Capítulo
•b) Fuentes de energía renovable:
C. RODRÍGUEZ RIVERO
(GUAYMAS II)
1 TC 84.0 NOV NOR
VALLE DE MÉXICO 2 TC 150.0 MAR CEL
C. RODRÍGUEZ RIVERO (GUAYMAS II)
3 TC 158.0 NOV NOR
VALLE DE MÉXICO 3 TC 150.0 MAR CEL HUINALÁ 1 CC 62.3 NOV NES
ALTAMIRA 3 TC 250.0 ABR NES HUINALÁ 2 CC 62.3 NOV NES
SAMALAYUCA 1 TC 158.0 ABR NTE HUINALÁ 3 CC 62.3 NOV NES
SAMALAYUCA 2 TC 158.0 ABR NTE HUINALÁ 4 CC 62.3 NOV NES
HUINALÁ 5 CC 128.3 NOV NES
LOS CABOS 2 TG 27.4 NOV BCS
LOS CABOS 1 TG 30.0 NOV BCS
CD. CONSTITUCIÓN 1 TG 33.2 NOV BCS
Suma retiros 1,016.0 Suma retiros 710.3
2015 2016
Central Unidad Tipo MW Mes Área Central Unidad Tipo MW Mes Área
ALTAMIRA 4 TC 250.0 NOV NES LAS CRUCES 1 Y 2 TG 28.0 ABR ORI
GÓMEZ PALACIO 1 CC 59.0 NOV NTE UNIVERSIDAD 1 Y 2 TG 24.0 ABR NES
GÓMEZ PALACIO 2 CC 59.0 NOV NTE ESPERANZAS 1 TG 12.0 ABR NES
GÓMEZ PALACIO 3 CC 82.0 NOV NTE CD. OBREGÓN 1 Y 2 TG 28.0 ABR NOR
FUNDIDORA 1 TG 12.0 NOV NES LAS CRUCES 3 TG 15.0 ABR ORI
INDUSTRIAL 1 TG 18.0 NOV NTE TECNOLÓGICO 1 TG 26.0 ABR NES
XUL-HA 1 TG 14.0 ABR PEN
CD. DEL CARMEN 1 TG 14.0 ABR PEN
SALAMANCA 3 TC 300.0 NOV OCC
SALAMANCA 4 TC 250.0 NOV OCC
PUNTA PRIETA II 1 TC 37.5 NOV BCS
PUNTA PRIETA II 2 TC 37.5 NOV BCS
TIJUANA 2 TG 30.0 NOV BC
TIJUANA 1 TG 30.0 NOV BC
LOS CABOS 3 TG 27.2 NOV BCS
Suma retiros 480.0 Suma retiros 873.2
Total 5,867.1
TC: Termoeléctrica convencional CC: Ciclo combinado
TG: Turbogás CI: Combustión interna GEO: Geotérmica
112 Noroeste
Se estima que en esta región la capacidad instalada se incremente en 2,633 MW, donde la tecnología que registrará el mayor incremento será el ciclo combinado con la instalación de las centrales Baja California (Presidente Juárez) (277 MW), Baja California III y II (280 MW cada una) y Agua Prieta II con 641 MW8 en diferentes años desde 2009 y hasta 2013. Asimismo, se instalarán 1,400 MW de capacidad carboeléctrica durante 2014 y 2016, específicamente esto corresponde a las centrales Topolobampo I y II.
Noreste
En 2006, la región Noreste concentró la mayor capacidad regional de tecnología de ciclo combinado instalada con 7,765 MW, lo que representa el 15.9% del total nacional instalado por el servicio público. Asimismo, se pronostica un incremento neto de 1,937 MW durante el periodo 2007-2016, para ubicarse en 9,702 MW al final del mismo. La importante presencia de productores independientes en la región, hace de ésta, un área geográfica estratégica en lo que se refiere a la generación de energía eléctrica y consumo de gas natural.
En esta región, específicamente a 30 km al noreste de Durango, Dgo., se está construyendo bajo el esquema PIE la central Norte (La Trinidad), que tendrá una capacidad bruta de 466 MW y utilizará gas natural como combustible y aguas negras tratadas para el sistema de enfriamiento y servicios.
Por otra parte, las centrales carboeléctricas Carbón II y Río Escondido, en Coahuila, tienen una capacidad conjunta de 2,600 MW y no se tiene programado un aumento de capacidad en estas centrales. En cuanto a la capacidad libre, ésta ascenderá a 2,072 MW al final del periodo, y podrá ejecutarse mediante diversas tecnologías.
8 Incluye 25 MW de campo solar.
Centro-Occidente
Al igual que en la Prospectiva del sector eléctrico 2006-
2015, en esta región el programa de expansión considera
adicionar la mayor capacidad, la cual asciende a 6,684 MW para el lapso 2007-2016. Las plantas de ciclo combinado concentrarán el 95.0% de este incremento, es decir, 6,350 MW. Asimismo, otro incremento importante se realizará en la capacidad de generación hidroeléctrica, la cual aumentará en 1,850 MW, impulsado por las centrales El Cajón, La Yesca y el proyecto de ampliación Villita.
