I

El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para diciembre de 2014 con una

capacidad de generación de 53 MW, la cual considera la sustitución de cuatro plantas generadoras

a contrapresión de 5 MW cada una (20 MW) por una unidad de 53 MW a condensación, la cual

se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.

Con la capacidad de generación adicional de 33 MW y para la infraestructura eléctrica existente

donde se interconectará esta central, no se requiere red de transmisión asociada. Sin embargo,

dentro del alcance del proyecto de generación se incluyen entronques en 115 kV para

interconectar, en junio de 2014, la unidad con la red existente en el campo geotérmico

Los Azufres. Diagrama 5.10.

a Santa María

a Salam

anca II

Salamanca

a Celaya III

a C

ela

ya III

a Irapuato II

a Irapuato II

a Salamanca II

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia

a Ramos Arizpea Jerónimo Ortiz

a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Las

Fresas

El Sauz



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica


Enlace a 115 kV


Manzanillo

I y II

Salamanca Fase I

382 MW

Nuevo

Vallarta


5-26

Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I

Diagrama 5.10

Red asociada al proyecto de generación geotérmica Azufres III Fase II

El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para abril de 2018 con una

capacidad de generación de 27 MW, la cual considera la sustitución de tres plantas generadoras

a contrapresión de 5 MW cada una (15 MW) por una unidad de 27 MW a condensación, la cual

se interconectará con la actual subestación Azufres Switcheo.

Dentro del alcance del proyecto de generación se incluye una subestación de maniobras con cinco

alimentadores para interconectar la unidad con la red existente en el campo geotérmico Los

Azufres y el tendido del segundo conductor por fase en las líneas desde la nueva subestación de

switcheo hasta la subestación Azufres switcheo programada para octubre de 2017 con la finalidad

de mejorar la confiabilidad de la red de trasmisión. Diagrama 5.11.

a Aeropuerto

a Zinapécuaro

Azufres

Distribución

Azufres

Switcheo

a A

cá

mb

aro

a Ciudad H

idalgo

U –

14

U – 9

a campo sur

a unidad 15

Azufres III

Fase I

53 MW

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Las

Fresas

El Sauz



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica


Enlace a 115 kV


Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta


5-27

Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase II

Diagrama 5.11

Red asociada a la central de generación hidráulica Las Cruces

El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para octubre de 2018 con una

capacidad bruta de 240 MW. Se ubicará sobre la cuenca del río San Pedro - Mezquital y tiene

como objetivo garantizar el suministro de energía eléctrica de los estados de Nayarit y Jalisco en

el mediano plazo.

Para abril de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central, se tiene

programada como red asociada al proyecto la construcción de la LT Las Cruces - Tepic II en el

nivel de voltaje de 230 kV, 120 km–circuito, calibre 1113 ACSR de un conductor por fase en

estructura de torres de acero de dos circuitos.

Dentro del alcance del costo del proyecto, se incluye la construcción de la subestación Las Cruces

con 5 alimentadores de 230 kV, tres para las unidades y dos para líneas. Así mismo, se

consideran 2 alimentadores de 230 kV en la SE Tepic II para las líneas a Las Cruces.

Diagrama 5.12.

Campo Sur

Azufres III

Fase II

27 MW

U – 7U – 13

U – 12

a A

zu

fre

s S

witch

eo

Azufres

Switcheo Sur

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Las

Fresas

El Sauz



Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica



Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV


5-28

Red asociada al proyecto de generación hidráulica Las Cruces

Diagrama 5.12

Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados

Fase I

El proyecto de generación tiene fecha de entrada en operación para noviembre de 2018 con una

capacidad de generación de 27 MW, por lo que seis meses antes debe estar disponible como red

asociada al proyecto la línea de transmisión Cerritos Colorados entronque Guadalajara I – El Sol

en el nivel de voltaje de 69 kV, con una distancia de 30 km-circuito, calibre 477 ACSR de un

conductor por fase en estructura de torres de acero de dos circuitos.

Dentro del alcance de la red asociada se incluyen 2 alimentadores en el nivel de 69 kV para

interconectar las líneas mencionadas con el campo geotérmico Cerritos Colorados.

En el costo del proyecto de generación se incluye un alimentador para interconectar la unidad en

el campo geotérmico. Diagrama 5.13.

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Las

Fresas

El Sauz



Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica



Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta

Tepic II

Cerro

Blanco

a Mazatlán II

El Cajón

a Tesistán

Las Cruces

240 MW

Aguamilpa

a Vallarta

Potencia

Las Cruces

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV


5-29

Red asociada al proyecto de generación geotérmica Cerritos Colorados Fase I

Diagrama 5.13

Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I


capacidad de generación bruta de 908 MW.

Para octubre de 2018, seis meses antes de la entrada en operación de la central Guadalajara I

se considera como red de transmisión asociada al proyecto un enlace entre las subestaciones

Cajititlán y El Tapatío de 36 km–circuito, calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en

estructura de torres de acero de dos circuitos en el nivel de 400 kV. Así mismo se considera

entroncar la línea de transmisión de 400 kV Atequiza–Salamanca II con la subestación Cajititlán

a través de una línea de 20 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en

estructura de torres de acero de dos circuitos. También se contempla el entronque de la actual

línea de transmisión Tesistán–Zapotlanejo de 400 kV con la subestación Ixtlahuacán por medio

de una línea de 1 km–circuito calibre 1113 ACSR de dos conductores por fase en estructura de

torres de acero de dos circuitos

Como parte de la red asociada está considerado el Banco 2 en la subestación El Tapatío

400/230 kV con una capacidad de 375 MVA.

Adicionalmente se contemplan catorce alimentadores en 400 kV para el proyecto, de los cuales

diez de ellos están ubicados en la subestación Cajititlán; seis son para la interconexión de las

unidades de generación con la subestación, dos se utilizarán para la interconexión de la

subestación Cajititlán con las líneas hacia El Tapatío, uno para la línea a Atequiza y uno para la

línea a Salamanca II.

En la subestación El Tapatío están programados dos alimentadores para recibir las líneas de

Cajititlán. Así mismo, se contemplan dos alimentadores en la subestación Ixtlahuacán para las

líneas a Zapotlanejo y Tesistán. Diagrama 5.14.

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Las

Fresas

El Sauz



Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica



Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta

Las Cruces

Guadalajara I

El SolTecnicolor

Kodak

San Agustín

Bugambilias

Siemens

Flextronics

UAG

Vidriera

Zapopan

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Enlace a 69 kVSubestación a 69 kV

Motorola

Cerritos Colorados

Fase I

27 MW

a Mojonera

a Niños Héroes


5-30

Red asociada a la central de generación de ciclo combinado Guadalajara I

Diagrama 5.14

Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis

Potosí


capacidad de generación de 862 MW y se considera que se ubicará cercano al actual sitio de la

CT Villa de Reyes. Para esta misma fecha se tiene programado el retiro de 700 MW de la central

Villa de Reyes (2X375 MW), por lo que únicamente se elevará en 162 MW la capacidad instalada

de este sitio.

Para octubre de 2018, como parte de la red asociada al proyecto de generación, se tiene

contemplada la ampliación de transformación con el banco 2 en la subestación La Pila con relación

230/115 kV y capacidad de 225 MVA.

Así mismo, se requerirán cuatro alimentadores en 230 kV para interconectar las unidades de la

central con la actual subestación Villa de Reyes. Diagrama 5.15.

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

Villa de Reyes

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Potrerillos

El Sauz



Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica



Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta

Las Cruces

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Guadalajara I

908 MW

Tesistán

Ixtlahuacán

Atequiza

Zapotlanejo

TapatíoAcatlán El a Salamanca II

a M

anza

nillo

a Maza

mitla

a M

anza

nill

o

a CerroBlanco

a La Yesca

a Agu

asca

lient

es

Pot

encia

a Agu

asca

lient

es

Pot

encia


5-31

Red asociada a la central de generación de ciclo combinado San Luis Potosí

Diagrama 5.15

Área Noroeste

El área Noroeste proporciona el suministro de energía eléctrica a los estados de Sonora y Sinaloa.

Eléctricamente está dividida en 13 zonas. Sus centros de carga más importantes son Hermosillo

y Ciudad Obregón en Sonora, así como Culiacán, Los Mochis y Mazatlán en Sinaloa.

Su sistema eléctrico se caracteriza por poseer una estructura longitudinal, con enlaces entre

zonas en niveles de tensión de 230 kV y 115 kV, principalmente. Actualmente, sólo los corredores

Mazatlán-Culiacán y Culiacán-Los Mochis operan en 400 kV. Desde 2005 el área está

permanentemente conectada con el resto del SIN a través de los enlaces Mazatlán-Tepic, con el

área Occidental, además de Mazatlán-Durango y Nacozari-Moctezuma, con el área Norte.

La demanda máxima del área se presenta en verano, caracterizada por la elevación de la

temperatura ambiente y por el comportamiento del sector industrial, particularmente dentro del

ramo minero, cuya carga se mantiene en un valor elevado durante todo el año. Esta situación

origina altos flujos de potencia de sur a norte a través de la red de transmisión troncal.

Durante 2013, la demanda máxima se registró el 19 de agosto, con un valor de 4,087 MWh/h,

lo que representó un crecimiento de 5.6% con respecto a 2012. Para los próximos quince años

se pronostica un crecimiento medio de 4.7 por ciento.

La capacidad de generación instalada a la fecha es de 3,814 MW, de los cuales 941 MW

corresponden a unidades hidroeléctricas, 2,052 MW a termoeléctricas convencionales, 735 MW

a ciclos combinados y 86 MW a unidades turbogás.

Aguamilpa

Pitirera

Villita

Las Delicias

Azufres

Charcas

Potencia

San Luis Potosí

a Tula

Zimapán

a Ixtapa Potencia

Lázaro

Cárdenas

Potencia

El Cajón

a Donato

Guerra

a Las Mesas

a Anáhuac

Potencia


a Mazatlán II

La Yesca

Cañada

El Potosí

Vallarta

Potencia

Potrerillos

El Sauz



Hidroeléctrica

Ciclo Combinado

Turbogás


Carboeléctrica

Geotermoeléctrica



Manzanillo

I y II

Nuevo

Vallarta

Las Cruces

Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

GM

143.9-900

San Luis I

a San Luis de

la Paz II

San Luis Potosí

862 MW

San Luis II

La Pila

a El Potosí


5-32

De la generación hidroeléctrica instalada, únicamente se dispone de alrededor de 300 MW para

atender la demanda máxima del área. El agua almacenada en los embalses es administrada por

la Comisión Nacional del Agua (Conagua), quien proporciona a CFE una cuota mensual en

volumen para su utilización, teniendo como prioridad el riego agrícola. Las principales

contribuciones durante los meses de junio a septiembre se realizan con las centrales Huites y El

Novillo.

En cuanto a la generación térmica, la capacidad efectiva instalada se reduce durante el verano

debido al efecto de la temperatura ambiente, mantenimientos o fallas.

El déficit de generación se solventa mediante importación a través de los enlaces con las áreas

vecinas. En 2013 —durante la condición de demanda máxima— se importaron 1,315 MW,

842 MW (64%) provenientes del área Occidental y 473 MW (36%) del área Norte, principalmente

por el enlace de Mazatlán con Durango.

Con el crecimiento pronosticado en la demanda del área, el programa de adiciones y retiros de

generación y la infraestructura eléctrica actual, se prevé que en el corto plazo se presentarán

flujos de potencia elevados entre las zonas Mazatlán-Culiacán-Los Mochis, principalmente.

Asimismo, se estima que podría alcanzarse la capacidad nominal de algunos bancos de

transformación 230/115 kV, particularmente en las zonas Culiacán, Guasave, Los Mochis,

Guaymas, Obregón y Nogales.

Para 2014 se espera que el área opere en condiciones de riesgo durante los meses de verano.

Esta situación es ocasionada por el déficit de generación y por el retraso en la entrada en

operación de la central de ciclo combinado Agua Prieta II, cuyo inicio de operación se ha diferido

hasta marzo de 2015. Para mitigar el problema será necesario mantener una alta disponibilidad

del parque de generación existente.

Para el mediano y largo plazos se vislumbra que la condición operativa mejore con la capacidad

de generación adicional programada en Guaymas (1,470 MW), Topolobampo (1,547 MW),

Mazatlán (867 MW), Hermosillo (1,400 MW) y Los Mochis (1,400 MW), además de los proyectos

de generación solar a ubicarse en Hermosillo y Los Mochis, cuya capacidad asciende a 450 MW.

Con este programa de generación se pretende mejorar el balance oferta-demanda, reducir las

necesidades de importación, disminuir las pérdidas eléctricas y mejorar el perfil de voltaje.

Obras principales

Con el objetivo de mantener el nivel deseado de confiabilidad y satisfacer la demanda futura de

electricidad en el horizonte de planificación, se han programado los proyectos de transmisión y

transformación que se describen a continuación.

En mayo de 2014 entrará en operación el primer circuito entre las subestaciones Nacozari y

Hermosillo Cinco, con una longitud de 201 km, aislado en 400 kV y operado inicialmente en

230 kV. Con este proyecto se incrementará la capacidad de transmisión entre las regiones

Hermosillo y Nacozari y se aprovecharán los intercambios internos y externos de generación de

los estados de Sonora y Sinaloa con el resto del SIN.

En la zona Culiacán está programada la ampliación de la subestación La Higuera 230/115 kV,

con un banco de transformación de 225 MVA de capacidad. El proyecto está programado para

entrar en operación en abril de 2015, y con su entrada en operación se evitará la saturación de

las subestaciones La Higuera y Culiacán Tres.

Para junio de 2015 se tiene en programa un transformador trifásico 230/115 kV de 100 MVA de

capacidad en la subestación El Fresnal, originado por el incremento en la carga de nuevos


5-33

desarrollos industriales en la población de Agua Prieta. El proyecto permitirá mejorar la

confiabilidad y reducir las pérdidas eléctricas en esta región del sistema.

En virtud del alto crecimiento esperado en la demanda de la zona Los Mochis para los próximos

años, en abril de 2016 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV en la subestación

Louisiana, con un banco de 225 MVA de capacidad.

Con el objetivo de mantener un perfil de voltaje adecuado e incrementar la capacidad de

transferencia de potencia en la red troncal del Noroeste, en abril de 2016 está previsto instalar

un Compensador Estático de VAr (CEV) en 230 kV en la subestación La Higuera, con una

capacidad de ±300 MVAr.

En octubre de 2016 finalizará la construcción de la red de transmisión asociada a la central de

ciclo combinado Guaymas II, la cual considera 454 kilómetros-circuito de líneas de transmisión

en 400 kV y 230 kV. El proyecto incluye una línea de doble circuito de 125 km de longitud para

reforzar el corredor Hermosillo-Obregón, además del tendido del segundo circuito de Guaymas a

Obregón, con una longitud de 95 km.

En enero de 2017 está programada la entrada en operación de una subestación 400/115 kV de

375 MVA1 de capacidad denominada Culiacán Poniente, que permitirá descargar y evitar la

saturación de los bancos 400/230 kV y 230/115 kV de la zona Culiacán.

Para enero de 2017 está programada la red asociada a la central de ciclo combinado

Guaymas III. El proyecto considera la instalación de 1,500 MVA de transformación 400/230 kV,

750 MVA1/ en Seri (Hermosillo) y 750 MVA1/ en Bácum (Obregón), además de 102 kilómetros-

circuito de líneas de transmisión en 400 kV, incluyendo el tendido del segundo circuito entre

Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de 70 km de longitud.

En la zona Obregón se ha observado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV para

evitar la saturación de los bancos existentes, por lo que se ha propuesto la instalación de un

segundo banco de 225 MVA en la subestación Bácum. Su fecha tentativa de entrada en operación

es abril de 2017.

De la misma manera, para abril de 2017 se tiene en programa un segundo banco de

transformación 230/115 kV en la subestación Nogales Aeropuerto, de 100 MVA de capacidad,

con la finalidad de atender la demanda de la zona. El proyecto incluye el tendido del segundo

circuito de 230 kV entre Santa Ana y Nogales Aeropuerto, de 100 km de longitud.

Como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Topolobampo III, en

noviembre de 2017 se tiene previsto reforzar el corredor Los Mochis-Obregón, mediante la

construcción del segundo circuito en 400 kV de la línea de transmisión Choacahui-Bácum, de

241 km de longitud.

Para abril de 2018 se ha programado la interconexión del área Baja California con el SIN, por

medio de un enlace asíncrono con una capacidad de 300 MW. El proyecto contempla un enlace

de transmisión en 400 kV entre las subestaciones Seis de Abril, en el área Noroeste y Cucapáh,

en Baja California, con una longitud estimada de 405 km, además de elementos de compensación

fija y dinámica para control de voltaje.

En abril de 2018 está considerada la entrada en operación de un banco de transformación

230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad en la subestación Esperanza, en la costa de Hermosillo.

El proyecto incluye el tendido del segundo circuito de la línea Hermosillo Aeropuerto-Esperanza.

Su objetivo es atender el crecimiento de la demanda en esta región, originado principalmente

por desarrollos acuícolas, además de reducir la dependencia que tiene esta zona de la

transformación 230/115 kV de Hermosillo y Guaymas.


5-34

También en abril de 2018 se reforzará el enlace Hermosillo-Santa Ana con la construcción de una

línea de transmisión en 230 kV, de dos circuitos tendido del primero y 150 km de longitud, entre

las subestaciones Hermosillo Loma y Santa Ana.

Debido al retiro de las unidades generadoras de la central termoeléctrica Planta Guaymas Dos,

se ha detectado la necesidad de reforzar la transformación 230/115 kV en la zona Guaymas.

Preliminarmente, se ha considerado un banco de 225 MVA1/ de capacidad en la subestación

Guaymas Cereso, con entrada en operación en abril de 2018.

En abril de 2019 está programada la entrada en operación de Peñasco Potencia, con un banco

230/115 kV de 225 MVA1/ de capacidad. El proyecto permitirá atender el incremento en la

demanda de Puerto Peñasco y evitará la saturación de los bancos instalados en la subestación

Seis de Abril.

Para octubre de 2019 se ha considerado la construcción de un tercer circuito en 400 kV en los

corredores Mazatlán-Tepic y Mazatlán-Culiacán, con longitudes de 255 km y 210 km,

respectivamente, como parte de la red de transmisión asociada a la central generadora Mazatlán.

Para eliminar problemas de sobrecarga en la transformación de las zonas Los Mochis y Guasave,

en abril de 2021 se ha proyectado la construcción de la subestación Guasave Potencia, con un

banco 230/115 kV de 225 MVA1/.

Para mantener un soporte de voltaje adecuado en la zona Hermosillo ante el crecimiento

pronosticado de su demanda, en abril de 2022 está programada la instalación de un

Compensador Estático de VAr (CEV) en 400 kV en la subestación Seri, con una capacidad de

±300 MVAr. El proyecto apoyará el intercambio de excedentes de energía entre regiones en la

parte norte de Sonora.

Para junio de 2024 está programada la entrada en operación del segundo circuito de Santa Ana

a Seis de Abril, de 157 km de longitud, más la instalación de un segundo banco 230/115 kV de

100 MVA en Industrial Caborca. Este proyecto pudiera anticiparse en función del desarrollo de

los proyectos eólicos de Temporada Abierta en Baja California.

En octubre de 2024 se considera la construcción de 430 kilómetros-circuito de líneas de

transmisión, incluyendo una línea de doble circuito en 400 kV de Puerto Libertad hacia Hermosillo,

y 375 MVA de transformación 400/230 kV en la zona Hermosillo, asociados a la central

generadora Noroeste II.

Finalmente, en octubre de 2027 se ha considerado la entrada en operación de un tercer circuito

en 400 kV entre las subestaciones Choacahui y La Higuera, con longitud estimada de

250 km, asociado a la central generadora Noroeste IV.

En el diagrama 5.16 se muestran los principales proyectos en 2014 — 2023.


5-35

Principales proyectos en la red troncal del área Noroeste

Diagrama 5.16

Op. In

ic. 230 k

V

Op. In

ic. 230 k

V

Op.

Inic. 2

30 kV

Op.

Inic. 2

30 kV

Industrial

Caborca

Santa Ana

Nogales

Aeropuerto

Cananea

El Fresnal

Puerto

Libertad

La Higuera S. Culiacán Potencia

El Habal

Mazatlán

Guamúchil IITopolobampo II

Los Mochis II

Huites

Pueblo

Nuevo

(Áre

a N

ort

e)

a Tepic II

(Área Occidental)

a N

ue

vo

Ca

sa

s G

ran

de

s

(Áre

a N

ort

e)

Guaymas CeresoOviachic

El Novillo

Mocuzari

El Fuerte

Bacurato

Sanalona

Humaya

Culiacán III

Comedero

Ciclo combinado

Hidroeléctrica


CEV

Reactor




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Estructura de doble circuito tendido del primero

a Durango II

a Jerónimo

Ortiz

Nogales

Norte

S i m b o l o g í a

Hermosillo

Aeropuerto

Hermosillo III

Cementos

del Yaqui

Esperanza

Hermosillo

Loma

Hermosillo V

C. Obregón III

C. Obregón IV

Op. Inic. 115 kV

El Mayo

Minera

Milpillas

Ejido Agua Prieta

La Caridad

FundiciónNacozari La Caridad

Subestación

Cananea

Grupo México

Op.

Inic

. 230

kV

Culiacán

Poniente

Guaymas III

Bácum

Planta Guaymas II

Guaymas II

Noroeste

(Topolobampo II)Topolobampo III

Choacahui

Louisiana

a El Pinacate-Cucapáh

(Área Baja California)

Peñasco

Potencia

Seis de

Abril

Seri

Hermosillo IV

Observatorio

Los Mochis

Industrial

Guasave

Potencia

Construcción de Segundo Circuito a Cargo de México

Generadora de Energía (Grupo México)


5-36

En los cuadros 5.5a, 5.5b y 5.5c se muestran las principales obras de transmisión, transformación

y compensación programadas para el área Noroeste durante el mismo periodo.

Principales obras programadas para el área Noroeste

2014 — 2023

1/ Operación inicial 230 kV 2/ Tendido del primer circuito 3/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 5.5a

AT: Autotransformador T: Transformador (3F)

Cuadro 5.5b

Nacozari-Hermosillo Cinco 1,2 400 2 201.0 May-14

Seri-Guaymas Cereso 1 400 2 250.0 Oct-16

Bácum-Guaymas Cereso 1,3 400 2 95.0 Oct-16

Guaymas CC-Guaymas Cereso 2 230 2 20.0 Oct-16

Hermosillo Cuatro-Hermosillo Cinco 3 230 2 33.0 Oct-16

Pueblo Nuevo-Obregón Cuatro 2 400 2 70.0 Ene-17

Bácum-Obregón Cuatro 230 2 60.0 Abr-17

Santa Ana-Nogales Aeropuerto 3 230 2 100.0 Abr-17

Choacahui-Bácum 3 400 2 241.0 Nov-17

Seis de Abril-El Pinacate 2 400 2 205.0 Abr-18

Hermosillo Aeropuerto-Esperanza 3 230 2 58.1 Abr-18

Santa Ana-Loma 2 230 2 150.0 Abr-18

Mazatlán Dos-Tepic Dos 2 400 2 255.0 Oct-19

La Higuera-Mazatlán Dos 2 400 2 210.0 Oct-19

Guasave Potencia Entq. Los Mochis Dos-Guamúchil Dos 230 2 40.0 Abr-21

Total 1,988.1

Longitud

km-c

Fecha de

entradaLínea de Transmisión

Tensión

kV

Núm. de

circuitos

La Higuera Banco 4 3 AT 225 230 /115 Abr-15

El Fresnal Banco 1 1 T 100 230 /115 Jun-15

Louisiana Banco 2 3 AT 225 230 /115 Abr-16

Culiacán Poniente Banco 1 4 AT 500 400 /115 Ene-17

Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875 400 /230 Ene-17

Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875 400 /230 Ene-17

Bácum Banco 2 3 AT 225 230 /115 Abr-17

Nogales Aeropuerto Banco 2 3 AT 100 230 /115 Abr-17

Seis de Abril Banco 3 4 AT 500 400 /230 Abr-18

Esperanza Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-18

Guaymas Cereso Banco 2 4 AT 300 230 /115 Abr-18

Peñasco Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-19

Guasave Potencia Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-21

Total 4,825

Capacidad

MVA

Relación de

transformación

Fecha de



5-37

Principales obras programadas para el área Noroeste

2014 — 2023

Ind: Inductivo Cap: Capacitivo

Cuadro 5.5c

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta

II

De acuerdo con el Programa de Requerimientos de Capacidad de CFE, esta planta entraría en

operación en 2013; sin embargo, durante su proceso de licitación se presentaron problemas de

carácter legal, por lo que su entrada en operación se ha diferido hasta julio de 2014, operando

como ciclo abierto y hasta marzo de 2015, operando como ciclo combinado.

La planta se ubica en el sitio denominado Ejido Agua Prieta, aproximadamente a 7 km al norte

de la central Naco-Nogales, en el municipio de Agua Prieta, Sonora. Su capacidad bruta será de

477 MW, incluyendo un campo termosolar de 14 MW.

Por su ubicación permitirá el intercambio de potencia en ambos sentidos entre las áreas Noroeste

y Norte en diferentes puntos de operación, e incrementará la confiabilidad en el suministro y la

flexibilidad en la operación del SIN.

Agua Prieta II inyectará su potencia en el nivel de 230 kV. Las principales obras de transmisión

asociadas a esta central son: un doble circuito en 400 kV operado inicialmente en 230 kV, de

6.9 km de longitud, que entroncará con la línea El Fresnal-Nacozari, además de una línea de

transmisión de doble circuito en 230 kV, de 75.7 km de longitud, entre las subestaciones

El Fresnal y Cananea. El diagrama 5.17 muestra el detalle de esta red.

Hermosillo Cinco MVAr Reactor 230 28.0 May-14

Subestación Tres Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14

Subestación Cuatro Costa MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14

Hermosillo Uno MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-14

San Rafael MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-16

Los Mochis Tres MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-16

Los Mochis Uno MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-16

La Higuera CEV Compensador Estático de VAr 230 300/300 Ind./Cap. Abr-16

Bácum MVAr Reactor 400 100.0 Ene-17

Bácum MVAr Reactor 400 75.0 Nov-17

Seis de Abril CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Abr-18

Seis de Abril MVAr Reactor 400 100.0 Abr-18

Mazatlán Dos MVAr Reactor 400 75.0 Oct-19

La Higuera MVAr Reactor 400 75.0 Oct-19

Hornillos MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-21

Guasave Potencia MVAr Capacitor 115 30.0 Abr-21

Seri CEV Compensador Estático de VAr 400 300/300 Ind./Cap. Abr-22

Total 2,433.0

Tensión

kV

Capacidad

MVAr

Fecha de



5-38

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II

Diagrama 5.17

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II

Esta central generadora está programada para entrar en operación en abril de 2017, con una

capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC

ubicado al sureste de Empalme, Sonora.

Con la operación de este proyecto se pretende dar inicio a la utilización de un sistema de

transporte de gas que cubrirá la mayor parte del territorio de Sonora y Sinaloa, lo que permitirá

instalar ciclos combinados con eficiencias superiores y precios de gas natural competitivos, así

como retirar plantas termoeléctricas convencionales que han llegado al final de su vida

económica, manteniendo al mismo tiempo el balance oferta-demanda en el área.

Por su ubicación resultará estratégica para la operación del área, ya que coadyuvará al suministro

de la demanda en dos de los polos con mayor desarrollo dentro de la misma: Hermosillo y Ciudad

Obregón.

Guaymas II se conectará a la red de transmisión en el nivel de tensión de 230 kV. Dentro del

alcance de su red asociada se considera la construcción de 454 kilómetros-circuito (km-c) de

líneas de transmisión, de los cuales 345.0 km-c son aislados en 400 kV y operados inicialmente

en 230 kV y 109.0 km-c son aislados y operados en el nivel de tensión de 230 kV.

El proyecto incluye el refuerzo de los enlaces Hermosillo-Guaymas y Guaymas-Obregón, con una

longitud aproximada de 220 km. El diagrama 5.18 muestra el detalle de esta red.

Op.

Inic

. 230 k

V

Op.

Inic

. 230 k

V

Op. Inic. 230

kV

Op. Inic. 230

kV

a Santa AnaCananea

El Fresnal

La CaridadFundición

NacozariLa Caridad

a N

uevo C

asas G

randes

(Áre

a N

ort

e)

Subestación Cananea

a Hermosillo III

Agua Prieta II477 MW

2x6.9-2x1113(Oct-12)

2x75.7-1113(Oct-12)

Ciclo combinado

Reactor


Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV


(Mar-15)


5-39

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II

Diagrama 5.18

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III

Esta planta generadora está programada para entrar en operación en julio de 2017, con una

capacidad bruta de 735 MW. El proyecto se construirá en el sitio denominado Guaymas CC

ubicado al sureste de la población de Empalme, Sonora, donde se instalará previamente la central

Guaymas II.

Guaymas III se conectará a la red eléctrica del área Noroeste en el nivel de tensión de 400 kV,

para lo cual se requiere la conversión a 400 kV del enlace Hermosillo-Obregón, y en consecuencia

la instalación de 1,500 MVA1/ de transformación 400/230 kV en las subestaciones Seri y Bácum,

en las zonas Hermosillo y Obregón respectivamente.

La red asociada al proyecto incluye la construcción de una línea de transmisión en 400 kV de dos

circuitos, tendido del primero entre las subestaciones Pueblo Nuevo y Obregón Cuatro, de

aproximadamente 70 km de longitud. En su esquema final esta línea formará parte de la línea

Choacahui-Bácum. El diagrama 5.19 muestra el detalle de esta red.

Hermosillo LomaHermosillo

Aeropuerto

Planta Guaymas II

Guaymas Cereso

Hermosillo V

C. Obregón III

Hermosillo III

Bácum

C. Obregón IV

Hermosillo IV

Seri

2x(125+95)=(2x220)-2x1113(Oct-16)

(Oct-16)4x8-1113

a Pueblo Nuevo

a Puerto Libertad

a Santa Ana

a Nacozari

O.I. 230 kV

(Oct-16)

20-1113

Hermosillo Aeropuerto

Hermosillo III

Hermosillo IV

HermosilloLoma

Hermosillo V

Seri

(Oct-16)33-1113

(Oct-16)

(Oct-16)4x6-1113

(Abr-17)

O.I. 230 kV

Guaymas II(735 MW)

O.I. 230 kV

Ciclo combinado


Reactor



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV




5-40

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas III

Diagrama 5.19

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado

Topolobampo II

Esta planta generadora está programada para entrar en operación en abril de 2018, con una

capacidad bruta de 847 MW. El proyecto se ubicará en las inmediaciones de la subestación

Choacahui, en el municipio de Ahome, Sinaloa.

Con su instalación se reducirán los costos de operación del SIN, al utilizar tecnologías más

eficientes y económicas, aprovechando la red de gasoductos que se construirá a lo largo del área

Noroeste.

De acuerdo con las indicaciones de la Secretaría de Energía (SENER), el proyecto se construirá

bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE). El punto de recepción de la

generación será la subestación Choacahui, por lo que el PIE deberá construir la red necesaria

para transmitir la energía desde la central hasta esta subestación.

A cargo de CFE, el proyecto considera la construcción e instalación de dos alimentadores en

400 kV para recibir la inyección de generación. El diagrama 5.20 muestra el detalle de esta red.

Los Mochis II

Huites

PuebloNuevo

Guaymas Cereso

Oviachic

El Novillo

Mocuzari

El Fuerte

Ciclo combinado

Hidroeléctrica

Reactor




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV



C. Obregón III

C. Obregón IV

El Mayo

Guaymas III

Bácum

Planta Guaymas II

Guaymas II

Choacahui

(Ene-17)

2x375 MVA400/230 kV

Seri

Hermosillo V

Hermosillo III

Hermosillo Loma

Hermosillo Aeropuerto

Esperanza

Hermosillo IV

(Jul-17)

735 MW

(Ene-17)

2x375 MVA400/230 kV

(Ene-17)4x8-2x1113

(Ene-17)70-2x1113


5-41

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II

Diagrama 5.20

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo

III

Esta planta generadora está programada para entrar en operación en mayo de 2018, con una

capacidad bruta de 700 MW.

