SUBDIRECCIÓN DE PROGRAMACIÓN
COORDINACIÓN DE PLANIFICACIÓN
Programa de Obras e
Inversiones del
Sector Eléctrico
2012-2026
2012-2026
Subdirección de Programación
Coordinación de Planificación
Comisión Federal de Electricidad
Antonio Vivanco Casamadrid Director General
Florencio Aboytes García Subdirector de Programación
Gonzalo Arroyo Aguilera Coordinador de Planificación
Isaac Jiménez Lerma Coordinador de Evaluación
Jorge B. García Peña
Gerente de Estudios Económicos
Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a:
Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía CFE
Subdirección de Desarrollo de Proyectos CFE
Subdirección de Distribución CFE
Subdirección de Generación CFE
Subdirección de Proyectos y Construcción CFE
Subdirección de Transmisión CFE
INTRODUCCCIÓN i RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2012-2026 iii
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1-1
1.1 Generalidades 1-1
1.2 Introducción 1-1
1.3 Supuestos básicos 1-3
1.3.1 Macroeconómicos 1-3
1.3.2 Población y vivienda 1-5
1.3.3 Precios de combustibles 1-5
1.3.4 Precios de la energía eléctrica 1-6
1.3.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1-7
1.3.6 Ahorro de energía eléctrica derivado del PRONASE 1-7
1.3.7 Recuperación de pérdidas no-técnicas 1-9
1.4 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento 1-10 1.5 Estudio regional del mercado eléctrico, escenario de Planeación 1-15
1.5.1 Distribución de la demanda máxima en 2010 1-15
1.5.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta 1-17
1.5.3 Crecimiento esperado del consumo bruto 1-19
1.5.4 Consumo de cargas autoabastecidas 1-21
1.5.5 Reducción de pérdidas 1-23
1.5.6 Ahorros 1-26
1.5.7 Exportación e importación de CFE 1-26
2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2-1
2.1 Evolución del Sistema Eléctrico Nacional 2-1
2.2 Estructura del sistema de generación 2-2
2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2-2
2.2.2 Principales centrales generadoras 2-4
2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2-6
2.2.2.2 Centrales con hidrocarburos 2-6
2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2-7
2.2.2.4 Centrales geotermoeléctricas 2-7
2.2.2.5 Central nucleoeléctrica 2-8
2.2.2.6 Centrales eoloeléctricas 2-8
2.2.3 Productores Independientes de Energía (PIE) 2-8
2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2-9
2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2-10
2.3 Generación bruta 2-11
2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-12
2.5.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 2-16 2.5.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 2-16
3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3-1
3.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo 3-1
3.2 Conceptos de margen de reserva 3-4
3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3-7 3.3.1 Temporada Abierta de proyectos eoloeléctricos para autoabastecimiento 3-9 3.3.1.1 Temporadas Abiertas en Oaxaca, Puebla, Tamaulipas y Baja California 3-9
3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3-10
3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y cogeneración 3-12
3.4 Retiros de capacidad de generación 3-13
3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3-18 3.5.1 Proyectos futuros de conversión de termoeléctricas a CC 3-20
3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-20
3.7 Catálogo de proyectos específicos de generación 3-21
3.7.1 Catálogo de proyectos hidroeléctricos 3-22
3.7.2 Cartera de proyectos hidroeléctricos en fase de factibilidad y diseño 3-23
3.7.3 Proyectos con producción continua 3-24
3.7.4 Proyectos de equipamiento y ampliación de capacidad 3-25
3.7.5 Proyectos con fuente de energía renovable 3-26
3.7.6 Proyectos termoeléctricos 3-27
3.8 Parámetros técnicos de tecnologías 3-28
3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-29 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión 3-30
3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-32
3.9.3 Capacidad adicional 3-35
3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-38
3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3-44
3.10.2 Repotenciaciones 3-44
3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3-44
3.10.4 Centrales carboeléctricas 3-45
3.10.5 Nueva generación limpia 3-45
3.10.6 Tecnología solar 3-45
3.10.7 Participación de tecnologías en la expansión 3-46
3.10.8 Proyectos de cogeneración 3-46
3.10.9 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3-47 3.10.10 Proyectos de ciclo combinado en el área Central 3-47 3.10.11 Proyectos de ciclo combinado en el área Noroeste 3-47 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-47
3.12 Margen de reserva de capacidad 3-50
3.12.2 Margen de Reserva Regional 3-53 3.13 Diversificación de las fuentes de generación 3-57
3.14 Fuentes de suministro de gas natural 3-60