Por otra parte y como resultado del programa de retiros de capacidad, hacia 2016 se observará una disminución de 2,166 MW de capacidad en centrales termoeléctricas basadas en combustóleo.
Centro
En la región Centro las adiciones de capacidad planeadas se realizarán mediante los proyectos de las centrales Valle de México II, III y IV con una capacidad de 601 MW cada una9. Asimismo, se espera un ligero incremento en la capacidad geotermoeléctrica mediante el proyecto Humeros en Puebla, el cual será de 51 MW y está programado para 2010; por otra parte LFC, como ya se ha mencionado, aportará 416 MW con 13 unidades, de las cuales restan por entrar en operación cinco durante 2008, con lo cual culminará dicho proyecto, el cual en su totalidad comprende 448 MW.
Sur-Sureste
La región Sur-Sureste concentra la mayor diversidad de tecnologías de generación eléctrica en el país. La riqueza en recursos naturales tanto renovables como fósiles es una de las principales razones de tal diversificación. Ahí
9 Estos proyectos están programados para instalarse como ciclos
113
se esperan adiciones de capacidad por 2,341 MW durante el periodo 2007-2016. Adicionalmente a la central eólica La Venta III que iniciará operaciones en 2009, en esta región se tiene programada la instalación de 1,378 MW de capacidad carboeléctrica que podría utilizar tanto tecnologías avanzadas como es el caso de calderas supercríticas, así como gasificación integrada a ciclos combinados10, las cuales se están caracterizando como tecnologías de combustión limpias y eficientes.
Con relación a la capacidad carboeléctrica que se instalará en esta región, actualmente se construye la central Carboeléctrica del Pacífico, ubicada en el predio
de la central Plutarco Elías Calles (Petacalco), en el Estado de Guerrero. El proyecto de dicha carboeléctrica considera una capacidad bruta de 678 MW, incluyendo como equipos principales un turbogenerador de vapor, un generador de vapor supercrítico y un condensador de superficie.
4.3.3.5 Tecnologías para la expansión del sistema de generación
Como resultado de los costos de inversión de las tecnologías de generación, así como del escenario de precios de combustibles, principalmente, la revisión anual
Cuadro 36
Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2006-2016 (no incluye autoabastecimiento) (MW) Tipo 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Total1 48,769 51,191 51,091 51,337 52,626 54,343 56,507 57,060 59,648 62,946 65,055 Noroeste Subtotal 6,714 6,756 6,756 7,044 7,212 7,934 7,938 8,261 8,672 8,794 9,346 Hidráulica 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941 941 Ciclo combinado 1,720 1,720 1,720 1,997 2,090 3,011 3,011 3,291 3,291 3,291 3,291 Turbogás 663 663 663 663 663 663 663 663 573 609 493 Combustión interna 174 216 216 227 270 313 318 318 318 318 318 Eólica 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 Libre 0 0 0 0 0 0 0 43 86 172 215 Combustóleo 2,485 2,485 2,485 2,485 2,485 2,243 2,243 2,243 2,001 2,001 1,926 Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 700 700 1,400 Geotérmica 730 730 730 730 762 762 762 762 762 762 762 Noreste Subtotal 13,203 13,203 13,203 13,203 13,369 13,721 14,157 14,263 14,585 14,766 15,404 Hidráulica 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 126 Ciclo combinado 7,765 7,765 7,765 7,765 8,231 8,883 9,619 9,619 9,241 9,702 9,702 Turbogás 602 602 602 602 602 602 602 602 602 572 510 Libre 0 0 0 0 0 0 0 672 1,372 1,372 2,072 Carboeléctrica 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 2,600 Combustóleo 2,111 2,111 2,111 2,111 1,811 1,511 1,211 645 645 395 395 Centro-Occidente Subtotal 6,704 8,634 8,684 8,418 8,468 8,968 10,178 10,638 11,892 13,287 13,387 Hidráulica 1,857 2,617 2,667 2,717 2,767 2,807 3,557 3,557 3,707 3,707 3,707 Ciclo combinado 1,161 2,331 2,331 2,331 2,331 3,091 3,851 4,661 6,116 7,511 7,511 Turbogás 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 650 Combustión interna 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
10 La cual no obstante se ha acumulado una importante experiencia operativa
en varios países, aún se requiere cierto grado de madurez para lograr una mayor competitividad respecto a otras tecnologías.