Esta central se construirá bajo la modalidad de Productor Independiente de Energía (PIE) y se

ubicará en un predio aledaño al ciclo combinado de Topolobampo II. El punto de recepción de la

energía proveniente de la central será la subestación Choacahui. Su generación se sumará a la

de Topolobampo II, con lo cual se tendrá una capacidad total instalada de 1,547 MW en este

sitio.

La red de transmisión asociada al proyecto considera la construcción de 241 kilómetros-circuito

de líneas de transmisión aisladas y operadas en 400 kV, además de la instalación, en la

subestación Bácum, de 75 MVAr de compensación reactiva inductiva en derivación para la línea

Bácum-Choacahui. El diagrama 5.21 muestra el detalle de esta red.


Louisiana

Los Mochis II

HuitesPuebloNuevo

Mocuzari

El Fuerte

Bacurato

Ciclo combinado

Hidroeléctrica


Reactor



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV



C. Obregón IIIBácum

C. Obregón IV

El Mayo

Choacahui

Noroeste (Topolobampo II)

847 MW

a Culiacán

Los Mochis Industrial

a Guaymas

Abr-18

Obra a cargo del PIE


5-42

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III

Diagrama 5.21

Área Norte

El Área de Control Norte (ACN) atiende las necesidades de suministro de energía eléctrica en los

estados de Chihuahua, Durango y parte de Coahuila. Está conformada por cinco subáreas de

control: Juárez, Chihuahua, Camargo, Laguna y Durango; tiene enlaces con las áreas Noroeste,

Noreste y Occidental.

La demanda máxima del área en 2013 fue de 3,841 MW, el 19 de junio a las 16:00 hrs. La

capacidad efectiva de generación instalada a diciembre del 2013 año fue de 4,158 MW, que

incluyen los 445 MW de la central CC Norte II, sin embargo durante la demanda máxima dicha

central todavía estaba en su fase de pruebas, por lo que en términos prácticos, se mantuvo un

déficit de generación.

Por lo anterior, aún con la nueva capacidad de generación, pero con los factores ambientales

propios del área, como la temperatura, fallas técnicas y capacidad indisponible por

mantenimiento, prevaleció la condición que en los últimos años ha caracterizado la operación de

este sistema eléctrico durante la condición de demanda máxima de verano: elementos al extremo

de su capacidad, importación de bloques de energía de los sistemas vecinos, sobre todo del área

Noreste y restricción a la entrada de nuevos usuarios al sistema.

Esta situación mejorará sustancialmente con la entrada en operación comercial de la central

CC Norte III de 954 MW, prevista para julio de 2016; mientras tanto se tendrán condiciones de

poca flexibilidad operativa, sobre todo para la atención de nuevas solicitudes de servicio o

incremento de la demanda de los usuarios actualmente en operación.


Louisiana

Los Mochis II

HuitesPuebloNuevo

Mocuzari

El Fuerte

Bacurato

C. Obregón III

Bácum

C. Obregón IV

El Mayo

Choacahui

Noroeste (Topolobampo II)

a Culiacán

Topolobampo III700 MW

Los Mochis Industrial

a Guaymas

241-2x1113

Ciclo combinado

Hidroeléctrica


Reactor



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV



Obra a cargo del PIE

May-18

1x75 MVAr

Nov-17

Nov-17


5-43

Durante 2014 — 2028 se instalarán 6,730 MW de capacidad bruta, en nuevas centrales de

generación con tecnología de ciclo combinado principalmente, complementado con una

importante participación de “energía limpia”, durante todo el horizonte de planificación, como se

describe a continuación:

Bajo la modalidad de Pequeño Productor Solar, se integrarán 150 MW en el transcurso del 2015

al 2017. A partir del 2020 se agregarán 1, 752 MW de capacidad de generación del tipo solar,

eólica e hidráulica.

El complemento, lo integran 4,858 MW de tecnología de tipo ciclo combinado instalados en cinco

nuevas centrales, la primera de ellas en 2016 y la última, al final del horizonte de planificación.

Esta adición de generación se encuentra en balance con el retiro de 1,337 MW en unidades que

ya han cumplido su vida útil y deben reemplazarse con centrales más eficientes.

Las obras de transmisión y transformación programadas en el corto y mediano plazos se

describen a continuación.

Obras principales

Para 2014 se tiene en programa, para la atención de usuarios del sector agrícola, el segundo

transformador 230/115 kV de 100 MVA en la SE Mesteñas de la zona Camargo-Delicias.

En líneas de transmisión, destaca el tendido del segundo circuito en 230 kV de más de 100 km

de longitud entre las zonas Chihuahua y Cuauhtémoc, con el cual se tendrá un incremento

importante en la capacidad de suministro a esta última, para la atención del significativo aumento

en su demanda, originado principalmente por nuevos usuarios del sector minero.

En complemento los proyectos de transformación 230/115 kV como la SE San Pedro Potencia

(100 MVA1/) que se integró al sistema durante 2013 y la SE Cahuisori Potencia (100 MVA1/)

prevista para 2015.

También en 2015, para satisfacer las necesidades de suministro al sector minero, está

programada la ampliación de la capacidad de transformación 230/115 kV con 100 MVA en la

SE Santiago II de la zona Parral–Santiago.

En la zona Durango, se tiene prevista la puesta en servicio de la nueva SE Canatlán II Potencia,

con una capacidad instalada de 100 MVA1/, para atender el creciente sector minero en la parte

norte del estado. Las obras para la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen

pequeños tramos de línea en 230 kV.

Para 2016, en la zona Camargo - Delicias, con el objetivo de tener flexibilidad operativa en el

subsistema Ojinaga, se tiene prevista la incorporación de transformación 400/230 kV en la

SE Hércules Pot. con la instalación de 225 MVA1/, procedentes de la SE El Encino. Las obras para

la puesta en operación de la nueva transformación, incluyen pequeños tramos de línea en

230 kV.

En el caso de la zona Moctezuma–V. Ahumada, se incrementará la capacidad de transformación

230/115 MVA mediante la instalación de 225 MVA1/, para la atención de los usuarios del sector

agrícola de esa parte del sistema.

Con la finalidad de incrementar la capacidad de transmisión por la entrada en operación de la

central CC Norte III, se reforzará la transmisión entre las zonas Juárez y Moctezuma. Se tiene

en programa la construcción de una línea de doble circuito, tendido del primero de 160 km de


5-44

longitud, aislada en 400 kV para operar inicialmente en 230 kV, entre las subestaciones Cereso

(zona Juárez) y Moctezuma (zona Moctezuma).

Durante 2017 se pretende llevar a cabo la ampliación de la transformación 230/115 kV en

diferentes subestaciones de potencia, como a continuación se describe:

En la zona Chihuahua se incorporan 300 MVA en la SE Chihuahua Norte, esta capacidad sustituirá

a los dos bancos de 100 MVA cada uno actualmente en operación en esta subestación.

En la zona Cuauhtémoc se ampliará con un segundo transformador de 100 MVA la SE Quevedo,

esta obra está acompañada con el tendido del segundo circuito en 230 kV de 92.7 km de longitud

entre las subestaciones Cuauhtémoc II y Quevedo.

En la zona Casas Grandes – Janos, en la SE Ascensión II se incorpora un segundo transformador

de 100 MVA; esta ampliación tendrá un refuerzo de transmisión con una línea en 230 kV de 63

km de longitud entre las subestaciones Nuevo Casas Grandes II y Ascensión II.

En cuanto a refuerzos de transmisión para el 2017, se pretende realizar el tendido del primer

circuito de una nueva línea de doble circuito en 230 kV de 120 km de longitud entre las

subestaciones Camargo II y Santiago II.

Entre las zonas Chihuahua y Moctezuma, se efectuará el tendido del segundo circuito de la línea

entre las subestaciones El Encino y Moctezuma, respectivamente. Se trata de una línea aislada

en 400 kV, que opera en 230 kV, se mantendrá el mismo nivel de tensión aún con el tendido de

dicho circuito.

Derivado de la incorporación de la central CC Lerdo (Norte IV) de 990 MW (abril/2018) en el sitio

Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio, es necesario reforzar la red interna de la zona, esto

se llevará a cabo con la construcción de una línea aislada en 400 kV, con operación inicial en

230 kV, de 30 km de longitud entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur.

Adicionalmente, se determinó la necesidad de realizar un refuerzo de transmisión entre el área

Norte y el área Occidental para estar en condiciones de exportar energía del norte al sur del

sistema eléctrico nacional, sobre todo en los periodos de invierno, en dónde el flujo natural es

en este sentido.

Por lo anterior, se construirá una línea de 250 km de longitud entre las subestaciones Jerónimo

Ortiz (área Norte) y Calera II (área Occidental), entroncando en su recorrido a la SE Fresnillo

Pot. (área Occidental). Se trata de una línea de doble circuito, tendido del primero, aislada en

400 kV, con operación inicial en 230 kV.

Con esta infraestructura asociada a la nueva generación, se tendrá la posibilidad de despachar

centrales económicas del norte del país, para el suministro a la demanda de los sistemas del sur,

cuando las condiciones estacionales así lo requieran.


5-45

Principales proyectos en la red troncal del área Norte

Diagrama 5.22

Para la zona Juárez, en 2019 se ampliará la capacidad de transformación 230/115 kV con un

segundo banco de 300 MVA en la SE Terranova y para el 2020 con las mismas características,

se realizará la ampliación de la transformación en la SE Paso del Norte.

Con el objetivo de cubrir las necesidades del suministro hacia el noroeste de la zona Juárez, se

reforzará la red de transmisión mediante la construcción de una línea en 230 kV de 35 km de

longitud entre las subestaciones Cereso y Paso del Norte, durante 2020.

Para octubre de este año, derivado de la entrada en operación de la central CC Francisco Villa

(Norte V) de 958 MW, es necesario reforzar la red troncal del área desde la zona

Camargo–Delicias hasta la zona Torreón–Gómez Palacio.

Para ello se requiere el tendido del segundo circuito de la línea entre las subestaciones Francisco

Villa y Camargo II de 70.5 km de longitud, aislada en 400kV y operando inicialmente en 230 kV.

Francisco Villa

Santiago II

Camargo II

Cuauhtémoc II

a Mazatlán II

Lerdo

Durango II

Moctezuma

Quevedo

Chihua

hua

Norte

San Pedro Potencia

Jerónim

o O

rtiz

El Encino

Samalayuca

Op. Ini.230 kV

CC Norte III

a Fresnillo Potencia

a Saltillo

a Río Escondido

a Nacozari

Ciclo Combinado




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

CC Nor

te II

Paso del Norte

CC Norte

Estructura de doble circuitoTendido de un circuito

Gómez Palacio

Torreón SurAndalu

cía

Nuevo Casas Grandes

Ascensión II

Terranova

Mes

teña

s

Samalayuca Sur

Cereso

Cahuisori Potencia

Canatlán II Potencia

Valle de JuárezReforma

Op.

Ini.2

30 k

V

El Encino II

Paila

Eoloeléctrica

CC Norte IV

Coahuila I y II

Hércu

les P

ot.

M. Hércules

Op. Ini.230 kV

Solar

Op. In

i.230

kV

Op. Ini.230 kV

Op. Ini.230 kV

Solar II

CC Norte V

Eólica III


5-46

Además se requiere una línea de 330 km de longitud de dos circuitos, tendido del primero, aislada

en 400 kV, para operar inicialmente en 230 kV entre las subestaciones SE Camargo II (zona

Camargo–Delicias) y la SE Torreón Sur (zona Torreón–Gómez Palacio).

Durante 2021, se realizará la ampliación de la transformación 230/115 kV en la subestación

Cuauhtémoc II (zona Cuauhtémoc) con un tercer transformador de 100 MVA.

Como red asociada a la entrada de generación de la central CC Chihuahua Sur (Norte VI) de

958 MW, para octubre de 2023 y cuyo punto de interconexión será en 400 kV en la

SE Francisco Villa; es necesario el cambio de tensión de operación de 230 kV a 400 kV de las

líneas Francisco Villa-Camargo II-Torreón Sur.

Esto se complementa con el tendido del segundo circuito en 400 kV entre la SE Camargo II y

Torreón Sur, además de transformación 400/230 con 3751/ MVA en cada una de las subestaciones

Francisco Villa y Camargo II.

En el diagrama 5.22 se muestran algunas de las obras más importantes. En los cuadros 5.6a,

5.6b y 5.6c se muestran los principales refuerzos de líneas de transmisión, transformación y

compensación respectivamente, programados en el área Norte entre 2014 y 2023.

Principales obras programadas en el área Norte 2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Operación inicial 230 kV

Cuadro 5.6a

Tensión Núm. de Longitud Fecha de

kV circuitos km-c entrada

El Encino II - Cuauhtémoc II 2/ 230 2 109.6 Mar-14

Durango II - Canatlán II Pot. 230 2 11.8 Abr-15

Cereso - Terranova 1/ 230 2 13.1 Oct-15

Cereso entq. Samalayuca II - Paso del Norte 230 2 3.6 Oct-15

Cereso entq. Samalayuca - Reforma L1 230 2 2.0 Oct-15

Cereso entq. Samalayuca - Reforma L2 230 2 2.0 Oct-15

Hércules Pot. entq. Mesteñas - Minera Hércules 230 2 2.0 Abr-16

Cereso - Moctezuma 1/3/ 400 2 160.0 Abr-16

Cuauhtémoc II - Quevedo 2/ 230 2 92.7 Abr-17

Camargo II - Santiago II 1/ 230 2 120.0 Abr-17

Nuevo Casas Grandes II - Ascensión II 230 1 62.9 Abr-17

Moctezuma - El Encino 2/3/ 400 2 206.5 Abr-17

Lerdo - Torreón Sur 1/3 400 2 30.0 Oct-17

Jerónimo Ortiz - Calera II 1/3 400 2 250.0 Oct-17

Paso del Norte - Cereso 1/ 230 2 35.0 Jun-20

Francisco Villa - Camargo II2/3/ 400 2 70.5 Oct-20

Camargo II - Torreón Sur1/3/ 400 2 330.0 Oct-20

Camargo II - Torreón Sur2/ 400 2 330.0 Oct-23

Total 1,831.7

Línea de Transmisión


5-47

Principales obras programadas en el área Norte

2014 — 2023


Cuadro 5.6b

Cuadro 5.6c

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

Esta central con una capacidad de generación de 954 MW entrará en operación en julio de 2016

y se ubicará en el sitio Cereso, en el trayecto de las líneas que salen de la CT Samalayuca a la

SE Reforma, a 15 km aproximadamente de la SE Reforma, al sur de Cd. Juárez.

El proyecto considera la construcción de la nueva subestación Cereso, que se utilizará como

punto de inyección de la generación del productor independiente. Para ello es necesario realizar

el entronque de las tres líneas en 230 kV que salen de la CT Samalayuca hacia Cd. Juárez.

Adicionalmente se construirá una nueva línea de transmisión de 13 km de longitud con estructura

de doble circuito, tendido del primero, desde la nueva central a la SE Terranova, también en

230 kV.

Además son necesarios 9 alimentadores en la subestación Cereso en 230 kV para la interconexión

de la nueva central y un alimentador más en la SE Terranova para recibir la línea procedente del

nuevo punto de generación. El diagrama 5.23 muestra la red eléctrica asociada a esta central,

con fecha de entrada en operación en octubre de 2015.

Capacidad Relación de Fecha de

MVA transformación entrada

Mesteñas Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Mar-14

Santiago II Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Abr-15

Cahuisori Potencia Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Abr-15

Canatlán II Potencia Bco. 1 4 AT 133 230 /115 Abr-15

Moctezuma Bco. 4 Ampliación 4 AT 300 230 /115 Abr-16

Hércules Pot. Bco. 1 Ampliación 4 AT 300 400 /230 Abr-16

Chihuahua Norte Bco. 5 Ampliación 4 AT 400 230 /115 Abr-17

Quevedo Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Abr-17

Ascensión II Bco. 2 Ampliación 3 AT 100 230 /115 Jun-17

Torreón Sur Bco. 5 Ampliación 3 AT 375 400 /230 Oct-17

Terranova Bco. 2 Ampliación 3 AT 300 230 /115 Abr-19

Paso del Norte Bco. 2 Ampliación 3 AT 300 230 /115 Jun-20

Cuauhtémoc II Bco. 3 Ampliación 1 AT 100 230 /115 Abr-21

Francisco Villa Bco. 5 Ampliación 4 AT 500 400 /230 Oct-23

Camargo II Bco. 3 Ampliación 4 AT 500 400 /230 Oct-23

Total 3,742

Subestación Cantidad Equipo

Santiago II MVAr Capacitor 115 15.0 May-14

Chihuahua Planta MVAr Capacitor 115 30.0 May-16

División del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-16

Boquilla MVAr Capacitor 115 15.0 May-17

Moctezuma MVAr Reactor 230 54.0 Abr-17

Paso del Norte MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17

Terranova MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-17

Jerónimo Ortiz MVAr Reactor 230 28.0 Oct-17

Camargo II MVAr Reactor 230 133.3 Oct-20

Torreón Sur II MVAr Reactor 230 133.3 Oct-20

Camargo II MVAr Reactor 400 175.0 Oct-23

Torreón Sur II MVAr Reactor 400 175.0 Oct-23

Total 848.6

Compensación EquipoTensión

kV

Capacidad

MVAr

Fecha de

entrada


5-48

Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez)

Diagrama 5.23

Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)

Con una capacidad bruta de 990 MW programada para su operación comercial en abril de 2018,

la nueva central se ubicará en el sitio Lerdo, en la zona Torreón – Gómez Palacio.

Como red eléctrica asociada a esta generación es necesario construir un refuerzo de transmisión

entre las subestaciones Lerdo y Torreón Sur, se trata de una línea aislada en

400 kV, para operar inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero, de 30 km de

longitud. También se requiere transformación 400/230 kV de 375 MVA en la SE Torreón Sur.

Por otro lado y para estar en condiciones de evacuar a otras áreas la generación de esta nueva

central, se deben construir 250 km de línea entre las áreas Norte y Occidental; en forma

particular entre las subestaciones Jerónimo Ortiz y Calera II, respectivamente. En el último tramo

de esta línea, en el kilómetro 210, entroncará la SE Fresnillo Potencia. Las características de la

línea que interconectará a estas tres subestaciones son: aislada en 400 kV, para operar

inicialmente en 230 kV, de doble circuito, tendido del primero.

Además son necesarios 10 alimentadores en 230 kV ubicados en los siguientes puntos: cuatro

en la subestación Lerdo para la interconexión de la nueva central, uno más para la línea hacia

Torreón Sur; en este punto un alimentador para la línea a Lerdo, todo esto en la zona

Torreón – Gómez Palacio.

En la SE Jerónimo Ortiz (zona Durango) se requiere un alimentador para la línea hacia Fresnillo

Potencia, dos alimentadores en este lugar para las líneas hacia Jerónimo Ortiz y Calera II. Y el

alimentador en la SE Calera II para la línea a Fresnillo Potencia, estos últimos puntos

pertenecientes a la zona Zacatecas del área Occidental.

Finalmente es necesario instalar compensación inductiva en 230 kV en la línea

Jerónimo Ortiz–Fresnillo Pot. por 28 MVAr en cada subestación. El diagrama 5.24 muestra la red

eléctrica asociada a esta central, con fecha de entrada en operación en octubre de 2017.

CC Norte III954 MW

A Central Samalayuca

El Cereso

A TerranovaA Reforma

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


A Central Samalayuca

A Paso del Norte



5-49

Red asociada a la central de ciclo combinado Lerdo (Norte IV)

Diagrama 5.24

Área Noreste

La conforman los estados de Nuevo León, Tamaulipas, una gran parte de Coahuila y algunos

municipios de San Luis Potosí. Su red troncal incluye líneas de transmisión en 400 kV y 230 kV

que enlaza con tres áreas del SIN: Norte, Occidental y Oriental.

Tiene enlaces de interconexión con el Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), uno de ellos

en 230 kV, seis en 138 kV y otro más en 69 kV, los ocho situados a lo largo de la frontera con

Texas. De estos enlaces, tres son del tipo asíncrono con tecnología HVDC

Back-to-Back Light (BtB Light), Variable Frequency Transformer (VFT) y HVDC BtB convencional,

de 16 MW, 100 MW y 150 MW de capacidad, respectivamente.

En el verano de 2012 su demanda máxima fue de 7,798 MW en el mes de junio, mientras que

en 2013 fue de 7,791 MW y se presentó en agosto. En los últimos cinco años la tmca ha sido de

4.1 por ciento. Para esta área, la influencia de la temperatura sobre el comportamiento de la

demanda es de importante relevancia, en los años más calurosos por lo regular se registran

valores de demanda más elevados a los considerados en el pronóstico y viceversa, cuando la

temperatura desciende, se registran valores de demanda menores a los esperados. Esta

correlación se explica, fundamentalmente, debido a la operación más prolongada y con mayor

potencia de los equipos eléctricos utilizados para enfriamiento a nivel doméstico, comercial e

industrial.

Eléctricamente, está integrada por las regiones Noreste y Huasteca las cuales se enlazan a través

de un doble circuito en 400 kV de 402 km de longitud. En la región Noreste se concentra la mayor

parte de la demanda, 81% del total como área. Por otro lado, la región Huasteca cuenta con una

gran capacidad de generación que contrasta con un bajo nivel de demanda, estas características

la convierten en una región netamente exportadora de energía; enviando gran parte de sus

excedentes hacia las áreas Occidental y Oriental mediante seis líneas en

400 kV y una en 230 kV; el restante se envía hacia la región Noreste a través del corredor de

doble circuito en 400 kV que va desde Champayán hasta Huinalá.

Torreón Sur

Peñoles

Andalucía

Gómez Palacio

Nazas

PT Lerdo

A Camargo II

A Saltillo

a Fresnillo Potencia

CC La Trinidad466 MW

Durango II

Jerónimo Ortiz

a Mazatlán

Ciclo combinado

400 kV

230 kVEnlace

Enlace

400 kVSubestación a



Op. Ini.230 kV

Op. Ini.230 kV

Reactor


CC Lerdo (NteIV)990 MW


5-50

El principal centro de consumo del área es la Zona Metropolitana de Monterrey (ZMM), que

registró su demanda máxima instantánea en agosto del presente con 4,121 MW. Cuenta con una

capacidad efectiva de generación de 1,640 MW y el complemento del suministro de energía para

la ZMM se da mediante un anillo principal con la incidencia de cinco enlaces en 400 kV. Este le

permite recibir y distribuir, por toda la zona, la energía generada por las plantas carboeléctricas

ubicadas en la zona Piedras Negras y las termoeléctricas convencionales y de ciclo combinado

situadas en las zonas Reynosa, Matamoros y en la región Huasteca.

Después de la ZMM, en cuanto a nivel de demanda se refiere, se encuentra la zona Saltillo cuyo

incremento medio anual en los últimos cinco años ha sido de 4.1 por ciento. Actualmente, se

espera un crecimiento moderado en el corto y mediano plazos, por lo cual se estima que la

transformación 400/115 kV requerirá refuerzo en el corto plazo.

En la zona Monclova aunque el aumento de la demanda es moderado, en el corto plazo ocasionará

que la transformación 230/115 kV alcance su valor máximo.

Relativo a la zona Piedras Negras, que incluye a las ciudades Acuña y Piedras Negras, el

pronóstico de crecimiento medio anual en el corto plazo será de 2.7%, por lo cual se estima que

en los próximos cinco años se alcance el límite de transmisión en las líneas que enlazan ambas

ciudades.

En la zona Victoria se ha presentado un desarrollo de mercado favorable y de acuerdo al

pronóstico de la demanda existe la necesidad de sustituir el transformador 400/115 kV de

100 MVA en Güémez por uno de 225 MVA.

Posteriormente, en el mediano plazo, con el aumento de la demanda estimado, se requerirá

incrementar la capacidad de transformación 400/115 kV en las zonas Saltillo, ZMM y Tampico.

Obras principales

En la zona Monclova se tiene programado para el presente año la instalación de un segundo

banco de transformación 230/115 kV de 100 MVA de capacidad nominal en la subestación

Monclova. El objetivo principal de la obra es reducir la carga del banco existente y evitar que

rebase su capacidad nominal por el crecimiento de la demanda en la zona. Simultáneamente, en

la zona Reynosa se tiene contemplado el incremento en la capacidad del enlace de interconexión

Cumbres–Railroad. Mediante la sustitución del conductor actual por uno de alta temperatura se

logrará una capacidad total de 300 MW bidireccionales. Este nuevo límite de transmisión estaría

definido en función de la ampliación de la estación convertidora en Railroad que, de acuerdo con

la iniciativa de Sharyland Utilities, se tiene contemplada para el primer semestre de 2014 con la

instalación del segundo módulo HVDC BtB de 150 MW.

Para finales de 2015 se tiene planeado el proyecto Regiomontano Banco 1, que consiste en la

construcción de una subestación 400/115 kV con capacidad de 375 MVA1/. Se instalará en la

parte sureste del área metropolitana de Monterrey y uno de sus mayores beneficios será evitar

la saturación de transformadores en la subestación Huinalá. La interconexión de esta subestación

será mediante el entronque de uno de los circuitos Huinalá–Lajas en 400 kV.

Relacionado con el proyecto Regiomontano, está programado un proyecto de reforzamiento de

transmisión troncal interárea, el cual robustecerá el enlace entre las regiones Noreste y Huasteca.

Mediante una línea de 400 kV en la trayectoria Champayán-Güémez y Güémez-Regiomontano

(aproximadamente 401 km de longitud total) se incrementará la capacidad de transmisión de

este enlace, el cual se espera llegue a su saturación a partir de 2016, debido al crecimiento de

carga de las siderúrgicas De Acero en Saltillo, Ternium en Pesquería y Perfiles comerciales

SIGOSA en Reynosa y a los retrasos en la adición de generación del Sistema Interconectado


5-51

Norte. Asociado a esta línea se instalarán dos reactores: uno de 100 MVAr en la SE Güémez y

otro de 62 MVAr en la SE Champayán.

Otro refuerzo de transmisión es el cambio de tensión en el enlace operado a 138 kV entre las

subestaciones Río Escondido y Piedras Negras Potencia, el cual se fortalecerá con la operación

en 230 kV del doble circuito. La fecha para concretar el proyecto se ubica en 2016.

Referente a la zona Victoria, se tiene en programa la sustitución del banco de transformación

400/115 kV de la SE Güémez de 100 MVA por uno de 225 MVA, debido a que en 2016 se observa

que alcanzaría su capacidad máxima. Como beneficio adicional de este proyecto se está

estudiando la factibilidad técnica y económica de trasladar el transformador que será sustituido

hacia una región del Área Noreste donde pueda aprovecharse.

Para junio de 2017 se tiene programada la entrada en operación de la red de transmisión

asociada a la central generadora Noreste (Escobedo), la cual incluye un banco de transformación

400/115 kV de 375 MVA de capacidad nominal y líneas de subtransmisión en 115 kV que darán

soporte a la zona Villa de García y representarán una fuente robusta de suministro para la parte

norponiente de la ZMM. En este mismo año, al poniente de la zona Saltillo así como en el parque

industrial Derramadero, se pronostica un nivel de carga relativamente alto. De acuerdo a las

cifras de demanda estimadas, será necesaria la construcción de la obra Derramadero Banco 1,

375 MVA1/ de transformación 400/115 kV, la cual entroncaría la línea Ramos Arizpe Potencia–

Primero de Mayo.

De acuerdo a las estimaciones de crecimiento en la parte central de Monterrey se observa la

necesidad de una fuente adicional de transformación 400/115 kV que logre aliviar la carga de los

bancos de transformación en la SE Monterrey Potencia. Para ello se tiene programado en 2018

la ampliación de la subestación Las Glorias con el segundo banco de transformación 400/115 kV

de 375 MVA y red asociada en 115 kV que permita descargar la transformación de Monterrey

Potencia.

De igual manera, en 2018, se prevé la necesidad de compensación capacitiva en la zona Nuevo

Laredo. Ante contingencia de la línea en 400 kV Carbón Dos-Arroyo del Coyote, se requiere la

instalación de compensación reactiva capacitiva de respuesta inmediata que aporte reactivos al

momento de la falla. Para ello, se ha programado un compensador estático de vars (CEV) en el

bus de 138 kV de subestación Arroyo del Coyote con capacidad de 200 MVAr capacitivos.

En este mismo año se tiene programada la primera etapa del parque eólico Tamaulipas, el cual

se instalará en la zona Matamoros y contará con una capacidad bruta de 200 MW. Posteriormente,

en 2019, se construirán las etapas II y III, dando al final una capacidad bruta de 600 MW. Debido

a la cercanía del sitio estimado con la central Anáhuac Tamaulipas Potencia se planea que la

energía generada por este parque sea inyectada en este nodo, mediante un doble circuito en

400 kV.

Debido al alto crecimiento que se vislumbra en la ZMM, a finales del mediano plazo, se tiene

planeado incrementar la capacidad de transformación en la red de subtransmisión de esta zona.

Para 2019 se considera necesario el segundo banco de transformación 400/115 kV en

Regiomontano y, para 2021, otro de similares características en la subestación

San Jerónimo Potencia. En el diagrama 5.25 se observan las principales obras programadas en

el área Noreste para el corto y mediano plazos.

En cuanto a la transmisión, se tiene programado un circuito adicional de refuerzo para el corredor

ZMM-Saltillo mediante la construcción de un circuito en 400 kV de aproximadamente 40 km de

longitud entre las subestaciones Villa de García y Ramos Arizpe Potencia. El incremento en la

capacidad de transmisión de este enlace atiende al comportamiento que se presenta en periodos

de baja demanda del área Noreste, cuando existen grandes bloques de excedentes de energía


5-52

que fluyen hacia el occidente del país por la trayectoria Monterrey-Saltillo-Aguas Calientes, el

cual para 2021 presenta problemas de saturación en el tramo inicial.

Principales Proyectos en la red troncal del área Noreste

Diagrama 5.25

Para mantener un perfil de voltaje adecuado, será necesario instalar en la ZMM compensación

de potencia reactiva capacitiva, a partir de 2022. En este mismo año se tiene programada una

central de generación de ciclo combinado: Monterrey IV la cual, debido a las características físicas

y eléctricas del sitio, se pretende instalar en la SE Monterrey Potencia. Constará de un ciclo

combinado en el nivel de 400 kV y otro en 115 kV, su capacidad bruta total será de

1,088 MW.

Para 2024, se tiene planeada la entrada en operación de la red de transmisión asociada a la

central carboeléctrica Sabinas I, su capacidad será de 700 MW y se ubicará en la zona Piedras

Negras. Para ello, se requerirá la construcción de un enlace en 400 kV entre la subestación de la

a Primero de Mayo

Las Mesas

a Poza Rica IIa Pantepec

Minera Autlán

Tampico

a Querétaro Maniobras

Altamira

Puerto AltamiraChampayán

Güémez

Matamoros

Anáhuac

Río Bravo

a Sharyland(SU)

Falcón

(AEP)

Arroyo del Coyote

(AEP)

La Amistad

a Laredo

a Eagle Pass(AEP)

Piedras Negras Potencia

a Hércules Potencia

Frontera

El Salero

Saltillo

Río Escondido

Carbón II

Monterrey

a Torreón Sur

a Andalucía

Derramadero

Guerreño

Lampazos

a El Potosí

Regiomontano

Ramos Arizpe Potencia

Lajas

a Falcon

Paso del Águila

Ciclo Combinado

Hidroeléctrica

Turbogás




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Carboeléctrica

Enlace a 138 kV


CEV

Huinalá

a Reynosa

a Reynosa

Plaza

San Jerónimo Potencia

a Saltillo

Villa de García

Escobedo

a Lampazos

San Nicolás

Hylsa

Tecnológico

Monterrey Pot.