3.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de
electricidad 3-62
3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles 3-63
3.16.1 Restricciones ecológicas 3-63
3.16.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-64
3.16.3 Composición de la generación bruta 3-66
3.16.4 Requerimientos de combustibles fósiles 3-68
3.16.5 Requerimientos de combustibles para centrales con tecnologías de nueva
generación limpia 3-71
4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4-1
4.1 Introducción 4-1
4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4-1
4.2.1 Plan de transmisión de costo mínimo 4-1
4.2.2 Escenario de demanda 4-2
4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4-2 4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4-2
4.3 Expansión de la red de transmisión 4-3
4.4 Proyectos por área de control 4-5
4.4.1 Área Central 4-5
4.4.1.1 Obras principales 4-6
4.4.1.2 Red de transmisión asociada a la central Centro 4-10 4.4.1.3 Red de transmisión asociada a central Valle de México II 4-11
4.4.2 Área Oriental 4-12
4.4.2.1 Obras principales 4-12
4.4.2.2 Red asociada a las centrales geotermoeléctricas Humeros Fase A,
Fase B y Humeros III 4-17
4.4.2.3 Red asociada a la central eólica La Venta III 4-18 4.4.2.4 Red asociada a las centrales eólicas de la Temporada Abierta (TA),
Oaxaca II, III, IV y Sureste I (primera fase) 4-19
4.4.2.5 Red asociada a la central hidroeléctrica Chicoasén II 4-20
4.4.3 Área Occidental 4-21
4.4.3.1 Obras principales 4-22
4.4.3.2 Red asociada a la central de cogeneración Salamanca Fase I 4-26 4.4.3.3 Red asociada al proyecto de generación Los Azufres III Fase I 4-27
4.4.4 Área Noroeste 4-28
4.4.4.1 Obras principales 4-29
4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Agua Prieta II 4-34 4.4.4.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo II 4-35 4.4.4.4 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Guaymas II 4-36 4.4.4.5 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Topolobampo III 4-37
4.4.5.1 Obras principales 4-38 4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II (Chihuahua) 4-43 4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte III (Juárez) 4-44
4.4.6 Área Noreste 4-45
4.4.6.1 Obras principales 4-46
4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo combinado Noreste
(Escobedo) 4-49
4.4.7 Área Baja California 4-50
4.4.7.1 Obras principales 4-51
4.4.7.2 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III 4-54 4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California II 4-55 4.4.7.4 Red de transmisión asociada a la central eólica Rumorosa I, II y III 4-56
4.4.8 Sistema Baja California Sur 4-57
4.4.8.1 Obras principales 4-58
4.4.8.2 Red de transmisión asociada a la central CI Guerrero Negro IV 4-62 4.4.8.3 Red de transmisión asociada a la central CI Santa Rosalía III 4-63
4.4.9 Área Peninsular 4-64
4.4.9.1 Obras principales 4-64
4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-67
4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-71
4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-72 4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema Interconectado Nacional 4-72 4.7.1.1 Interconexión síncrona BC-WECC y asíncrona entre BC-SIN 4-73 4.7.1.2 Interconexión asíncrona BC-WECC y síncrona entre BC-SIN 4-74
4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala 4-76
4.7.3 Interconexión del sistema Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional 4-76
4.8 Temporada Abierta Oaxaca 4-77
5. EXPANSIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN 5-1
5.1 Divisiones de Distribución 5-1
5.1.1 Instalaciones actuales de distribución 5-2
5.2 Temas relevantes de distribución 5-4
5.2.1 Sistema de mediciones de distribución 5-4
5.2.2 Desarrollo del Mercado Eléctrico: la importancia de un mercado común y dinámico 5-6 5.2.3 Sistema prototipo para el pronóstico de la demanda máxima de potencia eléctrica
(DMPE) 5-8
5.2.4 Digitalización de las instalaciones del sistema de distribución 5-10
5.2.5 Consolidar el cuarto nivel de operación 5-12
5.3 Metas programadas 5-13
5.3.1 Proyectos y presupuestos de obras 5-13
5.3.2 Metas programadas 5-13
5.4 Proyectos de infraestructura productiva a largo plazo 5-14 5.5 Pérdidas históricas de energía de distribución 5-18
5.5.1 Reducción de pérdidas de distribución 5-19
5.7 Sistema eléctrico de distribución del Valle de México 5-21
5.7.1 Capacidad instalada y factor de utilización 5-21
5.7.2 Esquemas de operación del SED 5-22
5.7.3 Mercado eléctrico 2011 5-23
5.7.4 Subestaciones eléctricas móviles 5-23
6. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2012 - 2026 6-1
6.1 Requerimientos de inversión en generación 6-5
6.2 Requerimientos de inversión en transmisión 6-5
6.3 Requerimientos de inversión en distribución 6-9
7. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 7-1
7.1 Mercado eléctrico 7-1