114 Cuadro 36
Evolución esperada de la capacidad instalada por tecnología y región, 2006-2016 (no incluye autoabastecimiento) (MW) Centro Subtotal 4,649 5,065 5,065 5,188 5,175 5,410 5,923 5,587 6,188 6,188 7,077 Carboeléctrica 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Combustóleo 3,466 3,466 3,466 3,150 3,150 2,850 2,550 2,200 1,850 1,850 1,300 Geotérmica 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 195 Hidráulica2 729 729 729 729 729 729 729 843 843 843 843 Ciclo combinado 1,038 1,038 1,038 1,161 1,161 1,762 2,363 2,363 2,964 2,964 2,964 Turbogás3 672 1,088 1,088 1,088 1,024 802 714 714 714 714 714 Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 889 Combustóleo 2,174 2,174 2,174 2,174 2,174 2,030 2,030 1,580 1,580 1,580 1,580 Geotérmica 35 35 35 35 86 86 86 86 86 86 86 Sur-Sureste Subtotal 17,496 17,530 17,380 17,482 18,399 18,308 18,308 18,308 18,308 19,908 19,837 Hidráulica 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 6,913 7,813 7,813 Ciclo combinado 3,906 3,906 3,906 3,906 3,680 3,454 3,454 3,454 3,454 3,454 3,454 Turbogás 548 548 548 548 548 548 548 548 548 548 477 Combustión interna 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 Dual 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 2,100 Eólica 2 85 85 186 592 592 592 592 592 592 592 Libre 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 Combustóleo 2,659 2,610 2,460 2,460 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385 2,385 Carboeléctrica 0 0 0 0 678 678 678 678 678 1,378 1,378 Nucleoeléctrica 1,365 1,365 1,365 1,365 1,499 1,634 1,634 1,634 1,634 1,634 1,634 Plantas móviles 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3 3
1 Incluye CFE y PIE.
2 El proyecto Río Moctezuma consta de tres hidroeléctricas en el mismo cauce del río: Jiliapan y Tecalco en Hidalgo así como Piedra Blanca en Querétaro e Hidalgo. 3 Incluye 416 MW del proyecto de generación distribuida de LFC.
Debido al redondeo de cifras, los totales podrían no corresponder exactamente. Fuente: Comisión Federal de Electricidad.
de la expansión del sistema de generación efectuada por CFE, muestra que la expansión a costo mínimo se logra mediante una participación mayoritaria de proyectos basados en tecnología de ciclo combinado. Sin embargo, ante la posibilidad de que en el futuro se presente alta volatilidad en el precio del gas o existan limitaciones en el suministro, se estudian permanentemente otras fuentes.
Aspectos importantes sobre seguridad energética están orientando las políticas públicas hacia otras fuentes que brinden alternativas de solución a la dependencia respecto a un solo combustible. Tales fuentes son el carbón, el gas natural licuado, gas de síntesis (a partir de residuos de refinación) y uranio, entre otros. Respecto a este último, el desarrollo tecnológico en plantas nucleoeléctricas ha mostrado grandes avances y ahora se tienen en el mercado
reactores nucleares de tercera generación, tales como el ABWR, los cuales ofrecen mejores diseños e importantes avances en el aspecto económico.
En lo que se refiere a la participación de cada tipo de tecnología en el programa de expansión con respecto a la capacidad en construcción, licitación y adicional, se observa que los ciclos combinados son mayoritarios en ambas categorías (véase cuadro 37). La combinación de opciones de generación eléctrica se optimiza cuando los proyectos considerados en la expansión son aquellos que arrojan el costo mínimo para satisfacer la demanda prevista, con el nivel de confiabilidad requerido y acorde a los lineamientos de política energética y desarrollo sustentable.
115 4.3.4 Generación bruta del servicio público, 2007-2016
En 2006, la generación de energía eléctrica del servicio público ascendió a 225,079 GWh, lo cual representa un incremento de 2.8% respecto a 2005. Se estima que la electricidad generada crezca con un ritmo de 4.8% en promedio anual durante 2007-2016, para ubicarse en 365,156 GWh hacia el final del periodo.
4.3.5 Consumo de combustibles para generación de electricidad
Para el cálculo de los requerimientos de combustibles para generación de electricidad en el servicio público, se toma en consideración la eficiencia térmica de las plantas, precios de los combustibles, mínimos operativos,
así como la normatividad ambiental aplicable, entre otros factores. Asimismo, la canasta de tecnologías consideradas en el PRC es el criterio que define el tipo de combustible requerido. De acuerdo con una estrategia de diversificación de fuentes de energía, para el programa de expansión 2007-2016 se considera la posibilidad de asignar la capacidad libre a diversas fuentes de energía, tales como carbón, gas de síntesis11, uranio, y en algunos casos, importación de energía eléctrica.
La proyección del consumo de combustibles indica que en 2016, de un total de 6,427 Terajoules/día, la participación del gas natural dentro del mismo será de 64%, seguido por el carbón y el combustóleo con 20% y 17%, respectivamente (véase gráfica 40).
Cuadro 37
Capacidad adicional por tecnología1 2007-20161
(MW)