Las Glorias

Monterrey

a Monclova

Regiomontano


5-53

nueva central y la SE Lampazos, además se requerirá el entronque de las líneas

Río Escondido-Frontera y Carbón Dos-Frontera.

Los cuadros 5.7a, 5.7b y 5.7c muestran las principales obras de transmisión, transformación y

compensación programadas durante 2014 — 2023.

Principales obras programadas para el área Noreste 2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito

Cuadro 5.7a

T. Transformador AT. Autotransformador

Cuadro 5.7b

Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L1 400 2 26.8 Dic-15

Piedras Negras Potencia-Río Escondido2 230 1 28.0 May-16

Regiomontano entronque Huinalá-Lajas L2 400 2 26.8 May-16

Güémez-Regiomontano1 400 2 225.0 May-16

Champayán-Güémez 1 400 2 176.0 May-16

Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia-Primero de Mayo 400 2 10.4 May-17

Anáhuac Tamaulipas Potencia - Paso del Águila 400 2 40.0 Oct-17

Regiomontano-Tecnológico 1 400 2 35.0 Ago-21

Villa de García - Ramos Arizpe Potencia1 400 2 40.0 Oct-21

Total 608.0


kV

Núm. de

circuitos

Longitud

km-c

Fecha de

entrada

Monclova Banco 4 3 AT 100 230 /115 Mar-14

Regiomontano Banco 1 4 T 500 400 /115 Dic-15

Güémez sustitución Banco 1 3 T 225 400 /115 May-16

Derramadero Banco 1 4 T 500 400 /115 May-17

Escobedo Banco 4 3 T 375 400 /115 Oct-17

Paso del Águila Banco 1 4 T 500 400 /138 Oct-17

Las Glorias Banco 2 3 T 375 400 /115 May-18

Nava sustitución Bancos 1 y 2 4 AT 300 230 /138 Jul-18

Regiomontano Banco 2 3 T 375 400 /115 May-19

San Jerónimo Potencia Banco 2 3 T 375 400 /115 May-21

Puerto Altamira Banco 2 3 T 375 400 /115 May-23

Total 4,000

Fecha de


Capacidad

MVA

Relación de

transformación


5-54

Principales obras programadas para el área Noreste

2014 — 2023

Ind. Inductivo Cap. Capacitivo

Cuadro 5.7c

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste

(Escobedo)

La planta se ubicará en la ZMM en el municipio General Escobedo, Nuevo León, aproximadamente

a 1.5 kilómetros de distancia de la subestación Escobedo. Tendrá una capacidad bruta de

1,034 MW y entrará en operación en diciembre de 2017. La red estará disponible en junio de

2017 y transmitirá la energía generada hacia los usuarios de la zona mencionada.

La entrada de la nueva generación incrementa el flujo de potencia del actual banco de

transformación 400/115 kV de 375 MVA de capacidad en la subestación Escobedo. Además trae

como consecuencia un aumento considerable en el nivel de corto circuito de la zona.

Debido a esto, la red asociada a la central considera la construcción de un segundo banco de

transformación de 375 MVA y relación 400/115 kV, en la subestación Escobedo. Además, se

incluyen 51.5 km-circuito de línea de transmisión en 115 kV para las trayectorias

Escobedo-Mitras y Escobedo-Parque Industrial Escobedo. En el diagrama 5.26 se muestra esta

red.

Finalmente, considera la construcción de dos alimentadores en Escobedo 400 kV y seis en

115 kV para las líneas Escobedo–Mitras y Escobedo–Parque Industrial Escobedo, así como la

sustitución de 22 alimentadores en 115 KV a instalarse en las subestaciones Escobedo y Pemex

por rebasarse su capacidad interruptiva con la entrada de la central.

Capacidad

MVAr

Libertad MVAr Capacitor 115 7.5 May-16

San Fernando MVAr Capacitor 115 7.5 May-16

Champayán MVAr Reactor 400 62.0 May-16

Güémez MVAr Reactor 400 133.3 May-16

Regidores MVAr Capacitor 115 22.5 Jun-16

Campestre Capacitor 138 30.0 Ene-17

Tancol MVAr Capacitor 115 15.0 Abr-17

Acuña Dos MVAr Capacitor 138 27.0 Jun-17

Jiménez MVAr Capacitor 115 7.5 May-18

Arroyo del Coyote MVAr Compensador Estático de VAr 138 0.0/200 Ind./Cap. May-18

Total 512.3

Tensión

kV

Fecha de



5-55

Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste (Escobedo)

Diagrama 5.26

Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III

El Parque Eólico Tamaulipas I se ubicará al norte del estado de Tamaulipas, en la región central

del municipio de Matamoros y será de 200 MW de capacidad bruta. Para su interconexión con el

SIN se construirá un circuito sencillo en 138 kV desde la subestación colectora hasta una

subestación nueva, denominada Paso del Águila. En esta nueva subestación se instalará un

transformador 400/138 kV de 3751/ MVA para recibir la energía generada por el viento y

transmitirla a la subestación Anáhuac Tamaulipas Potencia mediante un doble circuito en

400 kV de aproximadamente 20.0 km de longitud. Debido a que esta central tiene fecha de

entrada en operación en abril de 2018, su red de transmisión asociada deberá operar a partir de

octubre de 2017.

Cabe mencionar que parte de esta red servirá para recibir la generación eólica de otras dos

etapas que se pretenden instalar en esta misma región: Tamaulipas II y Tamaulipas III. Estos

proyectos contemplan 200 MW de capacidad bruta cada uno y su fecha de entrada en operación

será en abril 2019. La red de transmisión asociada a estas dos fases constará de dos líneas de

transmisión en 138 kV desde la subestación Paso del Águila hasta el punto donde se ubiquen las

subestaciones colectoras de cada parque y un banco de transformación 400/138 kV de 375 MVA

de capacidad nominal a instalarse en la subestación Paso del Águila. La fecha programada para

la entrada en operación de esta red es en octubre 2018. Ver diagrama 5.27.

Ciclo Combinado

Enlace a 400 kV


a Monclova

Noreste

1,034 MW

Escobedo

a Lampazosa Aeropuerto

a Monterrey

Potencia

a Huinaláa San Nicolás

a Villa de

García

a Villa de García

Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

a Parque Industrial

Escobedoa Mitras

Línea de doble circuito,

tendido del primero


5-56

Red de transmisión asociada a la central Eólica Tamaulipas I, II y III

Diagrama 5.27

Área Baja California

El área Baja California se divide en dos regiones: Costa y Valle. La primera está compuesta por

las zonas Tijuana, Tecate y Ensenada, y la segunda por Mexicali y San Luis Río Colorado. Ambas

regiones operan interconectadas en el nivel de 230 kV a través de dos circuitos entre las

subestaciones La Rosita y La Herradura, que forman el enlace Costa-Valle.

El sistema eléctrico opera permanentemente interconectado con el de Imperial Irrigation District

(IID) y San Diego Gas & Electric (SDG&E), por medio de dos enlaces de transmisión en 230 kV,

uno entre las subestaciones La Rosita (CFE)-Imperial Valley (EUA), en el valle de Mexicali y otro

entre las subestaciones Tijuana I (CFE)-Otay Mesa (EUA), en Tijuana respectivamente. Estos

enlaces permiten llevar a cabo transacciones de compra-venta de energía eléctrica en el mercado

del oeste de EUA.

La capacidad instalada en 2013 alcanzó 2,451 MW. Los principales centros de generación son la

central térmica Presidente Juárez con 1,303 MW, el ciclo combinado Mexicali con 489 MW y la

geotermoeléctrica de Cerro Prieto con capacidad instalada de generación de 570 MW; sin

embargo durante 2012 presentó una capacidad media de 450 MW y se prevé una disminución

en su producción como consecuencia de la declinación del campo geotérmico, hasta estabilizarse

en el mediano plazo en 350 MW. El resto de la generación corresponde a unidades turbogás

instaladas en Mexicali con 62 MW y Ciprés con 27 MW.

La demanda máxima registrada en 2013 fue de 2,225 MW y el crecimiento medio en los últimos

cinco años, de 2.4 por ciento. Por su ubicación geográfica, ha sido un área estratégica para el

desarrollo de empresas maquiladoras.

En la zona Tijuana predomina el suministro de carga residencial e industrial y la demanda se

mantiene sin variaciones importantes en sus distintas estaciones. Sin embargo, existe dificultad

para adicionar nuevos elementos de transmisión en la ciudad, por lo accidentado del terreno y la

a Aeropuerto

Anáhuac Tamaulipas Potencia

Matamoros Potencia

a Llano Grande

a Río Bravo

Paso del Águila

a Guerreño

Tamaulipas II200 MW

Tamaulipas I200 MW

Tamaulipas III200 MW

Ciclo Combinado



Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kV

Eoloeléctrica

Enlace a 138 kV


5-57

densidad de carga, lo cual plantea la necesidad de planificar un sistema de subtransmisión

robusto en 115 kV, que permita satisfacer la creciente demanda en el mediano plazo,

principalmente del sur y oriente de la ciudad de Tijuana y el corredor Tijuana-Tecate.

La zona Ensenada se clasifica como predominantemente residencial y de servicios turísticos, con

una demanda máxima nocturna, la cual permanece constante la mayor parte del año. Suministra

energía a diversas poblaciones rurales dispersas que se ubican al sur de Ensenada, situación que

ante contingencias sencillas podría ocasionar bajos voltajes, principalmente en las subestaciones

de San Felipe, San Simón y San Quintín. Esto hace necesaria la adición de compensación

capacitiva y la incorporación de equipos de transformación y transmisión en

230 kV entre la zona Mexicali y la región de San Felipe.

En la región Valle, el clima afecta considerablemente el comportamiento de la demanda debido

a las variaciones extremas de la temperatura. Durante el verano predomina la carga industrial y

de equipos de refrigeración residencial, comercial y de servicios; sin embargo, durante el invierno

la demanda disminuye alrededor de 40 por ciento. Esta región ha sido la de mayor crecimiento

y desarrollo en los últimos cinco años en el área. Se han programado adiciones de transformación

y de transmisión al noroeste de la ciudad de Mexicali y la formación de un anillo interno en

230 kV.

La zona San Luis Río Colorado se alimenta radialmente desde la zona Mexicali, por lo que se ha

programado la incorporación de dos proyectos de generación al oriente de la ciudad de

San Luis Río Colorado de forma que se suministre localmente la demanda y los excedentes sean

enviados hacia Mexicali, para lo cual se programó el cambio de tensión a 230 kV, del sur de la

ciudad.

El sistema de Baja California ha presentado un crecimiento limitado debido a la última recesión

ocurrida a nivel mundial y que afectó la economía de EUA, principalmente en la región costa, lo

cual ha repercutido en el sector industrial, sin embargo, se espera un repunte a mediano plazo.

Actualmente, el área BC durante los meses de verano requiere importar energía del WECC,

situación que se repetirá durante los próximos años, motivada por los retrasos en la consolidación

de los nuevos proyectos de generación, lo que afecta el suministro del sistema en condición de

falla. Esta situación será superada al incorporarse al sistema los proyectos de generación

programados.

Obras principales

Se ha programado en abril de 2014 la adición de capacidad de transformación en la

SE Santa Isabel de 3001/ MVA de capacidad, mediante la cual se podrá atender el suministro de

la zona Mexicali.

Adicionalmente, se considera la incorporación de transformación en las subestaciones Centenario

y San Luis Rey de 40 MVA de capacidad cada una y relación 230/13.8 kV, así como la subestación

Cachanilla con relación 161/13.8 kV, lo que permitirá el suministro confiable y seguro de la

demanda en la región Valle.

Se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de las líneas de transmisión entre las

subestaciones La Rosita–Santa Isabel para 2016, así como el traslado del transformador

existente de 3001/ MVA de capacidad y relación 230/161 kV a la SE Santa Isabel proveniente de

la SE La Rosita, optimizando la transformación en la zona Mexicali y formando un anillo externo

en 161 kV al poniente de la ciudad de Mexicali.

En octubre de 2016 se tiene prevista la entrada en operación de la central de ciclo combinado

Baja California III en el sitio La Jovita ubicado al norte de la ciudad de Ensenada. Su conexión al

sistema será mediante la construcción de una línea de transmisión en 230 kV que entroncará la


5-58

LT Presidente Juárez-Ciprés. De esta forma se realizará el suministro de la zona Ensenada en

forma local, incrementando la confiabilidad de esta región.

En 2017 el enlace de transmisión Mexicali II-Tecnológico permitirá la formación de un anillo

interno hacia el sur de la ciudad en 230 kV entre las subestaciones Mexicali II, Tecnológico, Valle

de Puebla y Sánchez Taboada, adicionalmente, proporcionará una trayectoria para el soporte de

reactivos a la región al estar conectada a la SE Tecnológico que cuenta con un Compensador

Estático de Vars en 230 kV.

En 2017 se pretende instalar la central de ciclo combinado Baja California II en el sitio Ejido San

Luis ubicado al oriente de la ciudad de San Luis Río Colorado en el estado de Sonora. Su conexión

al sistema será mediante la construcción de líneas de transmisión en 230 kV, que entroncarán la

LT Parque Industrial San Luis-Chapultepec y Parque Industrial San Luis–San Luis Rey. De esta

forma se realizará el suministro de la zona San Luis Río Colorado en forma local, incrementando

la confiabilidad de esta región.

En el periodo 2017 — 2019 se ha programado la incorporación de 61 MVAr de compensación

capacitiva en la zona Mexicali, en las subestaciones González Ortega, Mexicali II y Centro en el

nivel de tensión de 161 kV.

Asimismo, se tiene el proyecto de la interconexión del área BC al SIN para abril de 2018,

mediante un enlace de transmisión en 400 kV, entre las subestaciones Seis de Abril del área

Noroeste y Cucapáh (futura) en el área BC. Con las obras involucradas se formarán dos anillos

en 230 kV que rodearán la ciudad de Mexicali.

En 2019 se ha considerado la LT Jovita entronque Presidente Juárez–Lomas de forma que se

incremente la confiabilidad y seguridad entre el corredor turístico Tijuana- Ensenada.

En 2020 en la zona Tijuana sobresale el cambio de tensión en la red de subtransmisión de

69 kV a 115 kV de la parte sur y oriente de la ciudad, lo que permitirá incrementar la capacidad

de transmisión y atender su desarrollo en el mediano plazo. Se formará un anillo externo en

115 kV entre las subestaciones Presidente Juárez, Metrópoli Potencia, La Herradura y Tijuana I.

También para éste año se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación

mediante el proyecto Baja California IV en la zona SLRC, en el sitio Ejido San Luis al oriente de

la ciudad en el nivel de tensión de 230 kV.

Asimismo, se ha programado el cambio de tensión a 230 kV de la zona San Luis Río Colorado,

incrementando la capacidad de transmisión y permitiendo evacuar la generación de los proyectos

de generación hacia la zona Mexicali. Ver diagrama 5.28

Para atender los crecimientos de las poblaciones ubicadas al sur de la ciudad de Ensenada, entre

las que destacan San Quintín, San Simón y San Felipe, así como los desarrollos turísticos sobre

el golfo de California, se ha programado la incorporación de 133 MVA1/ de capacidad de

230/115 kV en la nueva subestación El Arrajal para abril de 2021.

En la zona Tijuana se tiene programada compensación capacitiva en las subestaciones

La Herradura, Panamericana Fraccionamiento, Universidad, Tijuana I, Metrópoli Potencia,

Industrial y Tecate II en 115 kV, con el propósito de mejorar el voltaje en las ciudades de Tijuana

y Tecate, incorporando 165 MVAr a la zona Tijuana y Tecate.


5-59

Principales proyectos en la red troncal del área Baja California

Diagrama 5.28

En 2023 se considera la incorporación de 522 MW de capacidad de generación mediante el

proyecto Baja California V, con una ubicación preliminar al oriente de la ciudad de Mexicali, lo

cual permitirá el suministro de San Luis Río Colorado y Mexicali en el mediano plazo.

En los cuadros 5.8a, 5.8b y 5.8c se presentan las obras principales en 2014 — 2023.

Ciclo Combinado

Turbogás




Enlace a 230 kV

Ciprés

San Simón

Lomas

La RumorosaTijuana I

Tecnológico

Cañón

San Felipe

Central

a Otay Mesa (EUA)

Herradura

CC

Mexicali II

a Imperial Valley (EUA)Aeropuerto

Cetys

La Rosita

Cerro Prieto II

Centenario

Sánchez Taboada

Cerro Prieto III

Parque Ind. San Luis

Trinidad

Metrópoli

Panamericana

Enlace a 115 kV

Geotérmoeléctrica

La Jovita

(Área Noroeste)

Valle de Puebla

Cucapáh

Rubí

Enlace a 400 kV

Tendido del primer circuito

+200/-75 MVAr

Potencia

Potencia

Wisteria

Centro

Xochimilco

Orizaba

Eoloeléctrica

CEV

Rumorosa III

Rumorosa I y II

San Luis Rey

Chapultepec

PresidenteJuárez

Mexicali

Santa Isabel



Interconexión BC-SIN

Estación Asíncrona

A Seis de Abril

Cerro Prieto I

Cerro Prieto IV

Baja California IVBaja California II

Baja California III

González Ortega II

Baja California V

Ruíz Cortines

Aeropuerto Mexicali

A Carranza

A Mexicali Oriente

km 43

El Arrajal

Minera San Felipe


5-60

Principales obras programadas en el área Baja California

2014 — 2023

1/ Tendido del primer circuito 2/ Tendido del segundo circuito 3/ Tendido del tercer y cuarto circuito

Cuadro 5.8a

AT. Autotransformador T.Transformador EA. Estación Asíncrona

Cuadro 5.8b

Cachanilla entronque Santa Isabel - Río Nuevo 161 2 3 Jun-14

Santa Isabel entronque La Rosita - Wisteria 230 2 14.4 Jul-14

Santa Isabel - Mexicali II 1 161 2 13.6 Jul-14

La Jovita entronque Presidente Juárez - Ciprés 1, 2 230 4 18.6 Abr-16

Santa Isabel - Mexicali II 2 161 2 13.6 Abr-16

Rumorosa Eólico - La Herradura 1 230 2 55 May-16

Ejido San Luis entronque Chapultepec - Parque Industrial 1, 2 230 4 6.4 Ene-17

Ejido San Luis entronque San Luis Rey - Parque Industrial 3 230 4 6.4 Ene-17

Mexicali II - Tecnológico 1 230 2 11 Jun-17

González Ortega entronque Mexicali II - Ruiz Cortines 161 1 6 Jun-17

Cerro Prieto III entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 2 2 Abr-18

Sánchez Taboada entronque La Rosita - Cerro Prieto II 2 230 2 9 Abr-18

Cucapáh - Cerro Prieto II 2 230 2 20 Abr-18

Cucapáh entronque La Rosita - Cerro Prieto II 230 4 4 Abr-18

Pinacate - Cucapáh 1 230 2 200 Abr-18

La Jovita entronque Presidente Juárez - Lomas 3 230 4 18.4 Abr-19

Ejido san Luis entronque Ruiz Cortines - Parque Industrial 230 2 6.4 Oct-19

Ruiz Cortines entronque Ejido San Luis - Hidalgo 230 2 6 Oct-19

Chapultepec - El Arrajal 1 230 2 120 Jun-21

Aeropuerto Mexicali entronque Tecnológico - Cetys 230 2 24 Oct-22

Aeropuerto Mexicali entronque González Ortega - Cerro Prieto IV 161 2 14 Oct-22

Aeropuerto Mexicali entronque Mexicali Oriente - Cerro Prieto IV 161 2 14 Oct-22

Cerro Prieto I - Cerro Prieto IV 161 1 6 Oct-22

Cucapáh - Sánchez Taboada 2 230 2 9 Oct-23

Total 600.8


kV

Núm. de

circuitos

Longitud

km-c

Fecha de

entrada

Cachanilla Banco 1 1 T 40 161 /13.8 Jun-14

Santa Isabel Banco 3 4 AT 300 230 /161 Jul-14

Santa Isabel Banco 4 4 AT 300 230 /161 Abr-16

Cucapáh 3 EA 300 400 /230 Abr-18

Carranza Banco 2 1 T 40 161 /13.8 Abr-18

Ruiz Cortines Banco 3 4 AT 300 230 /161 Oct-19

Metrópoli Potencia Banco 2 4 AT 300 230 /115 Ene-20

Cachanilla Banco 2 1 T 40 161/13.8 Abr-20

Mexicali Oriente Banco 3 1 T 40 161 /13.8 Abr-21

Centenario Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-21

El Arrajal Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-21

Aeropuerto Mexicali Banco 1 4 AT 300 230 /161 Jun-22

Wisteria Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-22

Tijuana I Banco 4 4 AT 300 230 /115 Abr-22

González Ortega Banco 3 4 T 40 161 /13.8 Abr-23

San Luis Rey Banco 2 1 T 40 230 /13.8 Abr-23

Valle de Puebla Banco 2 1 T 40 161 /13.8 Abr-23

Total 2,593


MVA

Relación de

transformación

Fecha de

entrada


5-61

Principales obras programadas en el área Baja California

2014 — 2023

Cuadro 5.8c

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III

La planta con 294 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado La Jovita, al norte de

la ciudad de Ensenada en Baja California; será interconectada a la red eléctrica del área en

octubre de 2016.

Con la central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona Ensenada y exportar

los excedentes hacia la zona Tijuana. Es un punto estratégico de generación debido a la

saturación del sitio Presidente Juárez, tiene la ventaja de su cercanía al gasoducto que llega a la

terminal de Gas Natural Licuado.

Así mismo, su incorporación al sistema evitará la necesidad de comprar energía de importación

durante el periodo de punta de verano, cubrirá la demanda del área y mantendrá las condiciones

de reserva regional de generación del área, para cumplir con los lineamientos establecidos con

el WECC.

El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de un doble circuito de

9.2 km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado La Jovita hasta el entronque

de la línea de transmisión Presidente Juárez-Ciprés, incorporando a partir de abril de 2016 al

sistema eléctrico 18.4 km-c. El diagrama 5.29 muestra el detalle de esta red.

Centro MVAr Capacitor 161 21 Abr-17

Pinacate MVAr Inductor 400 100 Jun-18

González Ortega MVAr Capacitor 161 21 Abr-19

Mexicali II MVAr Capacitor 161 21 Abr-19

San Quintín MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19

Metrópoli Potencia MVAr Capacitor 115 30 Ene-20

Tecate II MVAr Capacitor 115 15 Ene-20

La Herradura MVAr Capacitor 115 30 Ene-20

Panamericana Fraccionamiento MVAr Capacitor 115 15 Ene-20

Tijuana I MVAr Capacitor 115 30 Abr-22

Industrial MVAr Capacitor 115 22.5 Abr-22

Universidad MVAr Capacitor 115 15 Abr-22

Mexicali Oriente MVAr Capacitor 161 21 Abr-23

Carranza MVAr Capacitor 161 21 Abr-23

Total 370.0

Fecha de


Tensión

kV

Capacidad

MVAr


5-62

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III

Diagrama 5.29

Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III

La planta eólica consiste en la incorporación de tres parques de generación eólica de 100 MW de

capacidad cada uno para obtener 300 MW de capacidad bruta instalada, se ubicarán en las

inmediaciones de la población de La Rumorosa, al oriente de la ciudad de Tecate en Baja

California. Se interconectará a la red eléctrica en noviembre de 2016.

Este proyecto se conectará al sistema con líneas de transmisión en el nivel de 230 kV a través

de un doble circuito de 55 km desde la subestación colectora Rumorosa Eólico hasta la

subestación La Herradura. Únicamente se tenderá el primer circuito con lo que se incorporarán

a partir de mayo de 2016, 55 km-c al sistema eléctrico. El diagrama 5.30 muestra el detalle de

esta red.

El Sauzala Lomas

a Ciprés

a Lomasa Ciprés

a Presidente Juárez

Jatay

294 MW

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


Enlace a 115 kV

Baja California III


5-63

Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II, y III

Diagrama 5.30

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II

La planta con 276 MW de capacidad se ubicará en el predio denominado Ejido San Luis, al oriente

de la ciudad de San Luis Río Colorado en Sonora; se interconectará a la red eléctrica en julio de

2017.

Con esta central se pretende satisfacer localmente el suministro de la zona San Luis Río Colorado.

Adicionalmente, al incorporar la generación en el nivel de 230 kV permitirá en el mediano plazo

realizar el cambio de tensión de operación a 230 kV del sur de la ciudad de San Luis Río Colorado,

con enlaces que actualmente operan en el nivel de 161 kV.

Se reducirá la necesidad de compra de energía del WECC durante el periodo de punta de verano,

así mismo será posible satisfacer los requerimientos de reserva en estado estable y en

contingencia comprometidos con el WECC.

El proyecto se conectará con líneas de transmisión en 230 kV a través de cuatro circuitos de 3.2

km desde la nueva subestación ubicada en el predio denominado Ejido San Luis hasta el

entronque de la línea de transmisión Chapultepec-Parque Industrial San Luis y

LT San Luis Rey–Parque Industrial San Luis, incorporando a partir de enero de 2017 al sistema

eléctrico 12.8 km-c. El diagrama 5.31 muestra el detalle de esta red.


Enlace a 230 kV

La Rosita

Imperial Valley (EUA)

Herradura

Rumorosa I y II

a MetrópoliPotencia

Eoloeléctrica

Rumorosa III

La Rumorosa

200 MW

100 MW



5-64

Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II

Diagrama 5.31

Sistema Baja California Sur

La Subárea de Control Baja California Sur (SCBCS) administra la operación del sistema eléctrico

del estado de Baja California Sur. Incluye diversas poblaciones entre las que destacan La Paz,

San José del Cabo y Cabo San Lucas. Está formado por un sistema interconectado que se divide

en tres zonas eléctricas: Constitución, La Paz y Los Cabos. Históricamente ha presentado un

crecimiento importante de su demanda, sin embargo se ha contraído en los últimos años.

Adicionalmente, existen dos pequeños sistemas eléctricos (Guerrero Negro y Santa Rosalía) que

operan aislados entre sí y del resto del sistema, los cuales se ubican al norte del estado.

En agosto de 2013 el sistema presentó una demanda máxima de 403 MW, sin considerar los

sistemas aislados con un crecimiento medio de 2.8% en los últimos cinco años. La capacidad de

generación instalada en 2013 fue de 573 MW, de los cuales 338 MW son de tipo combustión

interna y térmica convencional, 160 MW turbogás y 75 MW turbogás móvil.

La zona Constitución tiene una capacidad instalada de 137 MW, de los cuales 104 MW son de

generación base tipo combustión interna. Registró una demanda máxima de 52 MW y sus

excedentes de generación se exportan hacia la zona La Paz a través de dos líneas de transmisión

de 195 km de longitud en 115 kV y calibre 477 ACSR.

La zona La Paz tiene una capacidad instalada de 297 MW, de los cuales 113 MW son de generación

térmica convencional, 121 MW del tipo combustión interna y 63 MW de tipo turbogás; de esta

última 20 MW corresponden al tipo móvil. Se presentó una demanda máxima de 175 MW. Se

interconecta con la zona Los Cabos a través de los enlaces entre las subestaciones Olas Altas-El

Palmar en 230 kV y la LT El Triunfo-Santiago en 115 kV, con los cuales se exporta el excedente

de energía hacia la zona Los Cabos.

La zona Los Cabos tiene una capacidad instalada de 85 MW de tipo turbogás fija y 55 MW de

tipo móvil y su demanda máxima fue de 176 MW. En la última década ha presentado un auge en

el desarrollo turístico y se pronostican altas tasas de crecimiento en el mediano plazo.

Ciclo Combinado

Enlace a 230 kV


Enlace a 161 kV

Hidalgo

Parque Industrial

Ruiz Cortines

San Luis Rey

Baja California II276 MW

A Cerro Prieto II A Chapultepec

Operación Inicial en 161 kV

A Mexicali II

A Cerro Prieto I

Opera

ción I

nic

ial en 1

61 k

V


Operación Inicial en 161 kV

San Luis


5-65

La restricción para instalar generación base en la zona Los Cabos, ha ocasionado que la

transferencia de energía se proporcione desde la zona La Paz. Al importar energía de esta zona,

en algunas condiciones de operación se deja de despachar generación turbogás costosa en la

zona Los Cabos, y se reducen los costos de operación.

En 2013, el sistema aislado de Guerrero Negro tiene una capacidad instalada de 11 MW con

generadores de combustión interna; además se han instalado dos unidades turbogás de 12.5 y

14 MW para realizar el suministro en condiciones de emergencia, presentó una demanda máxima

de 14.3 MW. Actualmente está en proceso de pruebas operativas el proyecto Guerrero Negro III

incrementando con 11 MW de capacidad al sistema. La red troncal es longitudinal con 600 km

de líneas en 34.5 kV y un enlace en 115 kV desde la SE Vizcaíno hasta Bahía Asunción de

110 km del cual se suministra a los poblados pesqueros sobre la costa.

El sistema de Santa Rosalía registró en 2013 una demanda máxima de 16.5 MW, cuenta con una

capacidad instalada de 18 MW, de los cuales 7 MW son generación de tipo combustión interna,

10 MW geotérmicos y 1 MW fotovoltaico, adicionalmente, se han instalado dos unidades turbojet

de 2.9 y 12.5 MW para el suministro en condiciones de emergencia. La red troncal es

completamente radial con una línea de transmisión en 115 kV de 36 km de longitud entre la

subestación Tres Vírgenes y la subestación Santa Rosalía. Adicionalmente, hay dos circuitos de

transmisión en 34.5 kV, uno de 67 km al sur, sobre la costa, hacia el poblado de Mulegé y otro

de 58 km al noroeste de Santa Rosalía para el suministro a la población de San Ignacio.

Obras principales

En 2014 se ha programado la ampliación en la capacidad existente en la subestación Recreo con

un transformador de 30 MVA y relación 115/13.8 kV en la zona La Paz, adicionalmente se

incorporarán tres nuevas subestaciones de 30 MVA de capacidad cada una y relación de tensión

de 115/13.8 kV: SE Camino Real en la zona La Paz en 2016, SE Cabo Falso y SE Monte Real en

2015, en la zona Los Cabos. Estos proyectos permitirán satisfacer los crecimientos pronosticados

en la demanda del área en el corto plazo. Ver diagrama 5.32

En 2018 se ha programado la adición de la LT El Palmar-Los Cabos y la LT Los Cabos-Central

Diesel Los Cabos así como 300 MVA1/ de capacidad con relación 230/115 kV en la futura

SE Los Cabos. Estas obras evitarán la sobrecarga de los bancos de transformación en la

subestación El Palmar, formando un anillo externo en 230 kV en la zona Los Cabos, lo cual

permitirá satisfacer los incrementos en la demanda del corredor turístico entre San José del Cabo

y Cabo San Lucas.

En octubre de 2018, se adiciona la LT Todos Santos-Los Cabos, asociada al proyecto de

generación ciclo combinado Todos Santos con fecha programada de entrada en operación en

2019.

En 2020 se ha programado la SE Aeropuerto Los Cabos con 30 MVA de capacidad, con relación

115/13.8 kV al norte de Cabo San Lucas, se adiciona una línea de transmisión entre las

subestaciones Los Cabos y Aeropuerto Los Cabos con lo que se reforzará la transmisión hacia la

ciudad de Cabo San Lucas y permitirá proporcionar el suministro en el mediano plazo.

En 2021 se ha programado la adición de 133 MVA1/ de capacidad, con relación 230/115 kV al

norte de San José del Cabo, denominada Libramiento San José. Con la red asociada a este

proyecto se formará un anillo en 115 kV en la ciudad de San José del Cabo, evitará la sobrecarga

de los bancos de transformación en la subestación El Palmar y adicionalmente, permitirá

satisfacer los incrementos en la demanda en San José del Cabo.

Para el mediano plazo se incorporarán 88 MVAr de compensación capacitiva en forma distribuida

en el área.


5-66

Principales proyectos en la red troncal de la Subárea Baja California Sur

Diagrama 5.32

En lo que respecta a los sistemas aislados, se ha programado la interconexión entre el sistema

de Santa Rosalía y Guerrero Negro en 2014, a través de una línea de transmisión de doble circuito

tendido del primero de 134 km en 115 kV entre la subestación existente Guerrero Negro II

(Vizcaíno) y la subestación futura El Mezquital. El diagrama 5.33 muestra el detalle de esta red.

Turbogás



Enlace a 115 kV

Enlace a 230 kV

San José del Cabo

Cabo San Lucas II

Central Diésel Los Cabos

Cabo Bello Cabo del Sol

Cabo Real

Palmilla

El Triunfo

Santiago

Punta Prieta IIPunta Prieta I

Palmira

La Paz

Bledales

Olas Altas

Villa Constitución

Combustión interna

El Palmar

Baja California Sur I - VI

Coromuel

Monte Real

Cabo Falso

Recreo

Camino Real

Aeropuerto Los Cabos

Libramiento San José

Ciclo Combinado


CC La Paz

Los Cabos

CC Todos Santos

Los Cabos I TG

Las Pilas

Rofomex

ReformasAgrarias

Insurgentes

Puerto San Carlos

Santo Domingo

Loreto

Puerto Escondido


5-67

Red de transmisión asociada a la interconexión de los sistemas aislados

Diagrama 5.33

La fecha de entrada en operación de la interconexión del sistema de BCS con el SIN, se

determinará cuando se confirme que el proyecto cumple con los lineamientos de rentabilidad

establecidos por la SHCP, posiblemente hacia el 2019, con lo que se logrará la integración de

todo el sistema eléctrico mexicano. Se realizará mediante un cable submarino en corriente directa

de 105 km de longitud desde la SE Bahía de Kino en el estado de Sonora a la SE El Infiernito en

el estado de Baja California Sur, en estas dos subestaciones se instalarán las estaciones

convertidoras con capacidad de 300 MW. En las estaciones convertidoras se ha incluido el equipo

de transformación, compensación y elementos adicionales para su funcionamiento adecuado

tanto en estado estable como ante contingencia.

Con este proyecto, se integrará al SIN, al mismo tiempo, el nuevo Sistema Mulegé que

comprende las zonas de Santa Rosalía y Guerrero Negro.

Se requiere la construcción de 1,390 km-c de líneas de transmisión aérea en 230 kV en la

península de Baja California para transmitir la energía proveniente del SIN hacia el sistema de

BCS, a través de las subestaciones El Infiernito, Loreto Maniobras, Villa Constitución en la zona

Constitución y Olas Altas en la zona La Paz.

En el área Noroeste se requiere la construcción de 155 km-c desde la SE Seri a la SE Esperanza

y de ésta hacia la SE Bahía Kino. La capacidad de transmisión de este proyecto de interconexión

se ha considerado en 300 MW y el sistema eléctrico de BCS importará del SIN la generación de

acuerdo a sus requerimientos y sujeto a las condiciones de seguridad y soporte de voltaje del

sistema BCS.

Se han programado los equipos de transformación y compensación necesarios para realizar una

transmisión de 300 MW provenientes del SIN, por lo que se requieren 733 MVA de

transformación, con relación de tensión 230/115 kV en las subestaciones Mezquital, Loreto

Enlace en 115 kV

Subestación en 34.5 kV

Enlace en 34.5 kV

Mujica

Laguneros

Vizcaíno

II y III

O c é a n o P a c í f i c o

Golfo de California

Jesús María

Bahía Asunción

Guerrero Negro I

Parador Bahía de Los Ángeles

Nuevo Rosarito

Santa Rosaliita

PuertoNuevo

San Roque

Bahía Tortugas

Punta Eugenia

Punta Prieta

San Hipólito

La Bocana

Punta Abreojos

Zapata

Rancho El Silencio

Benito Juárez

Mulegé

Tres Vírgenes

San Ignacio

Mezquital

Sonora

Subestación en 115 kV

Combustión interna

Díaz Ordaz

San Bruno

Secundaria

Geotermoeléctrica

Santa Rosalía

Guerrero Negro

San Lucas


5-68

Maniobras y Olas Altas. La compensación programada consiste en un Compensador Estático de

Vars con capacidad de 150/-150 MVAr. El costo del proyecto de interconexión BCS-SIN se estima

en 9,100 millones de pesos. Ver diagrama 5.34.

Cabe mencionar que para el actual ejercicio de planificación, las metas físicas y la inversión

correspondientes al proyecto de interconexión, no están consideradas dentro de las metas de la

expansión de la red de transmisión; así como tampoco dentro de los requerimientos de inversión

en la transmisión, debido a que se encuentra en el proceso de revisión y evaluación para ser

integrado dentro del plan de expansión de la generación.

Proyecto de interconexión Baja California Sur-SIN

Diagrama 5.34

En los cuadros 5.9a, 5.9b y 5.9c se muestran los principales refuerzos.

Enlace en 230 kV

Subestación en 34.5 kV

Enlace en 115 kV

Mujica

Laguneros

VizcaínoGolfo de

California

Jesús María

Bahía Asunción

Guerrero Negro I

Parador Bahía de Los Ángeles

Nuevo Rosarito

Santa Rosaliita

PuertoNuevo

San Roque

Bahía Tortugas

Punta Eugenia

Punta Prieta

San Hipólito

La Bocana

Punta Abreojos

Zapata

Rancho El Silencio

Benito Juárez

Mulegé

Tres Vírgenes

San Ignacio

Sonora

Bahía Kino

El Infiernito

A Loreto Maniobras

Subestación en 115 kV

Combustión interna

Díaz Ordaz

Enlace submarino en 230 kV

O c é a n o P a c í f i c o

HVDC Light

Santa Rosalía

Mezquital

San Bruno

SecundariaGeotermoeléctrica

Enlace en 34.5 kV

Esperanza

Mina

Guerrero Negro II, III y IV

Seri


5-69

Principales obras programadas para la subárea Baja California Sur

2014 — 2023

1/. Tendido del primer circuito

Cuadro 5.9a


Cuadro 5.9b


Cuadro 5.9c

Red de transmisión asociada a la central CC La Paz

La central eléctrica ciclo combinado La Paz con 117 MW de capacidad, se ubicará en el predio

denominado Coromuel, adyacente a la central existente con las unidades Baja California Sur I a

VI, ubicada al noreste de la ciudad de La Paz en Baja California Sur; se interconectará en

diciembre de 2017 a la red eléctrica del sistema interconectado de Baja California Sur.

Mezquital Switcheo - Guerrero Negro II (Vizcaíno) 1 115 2 133.9 Abr-14

Mezquital Switcheo entronque Santa Rosalía - Tres Vírgenes 115 2 3.0 Abr-14

Cabo Falso entronque CD Los Cabos - Cabo San Lucas II 115 2 0.2 Ene-15

Monte Real entronque Santiago - San José del Cabo 115 2 4.6 Mar-15

Camino Real entronque Punta Prieta II - El Triunfo 115 2 2.0 Abr-16

Los Cabos - El Palmar 230 2 46.0 Jun-18

Los Cabos - CD Los Cabos 115 2 4.0 Jun-18

Todos Santos - Los Cabos 230 2 120.0 Oct-18

Aeropuerto Los Cabos entronque Cabo San Lucas II - El Palmar 115 2 2.0 Jun-20

Aeropuerto Los Cabos - Los Cabos 1 115 2 9.0 Jun-20

Libramiento San José entronque El Palmar - Olas Altas 230 2 2.0 Jun-21

Libramiento San José entronque El Palmar - San José del Cabo 115 2 20.0 Jun-21

Libramiento San José - Monte Real 1 115 2 6.0 Jun-21

Santa Rosalía - San Lucas 115 1 17.0 Jun-23

Total 369.7


kV

Núm. de

circuitos

Longitud

km-c

Fecha de

entrada

Recreo Banco 2 1 T 30 115/13.8 Ago-14

Cabo Falso Banco 1 1 T 30 115/13.8 Ene-15

Monte Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Mar-15

Camino Real Banco 1 1 T 30 115/13.8 Abr-16

Los Cabos Banco 1 4 AT 300 230 /115 Jun-18

Palmira Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-18

Aeropuerto Los Cabos Banco 1 1 T 30 115/13.8 Jun-20

Monte Real Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-20

Libramiento San José Banco 1 4 AT 133 230 /115 Jun-21

Cabo Falso Banco 2 1 T 30 115/13.8 Jun-21

Mina Banco 1 1 T 20 115/34.5 Jun-23

San Lucas Banco 1 1 T 13 115/34.5 Jun-23

Total 706


MVA

Relación de

transformación

Fecha de

entrada

Guerrero Negro II (Vizcaíno) MVAr Inductor 115 5.0 Abr-14

Bledales MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-17

Cabo Real MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-18

Palmilla MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-18

San José del Cabo MVAr Capacitor 115 15.0 Jun-18

Villa Constitución MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19

Loreto MVAr Capacitor 115 7.5 Jun-19

El Palmar MVAr Capacitor 115 30.0 Jun-20

Total 87.5

Fecha de


Tensión

kV

Capacidad

MVAr


5-70

El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica del sistema

interconectado de Baja California Sur, sobresaliendo el suministro a los desarrollos turísticos en

las ciudades de La Paz, San José del Cabo y Cabo San Lucas.

El proyecto se conectará al sistema de BCS a través de la instalación de dos alimentadores en la

subestación Coromuel en el nivel de 230 kV.

El diagrama 5.35 muestra el detalle de esta red.

Red de transmisión asociada a la central CC La Paz

Diagrama 5.35

Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos

La central eléctrica de ciclo combinado Todos Santos con 137 MW de capacidad, se ubicará en el

predio denominado Todos Santos, al norte del poblado de Todos Santos en Baja California Sur;

se interconectará en abril de 2019 a la red eléctrica del sistema interconectado de

Baja California Sur.

El propósito de la central es atender localmente las necesidades de energía eléctrica de la zona

Los Cabos, proporcionando una alternativa de suministro eléctrico por la costa del océano

pacífico.

El proyecto se conectará al sistema en el nivel de 230 kV. La red asociada se ha programado

para octubre de 2018 y consiste en la construcción de una LT de doble circuito de 60 km con

calibre 1113 ACSR entre las subestaciones futuras Todos Santos y Los Cabos, así como la

instalación de alimentadores en las subestaciones Todos Santos y Los Cabos.

El diagrama 5.36 muestra el detalle de esta red.



Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

La Paz

Bledales

Coromuel

A Las Pilas

A El Palmar

Bahía de la Paz

El Recreo

Mar de Cortés

Palmira

1 x 37 MW

A El Triunfo

Baja California Sur I, II , III, IV, V y VI

1 x 42 MW4 x 43 MW

(zona Constitución)

(zona Los Cabos) (zona Los Cabos)

Camino Real

CC La Paz


Combustión interna

Turbogás

Olas Altas

Punta Prieta I

Punta Prieta II


5-71

Red de transmisión asociada a la central CC Todos Santos

Diagrama 5.36

Área Peninsular

La conforman los estados de Campeche, Quintana Roo y Yucatán. La red de transmisión troncal

eléctrica opera en los niveles de tensión de 400 kV, 230 kV y 115 kV.

La demanda máxima integrada del área en 2013 alcanzó 1,628 MW el 22 de mayo a las

17:00 horas. La tasa media de crecimiento en los últimos cinco años llegó a 3.45 por ciento.

La capacidad de generación efectiva a diciembre de 2013 fue de 2,241 MW, de los cuales 56%

corresponden a centrales de ciclo combinado bajo el esquema de producción independiente de

energía.

Para la atención del suministro de la demanda del área Peninsular, a principios de 2011 entró en

operación el corredor de transmisión Tabasco–Escárcega–Ticul en 400 kV, el cual ha sido el

soporte para garantizar el suministro confiable de energía eléctrica al área ante los graves

problemas de abasto de gas natural. Desde 2010 existe déficit en el suministro de gas natural,

debido a limitaciones operativas, por lo que se ha restringido la capacidad a 150 MMpcd. Durante

2013 se ha recibido un suministro de 100 MMpcd e inclusive por varias horas el flujo de gas

natural ha sido nulo.

Adicionalmente existe una deficiencia en la calidad del gas natural entregado, el cual en ocasiones

incumple la especificación de los contratos con AES Mérida III y Compañía de Generación

Valladolid. Estas condicionantes afectan la capacidad disponible de estas centrales.

Sin embargo, para mitigar el desabasto de gas natural CFE firmó un acuerdo base con PEMEX

Gas y Petroquímica Básica para garantizar el suministro a las centrales del área Peninsular. Dicho

acuerdo establece un suministro de hasta 270 MMpcd en base firme. El transportista Energía

Mayakan está construyendo un gasoducto del Centro Procesador de Gas Nuevo Pemex a la

Santiago

El Palmar

A SE. Olas Altas(Zona La Paz) A SE. El Triunfo

(Zona La Paz)

Océano Pacífico



Enlace a 230 kV

Enlace a 115 kV

Turbogás

CEV

Los Cabos

Monte Real

San José del Cabo

Palmilla

Cabo Real

Cabo del Sol

Cabo Bello

CD Los Cabos

Lucas II Cabo San

Cabo

CC Todos Santos(Todos Santos)

Mar de Cortés

Falso


5-72

estación de compresión 1 del gasoducto “Ciudad PEMEX-Valladolid”. Se prevé que éste proyecto

inicie operación comercial en junio de 2014.

Obras principales

Con el objetivo de proporcionar el suministro de energía requerido y mantener un perfil de voltaje

adecuado en la zona Carmen, para enero de 2014 se ha programado incrementar la

compensación capacitiva en las subestaciones Carmen y Concordia de 15 a 22.5 MVAr

y de 7.5 a 15 MVAr respectivamente.

Debido al crecimiento sostenido de la demanda para las zonas Cancún y Riviera Maya, con una

tasa media de crecimiento de 6.73% y ante una demanda esperada de 751 MW en 2015 podrían

presentarse problemas de estabilidad de voltaje en las zonas mencionadas. Para resolver la

problemática de voltaje, incrementar la capacidad y confiabilidad en la transmisión del suministro

de energía hacia estas zonas, se ha definido el proyecto Conversión a 400 kV Ticul II–Dzitnup–

Riviera Maya. Su alcance considera la conversión del voltaje de operación de 230 kV a 400 kV

de las líneas existentes Ticul II–Valladolid, Valladolid–Nizuc y Valladolid–Playa del Carmen,

más la construcción de la subestación Riviera Maya.

La subestación Riviera Maya de 750 MVA1 de capacidad total incluye dos bancos de

transformación, uno 400/230 kV y otro 400/115 kV, así como la red asociada para operar los

enlaces en 400 kV, 230 kV y 115 kV. Se contempla la entrada en operación para noviembre de

2014. Con estas obras se completa el corredor de transmisión en 400 kV desde la subestación

Malpaso II (estado de Chiapas) hasta la subestación Riviera Maya (estado de Quintana Roo).

Se estima que en 2015 la demanda de la zona Carmen alcance 110 MW. Para mantener la calidad

y confiabilidad del suministro de energía en la zona, se ha programado un Compensador Estático

de VAr en 115 kV para la subestación Carmen.

Como parte adicional de este proyecto se reconfigura la red de transmisión de 115 kV

y se incluye la recalibración de las líneas entre el sitio Puerto Real y la subestación Carmen, para

realizar esto se requiere construir una línea de doble circuito provisional. Dicha subestación será

el punto de envío y recepción para atender la demanda de la zona.

Debido a lo anterior se considera la recalibración del bus de 115 kV de la subestación Carmen y

para llevarlo a cabo se requiere instalar una subestación móvil provisional para atender la carga

durante la recalibración. La entrada en operación del proyecto está programada para febrero de

2015. Con dichas obras se espera cubrir completamente el horizonte de demanda para la zona.

En 2017 con la finalidad de garantizar el suministro de energía con calidad y confiabilidad

adecuada para la zona Chetumal y ante la saturación prevista del enlace entre las zonas Ticul y

Chetumal, se tiene programado realizar el tendido del segundo circuito de la línea

Escárcega Potencia–Xpujil utilizando las torres de acero del circuito existente. Este circuito

formará parte de la futura línea de 230 kV Escárcega Potencia–Xul Ha.

El proyecto se complementa con la construcción de la línea de transmisión Xpujil–Xul Ha de dos

circuitos aislados a 230 kV; un circuito operará en 115 kV, y el otro circuito de 230 kV enlazará

a las subestaciones Escárcega Potencia y Xul Ha.

Este proyecto permitirá conservar un buen perfil de voltaje de la zona, garantizar el suministro

de la carga a la zona Chetumal y así mismo cumplir con la exportación a Belice. La fecha de

entrada en operación se prevé para marzo de 2017.

En el diagrama 5.37 se muestran algunas de las obras más importantes para el área.

En 2018 se instalarán 225 MVA1 de transformación 230/115 kV en la subestación Sabancuy II,

se incluye el tendido del segundo circuito a 230 kV de la línea de transmisión


5-73

Escárcega Potencia–Sabancuy II, por lo que la línea tendrá dos circuitos aislados a 230 kV uno

de ellos con operación a 115 kV. Este proyecto permitirá descargar la transformación

230/115 kV de la subestación Escárcega Potencia y así satisfacer la demanda de las zonas

Campeche y Carmen.

Para 2019 en la zona Riviera Maya se prevé el requerimiento de compensación reactiva ante la

presencia de bajos voltajes en la región, derivado de esto se propone compensación dinámica

para mantener la estabilidad de voltaje de la red, y aumentar la capacidad de transmisión entre

las zonas Tizimín y Cancún-Riviera Maya. Por tal motivo se ha programado un CEV con capacidad

de +300/-90 MVAr en el nivel de 400 kV.

En este mismo año se contempla un nuevo enlace submarino, ahora en 115 kV, para garantizar

el abasto de la energía necesaria en la Isla de Cozumel, actualmente se tienen dos cables

en 34.5 kV. El proyecto incrementará la capacidad de transmisión del enlace submarino y

permitirá el suministro con el perfil de voltaje adecuado en la red de 34.5 kV de la Isla.

En 2020 se visualiza un proyecto de refuerzo en la transformación de la zona Mérida, para ello

se ha programado la subestación Chichi Suárez 230/115 kV con 225 MVA1 de capacidad.

Con el crecimiento de demanda estimada a 2022 para las zonas Cancún y Riviera Maya, se prevé

el refuerzo en la red de transmisión y transformación por lo que se ha programado en la

subestación Tulum un banco de 225 MVA1 de transformación 230/115 kV, una línea de

transmisión de doble circuito Playa del Carmen–Tulum en 230 kV y la línea de transmisión de

doble circuito Valladolid–Tulum aislada en 400 kV y operada en 230 kV.

Ya en el largo plazo, en 2027, se prevé adicionar transformación 230/115 kV en las zonas Cancún,

Chetumal y Tizimín. En 2028 se adiciona en la zona Mérida transformación

230/115 kV. También se tiene previsto instalar bancos de capacitores en alta tensión en

diferentes puntos del área.

En los cuadros 5.10a, 5.10b y 5.10c se muestran los principales refuerzos de líneas de

transmisión, subestaciones y compensación respectivamente programados en el área Peninsular.


5-74

Principales proyectos en la red troncal del área Peninsular

Diagrama 5.37

Principales obras programadas en el área Peninsular 2014 — 2023

1/ Tendido del segundo circuito 2/ Operación inicial 230 kV 3/ Un circuito con operación inicial 115 kV

Cuadro 5.10a

Ticul II

Xul Ha

Escárcega Potencia

Valladolid

+300 MVAr

-300 MVAr

Edzná

+150 MVAr

-50 MVAr

Sabancuy II

Xpujil

Santa Lucía

a Tabasco Potencia

a Macuspana II

a Los Ríos

Nizuc

Playa del

Carmen

Balam

Riviera Maya

62 MVAr

50 MVArKanasín

Potencia

Norte

Caucel Potencia

Mérida Potencia

+50 MVAr

-15 MVAr

Tulum

230 kV

Ciclo Combinado




Enlace a 400 kV

Enlace a 230 kVCEV

Enlace a 115 kVReactor

Chichi

Suárez

Norte

Mérida Potencia

Caucel Potencia

Kanasín

Potencia

Chichi

Suárez

Mérida

Dzitnup

Op. Ini. 1

15 kVCarmen

Balam

Nizuc

Playa del

Carmen

Riviera

Maya

+300 MVAr

-90 MVAr

50 MVAr

Cancún

y

Riviera Maya

Op. Ini.

+300 MVAr

-90 MVAr

18 MVAr115 kVOp. Ini.

Playacar Chankanaab II

Playacar

Chankanaab II

Tensión Núm.de Longitud Fecha de

kV circuitos km-c entrada

Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc 230 2 2.6 Nov-14

Riviera Maya entronque Valladolid - Playa del Carmen 230 2 0.8 Nov-14

Riviera Maya entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 1.0 Nov-14

Dzitnup entronque Ticul II - Valladolid 400 2 1.2 Nov-14

Dzitnup entronque Valladolid - Nizuc y Valladolid - Playa del Carmen 400 2 2.4 Nov-14

Ticul II - Dzitnup 400 2 1.4 Nov-14

Puerto Real - Carmen 115 2 38.7 Feb-15

Puerto Real - Carmen (Línea Provisional) 115 2 30.4 Feb-15

Escárcega Potencia - Xpujil 1 230 1 158.0 Mar-17

Xpujil - Xul Ha 3 230 2 206.0 Mar-17

Escárcega Potencia - Sabancuy II 1 230 1 63.0 Mar-18

Playacar - Chankanaab II 115 1 25.0 Abr-19

Chichi Suárez entronque Norte - Kanasín Potencia 230 4 6.0 Abr-20

Valladolid - Tulum 2 400 2 210.0 May-22

Tulum - Playa del Carmen 230 2 126.0 May-22

Total 872.5

Líneas de Transmisión


5-75

Principales obras programadas en el área Peninsular

2014 — 2023


Cuadro 5.10b


Cuadro 5.10c

Riviera Maya Banco 1 4 AT 500 400 /230 Nov-14

Riviera Maya Banco 2 4 T 500 400 /115 Nov-14

Sabancuy II Banco 2 4 AT 300 230 /115 Mar-18

Chankanaab II Banco 3 1 T 40 115/34.5 Abr-19

Chichi Suárez Banco 1 4 AT 300 230 /115 Abr-20

Tulum Banco 1 4 AT 300 230 /115 May-22

Total 1,940


MVA

Relación de

transformación

Fecha de

entrada

Capacidad

MVAr

Carmen MVAr Capacitor 115 7.5 Ene-14

Concordia MVAr Capacitor 115 7.5 Ene-14

Dzitnup MVAr Reactor 400 144.6 Nov-14

Riviera Maya MVAr Reactor 400 116.6 Nov-14

Carmen CEV Compensador Estático de VAr 115 15/50 Ind./cap. Feb-15

Tulum MVAr Capacitor 115 7.5 Mar-17

Xul Ha MVAr Reactor 230 24.0 Mar-17

Escárcega Potencia MVAr Reactor 230 24.0 Mar-17

Riviera Maya CEV Compensador Estático de VAr 400 90/300 Ind./cap. Abr-19

Valladolid MVAr Capacitor 115 30.0 May-21

Total 816.7

Fecha de


Tensión

kV


6-1

PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN

Divisiones de Distribución

CFE proporciona el servicio de electricidad a todo el país a través de 16 Divisiones de Distribución

formalmente constituidas, incluyendo las tres del Valle de México —formalizadas mediante el

comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes. En el Valle de

México, las zonas Tula, Tulancingo y Pachuca, se adicionaron a la División Centro Oriente y la

zona Cuernavaca a la División Centro Sur—. El detalle se muestra en el diagrama 6.1.

Divisiones de Distribución

1.- División Valle de México Norte2.- División Valle de México Centro3.- División Valle de México Sur4.- Zona Tulancingo5.- Zona Pachuca6.- Zona Tula7.- Zona Cuernavaca

3

2

1

7

4

6

5

Diagrama 6.1

1.- Baja California2.- Noroeste3.- Norte4.- Golfo Norte5.- Golfo Centro6.- Bajío7.- Jalisco8.- Centro Occidente9.- Centro Sur10.- Centro Oriente11.- Oriente12.- Sureste13.- Peninsular14.- Tres Divisiones de Distribución:

Valle de México NorteValle de México CentroValle de México Sur


6-2

Infraestructura actual de distribución

En el cuadro 6.1 se presenta el crecimiento medio anual del Sistema Eléctrico de Distribución

(SED) en 2002 y 2012, indicando la dinámica de instalaciones en operación, número de clientes

y ventas, desglosadas por División de Distribución, excluyendo las del Valle de México.

La información complementaria correspondiente al Valle de México en el ámbito del área Central,

se muestra en los cuadros 6.2 y 6.3.

Estadísticas de las Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México)

2002 y 2012

1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión

Cuadro 6.1

Capacidad

instalada en

subestaciones

de

distribución

(MVA) 1/

Longitud de

líneas de

alta tensión

en

distribución

(km)

Longitud de

líneas de

media

tensión en

distribución

(km)

Capacidad

instalada en

redes de

distribución

(MVA)

2002 3,296 3,133 13,251 3,185 1,009 9,368

2012 4,156 3,028 16,672 4,611 1,474 12,572

% anual 2.61 -0.38 2.58 4.20 4.30 3.32

2002 3,315 4,214 29,463 3,870 1,312 11,060

2012 4,996 4,661 36,894 5,270 1,823 16,089

% anual 4.66 1.13 2.53 3.49 3.72 4.25

2002 4,027 4,808 33,419 1,840 1,524 13,412

2012 4,956 5,707 38,679 2,366 1,896 16,557

% anual 2.33 1.92 1.64 2.83 2.46 2.37

2002 5,928 3,181 23,878 4,155 2,009 24,685

2012 8,100 4,343 28,054 5,427 2,919 30,792

% anual 3.53 3.52 1.81 3.01 4.24 2.49

2002 1,798 2,482 23,083 1,609 1,234 7,370

2012 2,311 2,997 28,306 2,470 1,685 10,236

% anual 2.83 2.12 2.29 4.88 3.52 3.72

2002 3,888 4,000 49,754 2,345 2,483 14,587

2012 5,117 4,718 60,173 3,632 3,632 21,670

% anual 3.10 1.85 2.14 4.98 4.31 4.50

2002 2,871 2,380 18,256 1,903 1,930 9,573

2012 4,398 2,851 23,354 2,793 2,681 12,536

% anual 4.86 2.02 2.77 4.36 3.72 3.04

2002 1,730 2,746 19,765 1,365 1,416 7,845

2012 1,932 3,039 22,040 1,919 1,968 9,369

% anual 1.24 1.13 1.22 3.85 3.72 1.99

2002 2,269 2,735 27,486 1,556 1,351 6,078

2012 3,053 3,518 29,514 2,241 2,152 8,134

% anual 3.35 2.84 0.79 4.14 5.31 3.29

2002 2,153 1,717 15,601 1,106 1,288 7,309

2012 2,298 1,791 17,709 1,423 2,593 12,182

% anual 0.73 0.47 1.42 2.84 8.09 5.84

2002 2,632 3,556 27,061 1,763 1,852 9,246

2012 3,418 3,991 32,995 2,413 2,634 11,027

% anual 2.94 1.29 2.23 3.55 3.99 1.98

2002 2,045 4,762 44,902 1,857 2,068 5,309

2012 3,209 4,946 56,083 2,808 3,174 8,234

% anual 5.13 0.42 2.50 4.70 4.88 5.00

2002 1,972 2,942 14,978 1,290 939 5,127

2012 2,832 3,107 17,483 1,982 1,468 8,173

% anual 4.10 0.61 1.73 4.89 5.09 5.32

2002 37,923 42,655 340,897 27,844 20,415 130,969

2012 50,777 48,697 407,956 39,356 30,100 177,571

% anual 3.30 1.48 2.02 3.92 4.41 3.44

Centro

Occidente

División de

Distribución

Año y

Crecimiento

Baja

California

Noroeste

Norte

Golfo Norte

Golfo Centro

Bajío

Jalisco

Tipo de Instalación

Número

de

clientes

(miles)

Ventas

(GWh)

Centro Sur

Centro

Oriente

Oriente

Sureste

Peninsular

Total


6-3

Estadísticas de las Divisiones de Distribución del Valle de México

2009 y 2012


2/ Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur

Cuadro 6.2

Instalaciones de distribución en operación en CFE

2012


Cuadro 6.3

Capacidad

instalada en

subestaciones

de

distribución

Longitud de

líneas de

alta tensión

en

distribución

Longitud de

líneas de

media

tensión en

distribución

Capacidad

instalada en

redes de

distribución

(MVA) 1/ (km) (km) (MVA) (miles) (GWh)

2009 13,442 1,731 27,986 5,723 6,254 30,115

2012 13,660 1,857 28,943 6,165 7,093 32,819

% anual 0.18 0.78 0.37 0.83 1.41 0.96

División de

Distribución

Año y

Crecimiento

Valle de

México 2/

Tipo de Instalación

Número

de

clientes

Ventas

Unidades MVA

2,387 50,777

1,183,124 39,360

90,137

317 13,660

122,531 6,165

19,825

109,961

km

69 kV-138 kV 48,697

2.4 kV-34.5 kV 407,956

Menores a 2.4 kV 259,599

Sub Total 716,252

1,857

28,943

54,483

Sub Total 85,283

Total 801,535

Sub Total

Transformadores sin incluir el Valle de México

Nivel

Subestaciones de distribución 1/

Redes de distribución

Transformadores Valle de México

Subestaciones de distribución 1/

Redes de distribución

Sub Total VDM

Total

Líneas de distribución sin incluir el Valle de México

Nivel de tensión

Líneas de distribución Valle de México

69 kV-138 kV

2.4 kV-34.5 kV

Menores a 2.4 kV


6-4

Planificación del Sistema Eléctrico de Distribución

Introducción

El crecimiento sostenido de la demanda de energía eléctrica, reflejado en el número de nuevas

solicitudes y la necesidad de suministrar un mejor servicio a los clientes, hace necesario la

conformación de un Plan Rector de Distribución, el cual considera la visión integral del sistema

de distribución mediante planes y proyectos de inversión, los cuales se soportan en:

Estudios de ingeniería de planificación del sistema eléctrico

Análisis del sistema de comunicaciones

Aprovechamiento de los centros de distribución

Atención a clientes

Equipamiento operativo

Planificación de la red de distribución

El Plan Rector de Distribución proporciona el panorama completo de las condiciones actuales del

SED mediante su diagnóstico operativo, por medio de indicadores de desempeño.

Así mismo y de acuerdo con la prospectiva para el desarrollo del mercado eléctrico, se identifican

las áreas críticas y prioritarias del SED, así como las necesidades de edificaciones y equipamiento.

Esto incluye la integración de programas multianuales de inversión para la aplicación efectiva de

los recursos financieros en la creación de nueva infraestructura y la modernización con enfoque

de competitividad y sostenibilidad.

El Plan Rector considera en primera instancia garantizar en el corto y mediano plazos, con

oportunidad, suficiencia y calidad, el suministro de energía eléctrica a los clientes, mejorando

sustancialmente el desempeño operativo de la distribución. Adicionalmente proporciona la guía

de crecimiento en el largo plazo (20 años) para cada zona de distribución y consecuentemente

para la División correspondiente.

En resumen, el Plan Rector incluye los planes, programas y proyectos del SED alineados a una

visión de largo plazo, la cual propicia la expansión ordenada y oportuna, mediante la

programación y ejecución de las inversiones en apoyo a la competitividad organizacional.

El Plan Rector del SED se integra de una plataforma informática mediante capas de información,

tal como se indica en el diagrama 6.2, con la finalidad de poner a disposición de los interesados

los resultados a través de una página web que facilite la consulta considerando los volúmenes de

información requeridos.


6-5

Capas de información del Plan Rector

Diagrama 6.2

Los objetivos del Plan Rector son:

Disponer de escenarios a corto, mediano y largo plazos que coadyuven al desarrollo del

SED, atendiendo los requerimientos del mercado eléctrico y acordes con la dinámica

evolutiva y de operación de los sistemas de distribución

Optimizar la aplicación de los recursos asignados a las Divisiones y zonas de Distribución,

con criterios de rentabilidad y sostenibilidad, jerarquizando los proyectos de inversión y

considerando las aportaciones en obras a cargo de terceros, para alcanzar los mayores

beneficios en atención a la mejora del desempeño y alineados a la planificación

estratégica institucional

Asegurar que las instalaciones que se incorporan al sistema de distribución sean las

estrictamente necesarias, de tal forma que los activos fijos tengan el menor impacto en

los costos marginales y los asociados a su aprovechamiento

Difundir el plan de expansión del SED a todas las áreas internas de la CFE a través de

una plataforma web

Facilitar la toma de decisiones para la determinación de la solución técnica más

económica, a fin de proporcionar el suministro requerido por los clientes

Mantener la alineación con la visión de largo plazo en el proceso de incorporación de

instalaciones al sistema de distribución, reduciendo la construcción de obras provisionales

Garantizar la calidad de la energía eléctrica de acuerdo con los compromisos de

suministro

Integración del Plan Rector de Distribución

La integración del SED se fundamenta en los planes de desarrollo federal, estatal y municipal,

especialmente en los planes de desarrollo urbano y de vías de comunicación.

El SED se planifica como un todo en sus diferentes niveles operativos y administrativos, y no

puede verse en forma aislada. Por lo anterior se toman de referencia los productos que se

obtienen del Plan Rector, y en su caso, se vuelve a analizar el subsistema con base en los

documentos anuales que sirven de insumo a esta planificación.

Subestaciones

Alta Tensión

Media Tensión

Baja Tensión

Comunicaciones

Agencias



6-6

El Plan Rector se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación

en orden secuencial, sin menoscabo de la interrelación entre ellos:

Subestaciones

Alta tensión

Media tensión

Comunicaciones

Baja tensión

Centros de distribución


En el diagrama 6.3 se muestran a manera de ejemplo las subestaciones actuales y futuras de la

zona Tampico, División de Distribución Golfo Centro, el cual permite visualizar el crecimiento del

sistema de distribución a través del Plan Rector.

Visualización del Plan Rector de la zona Tampico

Diagrama 6.3


6-7

Programa de obras de distribución

Metas y proyectos de obras

El reporte del programa de obras e inversiones, es el resultado de los estudios de ingeniería de

distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de

energía eléctrica. Los cambios que se presentan en las redes de distribución no son predecibles

en plazos mayores.

En el cuadro 6.4 se presenta el resumen de las metas para los proyectos de distribución,

considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas, proyectados para el horizonte

2014 — 2023.

Metas programadas en proyectos de las Divisiones de Distribución 1/

2014 — 2023

1/ Las metas físicas reportadas de 230 kV, son las asociadas a transformación de muy alta a media tensión

Cuadro 6.4

Obras e inversiones con financiamiento externo (PIDIREGAS)

Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios

y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado paquetes de

Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIDIREGAS) integrados por obras que

presentan los mejores resultados en su evaluación financiera.

En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras los ingresos generados

sean suficientes para el pago de capital e intereses.

A partir de 2013 la Subdirección de Distribución participa, con la coordinación de la

Subdirección de Programación, en la gestión de la autorización, por parte de SENER y SHCP,

de los programas y proyectos de Distribución registrados en el POISE.

En los cuadros 6.5 a 6.14 se presentan las metas físicas de los diferentes paquetes.

El cuadro 6.5 presenta el paquete de la Serie 900 que se autorizó en el ejercicio fiscal de 2004.

Este paquete considera la construcción de 80 km-c de líneas de 115 kV y la instalación de

20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución

San Cristóbal y Tapachula.

Líneas Subestaciones CompensaciónAño km-c MVA MVAr

230 kV - 69 kV 230 kV - 69 kV 230 kV - 69 kV2014 1,251 3,824 602015 2,996 2,872 982016 325 1,491 382017 448 1,058 422018 941 1,297 382019 290 1,591 1052020 651 2,899 1582021 114 1,080 452022 54 130 02023 43 250 90

Total 7,113 16,492 674


6-8

Metas programadas en paquetes de la Serie 900

1/ Fecha de entrada en operación

Cuadro 6.5

Para los paquetes de la Serie 1100, se solicitó su autorización en junio de 2005. Se indican en

el cuadro 6.6. Estos proyectos consideran 90 km-c y 150 MVA para atender la demanda de las

zonas de distribución Guasave, Culiacán, Monterrey, Acapulco e Iguala.



Cuadro 6.6

En junio de 2006 se integraron los paquetes de la Serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro

6.7. Consideran 294 km-c y 389 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución

Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Ciudad Juárez, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla,

Tlaxcala, Teziutlán, Tuxtla Gutiérrez, Chontalpa, Oaxaca y Huatulco.



Cuadro 6.7

La Serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se presentan en el cuadro 6.8.

Consideran 617 km-c y 242 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución

Mazatlán, Guasave, Obregón, Saltillo, Huejutla, Irapuato, Torreón, Costa, Minas, Chapala,

Cancún y Mérida.

914 División Centro Sur (segunda fase) Abr-16 80 20 1

Total 80 20 1

Proyecto FEO 1/ km-c MVA MVAr

1120 Noroeste (tercera fase) Dic-14 47 60 3

1122 Golfo Norte (segunda fase) Dic-14 16 30 1

1128 Centro Sur (tercera fase) Jun-15 27 60 3

Total 90 150 7


SE 1210 Norte - Noroeste (sexta fase) Abr-15 24

SE 1210 Norte - Noroeste (octava fase) Dic-14 39 120 7

SE 1210 Norte - Noroeste (novena fase) Abr-16 4 30 1

SE 1211 Noreste - Central (cuarta fase) Jul-15 42 60 3

SE 1211 Noreste - Central (quinta fase) May-15 116

SE 1212 Sur - Peninsular (quinta fase) May-15 8 60 3

SE 1212 Sur - Peninsular (sexta fase) May-15 36 49 3

SE 1212 Sur - Peninsular (octava fase) May-15 7 50 3

SE 1212 Sur - Peninsular (novena fase) Jun-15 18 20 1

Total 294 389 21



6-9



Cuadro 6.8


6.9. Consideran 23 km-c y 350 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Los

Mochis, Obregón, Victoria, Monterrey, León, Irapuato, Poza Rica, Teziutlán y Veracruz.



Cuadro 6.9

En junio de 2009 se integraron los paquetes de la Serie 1500, los cuales se indican en el cuadro

6.10. Consideran 139 km-c y 320 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución,

Nogales, Los Mochis, Campeche, Riviera Maya, Veracruz y Poza Rica.

SE 1320 Distribución Noroeste (quinta fase) May-15 92 32 1

SE 1321 Distribución Noreste (segunda fase) Jul-14 30 30 1

SE 1321 Distribución Noreste (quinta fase) May-15 86

SE 1321 Distribución Noreste (sexta fase) Abr-14 49

SE 1322 Distribución Centro (tercera fase) Ago-14 162 20

SE 1322 Distribución Centro (cuarta fase) Ene-15 15 30 1

SE 1322 Distribución Centro (quinta fase) Jun-15 178 80 4

SE 1323 Distribución Sur (segunda fase) May-15 5 50 3

Total 617 242 10


1420 Distribución Norte (segunda fase) Ago-15 4 50 3

1420 Distribución Norte (tercera fase) Dic-16 3 30 1

1420 Distribución Norte (quinta fase) Dic-14 5 110 6

1420 Distribución Norte (sexta fase) Abr-16 1 60 7

1421 Distribución Sur (segunda fase) Mar-15 2 60 3

1421 Distribución Sur (tercera fase) Ago-14 8 40 2

Total 23 350 22



6-10

Metas programadas en paquetes Serie 1500


Cuadro 6.10

En junio de 2010 se integraron los paquetes de la Serie 1600, los cuales se presentan en el

cuadro 6.11. Consideran 103 km-c y 950 MVA para atender la demanda de las Divisiones de

Distribución Valle de México Sur y Valle de México Centro, así como las zonas Pachuca, León,

Morelos, Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Camargo, Piedras Negras, Jalapa,

Mérida y Los Ríos.



Cuadro 6.11

El proyecto 1620 está compuesto mayoritariamente por obras de modernización para sustituir

instalaciones obsoletas en el Valle de México, las cuales actualmente no cumplen con las

características necesarias para alcanzar los estándares de servicio eléctrico proporcionado por

CFE.


6.12. Consideran 198 km-c y 762 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de

Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave,

Guaymas, Nogales, Reynosa, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo

Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche.

1520 Distribución Norte (primera fase) Feb-15 30 1

1520 Distribución Norte (tercera fase) Jun-15 4 60 3

1520 Distribución Norte (cuarta fase) Jun-15 2 30 1

1521 Distribución Sur (segunda fase) Jun-15 121

1521 Distribución Sur (tercera fase) Sep-14 2 110 6

1521 Distribución Sur (cuarta fase) Jun-17 1 30 1

1521 Distribución Sur (quinta fase) Sep-14 9 60 3

Total 139 320 15


1620 Distribución Valle de México (segunda fase) Nov-14 26 480 73

1620 Distribución Valle de México (tercera fase) Ago-15 60 12

1621 Distribución Norte - Sur (primera fase) Dic-14 140 8

1621 Distribución Norte - Sur (segunda fase) Oct-15 77 270 16

Total 103 950 109



6-11



Cuadro 6.12

En junio de 2012 se integraron los paquetes de la Serie 1800, los cuales se indican en el cuadro

6.13. Consideran 172 km-c y 890 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución

Valle de México Norte, Centro y Sur, además de las zonas Cuernavaca, Nogales, los Mochis,

Mazatlán, Coahuila, Chihuahua, Gómez Palacio, Monterrey, Tampico, Aguascalientes y

Querétaro.



Cuadro 6.13

En junio de 2013 se integraron los paquetes de la Serie 1900 para atender los crecimientos de

la demanda de las zonas Piedras Negras, Monterrey, Tampico, Monte Morelos, Hermosillo,

Carmen, Poza Rica, Jalapa, Torreón y Chihuahua, así como para abatir las pérdidas de energía

de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de

media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente

estos proyectos están registrados en la SHCP para su autorización en el PEF 2014. Entrarían en

operación en el periodo de diciembre de 2015 a diciembre de 2016.

Estos proyectos se muestran en el cuadro 6.14 y consideran 39 km-c en alta tensión, 463 km-c

de redes en media tensión y 701 MVA.



Cuadro 6.14

SE 1720 Distribución Valle de México Dic-15 17 240 14

SE 1721 Distribución Norte Dic-15 170 362 36

SE 1722 Distribución Sur Dic-14 11 160 9

Total 198 762 59


1820 Divisiones de Distribución del Valle de México Dic-14 23 420 63

1821 Divisiones de Distribución Dic-16 149 470 28

Total 172 890 91


km-c km-c

AT MT

1920 Subestaciones y líneas de distribución Dic-16 39 340 20

1921 Reducción de pérdidas de energía en distribución Dic-15 1,463 361

Total 39 1,463 701 20

Proyecto FEO 1/ MVA MVAr


6-12

Sistemas para la planificación de la distribución

Para la planificación de la distribución se cuenta con sistemas y herramientas para llevar a cabo

los estudios electrotécnicos de ingeniería con la calidad requerida. Dada la complejidad y el

volumen de información necesarios sobre las redes eléctricas y su demanda, se tienen dos

aplicaciones estandarizadas a nivel nacional, las cuales permiten de manera sistematizada y

mediante las interfaces correspondientes, exportar a los modelos de simulación la topología de

la red con todos sus atributos georreferenciados y su correspondiente demanda.

Sistema de información geográfica

Actualmente las Divisiones de Distribución utilizan de manera cotidiana el Sistema de

Información Geográfica y Eléctrica de Distribución para digitalizar las instalaciones del SED,

cimentado en la plataforma Informix y AutoCad, cuyo alcance funcional son las redes aéreas y

subterráneas de media y baja tensiones.

Con la finalidad de hacer uso de la información digitalizada, se está desarrollando un sistema de

información geográfica en una plataforma que permite publicar dicha información, la cual cuenta

con una base de datos con capacidad geoespacial, cumpliendo con los estándares nacionales de

georreferenciación. Su implantación permitirá realizar análisis de la información de manera más

eficiente.

Interacción del Sistema de Información Geográfica con el Sistema de Control

de Solicitudes de Servicio (SICOSS)

Para ubicar geográficamente las solicitudes de servicio y determinar las probables instalaciones

requeridas, se ha diseñado una aplicación tomando como base el Sistema de Información

Geográfica y el SICOSS, a fin de que interactúen y se puedan ubicar dichas solicitudes.

Una vez recibida la solicitud de servicio, se tiene el objetivo de ubicarla geográficamente para

mostrar las instalaciones de la red de media y baja tensiones aledañas. Como resultado de esto

se pueden identificar los posibles elementos en falla.

En el diagrama 6.4 se muestra un polígono de usuarios afectados en la zona Veracruz.

Polígono de usuarios afectados en una zona

Diagrama 6.4


6-13

Georreferenciación de localidades sin electrificar

Se refiere a la ubicación geográfica de cada una de las localidades pendientes de electrificar, a

fin de contar con elementos más apropiados para la toma de decisiones referentes a la

infraestructura eléctrica requerida.

En el diagrama 6.5 se muestra un ejemplo de la georreferenciación de las localidades pendientes

de electrificar en Zacazonapan, Estado de México.

Polígono de localidades sin electrificar

Diagrama 6. 5

Pérdidas de energía en las Divisiones de Distribución

Reducción de pérdidas de distribución

Las pérdidas de energía eléctrica se clasifican en técnicas y no-técnicas en función de su origen.

Las primeras se producen por el calentamiento de los elementos del sistema que la conduce y la

transforma, y las no-técnicas se presentan principalmente en la comercialización derivado de los

usos ilícitos, fallas de medición y errores de facturación.

Se ha establecido como meta a partir de 2024, alcanzar un nivel de pérdidas comparable con

estándares internacionales de 8.0%. A fin de lograr lo anterior, se lleva a cabo su reducción

gradual para alcanzar el valor objetivo de 8.0% en todo el proceso transmisión-distribución. Cabe

mencionar que el desarrollo del mercado eléctrico considera la reducción de pérdidas que

permitirán alcanzar esta meta.

Para cumplir con ello, en la Subdirección de Distribución se establecieron programas, proyectos

y acciones para su abatimiento y control, destacando:

Pérdidas técnicas:

o Transferencia de cargas entre circuitos

o Construcción de nuevas troncales

o Instalación de equipos de compensación de reactivos (fijos y controlados)


6-14

o Instalación de equipos de seccionamiento

o Reordenamiento de la red de media tensión

o Recalibración de circuitos

o Construcción de enlaces entre circuitos de diferentes subestaciones

o Seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución

o Reemplazo de transformadores obsoletos

o Creación de nuevas áreas y mejora de las existentes

Pérdidas no-técnicas:

o Mejora efectiva en la calidad de la facturación

o Cumplimiento del calendario de eventos comerciales, incluyendo corte, reconexión y retiro

oportuno de suministros

o Detección oportuna de las anomalías en media y alta tensión (dentro del mismo mes de

facturación)

o En las divisiones con bajos índices de pérdidas, mantener el control del indicador

mediante la oportuna atención del reporte de anomalías

o Detección y atención de anomalías mediante selección estadística (automatizada) de

servicios a verificar

o Ordenar el proceso de comercialización de la energía, incluyendo los sistemas informáticos

de gestión, procesos operativos, así como la verificación y control de servicios en campo

del Valle de México

o Agilizar la modernización y reubicación de medidores al límite de propiedad de los

servicios susceptibles a usos ilícitos por intervención de acometida o medidor en el Valle

de México

o Continuar con los programas especiales de detección de anomalías encaminados a la

recuperación de energía perdida, mediante ajustes a la facturación

o Regularización de servicios en áreas de conflicto social con la intervención de autoridades

competentes y acercamiento a la comunidad con el apoyo del área de Comunicación Social

de CFE

o Programas masivos de ahorro de energía, principalmente en sectores sociales de bajos

recursos que desalienten el uso ilícito como principal método de la disminución de su

facturación

o Continuar con la implementación de nuevas tecnologías de la medición, dando prioridad

a la reubicación de la medición en el poste tipo AMI

o Reforzar la aplicación del diagnóstico de los medidores en servicios de media tensión

o Implementar programas de acercamiento al cliente para la atención de la problemática

social asociada al suministro de energía eléctrica en el Valle de México

o Sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos

Evolución de las pérdidas de energía de distribución

Derivado de la reciente creación de las Divisiones del Valle de México, los resultados de pérdidas

se muestran de forma independiente. El cuadro 6.15 refleja el comportamiento de las pérdidas

en el SED de las Divisiones de Distribución en 2000 — 2012.


6-15

Pérdidas de energía (GWh) en distribución

2000 — 2012

1/ Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca

Cuadro 6.15

Las pérdidas de energía del Valle de México, incluyendo las áreas correspondientes a los estados

de Hidalgo y Morelos, muestran una disminución de pérdidas al cierre de 2012. El nivel registrado

fue de 28.8%, el cual representa un total de 14,077 GWh. Se espera reducir este valor en los

años subsecuentes, considerando las estrategias que se han establecido para la modernización

de la red eléctrica en la zona centro del país.

Metodología para la estimación de pérdidas de distribución

De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de control y

reducción de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de

evaluar sistemáticamente estos programas.

Para el caso particular del SED, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las

pérdidas de energía en cada componente, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los

resultados.

El modelo adoptado por CFE para el control y la reducción de pérdidas de energía en el SED,

incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y utiliza un

enfoque moderno, especialmente en el conjunto red secundaria-acometida-medidor, con base en

el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los

transformadores de distribución.

Las pérdidas técnicas se presentan en líneas de alta tensión de distribución, transformadores de

potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de

baja tensión, acometidas y medidores.

A su vez, como ya se mencionó, las pérdidas no-técnicas se originan principalmente en el proceso

comercial: fallas de medición, errores de facturación y usos ilícitos. Su valor se determina por la

Año Recibida Entregada Pérdidas

Divisiones

del interior

del país

(%)

Recibida Entregada Pérdidas

Divisiones

del Valle de

México 1/

(%)

2000 143,185 127,509 15,676 10.90 37,205 29,954 7,251 19.50

2001 145,563 129,347 16,216 11.14 38,843 30,044 8,799 22.70

2002 149,452 133,611 15,841 10.60 39,554 29,622 9,932 25.10

2003 153,981 137,030 16,951 11.00 40,546 29,645 10,901 26.90

2004 159,858 141,917 17,941 11.22 41,794 30,329 11,465 27.40

2005 168,304 148,750 19,554 11.62 43,139 30,577 12,562 29.10

2006 175,057 154,839 20,218 11.55 45,206 30,902 14,304 31.60

2007 181,303 160,094 21,209 11.70 45,745 31,181 14,564 31.80

2008 184,872 163,076 21,796 11.79 46,186 31,651 14,535 31.50

2009 185,016 161,968 23,047 12.46 45,354 31,372 13,982 30.80

2010 193,067 169,308 23,759 12.31 46,723 31,919 14,804 31.70

2011 207,834 182,225 25,609 12.32 48,463 33,475 14,988 30.90

2012 212,846 186,876 25,971 12.20 48,875 34,798 14,077 28.80


6-16

diferencia entre las pérdidas registradas en el balance de energía y las pérdidas técnicas

(calculadas internamente).

Una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no-técnicas, se establecen los mecanismos

de control y evaluación necesarios para mejorar la planificación, diseño y operación del SED. Lo

anterior permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos

de reducción de pérdidas.

Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas

Como parte de la estrategia de reducción de pérdidas de energía y modernización de la

medición, se ha propuesto para 2014 y 2015 un proyecto de inversión en distribución, el cual

considera el reemplazo de medidores obsoletos y en su caso, sustitución de redes de media y

baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país.

Con este proyecto se pretende modernizar la medición de 995,227 servicios a través de una

infraestructura avanzada de medición (AMI por sus siglas en inglés de Advanced Metering

Infraestructure), mediante la cual el proceso de comercialización de la energía eléctrica se

llevará a cabo de manera automatizada. Véase cuadro 6.16.

Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas 2014 — 2015

Cuadro 6.16

Actualmente se tienen en proceso los estudios para otros proyectos, los cuales se implantarán

a partir de 2016 y permitirán cumplir con la meta del 8% de pérdidas en energía al 2024.

Cabe mencionar que esta infraestructura (eléctrica, de comunicaciones y medición) facilitará

que el sistema de distribución se integre a la Red Inteligente de CFE, de acuerdo a lo establecido

en el mapa de ruta de la alta dirección.

Atención a clientes empresariales y estratégicos por medio de ejecutivos de CFEctiva empresarial

Antecedentes

CFE proporciona el servicio de electricidad en todo el país a cerca de 300,000 clientes

empresariales y estratégicos que le aportan los mayores ingresos.

Así mismo este grupo de clientes representa el sector más productivo del país, generador de

fuentes de empleo, y de productos y servicios necesarios para el desarrollo social y económico.

Se congrega en las tarifas O3, OM, HM y Alta Tensión, por lo que resulta imprescindible el contar

con una estructura orgánica que permita a CFE brindar una atención especializada a sus

necesidades.

Capacidad de Transformación MVA 361

Transformadores de distribución Pieza 20,517

Líneas de media tensión 23 kV km-C 1,463

Medidores tipo AMI Pieza 995,227


6-17

Para lo anterior existe el proceso de Atención a Clientes Empresariales y Estratégicos (CFEctiva

Empresarial) el cual cuenta con ejecutivos especializados en los servicios que ofrece la CFE, con

la intención de exceder sus expectativas por medio de servicios de valor agregado al suministro

de energía eléctrica, garantizando un trato especial al estar pendientes de mantener la calidad y

continuidad del suministro y de motivar el uso racional de la energía tal que impulse la

rentabilidad y competitividad de las empresas.

Infraestructura actual para la atención a clientes empresariales y

estratégicos

Los cuadros 6.17a y 6.17b, muestran el bloque de clientes empresariales y estratégicos más

representativos de cada División.

Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012

Cuadro 6.17a

Clientes Empresariales y Estratégicos por División de Distribución a 2012

Cuadro 6.17b

Actualmente se cuenta con 248 Ingenieros Diagnosticadores Empresariales (Ejecutivos

Especializados) a nivel nacional.

TarifaBaja

CaliforniaNoroeste Norte

Golfo

Norte

Centro

Occidente

Centro

SurOriente Sureste

OM 15,591 17,887 19,483 39,228 7,943 6,712 10,264 8,617

HM 4,208 4,925 5,486 17,807 1,908 1,812 2,688 1,868

HS 72 19 56 12 10 12 30 17

HSL 21 6 30 65 9 5 16 6

HT 8 0 4 11 1 1 4 8

HTL 3 3 1 6 1 1 1 0

Total 19,903 22,840 25,060 57,129 9,872 8,543 13,003 10,516

Tarifa BajíoGolfo

Centro

Centro

OrientePeninsular Jalisco

Valle de

México

Norte

Valle de

México

Centro

Valle de

México

Sur

OM 22,253 10,135 7,594 10,784 16,957 3,756 3,011 3,811

HM 5,431 3,251 2,576 6,184 5,396 2,943 2,740 2,846

HS 51 43 19 6 35 18 9 13

HSL 48 26 12 1 24 7 0 3

HT 8 10 5 3 2 4 1 1

HTL 2 6 6 0 0 0 0 0

Total 27,793 13,471 10,212 16,978 22,414 6,728 5,761 6,674


6-18

Reducción del consumo de energía eléctrica e incremento de la capacidad de

atención a los clientes empresariales y estratégicos

Por el constante crecimiento de clientes en el ámbito nacional y con el objetivo de impulsar la

rentabilidad y competitividad del sector industrial, a fin de obtener su satisfacción y lograr su

permanencia, se hace necesario fortalecer la estructura de atención y ofrecer los servicios y

productos que merece un cliente estratégico en cualquier giro de negocio.

Mediante la estrategia Diagnosticadores Empresariales, la CFE proporciona no solo el suministro

dentro de los estándares de calidad requeridos, sino que además ofrece mejores costos por la

aplicación de medidas de ahorro de energía que impacten favorablemente en la facturación de

los clientes y esto les permita incrementar sus márgenes de utilidad, y de la misma forma se

motive un crecimiento más productivo.

Planificación de la estrategia Diagnosticadores Empresariales

La estrategia Diagnosticadores Empresariales es resultado de las encuestas de satisfacción en

el apartado de Comercio e Industria y de los constantes servicios solicitados a los ejecutivos de

cuenta de CFEctiva Empresarial, los cuales se concentran en el sistema de Atención a Grandes

Clientes, así como en las necesidades expresadas en los diversos medios de contacto; como

centros de Atención a Clientes, Centro de Atención Telefónico, Dependencias y Cámaras

Empresariales, además de la información estadística contenida en los historiales de facturación.

Considera desde los servicios básicos que por naturaleza del negocio ofrece CFE, hasta el

portafolio de servicios diseñado para satisfacer las necesidades observadas, la cartera de

proyectos de ahorro que pueden ser aplicados en cada caso, y eventos especializados en materia

de calidad, ahorro de energía y sostenibilidad sin costo.

El cuadro 6.18 muestra el panorama actual de las condiciones que prevalecen en el mercado

eléctrico nacional, monitoreado y controlado con un indicador que integra estos servicios y

productos, y que permite detectar fácilmente las desviaciones del proceso de Atención a Clientes

Empresariales y Estratégicos, tanto de la parte administrativa como de la operativa.

Indicador Integral CFEctiva Empresarial 2013

Cuadro 6.18

En la estrategia Diagnosticadores Empresariales se incluyen las áreas críticas y prioritarias del

mercado, las necesidades de adiestramiento y equipo, así como la integración de programas y

su duración o permanencia dentro del proceso. Se incluye el costo tanto de materiales como de

mano de obra calificada, considerando los esquemas de financiamiento para una aplicación

efectiva de los recursos necesarios para equipar y mantener en operación dicho proceso, con un

enfoque de competitividad y sostenibilidad.

Indice de cumplimiento de Atención a Grandes

Clientes 20%

Indice de Satisfacción del Cliente 35%

Indice de Ahorro 30%

Indice de Difusión y Promoción de Ahorro de

Energía15%

Total 100%


6-19

Objetivos

Disponer de una estructura de atención especializada para aplicar medidas de ahorro y

reducción de consumos en los clientes, tales que les permitan ser más productivos

Obtener la satisfacción y permanencia de los mejores clientes

Diferir inversiones de infraestructura eléctrica

Garantizar la calidad en el suministro de energía eléctrica de acuerdo con los

requerimientos de los clientes

Integración

La estrategia se planea y diseña como un todo, pero considera las particularidades que presentan

los clientes en cada División. Sus diferentes solicitudes y oportunidades no pueden verse en

forma aislada, por lo cual se toman referencias de las necesidades de los clientes de todas las

Divisiones.

La Integración se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación

en orden cronológico, sin menoscabo de la interrelación entre los mismos:

Conformación de estructuras para la coordinación de la estrategia

Diagnóstico del sector empresarial

Diseño de perfiles y planes

Capacitación

Equipamiento

Operación

Monitoreo

Implantación

Actualmente se cuenta con presencia de Diagnosticadores Empresariales en 12 de las

16 Divisiones, dos más en proceso de puesta en marcha (Sureste y Norte) y las dos restantes

(Noroeste y Golfo Centro) aún no cuentan con gestiones al respecto.

Metas Programadas

Se considera una meta de reducción anual de 2´000,000 (dos millones de kWh) por

diagnosticador. De esta forma y tomando en cuenta la cantidad de diagnosticadores que tiene

cada División se fija una meta anual como se muestra en el cuadro 6.19.


6-20

Meta anual por diagnosticador

Metas reales al cierre de agosto de 2013 por División.

Cuadro 6.19

Tiempo de interrupción por usuario en distribución

Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica

entregada a sus clientes es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). Éste indica el tiempo

medio de interrupción que soportan los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede

ser una zona de distribución, una División o al nivel nacional.

Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios

afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se

determina el índice (Área, División, zona, etc.). Es el equivalente del SAIDI por sus siglas en

inglés (System Average Interruption Duration Index), el cual se utiliza en otras empresas

eléctricas al nivel mundial. En la gráfica 6.6 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a

nivel nacional, exceptuando las Divisiones del Valle de México.

DivisiónAhorro

$

Ahorro

kWh

Bajío 242,875,251 170,380,719

Valle de México

Norte490,558,216 226,342,737

Oriente 206,482,694 98,940,668

Valle de México

Centro303,795,013 170,657,325

Valle de México

Sur201,424,638 96,574,836

Centro Oriente 79,905,193 50,209,379

Centro Sur 44,818,550 77,449,359

Golfo Centro 62,102,078 45,810,593

Baja California 18,722,052 16,483,384

Norte 24,986,770 21,688,171

Centro

Occidente32,014,105 22,936,592

Peninsular 7,753,240 2,856,278

Golfo Norte 60,150,707 37,538,944

Jalisco 8,176,839 4,769,907

Sureste 6,658,845 2,879,633

Noroeste 512,736 101,806


6-21

Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país

(sin considerar las del Valle de México)

Gráfica 6.1

El Proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) de las 13 Divisiones de

Distribución (sin considerar las del Valle de México), tiene como objetivo disminuir el TIU

mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados.

Tiene como finalidad proporcionar al cliente el suministro de energía eléctrica de calidad, en

específico en lo correspondiente al restablecimiento oportuno. Dicho plan se inició en 2009.

Su objetivo general es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de

distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor

de 32 minutos en las 13 divisiones del interior del país para 2016.

Los objetivos específicos son instalar 33,686 equipos al 2015. A diciembre de 2012 operaban

13,178 EPROSEC, la meta en 2013 es instalar 1,730.

La meta a diciembre de 2013 para las Divisiones del Valle de México, es instalar 5,609 equipos.

A diciembre de 2012 se tenían en operación 4,748, los cuales representan 84.6 por ciento. En

2012 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de 88.04 minutos. El objetivo es reducir el

tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una

aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 59 minutos en 2016.

La información desglosada por División se puede observar en el cuadro 6.20.

107102

8882 80.3

71.2 71.5

80.474

67.4

55.9

45.640.1

0

20

40

60

80

100

120

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Min

uto

s


6-22

Metas físicas del EPROSEC

1/ Meta EPROSEC a 2015

2/ Meta EPROSEC a 2013 3/ Incluye la Zona Cuernavaca

4/ Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula

Cuadro 6.20

Generación distribuida en distribución

Antecedentes

La Generación Distribuida (GD) por lo general se refiere a la energía eléctrica generada por medio

de pequeñas fuentes de energía en puntos diversos, los cuales se caracterizan por su instalación

cercana al consumo del usuario y se conecta o no a las instalaciones de servicio público. Sus

características generales son:

Impactan en la red eléctrica, ya que reducen el transporte desde los centros de generación

hasta las redes de distribución

La energía generada se destina para el autoconsumo y en pocos casos se revierten flujos

hacia la red de distribución

Baja California 693 462 66.7

Noroeste 3,645 637 17.5

Norte 2,443 1,166 47.7

Golfo Norte 4,320 2,399 55.5

Golfo Centro 2,719 555 20.4

Bajío 2,293 1,482 64.6

Jalisco 3,167 784 24.8

Centro Occidente 2,472 1,467 59.3

Centro Sur 2,527 1,287 50.9

Centro Oriente 1,732 744 43.0

Oriente 2,086 833 39.9

Sureste 3,687 621 16.8

Peninsular 1,902 741 39.0

Subtotal 33,686 13,178 39.1

Valle de México Norte 894 864 96.6

Valle de México Centro 1524 1164 76.4

Valle de México Sur 2344 1983 84.6

Centro Sur 3/ 145 145 100.0

Centro Oriente 4/ 702 592 84.3

Subtotal 5,609 4,748 84.6

Valle de México 2/

División de

Distribución

Total de

EPROSEC

necesario para

el proyecto

Total de

equipo en

operación en

2012

Porcentaje

de avance

Interior del país 1/


6-23

Las potencias estándar a instalar para pequeños productores están en un rango de

0.5 kW hasta los 500 kW.

Expectativa

En años recientes ha aumentado mucho el desarrollo de este tipo de proyectos, principalmente

de los que utilizan fuentes de energía renovable. Desde 2010 y hasta el primer semestre de

2013 se han atendido 145 solicitudes de interconexión de proyectos de generación en

Distribución, los cuales representan una capacidad promedio anual de 210 MW.

Se encuentran actualmente en operación e interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional

83 centrales, de las cuales 19 están conectadas en redes de media tensión de distribución con

una capacidad de 110 MW, lo que representa el 22% del total de las centrales conectadas. Esto

se detalla en el cuadro 6.21.

Número de Centrales Operando desde 2010 por Tipo de Contrato

Cuadro 6.21

Efectos en las redes de distribución

Debido a que la GD se conecta a la red de media tensión de distribución, cada vez se dedican

más esfuerzos al estudio de su impacto, conforme se avanza en el grado de penetración. El

crecimiento de este tipo de proyectos implicará ajustar los criterios de la operación y planificación

del sistema eléctrico de distribución, a fin de garantizar la confiabilidad y seguridad del mismo

en lo relacionado a las protecciones, la operación y el mantenimiento.

Las protecciones deberán implementar esquemas bidireccionales, que consideren flujos de

potencia a través de la red eléctrica, los cuales se pueden invertir bajo diferentes condiciones de

demanda. En lo que respecta a operación y mantenimiento, al pertenecer al usuario una parte

de la red eléctrica, se hace necesario implementar programas y esquemas para asegurar su

confiabilidad, minimizando los posibles riesgos para el usuario.

Ventajas y Desventajas

Conforme este tipo de generación incremente su penetración en la generación que requiere el

sistema eléctrico, se prevén las siguientes:

Ventajas:

Ayuda a la conservación del medio ambiente al utilizar fuentes de energía renovables, ya

que disminuye las emisiones de CO2 al evitar la generación con combustibles fósiles

Descongestionan los sistemas de transporte de energía eléctrica en la red de alta tensión

Aplazan la necesidad de inversiones en los sistemas de transmisión

Tipo de Contrato CantidadCapacidad

(MW)

Autoabastecedor 11 38.9

Cogenerador 3 7.5

Pequeño Productor 5 64.1

Total 19 110.5


6-24

En baja tensión permite disponer de una reserva en la capacidad instalada del

suministrador

Disminuye los costos de mantenimiento en los elementos de la red de distribución,

(transformadores, cuchillas, líneas, fusibles, etc.)

Desventajas:

Las fuentes de energía intermitentes, eólica y solar, implican la necesidad de incrementar

la capacidad firme disponible para respaldar las variaciones de la generación asociadas a

la intermitencia

Aportan fluctuaciones de voltaje y corriente (Calidad de la Energía) que afecta a los

consumidores vecinos

Requieren sistemas de adquisición y administración de datos más complejos y de mayor

costo

Alto costo de la inversión inicial

Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación distribuida

Consisten en generar parcialmente la energía eléctrica consumida por los usuarios del servicio

público en el mismo sitio de la demanda, mediante la instalación de paneles solares,

interconectados en la modalidad de granja colectiva de generación.

Estos proyectos aprovechan la radiación solar para generar energía limpia y utilizan los espacios

libres dentro de los predios destinados a desarrollos tales como:

Fraccionamientos residenciales

Centros comerciales

Alumbrado público de fraccionamientos, avenidas y parques

Destacan los siguientes beneficios:

Reducción en el consumo de combustibles fósiles

Reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera

Pueden reducir los costos para el usuario final de la energía eléctrica, cuando este paga

íntegramente el costo de suministro

Suministran el 25% y 50% de la demanda requerida por la carga

Los esquemas de financiamiento a través de Hipotecas Verdes, permiten dotar a estos desarrollos

de energía eléctrica mediante paneles y calentadores solares, así como sistemas de uso eficiente

del agua.

Las GSU serán una fuente comunitaria de generación renovable, de forma que un conjunto de

personas físicas o morales podrán generar parte de la energía eléctrica que consumen,

compartiendo obligaciones y derechos que se deriven de la operación de las mismas,

prorrateando entre ellos de manera proporcional, la energía generada.

A la fecha, se han construido GSU en algunos municipios, las cuales se encuentran

interconectadas a la red de CFE con el beneficio de que toda la energía que se genera durante el

día se inyecta a la red y esta misma cantidad se bonifica por la noche a través de la red del

suministrador, lo que les permite satisfacer sus necesidades y reducir los costos de la facturación.

Actualmente se está realizando la capacitación requerida a los contratistas y desarrolladores a

través de las Divisiones de Distribución para difundir los beneficios, implementación y uso de

este tipo de proyectos.


6-25

Electrificación Rural

Antecedentes

El 14 de agosto de 1937 fue creada la CFE, siendo Presidente el Gral. Lázaro Cárdenas del Río.

Este hecho constituyó un factor clave para el desarrollo social y económico del país, ya que en

ese entonces solamente el 38.2% de la población contaba con electricidad, debido a que se

privilegiaba a los mercados más redituables, entre ellos los centros urbanos.

En 1960, 23 años después de crearse CFE, solo el 44% de la población contaba con electricidad.

Esta situación favoreció que el entonces presidente Adolfo López Mateos, nacionalizara la

industria eléctrica el 27 de septiembre de ese año.

A 2013 —76 años después— el país tiene una cobertura eléctrica al cierre de 2012 del 98.11%

de la población, con un servicio confiable, continuo y de calidad, lo cual representa 117’510,995

habitantes que cuentan con el servicio de energía eléctrica, estando aún pendientes de electrificar

2’216,882 habitantes, o sea, el 1.89% del total de la población, tanto en el ámbito rural como

urbano, ver gráfica 6.2.

Evolución de la cobertura del servicio de energía eléctrica

Gráfica 6.2

Pobreza energética

De acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo en lo referente a los derechos sociales de todos los

mexicanos y en particular al acceso de servicios básicos tales como el suministro de energía

eléctrica, CFE proporciona el servicio a las poblaciones que aún carecen de él mediante los

programas y mecanismos definidos para tal fin. Lo anterior permite fomentar el desarrollo

económico y social de la población.

En la gráfica 6.3 se muestra el porcentaje de la población que carece del servicio de energía

eléctrica por entidad federativa

0

20,000,000

40,000,000

60,000,000

80,000,000

100,000,000

120,000,000

140,000,000

1910 1920 1930 1940 1950 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2011 2012

Población Total

Población Beneficiada

Habitante

s

29.8% 36.2%33.8%

40.7%

58.3%

73.2%

87.5%

94.6%

97.6%97.6%

44.4%

39.9%

98.1%


6-26

Porcentaje de población sin electrificar

Grafica 6.3

Las comunidades que aparecen en color rojo en el diagrama 6.6, representan las localidades

pendientes de electrificar.

Localidades pendientes de electrificar al cierre de 2012

Diagrama 6.6

4.98%

4.79%

4.28%

3.88%3.82%

3.58%

3.11%

2.8%

2.59%

2.42%

2.27%2.14% 2.13%

1.89%1.76%

1.57%1.55% 1.52%1.46%

1.38%1.26%

1.2% 1.19%

1.06% 1.03% 1.02%0.95%

0.82%

0.65%0.52%

0.47%

0

0.5

1

1.5

2

2.5

3

3.5

4

4.5

5

Por C

ient

o %


6-27

Al cierre de 2012, las localidades pendientes de electrificar considerando cada uno de los estratos

de población por habitante se indica en el cuadro 6.22 y representa un total de 1.89% en el país.

Localidades pendientes de electrificar considerando los estratos de población por habitante

Cuadro 6.22

Análisis de factibilidad

Para determinar las necesidades de electrificación realizables, es necesario identificar las

localidades factibles, analizándolas de forma multidimensional con las siguientes variantes:

Aspectos técnicos

Conectividad

Legalidad

Seguridad civil

Sostenibilidad

Cohesión social

Costos de instalación y mantenimiento

Viabilidad técnicaeconómica

Para obtener las metas establecidas, es necesario contar con una comunicación y coordinación

con las diferentes dependencias de gobierno, ya que todas las acciones de electrificación se

realizan con su participación.

Como parte importante de las propuestas técnicas de electrificación en localidades aisladas, se

considera la incorporación de fuentes de energías renovables, tales como plantas eléctricas

solares, sistemas híbridos (solar y eólico) y microhidroeléctricas.

Meta de electrificación

Una vez establecidas las necesidades, se determinó que el grado de electrificación a alcanzar

para 2013 — 2023 será de 99.7%, ver cuadro 6.23 —mediante la ejecución de obras de

electrificación en las localidades de mayor pobreza energética, para beneficiar a un total de

1´039,000 habitantes—.

Localidades Habitantes Localidades Habitantes (%)

Menores a 50 39,340 893,308 10,129 250,044 0.21%

50 a 99 14,715 1,059,471 1,718 174,960 0.15%

Mayores a 100 53,730 115,106,858 476 1,638,061 1.39%

Total 192,245 117,510,995 42,945 2,216,882 1.89%

Rural: 94.03%

Urbana: 99.32%

Total: 98.11%

Población con servicio de energía eléctrica

Rango de Población

por habitantes

Existentes Por electrificar

Localidades de 1 y 2

viviendas 84,460 451,358 30,622 153,817 0.13%


6-28

Meta de electrificación 2012-2023

Cuadro 6.23

Respecto a la aplicación de sistemas de electrificación para comunidades remotas, que se

encuentran muy alejadas de las redes de distribución, para 2014 se tiene prevista la puesta en

servicio de 33 Plantas eléctricas solares en diferentes Estados, como se indica en el cuadro 6.24.

Plantas Eléctricas Solares (PES) a instalarse en 2014

Cuadro 6.24

2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023

98.1% 98.3% 98.4% 98.6% 98.7% 98.9% 99.0% 99.2% 99.3% 99.5% 99.6% 99.7%

Estado PES Habitantes ViviendasCapacidad

[kWh]

Chihuahua 2 251 64 219

Coahuila 2 339 85 289

Durango 25 3,395 859 2,932

Guerrero 1 231 58 198

Nayarit 1 315 79 269

San Luis

Potosí1 65 17 58

Sonora 1 186 47 160

Total 33 4,782 1,209 4,125


7-1

PROGRAMA DE INVERSIONES 2014—2028

El monto total necesario para atender el servicio público de energía eléctrica estimado por CFE,

para el periodo 2014—2028, asciende a casi 2.1 billones de pesos de 2013, con la siguiente

composición: 56% para generación, 12% en obras de transmisión, 21% para distribución y 11%

en mantenimiento de centrales. El cuadro 7.1 resume los requerimientos de inversión.

En el horizonte de planificación considerado, se estima que 40% del monto total de inversiones

será financiado con recursos presupuestales; mientras que el 60% restante, será financiado

mediante el esquema de obra pública financiada o bien con la modalidad de producción

independiente de energía. De acuerdo con lo previsto en el artículo 125 del Reglamento de la

LSPEE, corresponde a la SENER la definición de la modalidad de financiamiento de los proyectos

de generación.

Resumen de las inversiones 2014 — 2028 1/,2/

(millones de pesos de 2013)

1/ Costos instantáneos de las obras (se excluyen costos financieros) a precios constantes, considerando un tipo de cambio de 12.5 pesos/dólar.

Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.

2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios

Cuadro 7.1

CONCEPTO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

GENERACIÓN 31,194 70,126 76,599 59,912 64,331 69,801 73,615 69,121

TRANSMISIÓN 13,049 14,750 19,870 16,805 13,872 15,151 15,964 14,619

DISTRIBUCIÓN 36,250 32,971 28,444 28,203 30,006 30,764 29,319 27,181

MANTENIMIENTO 20,865 13,539 11,483 11,656 14,353 15,583 15,583 15,583

Total 101,358 131,386 136,396 116,576 122,562 131,299 134,481 126,504

CONCEPTO 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 TOTAL

GENERACIÓN 90,813 109,759 127,490 133,968 127,511 56,898 12,193 1,173,329

TRANSMISIÓN 17,775 18,309 20,823 20,470 16,689 16,428 16,452 251,026

DISTRIBUCIÓN 26,604 26,875 27,316 27,652 27,747 27,653 27,651 434,636

MANTENIMIENTO 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 227,726

Total 150,775 170,526 191,212 197,673 187,530 116,562 71,879 2,086,717


7-2

La variación anual de las inversiones es el resultado del perfil de inversión y año de entrada en

operación de cada proyecto. La gráfica 7.1 resume las inversiones por proceso para el periodo

2014—2028.

Inversiones por proceso1/


Los montos incluyen una cantidad para contingencias de 16% para los proyectos de transmisión y subtransmisión.

Gráfica 7.1

El desglose de los montos anuales de inversión necesarios para atender el servicio público de

energía eléctrica proporcionado por CFE se presenta en el cuadro 7.2. Estos se han agrupado en

los conceptos de generación, transmisión, distribución y mantenimiento de centrales, según el

esquema para su financiamiento. Las cifras indicadas provienen de aplicar costos y perfiles de

construcción típicos a las obras necesarias definidas en capítulos previos.

1,173,329

251,026

434,636

227,726

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento

2,086,717 millones de pesos de 2013


7-3

Programa de inversiones 2014—2021 1,2/


Continúa…

Cuadro 7.2a

GENERACIÓN 31,194 70,126 76,599 59,912 64,331 69,801 73,615 69,121

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 12,850 33,079 37,967 21,162 19,422 30,917 22,554 30,884

1 Ciclos Combinados 4,467 25,137 18,752 6,326 10,883 20,922 14,522 21,321

2 Eólicas 6,177 5,737 17,010 12,627 5,746 7,056 5,092 6,622

3 Solares 2,205 2,205 2,205 2,209 2,794 2,940 2,940 2,940

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 10,993 28,363 30,646 33,990 42,867 37,449 49,697 37,416

4 Hidroeléctricas 264 1,068 2,502 5,747 9,420 6,841 8,176 4,444

5 Geotermoeléctricas 497 409 264 1,362 867 354 551 226


7 Unidades de Combustión Interna 90 1,313 1,692 391 73 24

8 Nueva Generación Limpia 5,487 9,124 16,522 21,638 23,329 27,677

9 Turbogás 1,543 1,440 91 1,358 1

10 Solares 18 69 58

11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 4,902 7,431 6,597 2,500 647 151 151

OBRA PRESUPUESTAL 7,351 8,683 7,985 4,761 2,041 1,434 1,364 821

12 Hidroeléctricas 1,933 4,822 4,405 3,784 1,926 1,264 1,244 631

13 Rehabilitaciones y Modernizaciones 5,418 3,861 3,580 977 115 170 120 190

TRANSMISIÓN 13,049 14,750 19,870 16,805 13,872 15,151 15,964 14,619


14 Programa de Transmisión 4,921 7,911 9,834 5,677 5,328 5,874 6,095 4,512

OBRA PRESUPUESTAL 8,128 6,839 10,036 11,128 8,544 9,277 9,869 10,107


16 Modernización de Transmisión (S T y T) 5,511 4,363 4,676 5,020 5,400 5,813 6,267 6,764

17 Modernización de sistemas (CENACE) 355 389 410 278 287 343 317 487

18 Modernización Área Central 1,102 873 935 1,004 1,080 1,163 1,253 1,353

DISTRIBUCIÓN 36,250 32,971 28,444 28,203 30,006 30,764 29,319 27,181

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 7,764 5,845 1,112 104 3,568 4,015 2,802 1,071

19 Programa de Subtransmisión 7,764 5,845 1,112 104 3,568 4,015 2,802 1,071


20 Programa de Subtransmisión 3,862 2,353 2,406 3,013 1,189 1,337 934 358

21 Programa de Distribución 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364

22 Programa de Distribución Área Central 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914

23 Modernización de Distribución 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966

24 Modernización de Distribución Área Central 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508

MANTENIMIENTO 20,865 13,539 11,483 11,656 14,353 15,583 15,583 15,583

25 Centrales generadoras de CFE 19,252 12,146 10,481 11,619 14,353 15,583 15,583 15,583

26 Conversión dual de centrales térmicas 1,613 1,394 1,003 38

TOTAL 101,358 131,386 136,396 116,576 122,562 131,299 134,481 126,504

CONCEPTO 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021


7-4

Programa de inversiones 2022—2028 1,2/


…Continuación


2/ Comprende inversiones para el servicio público y para los servicios de transmisión y distribución prestados a los permisionarios

Cuadro 7.2b

GENERACIÓN 90,813 109,759 127,490 133,968 127,511 56,898 12,193 1,173,329

PRODUCCIÓN INDEPENDIENTE DE ENERGÍA 27,283 19,011 24,870 27,011 23,163 18,988 6,028 355,188


2 Eólicas 7,272 3,975 3,975 3,975 3,975 3,963 2,198 95,401

3 Solares 2,940 2,940 2,940 2,940 2,940 2,931 1,461 39,530


4 Hidroeléctricas 3,647 3,250 3,477 3,898 2,945 1,293 327 57,301

5 Geotermoeléctricas 339 226 339 226 339 212 6,212

6 Ciclos Combinados 6,557 17,270 4,407 122,347

7 Unidades de Combustión Interna 335 16 3,935

8 Nueva Generación Limpia 49,340 69,173 93,608 100,976 100,717 36,244 5,762 559,596

9 Turbogás 2,539 0 1,181 8,153

10 Solares 146

11 Rehabilitaciones y Modernizaciones 22,379

OBRA PRESUPUESTAL 771 813 788 676 348 162 76 38,073

12 Hidroeléctricas 565 555 515 586 338 112 26 22,705

13 Rehabilitaciones y Modernizaciones 206 258 273 90 10 50 50 15,368

TRANSMISIÓN 17,775 18,309 20,823 20,470 16,689 16,428 16,452 251,026




15 Programa de Transmisión 2,135 2,114 2,551 2,233 1,186 939 676 30,319

16 Modernización de Transmisión (S T y T) 7,310 7,913 8,572 9,298 9,711 10,307 11,002 107,927

17 Modernización de sistemas (CENACE) 462 356 336 381 296 306 546 5,549

18 Modernización Área Central 1,462 1,583 1,714 1,860 1,942 2,061 2,200 21,585

DISTRIBUCIÓN 26,604 26,875 27,316 27,652 27,747 27,653 27,651 434,636

OBRA PÚBLICA FINANCIADA 505 574 771 886 818 608 464 30,907

19 Programa de Subtransmisión 505 574 771 886 818 608 464 30,907


20 Programa de Subtransmisión 169 192 257 296 273 203 155 16,997

21 Programa de Distribución 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586

22 Programa de Distribución Área Central 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818

23 Modernización de Distribución 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596

24 Modernización de Distribución Área Central 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732

MANTENIMIENTO 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 227,726

25 Centrales generadoras de CFE 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 15,583 223,680

26 Conversión dual de centrales térmicas 4,046

TOTAL 150,775 170,526 191,212 197,673 187,530 116,562 71,879 2,086,717

CONCEPTO 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028TOTAL

2014-2028


7-5

Inversiones en generación

Las inversiones en generación del cuadro 7.2 se clasifican en tres rubros: Producción

Independiente de Energía (PIE), conceptos 1, 2 y 3; Obra Pública Financiada (OPF), rubros 4 al

11; y Obra Presupuestal (OP), conceptos 12 y 13.

En la modalidad de PIE se consideran únicamente las centrales ya aprobadas con este esquema

de financiamiento.

En la modalidad OPF se incluyen las inversiones aprobadas con este esquema, así como las

correspondientes a nuevas centrales hidroeléctricas, geotermoeléctricas, ciclos combinados,

unidades de combustión interna, nueva generación limpia, turbogás, solar, rehabilitaciones y

modernizaciones.

En la categoría de nueva generación limpia se incluyen plantas carboeléctricas con captura y

secuestro de CO2, nucleoeléctricas y las renovables.

Las inversiones por modalidad de financiamiento para la rehabilitación y modernización de

centrales generadoras y su mantenimiento se presentan en el cuadro 7.3. El total de los montos

de OP y OPF corresponden a los conceptos 13 y 11 del cuadro 7.2, lo cual se indica entre paréntesis

después de cada concepto.

Programa de inversiones de rehabilitación y modernización de centrales generadoras


Cuadro 7.3

2014 2015 2016 2017 2018 2019-2028 Total

Obra presupuestal (13)

Modernización de centrales

hidroeléctricas815 463 475 432 110 1,417 3,712

Modernización de centrales

térmicas1,222 330 1,552

C.T. Tula unidad 5 767 1,271 1,460 515 4,013

Mantenimiento y estudios de

centrales eólicas121 74 195

Mantenimiento y estudios de

centrales geotérmicas1,109 410 327 1,846

Perforación de pozos en

Cerro Prieto899 945 1,275 3,119

Otros 485 368 43 30 5 931

Subtotal 5,418 3,861 3,580 977 115 1,417 15,368

Obra pública financiada (11)

CCC Poza Rica 36 36

CCC El Sauz Paquete 1 57 57

CT Altamira Unidades 1 y 2 1,248 1,249 1,244 151 3,892

CT José López Portillo 708 708 635 309 50 2,410

CCC Tula Paquetes 1 y 2 34 1,685 1,687 436 3,842

CH Temascal Unidades 1 a 4 43 119 110 34 306

Otros 2,776 3,670 2,921 1,570 597 302 11,836

Subtotal 4,902 7,431 6,597 2,500 647 302 22,379

Total 10,320 11,292 10,177 3,477 762 1,719 37,747


7-6

Inversiones en transmisión

El total en proyectos OPF y OP del programa de transmisión corresponde a los montos indicados

en los conceptos 14 y 15 del cuadro 7.2.

Para el programa de subtransmisión las inversiones en las dos modalidades de financiamiento

corresponden a los rubros 19 y 20 del mismo cuadro.

A su vez el cuadro 7.4 presenta las inversiones en líneas, subestaciones y equipos de

compensación reactiva por modalidad de financiamiento para transmisión y subtransmisión. El

total en cada variante corresponde a la suma de inversiones en los conceptos 14 y 19 para OPF y

los rubros 15 y 20 para OP del cuadro 7.2.

Inversiones en líneas, subestaciones y compensación por modalidad de financiamiento 1/


1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013

Cuadro 7.4

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Líneas

Obra Presupuestal 1,345 1,275 3,436 3,299 1,158 1,218 888 830

Obra Pública Financiada 3,287 5,359 5,588 3,295 3,472 3,657 2,665 2,491

Total 4,632 6,634 9,024 6,594 4,630 4,875 3,553 3,321

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Líneas

Obra Presupuestal 1,127 1,068 1,637 1,527 797 590 368 20,563


Total 4,509 4,271 6,547 6,107 3,185 2,359 1,474 71,715

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Subestaciones

Obra Presupuestal 3,517 2,152 2,625 4,020 1,672 1,988 1,976 920


Total 12,435 9,648 6,928 6,190 6,685 7,953 7,903 3,678

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Subestaciones

Obra Presupuestal 1,081 1,105 938 773 613 532 435 24,347


Total 4,325 4,420 3,751 3,089 2,452 2,125 1,739 83,321

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Compensación

Obra Presupuestal 160 141 360 521 137 89 101 111

Obra Pública Financiada 480 900 1,055 315 410 268 305 333

Total 640 1,041 1,415 836 547 357 406 444

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Compensación

Obra Presupuestal 95 133 232 229 49 21 28 2,407

Obra Pública Financiada 285 399 697 688 145 62 84 6,426

Total 380 532 929 917 194 83 112 8,833


7-7

La inversión en infraestructura clasificada por niveles de tensión se presenta en el cuadro 7.5. El

monto total de la inversión en todos estos niveles corresponde a la suma de los rubros 14, 15, 19

y 20 del cuadro 7.2. Inversiones por nivel de tensión 1/


1/ Costos basados en el COPAR de Transmisión y Transformación 2013

Cuadro 7.5

El cuadro 7.6 muestra y detalla el programa de modernización de la infraestructura de transmisión,

que se presenta en el rubro 16 del cuadro 7.2.

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Líneas

400 kV 1,308 4,355 5,889 3,895 2,017 2,731 1,723 1,590

230 kV 459 513 2,139 1,333 754 656 952 1,039

161 -69 kV 2,865 1,766 996 1,366 1,859 1,488 878 692

Total 4,632 6,634 9,024 6,594 4,630 4,875 3,553 3,321

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Líneas

400 kV 3,258 2,767 5,184 5,042 2,784 1,595 1,078 45,216

230 kV 822 1,071 757 543 171 649 236 12,094

161 -69 kV 429 433 606 522 230 115 160 14,405

Total 4,509 4,271 6,547 6,107 3,185 2,359 1,474 71,715

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Subestaciones

400 kV 1,035 1,854 2,728 1,751 1,521 1,655 1,226 700

230 kV 2,789 1,082 1,098 1,583 1,637 1,548 1,362 1,326

161 -69 kV 8,611 6,712 3,102 2,856 3,527 4,750 5,315 1,652

Total 12,435 9,648 6,928 6,190 6,685 7,953 7,903 3,678

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Subestaciones

400 kV 1,711 2,076 1,720 1,499 1,040 705 608 21,829

230 kV 1,630 1,562 1,073 636 445 506 469 18,746

161 -69 kV 984 782 958 954 967 914 662 42,746

Total 4,325 4,420 3,751 3,089 2,452 2,125 1,739 83,321

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

Compensación

400 kV 169 437 784 401 273 125 158 257

230 kV 222 355 324 75

161 -69 kV 249 249 307 360 274 232 248 187

Total 640 1,041 1,415 836 547 357 406 444

2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Compensación

400 kV 189 283 703 875 189 73 56 4,972

230 kV 4 17 24 19 1,040

161 -69 kV 191 245 209 18 5 9 38 2,821

Total 380 532 929 917 194 82 113 8,833


7-8

Programa de inversiones de transmisión


F.O. “fibra óptica” Cuadro 7.6

En el cuadro 7.7 se detalla el programa de inversiones del CENACE, el cual se presenta en el rubro

17 del cuadro 7.2.

Programa de inversiones del CENACE


Cuadro 7.7

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Modernización de

subestaciones2,311 1,634 1,797 1,977 2,175 2,392 2,632 2,895 3,184 3,503 3,853 4,238 4,450 4,761 5,128 46,930

Modernización de

Líneas1,056 1,043 1,148 1,262 1,388 1,527 1,680 1,848 2,033 2,236 2,461 2,708 2,843 3,042 3,277 29,552

Infraestructura de

acceso a Red

Nacional de F.O.

1,589 1,207 1,219 1,231 1,244 1,256 1,269 1,281 1,294 1,307 1,320 1,333 1,347 1,360 1,373 19,630

Equipo operativo y

herramental203 124 137 150 165 182 200 220 241 266 292 322 338 361 389 3,590

Mobiliario y equipo

de oficina70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 79 81 1,074

Equipo de

transporte70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 74 79 81 1,074

Equipo Diverso 107 106 115 128 142 156 171 187 206 227 249 274 288 308 332 2,996

Equipo de Maniobra 75 75 83 91 101 111 121 133 146 161 177 195 205 219 236 2,129

Equipo de

Laboratorio30 34 37 41 45 49 54 60 66 73 80 88 92 98 105 952

Total 5,511 4,363 4,676 5,020 5,400 5,813 6,267 6,764 7,310 7,913 8,572 9,298 9,711 10,307 11,002 107,927

Proyectos 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Mobiliario 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 21 21 21 273

Vehículos 13 13 13 17 17 17 19 19 19 21 21 21 21 21 21 273

Construcción de

nuevos centros47 48 49 49 56 56 59 59 62 64 64 64 64 64 64 869

Ampliación de centros

de control32 35 35 35 37 38 40 40 42 45 45 45 45 45 45 604

Modernización y

equipo para el CENAL

y áreas de Control

50 50 60 60 80 65 80 70 80 70 100 90 50 50 100 1,055

Sistemas de Tiempo

Real80 200 200 20 40 60 60 200 200 40 40 50 50 50 200 1,490

Programa de equipo

de computo para

seguridad informática

70 20 20 20 20 70 20 20 20 70 20 20 20 30 70 510

Programa de equipo

de comunicaciones 50 10 20 60 20 20 20 60 20 25 25 70 25 25 25 475

Total recursos

presupuestales355 389 410 278 287 343 317 487 462 356 336 381 296 306 546 5,549


7-9

Inversiones en distribución

El programa de inversión para distribución se muestra en el cuadro 7.8, el cual detalla la

información de redes y su modernización. Los subtotales corresponden a los conceptos 21 y 23

del cuadro 7.2. Estas inversiones excluyen lo correspondiente a las Divisiones del Área Central

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución


Cuadro 7.8

La clasificación de la inversión en redes de distribución y su modernización por División de

Distribución se detalla en el cuadro 7.9.

Redes de

distribución2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Construcción y

ampliación de líneas678 682 687 691 695 700 705 709 714 719 724 729 734 739 745 10,651

Construcción y

ampliación de

subestaciones

551 555 558 562 565 569 573 577 581 585 589 593 597 601 605 8,661

Ampliación de redes 2,091 2,104 2,117 2,130 2,144 2,158 2,172 2,186 2,202 2,217 2,232 2,248 2,263 2,279 2,295 32,838

Adquisición de

transporte436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 478 6,845

Adquisición de

equipo de cómputo

y comunicaciones

366 368 371 373 375 378 380 383 385 388 391 394 396 399 402 5,749

Adquisición de

equipo y muebles114 115 116 117 117 118 119 120 120 121 122 123 124 125 126 1,797

Adquisición de

herramientas y

equipo de

laboratorio

214 215 217 218 219 221 222 224 225 227 228 230 232 233 235 3,360

Adquisición de

acometidas y

medidores

2,084 2,095 2,105 2,122 2,137 2,148 2,163 2,178 2,194 2,208 2,224 2,238 2,255 2,271 2,286 32,708

Construcción y

rehabilitación de

centros de atención

508 511 514 517 521 524 528 531 535 539 542 546 550 554 557 7,977

Subtotal 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586

Modernización de distribución

Subestaciones 1,129 1,136 1,143 1,150 1,157 1,165 1,173 1,180 1,189 1,197 1,205 1,214 1,222 1,231 1,239 17,730

Líneas 2,013 2,025 2,038 2,051 2,064 2,077 2,091 2,105 2,120 2,134 2,149 2,164 2,179 2,194 2,210 31,614

Redes 2,190 2,203 2,215 2,229 2,247 2,259 2,274 2,293 2,307 2,320 2,338 2,353 2,370 2,385 2,404 34,387

Equipo de

transporte406 408 411 414 416 419 422 424 427 430 433 436 439 442 446 6,373

Herramientas y

equipo de

laboratorio

242 244 245 247 248 250 252 253 255 257 259 260 262 264 266 3,804

Equipo de oficinas y

muebles45 45 46 46 46 47 47 47 47 48 48 48 49 49 50 708

Equipo de cómputo

y comunicaciones171 172 174 175 176 177 178 179 180 182 183 184 186 187 188 2,692

Edificios 464 467 470 473 476 479 482 485 489 492 495 499 502 506 509 7,288

Subtotal 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596

Total 13,702 13,783 13,868 13,959 14,050 14,139 14,234 14,330 14,429 14,526 14,627 14,728 14,832 14,934 15,041 215,182


7-10

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución


1/ Incluye: Construcciones y ampliaciones de subestaciones, líneas y redes; construcción y rehabilitación de centros de atención; adquisición de herramientas y

equipos de laboratorio, equipos de cómputo y comunicaciones, equipos de oficina y muebles, equipos de transporte, materiales para la reducción de pérdidas

no-técnicas y acometidas y medidores. 2/ En subestaciones, líneas y redes.

Cuadro 7.9

El cuadro 7.10 muestra el programa de inversión para distribución en el área Central, detalla la

información de redes y su modernización, que corresponden a los conceptos 22 y 24 del cuadro

7.2.

Redes 1/

División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Baja California 424 426 429 432 435 437 440 443 446 449 452 456 459 462 465 6,655

Noroeste 624 628 632 636 640 644 649 653 658 662 667 671 676 681 686 9,807

Norte 833 838 843 849 854 859 865 871 877 883 889 895 902 908 914 13,080

Golfo Norte 676 680 684 689 693 698 702 707 712 717 722 727 732 737 742 10,618

Centro Occidente 284 285 287 289 291 293 295 297 299 301 303 305 307 309 311 4,456

Centro Sur 436 439 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 478 6,846

Oriente 497 500 503 506 510 513 516 520 523 527 531 534 538 542 546 7,806

Sureste 574 577 581 584 588 592 596 600 604 608 612 617 621 625 630 9,009

Bajío 792 796 801 806 812 817 822 828 834 839 845 851 857 863 869 12,432

Golfo Centro 409 412 414 417 419 422 425 428 431 434 437 440 443 446 449 6,426

Centro Oriente 382 384 386 389 391 394 397 399 402 405 407 410 413 416 419 5,994

Peninsular 449 452 455 458 461 464 467 470 473 477 480 483 486 490 493 7,058

Jalisco 662 666 670 675 679 683 688 692 697 702 707 712 717 722 727 10,399

Subtotal 7,042 7,083 7,126 7,174 7,220 7,266 7,315 7,364 7,415 7,466 7,517 7,570 7,623 7,676 7,729 110,586

Modernización 2/

División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Baja California 401 403 406 408 411 414 416 419 422 425 428 431 434 437 440 6,295

Noroeste 591 594 598 602 606 610 614 618 622 626 631 635 639 644 648 9,278

Norte 788 793 798 803 808 813 818 824 830 835 841 847 853 859 865 12,375

Golfo Norte 639 643 647 651 656 660 664 669 673 678 683 687 692 697 702 10,041

Centro Occidente 268 270 272 273 275 277 279 281 283 284 286 288 290 292 294 4,212

Centro Sur 412 415 417 420 423 425 428 431 434 437 440 443 446 449 453 6,473

Oriente 470 473 476 479 482 485 488 492 495 498 502 505 509 512 516 7,382

Sureste 543 546 549 553 556 560 564 567 571 575 579 583 587 591 596 8,520

Bajío 749 753 758 763 768 773 778 783 789 794 799 805 811 816 822 11,761

Golfo Centro 387 389 392 394 397 399 402 405 407 410 413 416 419 422 425 6,077

Centro Oriente 361 363 365 368 370 372 375 377 380 383 385 388 391 393 396 5,667

Peninsular 425 428 430 433 436 439 442 445 448 451 454 457 460 463 467 6,678

Jalisco 626 630 634 638 642 646 651 655 660 664 669 673 678 683 688 9,837

Subtotal 6,660 6,700 6,742 6,785 6,830 6,873 6,919 6,966 7,014 7,060 7,110 7,158 7,209 7,258 7,312 104,596

Total 13,702 13,783 13,868 13,959 14,050 14,139 14,234 14,330 14,429 14,526 14,627 14,728 14,832 14,934 15,041 215,182


7-11

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución, área Central


Cuadro 7.10

Finalmente para el área Central, el cuadro 7.11 detalla la clasificación de la inversión en redes de

distribución y su modernización por división.

Redes de

distribución2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Construcción y

ampliación de líneas436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 468 472 475 478 6,844

Construcción y

ampliación de

subestaciones

413 415 418 420 423 426 429 431 435 438 441 444 447 450 453 6,483

Ampliación de redes 2,651 2,667 2,684 2,701 2,718 2,736 2,755 2,772 2,792 2,811 2,830 2,850 2,870 2,890 2,910 41,637

Adquisición de

transporte343 345 348 350 352 354 357 359 362 364 366 369 372 374 377 5,392

Adquisición de

equipo de cómputo

y comunicaciones

270 271 273 275 276 278 280 282 284 286 288 290 292 294 296 4,235

Adquisición de

equipo y muebles75 75 75 76 76 77 77 78 78 79 80 80 81 81 82 1,170

Adquisición de

herramientas y

equipo de

laboratorio

182 183 184 185 186 187 189 190 191 193 194 195 197 198 199 2,853

Adquisición de

acometidas y

medidores

956 965 970 973 982 988 994 1,002 1,006 1,016 1,021 1,029 1,034 1,044 1,051 15,031

Construcción y

rehabilitación de

centros de atención

329 331 333 336 338 340 342 344 347 349 352 354 357 359 362 5,173

Subtotal 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818

Modernización de distribución, área Central

Subestaciones 893 898 904 910 915 921 928 934 940 947 953 960 967 973 980 14,023

Líneas 1,592 1,602 1,612 1,622 1,632 1,643 1,654 1,665 1,677 1,688 1,700 1,712 1,724 1,736 1,748 25,007

Redes 1,730 1,743 1,753 1,765 1,777 1,787 1,799 1,810 1,823 1,836 1,848 1,860 1,873 1,888 1,902 27,194

Equipo de

transporte321 323 325 327 329 332 334 336 338 340 343 345 348 350 352 5,043

Herramientas y

equipo de

laboratorio

192 193 194 195 196 198 199 200 202 203 205 207 207 209 210 3,010

Equipo de oficinas y

muebles36 36 36 36 37 37 37 37 38 38 38 38 39 39 39 561

Equipo de cómputo

y comunicaciones136 136 137 138 139 140 141 142 143 144 145 146 147 148 149 2,131

Edificios 367 369 371 374 376 379 381 384 386 389 392 395 397 400 403 5,763

Subtotal 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732

Total 10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991 171,550


7-12

Programa de inversión presupuestal en redes de distribución por división del área Central


Cuadro 7.11

Redes

División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Valle de México Norte 1,725 1,736 1,747 1,758 1,769 1,781 1,793 1,805 1,817 1,830 1,842 1,855 1,868 1,881 1,894 27,101

Valle de México Centro 1,954 1,966 1,978 1,990 2,003 2,016 2,030 2,043 2,057 2,072 2,086 2,100 2,115 2,130 2,145 30,685

Valle de México Sur 1,313 1,321 1,330 1,338 1,347 1,355 1,365 1,373 1,383 1,393 1,402 1,412 1,422 1,432 1,442 20,628

Centro Sur 198 199 200 201 203 204 205 207 208 210 211 212 214 215 217 3,104

Centro Oriente 465 468 471 473 476 480 483 486 489 493 496 500 503 507 510 7,300

Total 5,655 5,690 5,726 5,760 5,798 5,836 5,876 5,914 5,954 5,998 6,037 6,079 6,122 6,165 6,208 88,818

Modernización

División 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 Total

Valle de México Norte 1,607 1,617 1,627 1,638 1,648 1,659 1,670 1,681 1,693 1,704 1,716 1,728 1,740 1,752 1,765 25,245

Valle de México Centro 1,820 1,831 1,842 1,854 1,866 1,878 1,891 1,903 1,916 1,930 1,943 1,957 1,970 1,984 1,998 28,583

Valle de México Sur 1,223 1,231 1,239 1,246 1,254 1,263 1,271 1,279 1,288 1,297 1,306 1,315 1,324 1,334 1,343 19,213

Centro Sur 184 185 186 188 189 190 191 192 194 195 197 198 199 201 202 2,891

Centro Oriente 433 436 438 441 444 447 450 453 456 459 462 465 469 472 475 6,800

Subtotal 5,267 5,300 5,332 5,367 5,401 5,437 5,473 5,508 5,547 5,585 5,624 5,663 5,702 5,743 5,783 82,732

Total 10,922 10,990 11,058 11,127 11,199 11,273 11,349 11,422 11,501 11,583 11,661 11,742 11,824 11,908 11,991 171,550


A-1

ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL

SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

A.1 Antecedentes

El cuadro A.1 muestra la composición de la capacidad efectiva de generación en el Sistema

Interconectado Nacional en función del número de centrales y unidades generadoras.

Composición de la capacidad efectiva en el Sistema Interconectado Nacional

al 31 de diciembre de 2012 (servicio público)

1/ No se incluye La Yesca

2/ Incluye nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica

Cuadro A.1

El grupo de generación con capacidad de regulación representa el 80.0% del total hidroeléctrico

en operación y está integrado por 11 Grandes Centrales Hidroeléctricas (GCH):

Angostura, Chicoasén, Malpaso y Peñitas; en el río Grijalva

Caracol, Infiernillo y Villita; en el río Balsas

Temascal; en donde se unen los afluentes Tonto y Santo Domingo del río

Papaloapan

El Cajón y Aguamilpa; en el río Santiago

Zimapán; en el río Moctezuma.

El vaso de Angostura permite hacer desplazamientos interanuales de su agua almacenada, lo

cual contribuye a una operación más económica y confiable del SIN en el largo plazo.

Aun cuando la generación de Chicoasén, Peñitas y Villita es controlada casi en su totalidad por

las centrales aguas arriba, el resto de las GCH son hidroeléctricas de regulación anual. Sus

características se indican en los cuadros A.2a y A.2b.

MW %

11,544 23.1

9,236 18.5

2,308 4.6

2,439 4.9

36,027 72.0

50,009 100.0

Capacidad

470

Hidroeléctrica 79 217

168

10

Tipo de generaciónNúmero de

centrales

Número de

unidades

Con regulación 1/

Sin regulación

11

68

49

Total 190 993

"Otras con generación limpia" 2/

Termoeléctrica 101 306


A-2

Capacidades, aportaciones tipo medio e índices de regulación de las Grandes Centrales

Hidroeléctricas

1/ Al integrar los almacenamientos de las presas Cerro de Oro y Temascal 2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)

3/ Al integrar las aportaciones de los afluentes Tonto y Santo Domingo, en el río Papaloapan

4/ Con la estadística de aportaciones disponible 1980 — 2012 (33 años)

5/ Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones

tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2a

1/ Entrará en operación a finales de 2013. Sus aportaciones incluyen las de Santa Rosa

2/ Cuenca propia, con las aportaciones del periodo 1952 — 2012 (61 años)

3/ Índice de Regulación Hidrológica. Resulta de dividir el volumen útil de la hidroeléctrica en cuestión, entre las aportaciones

tipo año medio de toda su cuenca

Cuadro A.2b

Desembocadura

Río

Tonto y

Santo

Domingo

Moctezuma

Central Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal Zimapán

Unidades y

capacidades

(MW)

5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 1052 x 100

4 x 38.52 x 146

Capacidad

(MW)900 2,400 1,080 420 354 292

Volumen útil

máximo

(MMm3)

13,170 216 9,317 130 8,828 1/ 699

Capacidad del

embalse

respecto al de

Angostura (%)

100.00 1.64 70.75 0.99 67.03 5.31

Aportaciones

anuales

promedio 2 /

(Mm3)

10,166 2,261 5,560 3,668 15,036 3/ 816 4/

IRH 5 / (%) 129.55 1.74 51.80 0.60 58.72 85.61

Golfo de México

Grijalva

Desembocadura

Río

Central Caracol Infiernillo Villita La Yesca 1/ El Cajón Aguamilpa

Unidades y

capacidades

(MW)

3 x 2004 x 200

2 x 180

2 x 80

2 x 702 x 375 2 x 375 3 x 320

Capacidad

(MW)600 1,160 300 750 750 960

Volumen útil

máximo

(MMm3)

768 6,054 221 1,392 1,335 2,629

Capacidad del

embalse

respecto al de

Angostura (%)

5.83 45.97 1.68 10.57 10.14 19.96

Aportaciones

anuales

promedio 2 /

(Mm3)

5,096 9,767 0 3,610 160 2,462

IRH 3 / (%) 15.07 40.73 1.49 38.56 35.42 42.19

Océano Pacífico

Balsas Santiago


A-3

Las hidroeléctricas del segundo grupo en el cuadro A.1 (68 en total), llamadas también

hidroeléctricas menores o sin regulación (CHm), generan en periodos cortos —semanales o

diarios— las aportaciones que reciben con el propósito de minimizar derrames. Para fines de

planificación se modelan como centrales con generación fija expresada en GWh/mes.

El cuadro A.3 muestra la distribución histórica de la generación durante los últimos diez años.

Las hidroeléctricas se clasifican en función del tipo de regulación.

Distribución histórica de la generación bruta en el Sistema Interconectado Nacional, 2003 — 2012

1/ Incluye área Noroeste en todo el periodo (la región Noroeste se integró al SIN en marzo de 2005)

2/ Incluye PIE

3/ Incluye generación nucleoeléctrica, geotermoeléctrica y eoloeléctrica

Cuadro A.3

A.2 Niveles recomendados de operación (NRO) en las Grandes

Centrales Hidroeléctricas (GCH)

Definen la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación, para

aumentar o reducir la producción cuando se esté por arriba o por debajo de dichos niveles.

Al seguir la estrategia, la producción de cada una de las GCH se maximiza.

En los cuadros A.4a y A.4b se presentan los NRO para cada una de las GCH, obtenidos al simular

su operación con la meta de maximizar su generación y con base en la estadística de aportaciones

hidráulicas de los 61 años disponibles en la muestra histórica 1952—2012. Para Angostura, la

única hidroeléctrica de regulación plurianual, se determinó una curva de niveles máximos que no

debiera ser rebasada a fin de maximizar la generación y minimizar la posibilidad de derrames.

Total GWh 19,753 25,076 27,611 30,305 27,042 38,892 26,445 36,738 35,796 31,317

% 10.3 12.8 13.4 14.3 12.4 17.7 11.9 16.0 14.6 12.7

Aportaciones

tiposeco seco seco medio medio húmedo seco húmedo medio seco

Con regulación GWh 15,428 19,812 21,066 24,004 19,961 31,026 19,823 29,109 29,698 26,059

Sin regulación 1/ GWh 4,325 5,265 6,546 6,301 7,081 7,866 6,622 7,630 6,098 5,258

GWh 11,644 10,831 12,550 12,728 12,451 11,896 12,572 7,906 12,129 11,954

% 6.1 5.5 6.1 6.0 5.7 5.4 5.7 3.5 4.9 4.8

GWh 160,237 160,246 165,768 169,100 179,331 169,439 182,405 184,276 197,241 204,186

% 83.6 81.7 80.5 79.7 82.0 76.9 82.4 80.5 80.5 82.5

GWh 191,634 196,153 205,929 212,133 218,824 220,227 221,422 228,921 245,166 247,457

% 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0Total

2006Tipo de generación 20052004Unidades 2003

Termoeléctrica 1/, 2/

"Otras con generación limpia" 2/, 3/

20122010

Hidroeléctrica

20092007 20112008


A-4

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH

1952 — 2012 (61 años)

1/ Al día primero de cada mes

2/ Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias 3/ Nivel de Aguas Máximas de Operación

4/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada

5/ Nivel de Aguas Mínimas de Operación

6/ Niveles impuestos por la Comisión Nacional del Agua (CNA) al primero de cada mes (msnm) 7/ Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace

8/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)

9/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes)

10/ Niveles que no deben de ser excedidos para maximizar la generación y minimizar el valor esperado de derrames

11/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años) 12/ Con la estadística de escurrimientos 1980 — 2012 (33 años)

Cuadro A.4a

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles críticos (msnm)

Volumen útil (Mm3) y energía almacenada (GWh)

32,360

18,273

Restricciones

6/ 7/ 10/ 7/ 11/ 6/ 7/

8/

11/ 7/

9/

11/ 6/ 7/ 11/ 7/ 12/

Enero 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.20 68 87.40 64.21 26 60.80 20 1,559.80

Febrero 20 533.00 58 392.50 144 180.40 61 87.40 23 59.50 20 1,559.30

Marzo 20 532.80 58 392.50 159 179.40 68 87.40 26 57.60 20 1,558.50

Abril 20 530.60 58 392.50 154 178.30 66 87.40 25 55.50 20 1,557.10

Mayo 20 527.70 58 392.50 159 177.30 68 87.40 26 53.20 20 1,554.60

Junio 524.50 20 524.40 58 392.50 178.00 154 176.00 66 87.40 52.21 25 49.10 20 1,551.30

Julio 524.50 20 524.30 58 392.50 176.00 159 173.20 68 87.40 52.21 26 49.60 20 1,547.60

Agosto 524.50 20 524.40 58 392.50 174.00 159 170.60 68 87.40 54.61 26 54.00 20 1,545.50

Septiembre 526.00 20 525.90 58 392.50 171.50 154 167.40 66 87.40 56.90 25 56.80 20 1,542.50

Octubre 530.00 20 529.30 58 392.50 176.18 159 173.20 68 87.40 61.21 26 60.70 20 1,549.40

Noviembre 20 533.00 58 392.50 182.00 154 182.00 66 87.40 62.21 25 62.20 20 1,560.00

Diciembre 20 533.00 58 392.50 182.00 159 181.70 68 87.40 64.21 26 61.80 20 1,559.90

Desembocadura Golfo de México

Río GrijalvaTonto y Santo

DomingoMoctezuma

Zimapán

Unidades y

capacidades5 x 180 8 x 300 6 x 180 4 x 105

(4 x 38.5) +

(2 x 100)2 x 146

Centrales Angostura Chicoasén Malpaso Peñitas Temascal

292

Name 2/ 539.50 395.00 188.00 95.50 68.50 1,563.00

Total 900 2,400 1,080 420 354

1,560.00

Nivel de diseño 4/ 522.00 388.33 169.67 86.60 59.07 1,546.67

Namo 3/ 533.00 392.50 182.50 87.40 66.50

1,520.00

Al Namo13,170 216 9,317 130 8,828 699

13,498 165

Namino 5/ 500.00 380.00 144.00 85.00 44.20

2,580 11 1,012 1,007

Mes


A-5

Niveles recomendados de operación (msnm) 1/ en las GCH

1952 — 2012 (61 años)

1/ Al día primero de cada mes

2/ Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias

3/ Nivel de Aguas Máximas de Operación

4/ A partir de éste, la capacidad de la hidroeléctrica no se degrada 5/ Nivel de Aguas Mínimas de Operación

6/ Niveles impuestos por la CNA al primero de cada mes (msnm)

7/ Generación mínima (GWh/mes), por requerimiento de los sistemas hidráulico y eléctrico, Cenace

8/ Para garantizar el cumplimiento de la restricción de la central aguas abajo (GWh/mes)

9/ Restricción aplicable a la central para mantener un nivel determinado aguas abajo (GWh/mes) 10/ Niveles recomendados de operación al primero de cada mes (msnm), determinados con la estadística de aportaciones 1952 — 2012 (61 años)

Cuadro A.4b

Se destaca que cada año aumenta el tamaño de la muestra de aportaciones, lo cual permite

revisar anualmente los niveles límite de operación de Angostura y los NRO de las otras

hidroeléctricas. Para su determinación, se considera a estas centrales aisladas del sistema

eléctrico; cualquier restricción adicional que se les impone, reduce sus generaciones y aumenta

sus costos de operación

Océano Pacífico

Capacidad efectiva instalada (MW)

Niveles críticos (msnm)

Volumen útil (Mm3) y energía almacenada (GWh)

12,399

6,054

Restricciones

7/ 10/ 6/ 7/

8/

10/ 7/

9/

10/ 10/ 10/ 7/ 10/

Enero 16 521.00 126 168.80 54 51.20 574.50 390.40 40 219.40

Febrero 14 521.00 113 168.50 48 51.20 575.00 391.00 36 219.70

Marzo 16 521.00 126 168.10 54 51.20 575.00 391.00 40 219.50

Abril 15 521.00 121 164.90 52 51.20 575.00 391.00 39 219.20

Mayo 16 521.00 126 158.80 54 51.20 575.00 391.00 40 218.60

Junio 15 521.00 152.25 121 151.20 52 51.20 572.20 389.00 39 217.70

Julio 16 520.70 150.00 126 146.90 54 51.20 564.30 383.50 40 215.40

Agosto 16 520.20 154.50 126 151.00 54 51.20 563.10 383.90 40 215.60

Septiembre 15 519.70 158.00 121 156.10 52 51.20 557.60 386.70 39 217.70

Octubre 16 519.40 165.00 126 164.00 54 51.20 568.60 389.80 40 220.00

Noviembre 15 521.00 121 169.00 52 51.20 575.00 391.00 39 220.00

Diciembre 16 521.00 126 169.00 54 51.20 574.70 390.50 40 219.70

Desembocadura

Río Balsas Santiago

Centrales Caracol Infiernillo Villita La Yesca El Cajón Aguamilpa

Unidades y

capacidades3 x 200 (4 x 200) + (2 x 180) (4 x 80) 2 x 375 2 x 375 3 x 320

960

Name 2/ 523.60 176.40 56.73 578.00 394.00 232.00

Total 600 1,160 320 750 750

220.00

Nivel de diseño 4/ 512.33 159.33 48.04 571.00 376.00 210.00

Namo 3/ 521.00 169.00 51.20 575.00 391.00

190.00

Al Namo768 6,054 221 1,392 1,335 2,629

469 1,983

Namino 5/ 495.00 140.00 41.73 518.00 346.00

20 1,647 1,016 919

Mes


A-6

A.3 Aportaciones hidráulicas

En el cuadro A.5 se indica la generación media para años tipo seco, medio y húmedo, la cual se

calcula, en el caso de las GCH, con base en las aportaciones históricas 1952 — 2012 y mediante

simulaciones considerando como referencia los NRO. Para las CHm, se considera su estadística

de generación en GWh.

Generación hidroeléctrica anual esperada (GWh) por tipo de año

Cuadro A.5

La clasificación de los años en tipo seco, medio y húmedo, es el resultado de ordenar la

generación anual de las centrales en función de una curva de densidad de probabilidad con

distribución log-normal. Se supone que la curva de aportaciones anuales sigue una distribución

de probabilidades Chi-cuadrada sesgada hacia el lado de los años secos.

Debe enfatizarse que aun cuando las aportaciones históricas se mantienen siempre iguales, los

NRO (y por tanto los consumos específicos) pueden variar con cada actualización, por lo cual los

límites de la clasificación de años típicos en general se ajustan cada año.

.

La gráfica A.1 presenta la magnitud anual de las aportaciones históricas 1952 — 2012 convertidas

a energía eléctrica para el parque hidroeléctrico actualmente en operación. Se enfatiza que para

las GCH se han calculado con base en los consumos específicos (m3/kWh) correspondientes a

sus NRO.

seco medio húmedo

Promedio 27,443 33,145 38,610

Diferencia de energía

respecto al año

tipo medio

-5,703 0 5,465


A-7

Conversión a energía eléctrica de las aportaciones anuales a las

centrales hidroeléctricas del sistema 1/

1/ Con y sin regulación. Incluye las hidroeléctricas del área Noroeste

Gráfica A.1

Los años tipo húmedo se acumulan principalmente durante los primeros registros de la muestra.

En contraste de 2001 a 2005 se presenta el único caso disponible donde concurrieron cinco años

secos consecutivos a nivel nacional.

La gráfica A.2 presenta los valores medios mensuales para años tipo, registrados durante los

61 años disponibles en la muestra.

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

GWh/AÑO

AÑO

Años tipo húmedoAños tipo medioAños tipo seco


A-8

Aportaciones mensuales típicas de cuenca propia a las Grandes Centrales Hidroeléctricas

1952 — 2012 (61 años)

Gráfica A.2

Destacan dos periodos característicos: lluvias (junio a noviembre, 6 meses) y estiaje (diciembre

a mayo, 6 meses). Aun cuando en noviembre la magnitud de las aportaciones es

comparativamente alta, respecto a las de diciembre—mayo, realmente el periodo de lluvias

abundantes termina en octubre. Las aportaciones de noviembre y diciembre generalmente son

consecuencia de las lluvias de los meses anteriores. De enero a mayo, las aportaciones son bajas

y prácticamente iguales cada mes —independientemente de si se trata de año tipo seco, medio

o húmedo—. Durante el periodo de lluvias el volumen de agua recibido es aleatorio, sin

correlación interanual.

A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída

En la gráfica A.3 se muestran las curvas de degradación para Angostura, Malpaso, Infiernillo,

Temascal, Aguamilpa y Zimapán en función del volumen útil (Mm3) asociado al nivel de operación

entre NAMO y NAMINO, y considerando el efecto en cascada.

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

MMm3/mes

Años tipo húmedo

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Años tipo medioAños tipo seco


A-9

Degradación en potencia por unidad de energía extraída (dp/dw) 1/,2/

1/ Considera el efecto en cascada 2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

3/ A partir del nivel de diseño, las centrales hidroeléctricas no se degradan

Gráfica A.3

Las centrales Zimapán, Temascal y Angostura son poco sensibles a su nivel de operación, lo que

no ocurre en las otras, especialmente Malpaso e Infiernillo.

Para garantizar una mayor economía, las GCH deben operarse a los niveles más altos posibles,

determinados por sus NRO. Ello con objeto de maximizar su generación esperada atendiendo las

restricciones impuestas por la Comisión Nacional del Agua y otras de tipo operativo.

A.5 Capacidad hidroeléctrica mensual disponible

El cuadro A.6 muestra la capacidad disponible de las GCH actualmente en operación al tomar en

cuenta el nivel y la degradación histórica: por falla, mantenimiento y causas ajenas

(9,986 MW, en 12 centrales y 51 unidades, incluyendo La Yesca).

Degradación en potencia

(MW/GWh)

Infiernillo

Temascal

Malpaso

Angostura

Volumen

(Mm3 )

Aguamilpa

Zimapán

0.0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1.0

NAMINO NAMONivel de diseño3/


A-10

Capacidad mensual disponible en las GCH (MW)

1/ Incluyendo La Yesca 2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas

3/ Referido al Nivel Recomendado de Operación (NRO), y en el caso de Angostura a sus niveles límite

Cuadro A.6

El cuadro A.7 presenta la capacidad disponible en el grupo de las CHm (sin capacidad de

regulación) al considerar la degradación histórica por falla, mantenimiento y causas ajenas

(1,367 MW, en 59 centrales, 149 unidades). Esta información excluye a las hidroeléctricas del

área Noroeste, cuyas extracciones (para generación) están condicionadas por la CNA, debido a

que las presas fueron construidas prioritariamente para fines de riego agrícola.

Capacidad mensual disponible en las hidroeléctricas menores 1/(MW)

1/ Excluye a las hidroeléctricas del área Noroeste 2/ Considera: falla, mantenimiento y causas ajenas

Cuadro A.7

Por ley, el agua de los embalses es administrada por la Comisión Nacional del Agua (CNA). CFE

es propietaria de las centrales eléctricas. La CNA cuenta con las atribuciones necesarias para

exigirle a CFE generación máxima, mínima o dejar de generar en cualquiera de sus centrales.

La experiencia histórica y los análisis que de ella se derivan permiten recomendar determinadas

capacidades hidroeléctricas mensuales durante la ocurrencia de las demandas máximas del SIN.

En el cuadro A.8 se indica la capacidad real disponible para el total del parque hidroeléctrico del

SIN (12,294 MW, en 80 centrales y 219 unidades, incluyendo La Yesca y las del Noroeste).

Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Capacidad instalada 1/ 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986 9,986

Indisponibilidad histórica 2/ 1,064 1,288 1,509 1,173 984 1,315 975 682 600 887 1,491 1,222

Indisponibilidad por nivel 3/ 0 8 27 55 156 295 297 227 112 7 0 0

Potencia disponible 8,922 8,690 8,450 8,759 8,845 8,376 8,714 9,077 9,274 9,092 8,495 8,764

Concepto Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Capacidad instalada 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367 1,367

Indisponibilidad histórica 2/ 246 303 395 387 403 282 220 233 234 269 332 280

Potencia disponible 1,120 1,064 972 980 963 1,085 1,146 1,133 1,132 1,098 1,035 1,086


A-11

Capacidad mensual hidroeléctrica disponible (MW)

1/ Incluyendo La Yesca 2/ Sin el área Noroeste

Cuadro A.8

A.6 Concepto de energía almacenada

Dado el almacenamiento útil en cada central hidroeléctrica medido en unidades de volumen de

agua, éste puede expresarse en términos de energía eléctrica (GWh) factible de generarse para

diferentes niveles de operación, como se indica en la gráfica A.4.

Energía almacenable en las grandes centrales hidroeléctricas 1/, 2/

1/ Considera el efecto en cascada

2/ Se supone que las hidroeléctricas aguas abajo se encuentran en el NAMO

Gráfica A.4

Angostura es sin duda la de mayor capacidad de almacenamiento, no sólo por los efectos de su

generación propia (con relativamente bajo consumo específico) sino porque un metro cúbico

extraído de ella, eventualmente produce electricidad también en Chicoasén, Malpaso y Peñitas.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Capacidad instalada 1/ 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294 12,294

Capacidad disponible

GCH 8,922 8,690 8,450 8,759 8,845 8,376 8,714 9,077 9,274 9,092 8,495 8,764

CHm 2/ 1,120 1,064 972 980 963 1,085 1,146 1,133 1,132 1,098 1,035 1,086

Área Noroeste (CHm) 428 425 420 281 200 176 152 287 399 431 541 469

Total 10,470 10,179 9,843 10,020 10,009 9,636 10,012 10,497 10,805 10,621 10,070 10,319

Volumen (Mm3)

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

0% 25% 50% 75% 100%

Energía almacenada

(GWh)

MalpasoInfiernillo

Temascal, Zimapán yAguamilpa

Angostura

NAMONAMINO


A-12

A.7 Evolución histórica de la energía almacenada

En la gráfica A.5 se muestra la evolución de la energía almacenada al día primero de cada mes

durante los últimos cinco años —de 2009 a 2013 (hasta el 1 de diciembre)—. Debe señalarse

que a partir de enero de 2013, en los valores de energía almacenada se incluye La Yesca.

Durante el periodo de lluvias de 2013 las aportaciones fueron excelentes. El almacenamiento

máximo anual registrado al 19 de diciembre fue de 22,105 GWh, gracias a los frentes fríos

registrados durante noviembre y diciembre.

Al 1 de diciembre de 2013, la energía disponible fue de 22,018 GWh; el cual al iniciar las lluvias

(junio), era el menor, pero al uno de diciembre el mayor de los cinco años.

Se recomienda mantener un alto almacenamiento en las GCH hasta mediados de febrero de 2014

—generando con diésel solo si es necesario durante los picos de la demanda—, ajustándose a los

NRO.

Evolución mensual de la energía almacenada en las GCH en los

últimos cinco años

Gráfica A.5

A.8 Expectativas futuras para la generación hidroeléctrica

Con el aumento de la demanda en el SIN —de acuerdo con el pronóstico del mercado eléctrico

(Capítulo 2), el SIN crecerá en energía necesaria (GWh) a una tmca de 3.78%— la generación

hidroeléctrica continuará reduciendo su participación en la generación total, incrementando

principalmente la generación termoeléctrica y de otras fuentes de generación limpia.

19,270

15,34115,341

19,65919,659

18,91918,919

12,211

12,446

0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000

12,000

14,000

16,000

18,000

20,000

22,000

24,000

GWh

2009

2010

2011

2012

2013

22,018

Al 1 dic 2013

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC


A-13

En estas condiciones resultará más sencillo mantener a las hidroeléctricas con regulación en

niveles cercanos a sus NRO. En el caso de Angostura, cada vez será más posible operarla en

niveles cercanos a los límites recomendados por criterios de seguridad. Por otra parte, la mayor

penetración de fuentes de generación intermitentes, particularmente las eólicas en la región de

Oaxaca, está afectando negativamente el régimen de operación de las hidroeléctricas del río

Grijalva. Esto se debe a que las hidroeléctricas tienen la habilidad de variar rápidamente su

régimen de carga, debido a lo cual suministran el servicio de respaldo de capacidad asociado a

la intermitencia de las eólicas.

Adicionalmente las políticas en materia ambiental favorecen el desarrollo de las hidroeléctricas.

A partir de 2014 entra en vigor un impuesto a las emisiones de carbono y se incorporan

externalidades ambientales en la elaboración del POISE, en la evaluación económica de los

proyectos de generación y en el despacho económico del sistema eléctrico. Estas medidas

incrementan los costos de las fuentes de generación basadas en combustibles fósiles al tiempo

que disminuyen los costos de las hidroeléctricas por sus externalidades positivas.

Es relevante reiterar que las hidroeléctricas con regulación, a diferencia de otras tecnologías,

operan sometidas a un conjunto de restricciones legales y de estrategia operativa del sistema

eléctrico. Se trata de restricciones de seguridad, del carácter no prioritario del agua para

generación eléctrica, de su creciente uso como respaldo de capacidad y de su habilidad para

responder antes fallas de elementos en el sistema eléctrico.

La operación de los sistemas eléctricos, independientemente de su estructura organizacional, son

operados con criterios de optimización económica. Por razones de seguridad y confiabilidad en el

suministro de energía el óptimo global no necesariamente coincide con el óptimo de cada central.

En un sistema hidrotérmico, como el de México, las hidroeléctricas con regulación, por su

versatilidad, son de las centrales que operan más alejadas de su óptimo local; estas

hidroeléctricas resultan estratégicas para garantizar la seguridad y confiabilidad del sistema en

su conjunto.

A.9 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas

La modernización de proyectos hidroeléctricos antiguos mejora su rentabilidad, Principalmente

debido al menor consumo específico de agua por unidad de energía generada en las turbinas

modernas.

En el grupo de las GCH, Villita ha incrementado la capacidad de sus cuatro unidades en 10 MW

cada una (al pasar de 70 MW a 80 MW), para un aumento total de 40 MW.

Infiernillo, aguas arriba de Villita, constaba de cuatro unidades de 160 MW y dos de 180 MW.

Cuatro nuevas turbinas de 200 MW cada una han remplazado a las de 160 MW, para un

incremento de 160 MW en total.

En resumen, gracias a estos trabajos de rehabilitación y modernización, en 2012 con la entrada

en operación de las dos últimas unidades de Villita, el conjunto Infiernillo—Villita aumentó su

capacidad en 200 MW al pasar de 1,280 MW a 1,480 MW. Así, para la misma agua que escurre

anualmente en el río Balsas, Infiernillo incrementará significativamente su generación no sólo

por el aumento normal de eficiencia del proceso, sino también por operar con niveles medios

más altos. Villita también mejorará su generación por el incremento de eficiencia.

De esta manera, el Sistema Hidroeléctrico Balsas reflejará más flexibilidad de operación, lo que

redundará en mayor seguridad y economía.

En cuanto a las hidroeléctricas menores, de 2002 a 2012 se rehabilitaron 10 centrales con

21 unidades, lo que significó un incremento de 77 MW y una generación adicional de 346 GWh.


A-14

Entre 2014 y 2015 se ha programado la modernización de 8 unidades en 3 centrales, con

5.6 MW adicionales.

De las centrales que operaba la extinta LyFC (15 centrales, 38 unidades, 288 MW), se prevé

someter a trabajos de renovación a 12 de ellas, con 31 unidades, esperándose obtener un

incremento de 80 MW en la capacidad instalada y generación adicional de 470 GWh/año.

En resumen, se estima que para 2015, cerca de 30% de la capacidad hidroeléctrica menor

actualmente en operación (2,308 MW) haya sido rehabilitada.

Debe señalarse que previo análisis técnico—económico, las inversiones en los proyectos de

rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas han mostrado alta rentabilidad y por

tanto es prioritaria su realización.


B-1

ANEXO B CONVERSIÓN DE CENTRALES TERMOELÉCTRICAS A DUALES

B.1 Introducción Debido al gran diferencial de precios entre el combustóleo y el gas natural, que prevalece en el

mercado de combustibles y que se estima permanecerá al menos en el corto y mediano plazos,

la CFE viene abordando acciones para incrementar la disponibilidad de gas natural.

Entre tales acciones destaca la construcción de varios gasoductos en diversas regiones del país,

los cuales permitirán la importación de gas natural desde los EUA.

CFE cuenta con un parque termoeléctrico convencional, que utiliza combustóleo, con capacidad

total de 11,698.6 MW, en 26 centrales, 87 unidades generadoras. El vapor mayor de dicho parque

(unidades entre 150 y 350 MW) está constituido por 16 centrales, 46 unidades y alcanza los

10,945.6 MW. La antigüedad promedio es de 29 años.

Debido a que se dispondrá de gas natural de manera gradual a partir de 2014 (iniciando en

Puerto Libertad), se realizaron estudios para determinar en cuáles centrales y unidades

generadoras del parque térmico convencional se justificaba económicamente su conversión a

combustión dual: que puedan utilizar combustóleo o gas natural.

B.2 Procedimiento utilizado

Inicialmente se consideraron todas las centrales termoeléctricas. La lista se depuró con base en

las fechas previstas para contar con acceso a gas natural. Las 10 centrales que se incluyeron en

el estudio fueron las que se indican en los cuadros B.1a y B.1b

Centrales termoeléctricas convencionales propuestas para conversión a duales

ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.

Mdd: Millones de dólares.

1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.

Cuadro B.1a


B-2

ERCM: Estación de medición, regulación y control para gas natural.

Mdd: Millones de dólares. 1/ PRC del documento: “Programa de proyectos para el PEF 2014”, vigente al momento del estudio.

Cuadro B.1b

Si bien, las unidades de la CT Tula y la U3 de la CT Rio Bravo ya utilizan una mezcla de

combustóleo y gas natural, se incluyeron en el ejercicio con el propósito de determinar la

justificación para adecuar tanto la central, como la instalación de suministro de gas natural.

B.2.1 Premisas y criterios aplicados

El estudio se realizó para el Sistema Interconectado Nacional, periodo 2014―2027. Debido a que

después de 2017 las unidades convertidas se despachan muy poco, sólo se reportan resultados

hasta ese año.

Se estudiaron dos casos, el primero (Base) consistió en simular la operación futura con el parque

generador, usando los combustibles como en la actualidad, i.e. las térmicas que ya usan una

mezcla o gas natural se mantuvieron igual. En el segundo caso las centrales seleccionadas se

representaron con gas natural.

Se empleó el pronóstico de demanda y energía del POISE 2014―2028 (ver gráfica B.1).

Se aplicó el escenario de precios de combustibles representado en la gráfica B.2.

Al momento de realizar el estudio de Conversión de Centrales Termoeléctricas a Duales, se utilizó

el PRC y Programa de Retiros del “Programa de proyectos para el PEF 2014”, por ser los que

estaban vigentes. Para el estudio mencionado, únicamente se modificaron en dichos programas

las fechas de entrada en operación comercial de Centro II (que cambió de 2016 a 2018) y la del

retiro del CC Dos Bocas (que pasó de 2013 a 2015).

Conviene aclarar que al tener un sistema eléctrico con alta dependencia de un combustible, en

este caso gas natural, es importante conservar unidades generadoras que puedan utilizar otro

energético. Por este motivo, se tiene previsto revisar las fechas de los retiros para las unidades

convertidas a duales, no con fines de incorporarlas en el despacho sino como reserva estratégica.

U11 350 24 ene-21nov-14 a dic-14 y

sep-16 a nov-1614.0

U12 350 24 mar-21ago-14 a sep-14 y

nov-15 a ene-1614.0

U1 350 27 abr-19 dic-14 a mar-15 14.0

U2 350 26 abr-20 oct-15 a dic-15 14.0

U1 330 37 mar-20 jun-15 a ago-15 13.4

U2 330 38 mar-21 mar-15 a may-15 13.4

U3 323 36 jun-14 a sep-14 13.4

U4 323 35 ago-15 a oct-15 13.4

U5 300 31 mar-21 ago-14 a oct-14 13.4

U1 350 22 nov-26 ene-16 a mar-16 54.0

U2 350 22 nov-27 ene-17 a mar-17 54.0

U3 350 19 jul-16 a sep-16 54.0

U4 350 19 feb-16 a abr-16 54.0

U5 350 17 ene-17 a mar-17 54.0

U6 350 17 oct-16 a dic-16 54.0

Fecha propuesta

de retiro

(PRC may-13) 1/

Periodo de

ejecución del

proyecto

0 324

0 28.0

20 48.0

Costo total

del

proyecto

(Mdd)

Costo de

gasoductos

y ERCM

(Mdd)

9Tula

(Francisco Pérez Ríos)

7

Manzanillo II

(Manuel Álvarez

Moreno)

8 Villa de Reyes

No Central Unid.Capacidad

(MW)

Disponibilidad del

gasoducto/ramal

55 122.0

10Tuxpan

(Adolfo López Mateos)

Antigüedad

a 2013

Costo para

conversión

a dual

(Mdd)

TAR Manzanillo

Torreón /Guadalajara

dic-16

Ramones Fase II

dic-15

Ramal hacia Tula y

Aguascalientes

dic-14

Sur de Texas/Tuxpan

ene-17


B-3

Sistema Interconectado Nacional (8 Áreas)

Pronóstico de demanda máxima coincidente 1/

Pronóstico de energía 1/

1/ No incluye autoabastecimiento local

Gráfica B.1

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Planeación

2013-2018

(Sep 2013)

242.3 241.9 251.8 268.2 273.1 274.5 281.3 288.7 294.1 299.5 313.7

200

225

250

275

300

325

TWh

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018

Planeación

2013-2018

(Sep 2013)35,277 35,618 37,284 39,025 39,749 40,575 42,187 43,805 45,336 46,862 48,383

30,000

35,000

40,000

45,000

50,000

MW


B-4

B.2.2 Diferencial de costos

Los precios de combustibles a mediados de 2015, representados en la gráfica B.2 tendrán costos

de 15.5, 20.5, y 55.5 dólares/Gcaloria, para el gas natural en Chihuahua y Hermosillo y el

combustóleo nacional respectivamente.

Escenario de precios de combustibles

Gráfica B.2

Lo anterior equivale a costos de producción, por concepto de combustible, muy diferentes entre

una unidad termoeléctrica convencional de 150 o 350 MW y un ciclo combinado de 450 MW,

como se observa en el cuadro B.2.

Costos de producción por combustible

Cuadro B.2

Dólares/ Gcal

0.0

10.0

20.0

30.0

40.0

50.0

60.0

Abr 2014 Oct Abr 2015 Oct Abr 2016 Oct Abr 2017 Oct

Gas importado en Chihuahua Gas en Hermosillo

GNL Tamazunchale Gas en Saltillo

Gas área Peninsular Gas en Bajío

GNL Manzanillo Comb. NACIONAL (promedio)

Carbón Petacalco (1.0%S cmc10% ) Importado Carbón Río Escondido (Nacional)

158 34.9 33.5 125.6 62.4

350 35.4 34.0 122.4 52.3

449 -- 49.3 -- 33.9

Villa de Reyes

Eficiencia

bruta

con Gas

Natural

(%)

CC Monterrey III

Costo de

Producción con

combustóleo

(Dólares/MWh)

Costo de

Producción con

gas natural

(Dólares/MWh)

Puerto Libertad

CentralCapacidad

(MW)

Eficiencia

bruta con

Combustóleo

(%)


B-5

Es importante destacar que en el alto costo de producción de las CT convencionales quemando

combustóleo también influye la menor eficiencia térmica. Ambos factores: el alto precio del

combustóleo y la baja eficiencia con que se quema, explican el enorme diferencial de costos entre

CT y CC para producir un MWh. Esto sin agregar un pago por la mayor cantidad de emisiones

que produciría la CT convencional.

B.3 Resumen y análisis de resultados

Del análisis comparativo de la operación del SIN, sin y con conversión a duales de las 10 centrales

propuestas, se obtuvieron beneficios por ahorros en costos de producción superiores a los costos

de inversión necesarios para dicha conversión, atribuibles al conjunto. Sin embargo, al hacer la

evaluación de cada central y unidad, se observa que el mayor despacho, y por ende los mayores

beneficios, ocurren en aquellas unidades que son convertidas más temprano. Por ejemplo, al

iniciar la CT Puerto Libertad operación con gas desde diciembre 2014, resulta despachada con

alto factor de planta como se muestra en la gráfica B.3.

Evolución mensual del factor de planta de la CT Puerto Libertad

Gráfica B.3

En cambio, las unidades cuyas fechas de conversión son posteriores a las programadas para la

puesta en operación de ciclos combinados nuevos, resultan con despachos muy bajos.

Las centrales cuyos resultados no cubren los requisitos de rentabilidad establecidos por la UI de

la SHCP son: CT Lerdo, CT Francisco Villa y CT Tuxpan.

La gráfica B.4 presenta la pobre participación de la CT Lerdo en el despacho de energía, los

primeros años debido al precio del combustóleo y a la indisponibilidad de gas natural y, de 2017

en adelante con disponibilidad del energético a bajo costo, pero compitiendo con centrales de

mayor eficiencia.

0

20

40

60

80

100

(%)

Pto. Libertad (combustóleo) Pto. Libertad (gas)


B-6

Evolución mensual del factor de planta de la CT Lerdo

Gráfica B.4

B.3.1 Beneficios

La evaluación de la conversión de ocho y la adecuación de dos de las centrales seleccionadas,

indica que siete de ellas son altamente rentables, destacando las de mayor beneficio: CT Villa de

Reyes, CT Tula, CT Puerto Libertad y CT Manzanillo II, como se observa en el cuadro B.3

Centrales termoeléctricas con beneficios

Cuadro B.3

0

20

40

60

80

100

(%)

Lerdo (combustóleo) Lerdo (gas)

Relación B/C 2.3 Relación B/C 3.9

VPN jun2013 25.1 VPN jun2013 58.8

CT Río Bravo CT Manzanillo II

TIR anual (%) 56 TIR anual (%) 124

Relación B/C 2.3 Relación B/C 8.5 Relación B/C

CT Mazatlán II, U3 CT Villa de Reyes CT Tula

7.7

272

VPN jun2013 22.6 VPN jun2013 250.0 VPN jun2013 627.0

TIR anual (%) 113 TIR anual (%) 535 TIR anual (%)

Relación B/C

210 203

4.8 2.0

TIR anual (%)

VPN jun2013

Relación B/C

CT Topolobampo IICT Puerto LibertadResumen de las 7 Centrales

Termoeléctricas con beneficios

TIR anual (%) TIR anual (%)

VPN jun2013

90

1,275.2 261.70 32.90

4.7

VPN jun2013

Relación B/C


B-7

B.3.2 Combustibles

En la estimación del consumo de combustibles, es necesario considerar las restricciones

ambientales que impone la normatividad para cada región del Sector eléctrico Nacional, en las

cuales se utilizan energéticos tipo fósil.

Un beneficio adicional es disminuir la utilización de combustibles fósiles más contaminantes; en

los cuadros B.4 y B.5 se muestra el incremento en el consumo de gas y las reducciones en los

requerimientos de combustóleo (sustanciales) y carbón (marginales) debido al impacto de las

conversiones.

Resumen consumo de gas Resumen consumo de combustóleo (Miles de pies cúbicos diarios) (Miles de barriles diarios)

Cuadro B.4

Resumen consumo de carbón (Miles de toneladas anuales)

Cuadro B.5

Base C/Gas Base C/Gas

2014 3,491.8 3,498.1 6.3 2014 109.9 109.1 -0.8

2015 3,573.3 3,821.9 248.7 2015 111.2 73.5 -37.7

2016 3,596.4 3,958.4 362.0 2016 96.2 41.2 -54.9

2017 3,551.4 3,871.5 320.1 2017 60.9 15.0 -45.9

Promedio 3,553.23 3,787.48 234.3 Promedio 94.6 59.7 -34.8

Dif.Caso

Año Dif. AñoCaso

Base C/Gas Base C/Gas

2014 15,648.2 15,651.2 3.0 2014 1,279.2 1,279.5 0.3

2015 15,836.1 15,854.7 18.6 2015 1,304.5 1,307.8 3.3

2016 15,428.4 15,428.4 0.0 2016 1,280.6 1,285.0 4.3

2017 14,374.4 13,951.6 -422.8 2017 1,198.3 1,199.9 1.6

Promedio 15,321.8 15,221.5 -100.3 Promedio 1,265.7 1,268.1 2.4

AñoCaso

Dif.AñoCaso

Dif.


B-8

B.4 Conclusiones

La rentabilidad económica de las siete conversiones a duales con beneficios es elevada:

VPN (2013) 1,275 millones de dólares, Tasa Interna de Rentabilidad 210% y relación

Beneficio/Costo 4.7

Se recomienda la ejecución de los siete proyectos rentables; es importante subrayar que

se trata de proyectos de “oportunidad”, cuya rentabilidad competirá en tiempo con la

ejecución de centrales de ciclo combinado nuevas ya autorizadas

La rentabilidad se obtendrá si se ejecutan los siete proyectos en tiempo y con calidad. Es

decir, cualquier atraso en la decisión y/o ejecución de las conversiones, se reflejará en

una reducción de los beneficios de las mismas.


C-1

ANEXO C 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.


Suministro a cargas de proyectos de autoabastecimiento localizadas en un sitio diferente al de la

central generadora, utilizando la red de transmisión del servicio público.

Capacidad

Potencia máxima de una unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico,

especificada por el fabricante o por el usuario, dependiendo del estado de los equipos.

Capacidad adicional comprometida

La disponible en los próximos años mediante fuentes de generación en proceso de construcción,

licitación o ya contratadas, así como de compras firmes de capacidad, incluyendo importaciones.

Capacidad adicional no-comprometida

La necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya construcción o licitación aún no se ha

iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su reglamento, estas adiciones de capacidad se cubrirán con

proyectos de producción independiente de energía o de CFE.

Capacidad adicional total

Suma de la capacidad comprometida y la no-comprometida.

Capacidad bruta

La efectiva de una unidad, central generadora o sistema de generación. Incluye la potencia

requerida para usos propios.

Capacidad de interconexión

Recursos de capacidad provenientes de otros sistemas eléctricos a través de los enlaces de

interconexión.

Capacidad de placa

La especificada bajo condiciones de diseño por el fabricante de la unidad generadora o dispositivo

eléctrico.

Capacidad de transmisión

Potencia máxima que se puede transmitir a través de una o un grupo de líneas, desde un nodo

emisor a otro receptor tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como: límite

térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.


C-2

Capacidad disponible

Igual a la efectiva del sistema menos la capacidad indisponible por mantenimiento, falla,

degradación y/o causas ajenas.

Capacidad efectiva

La potencia de la unidad determinada por las condiciones ambientales y el estado físico de las

instalaciones. Corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones

permanentes, debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman parte de la unidad.

Capacidad existente

La correspondiente a los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de generación y

compras de capacidad firme) en una fecha determinada.

Capacidad neta

Igual a la bruta de una unidad, central generadora o sistema eléctrico, menos la necesaria para

usos propios.

Capacidad retirada

La que se pondrá fuera de servicio, por terminación de la vida útil o económica de las

instalaciones o por vencimiento de contratos de compra de capacidad.

Capacidad termoeléctrica de base y semibase

Aquella que usualmente se despacha durante demandas bajas e intermedias de la curva de carga.

Capacidad termoeléctrica de punta

Aquella que usualmente se despacha solo durante las horas de mayor demanda en la curva de

carga.

Carga

La potencia requerida por dispositivos que consumen electricidad y se mide en unidades de

potencia eléctrica (kW, MW).

Cogeneración

Producción de electricidad conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria o

ambas.

Consumo

Energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público (CFE, la extinta

LyFC y PIE), proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, y la asociada a contratos de

importación.

Consumo bruto

El que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la

transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.

Curva de demanda horaria

Gráfica que muestra la variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo.

Curva de duración de carga

Se conforma con los valores de la curva de demanda horaria, ordenados de mayor a menor. Son

valores de demanda no secuenciales.


C-3

Curva de referencia

La curva resultante de demanda horaria o de duración de carga para un sistema eléctrico

interconectado en un intervalo, después de filtrar los valores de demanda atípicos causados por

efectos aleatorios (huracanes u otras situaciones meteorológicas extraordinarias, condiciones de

emergencia, efectos por falla en equipo eléctrico, etc.).

Nivel recomendado de operación

Define la estrategia óptima que se sugiere tomar como referencia en la operación de una central

hidroeléctrica. Al seguir los niveles recomendados, la producción de la central se maximiza.

Degradación

Reducción de la capacidad de una unidad como consecuencia del deterioro, la falla de

componentes o por cualquier otra condición limitante.

Demanda

Potencia en MW requerida para suministrar la energía eléctrica en un instante dado (demanda

instantánea).

Demanda base

Potencia mínima registrada en el sistema en un cierto período.

Demanda bruta

Potencia que debe ser generada y/o importada para satisfacer los requerimientos de los usuarios,

las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras.

Demanda integrada

Igual a la potencia media en un intervalo de tiempo (MWh/h).

Demanda integrada horaria

Demanda media en una hora (MWh/h).

Demanda interrumplible

El valor máximo de demanda que CFE podrá solicitar al usuario para que la desconecte, de

acuerdo con las condiciones estipuladas en la tarifa correspondiente. Este recurso de capacidad

de reserva es acordada mediante contratos entre los consumidores y CFE, y se aplica en caso

de requerirse, por salidas forzadas de elementos de generación o transmisión que afecten la

disponibilidad de capacidad necesaria para suministrar la demanda total.

Demanda máxima

El valor mayor de la demanda requerida en un periodo.

Demanda máxima bruta

El valor mayor de la demanda que debe ser generado y/o importado para satisfacer los

requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales

generadoras.

Demanda máxima coincidente

Suma de las demandas de las áreas de un sistema eléctrico interconectado, en el momento

cuando ocurre la demanda máxima del sistema.

Demanda máxima no coincidente

Suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico, sin considerar el tiempo

cuando se presentan. Es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.

Demanda media

Igual a la energía bruta en un período (MWh), dividida entre el número de horas del mismo

(MWh/h).


C-4

Demanda mínima

Potencia mínima registrada en el sistema eléctrico en un intervalo.

Demanda neta

Potencia que los generadores entregan a la red de transmisión para satisfacer las necesidades

de los consumidores. Es igual a la demanda bruta menos la carga de usos propios asociados a la

generación.

Disponibilidad

Porcentaje de tiempo en el cual una unidad generadora está disponible para dar servicio,

independientemente de requerirse o no su operación. Este índice se calcula restando a 100% el

valor de la indisponibilidad.

Energía almacenada

Energía potencial susceptible de convertirse en eléctrica en una central hidroeléctrica, en función

del volumen útil de agua almacenado y del consumo específico para la conversión de energía.

Energía bruta

La que debe suministrarse con el fin de abastecer los requerimientos de usuarios, pérdidas en la

transmisión y distribución, usos propios de las centrales y exportación.

Energía neta

La total entregada a la red. Se calcula sumando la generación neta de las centrales del sistema,

la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de

autoabastecedores y cogeneradores.

Factor de carga

La relación de las demandas media y máxima registradas en un intervalo. Se define también

como el consumo en el periodo, dividido entre la demanda máxima multiplicada por la duración

del periodo.

Factor de diversidad

Número superior a la unidad, que resulta al dividir la suma de las demandas máximas de las

diferentes áreas (o subsistemas) que componen un sistema eléctrico interconectado, entre su

demanda máxima coincidente.

Factor de planta

La relación entre la energía eléctrica producida por un generador o conjunto de generadores,

durante un intervalo de tiempo determinado, y la energía que habría sido producida si este

generador o conjunto de generadores hubiese funcionado durante el mismo intervalo a su

potencia máxima posible. Se expresa en porcentaje.

Fuente de energía primaria

Toda fuente de energía que se transforma en energía secundaria o en electricidad.

Generación bruta

La energía de las unidades o centrales eléctricas medida a la salida de los generadores. Incluye

el consumo para usos propios de la central.

Generación neta

La energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de transmisión. Es igual a la

generación bruta menos la energía utilizada para los usos propios de la central.


C-5

Indisponibilidad

Estado donde la unidad generadora se halla inhabilitada total o parcialmente para suministrar

energía, por alguna acción programada o fortuita debida a mantenimiento, falla, degradación de

capacidad y/o causas ajenas.

Indisponibilidad por causas ajenas

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora se encuentra indisponible a causa

de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a la central como: falla en las líneas de

transmisión, fenómenos naturales, falta de combustible, etc.

Indisponibilidad por degradación

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora disminuye su potencia

máxima, sin salir de operación, por problemas de funcionamiento en alguno de sus componentes.

Indisponibilidad por fallas

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad o central generadora se halla indisponible

debido a la salida total de una unidad o por fallas en los equipos de la central.

Indisponibilidad por mantenimiento

Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora permanece fuera de servicio por

trabajos de conservación de los equipos.

Margen de reserva

Excedente de capacidad disponible sobre la demanda máxima y está compuesta por: la reserva

de generación, demanda interrumpible y la capacidad en interconexiones.

Nivel de aguas máximas de operación

Elevación de apertura del vertedor prevista en condiciones ordinarias.

Nivel de aguas máximas extraordinarias

Nivel máximo del agua que admite la presa en condiciones de seguridad al ocurrir la avenida de

diseño.

Nivel de aguas mínimas de operación

Elevación mínima del agua que permita operar las turbinas.

Pérdidas no-técnicas

Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación.

Pérdidas técnicas

Término referente a la energía (MWh) que se disipa en forma de calor en los procesos de

transmisión, transformación y distribución. También se aplica a la potencia asociada a dichos

procesos (MW).

Permisionarios

Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de energía eléctrica.

Productor independiente de energía

Titular de un permiso para generar energía eléctrica destinada exclusivamente para su venta a

CFE.

Proyecto de autoabastecimiento

Desarrollo de generación construido por una sociedad de particulares con la finalidad de atender

los requerimientos de energía eléctrica de los miembros de dicha sociedad.


C-6

Red

Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación interconectados para el

transporte de la energía eléctrica.

Red troncal

Red de transmisión principal que interconecta las regiones del sistema, permitiendo el transporte

de grandes bloques de energía de los centros de generación a los de consumo.

Reserva de generación

Diferencia entre la capacidad neta de generación disponible y la demanda máxima del sistema.

El valor porcentual del margen de reserva se determina a partir de los recursos de capacidad

entre la demanda máxima neta.

Reserva operativa

Recursos de capacidad superiores a la demanda máxima, suficientes para realizar las acciones

de control que logran el balance de carga y generación momento a momento, así como para

enfrentar contingencias en tiempo real, a fin de mantener la seguridad del sistema dentro de los

estándares establecidos.

Sector eléctrico

Conjunto de participantes, tanto públicos como privados, que intervienen en los procesos de

generación, transmisión y distribución de la energía eléctrica.

Sector público

Elementos que intervienen en los procesos de generación, transmisión y distribución para atender

el servicio público de energía eléctrica.

Servicio público

Suministro de electricidad por la generación de CFE, extinta LyFC, PIE, excedentes de

autoabastecimiento y cogeneración, e importación realizada por CFE.

Sincronismo

Manera como operan todos los generadores conectados a una red de corriente alterna para

garantizar la estabilidad del sistema eléctrico. La velocidad eléctrica de cada generador (velocidad

angular del rotor por el número de pares de polos) debe ser igual a la frecuencia angular del

voltaje de la red en el punto de conexión.

Sistema interconectado

Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de enlaces sus recursos de capacidad a

fin de lograr el funcionamiento económico, confiable y eficiente en su conjunto.

Ventas

Energía eléctrica facturada a los usuarios del servicio público


D-1

ANEXO D ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS 16/

Bl Barril

Btu Unidad térmica inglesa

CAR Carboeléctrica

CC Ciclo combinado

CI Combustión interna

COM Combustóleo

DIE Diésel

EO Eoloeléctrica

FV Solar fotovoltaica

GEO Geotermoeléctrica

GWh Gigawatt-hora

GWh / año Gigawatt-hora por año

GWh / mes Gigawatt-hora por mes

HID Hidroeléctrica

Hz Hertz

K Carbón

kg kilogramo

km kilómetro

km-c kilómetro-circuito

kV kilovolt

kW kilowatt

kWh Kilowatt-hora

kWh / m3 Kilowatt-hora por metro cúbico

m metro

m3 metro cúbico

M3 / kWh metro cúbico por kilowatt-hora

MBtu millones de Btu

Mm3 millones de metros cúbicos

Mm3 / día millones de metros cúbicos por día

Mm3 / mes millones de metros cúbicos por mes

Mpcd millones de pies cúbicos diarios

msnm metros sobre el nivel del mar

MVA Megavolt-ampere

Mt millones de toneladas

MVAr Megavolt-ampere-reactivos

MW Megawatt

MW / GWh Megawatt por gigawatt-hora

MWh Megawatt-hora

NUC Nucleoeléctrica

p probabilidad de ocurrencia

s segundo

t tonelada

TC Termoeléctrica convencional

TG Turbogás

TV Turbina de vapor

TWh Terawatt-hora

UO2 Uranio

V volt

6/ En este documento se utiliza el Sistema Métrico Decimal por lo que M significa millones y k miles


E-1

ANEXO E SIGLAS Y ACRÓNIMOS

CAT Construir, Arrendar y Transferir

CENACE Centro Nacional de Control de Energía

CFE Comisión Federal de Electricidad

CNA Comisión Nacional del Agua

CONAPO Consejo Nacional de Población

COPAR Costos y Parámetros de Referencia

CRE Comisión Reguladora de Energía

DAC Doméstica de Alto Consumo

DOF Diario Oficial de la Federación

DMPE Densidad Máxima de Potencia Eléctrica

EEPRI Evaluación Económica de Proyectos de Inversión

ENCC Estrategia Nacional de Cambio Climático

ENE Estrategia Nacional de Energía

EPROSEC Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas de las 13 Divisiones de

Distribución

ERCOT Electric Reliability Council of Texas

EUA Estados Unidos de América

FEO Fecha de Entrada en Operación

GCH Grandes Centrales Hidroeléctricas

GEI Gases de Efecto Invernadero

GNL Gas Natural Licuado

GTANPER Grupo de Trabajo de Análisis de Pérdidas

HVDC High-Voltage, Direct Current

INEGI Instituto Nacional de Estadística y Geografía

IRH Índice de Regulación Hidrológica

LAERFTE Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento

de la Transición Energética

LGCC Ley General de Cambio Climático

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

LyFC Luz y Fuerza del Centro

MDL Mecanismo para un Desarrollo Limpio

MR Margen de Reserva

MRE Margen de Reserva de Energía

MRO Margen de Reserva Operativo

NAME Nivel de Aguas Máximas Extraordinarias

NAMINO Nivel de Aguas Mínimas de Operación

NAMO Nivel de Aguas Máximas de Operación

NERC North American Electric Reliability Corporation

NRO Niveles Recomendados de Operación

OP Obra Presupuestal

OPF Obra Pública Financiada

PEF Presupuesto de Egresos de la Federación

PEMEX Petróleos Mexicanos

PERGE Proyecto de Energías Renovables a Gran Escala

PIB Producto Interno Bruto

PIE Productor Independiente de Energía

PIP Proyectos de Infraestructura Productiva

PLANADE Plan Nacional de Desarrollo

POISE Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico

PRC Programa de Requerimientos de Capacidad

PRONASE Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía


E-2

RLSPEE Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica

RM Rehabilitación y Modernización

SAE Servicio de Administración y Enajenación de Bienes

SAIDI System Average Interruption Duration Index

SE Sector Eléctrico

SED Sistema Eléctrico de Distribución

SEN Sistema Eléctrico Nacional

SENER Secretaría de Energía

SIAD Sistema Integral de Administración de Distribución

SIMOCE Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía

SHCP Secretaría de Hacienda y Crédito Público

SIN Sistema Interconectado Nacional

TA Temporada Abierta

TIR Tasa Interna de Rentabilidad

TIU Tiempo de Interrupción por Usuario

tmca Tasa media de crecimiento anual

trca Tasa real de crecimiento anual

TRGNL Terminal de Regasificación de Gas Natural Licuado

UCTE Union for the Co-ordination of Transmission of Electricity

VFT Variable Frequency Transformer

WECC Western Electricity Coordinating Council

ZMM Zona Metropolitana de Monterrey

ZMVM Zona Metropolitana del Valle de México

programa de obras e inversiones del sector eléctrico · dirección general subdirección de...

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