7.1.1 Pronóstico de las ventas más autoabastecimiento 7-1
7.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 7-1
7.1.3 Escenario Alto 7-1
7.1.4 Escenario Bajo 7-3
7.1.5 Diferencias en demanda máxima de los escenarios Alto y Bajo respecto al de
Planeación del SIN 7-4
7.1.6 Reducción de pérdidas en escenarios Alto y Bajo 7-5 7.2 Requerimientos de capacidad y retiros de generación 7-8
7.2.1 Escenario Alto 7-8
7.2.2 Escenario Bajo 7-11
7.2.3 Comparación de escenarios 7-15
7.3 Margen de reserva 7-18
7.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles fósiles 7-19
7.4.1 Generación bruta 7-19
7.4.2 Requerimientos de combustibles fósiles 7-22
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 A-3
A.3 Expectativas para el futuro de la generación hidroeléctrica A-5
A.4 Aportaciones hidráulicas A-5
A.5 Aportaciones hidráulicas a las GCH durante 2011 A-7 A.6 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A-7
A.8 Concepto de energía almacenada A-10 A.9 Evolución histórica de la energía almacenada A-10 A.10 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas A-11
A.11 Generación hidroeléctrica A-12
A.12 Política de operación A-14
ANEXO B NUEVA METODOLOGÍA PARA LA DETERMINACIÓN DEL MARGEN DE
RESERVA B-1
B.1 Introducción B-1
B.2 Motivación B-2
B.3 Propuesta detallada B-3
B.3.1 Capacidad de generación efectiva B-3
B.3.2 Capacidad de generación indisponible B-3
B.3.3 Valores netos de capacidad de generación y demanda B-5
B.3.4 Capacidad de generación neta disponible B-5
B.3.5 Definición del Margen de Reserva B-5
B.3.6 Utilización del margen de reserva B-8
B.3.7 Margen de reserva regional B-9
B.3.8 Cálculo de MR con metodología actual y anterior B-10
B.3.9 Cálculo de MR regional B-12
ANEXO C EXPANSIÓN DE LA GENERACIÓN EN EL ÁREA NOROESTE
CONSIDERANDO DISPONIBILIDAD DE GAS NATURAL C-1
C.1 Introducción C-1
C.2 Antecedentes C-1
C.3 Descripción y alcance del proyecto de gasificación C-3 C.4 Análisis de escenarios de expansión en el área Noroeste C-5 C.4.1 Comparativo gas vs. combustóleo, sin efecto del sistema eléctrico C-7 C.4.1.1 Análisis de los escenarios de expansión en el contexto del SIN C-8 C.5 Programa integral Noroeste—Norte, generación y red de gasoductos C-8
C.5.1 Requerimiento de combustible del nuevo parque de generación en el área
Noroeste C-9
C.5.2 Programa integral de generación y red de gasoductos Norte—Noroeste C-10
ANEXO D ANÁLISIS DEL IMPACTO EN EL PLAN DE EXPANSIÓN DE LAS
REFORMAS LEGALES SOBRE ENERGÍAS RENOVABLES D-1
D.1 Introducción D-1
D.3 Programas e instrumentos relacionados con la sustentabilidad ambiental y la transición energética, definidos en la LAERFTE D-2 D.3.1 Programa especial para el aprovechamiento de energías renovables D-2
D.4 Estrategia Nacional de Energía D-3
D.5 Resultados del programa de expansión a 2026 D-3
D.5.1 Capacidad D-4
D.5.2 Energía D-5
D.6 Escenarios para utilización máxima de 65% de combustibles fósiles en
2026 D-6
D.6.1 Escenarios de generación para limitar el uso de combustibles fósiles D-6
D.6.2 Escenarios con 65% de generación fósil D-8
D.6.3 Costos estimados de escenarios con 65% de generación fósil D-9
D.6.4 Escenario híbrido D-11
ANEXO E INTERCONEXIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO DE BAJA CALIFORNIA
SUR AL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL E-1
E.1 Introducción E-1
E.2 Principales interconexiones con cable submarino en el mundo E-1
E.3 Sistemas eléctricos a interconectar E-2
E.4 Comportamiento de la demanda en los sistemas a interconectar E-3
E.5 Estudio de Batimetría E-5
E.6 Red de transmisión asociada al proyecto de interconexión BCS-SIN E-6 E.6.1 Red de transmisión asociada en el sistema de BCS E-8 E.6.2 Red de transmisión asociada en el área Noroeste del SIN E-8
E.6.3 Evaluación de la Interconexión E-10
E.6.4 Costo nivelado de generación E-12
E.6.5. Incorporación de gas natural en BCS E-14
E.6.5.1 Gasoducto La Paz—Todos Santos E-14
E.6.5.2 Suministro de gas natural comprimido (GNC) E-15
ANEXO F TECNOLOGÍAS PARA EL ALMACENAMIENTO DE ENERGÍA F-1
F.1 Introducción F-1
F.2 Descripción de tecnologías disponibles F-1
F.2.1 Almacenamiento de fluidos F-2
F.2.2 Baterías recargables F-2
F.2.3 Sistemas mecánicos F-6
F.2.4 Sistemas electromagnéticos F-7
F.3 Sistemas para almacenamiento de energía en operación F-8
F.3.1 Sistemas en operación comercial F-8
F.3.2 Sistemas en fase de investigación F-9
F.5 Costos de tecnologías de almacenamiento de energía F-10
ANEXO G ESTIMACIÓN DE LAS EMISIONES A LA ATMÓSFERA EN CENTRALES
GENERADORAS G-1
G.1 Introducción G-1
G.2 Metodología empleada en el cálculo de las emisiones G-1
G.2.1 Consideraciones generales G-1
G.2.2 Descripción de factores de emisión y directrices internacionales. G-1
G.3 Generación anual bruta G-2
G.4 Resultados G-2
G.4.1 Emisiones anuales G-2
G.4.2 Índices anuales unitarios G-3
ANEXO H PROYECTOS DE GENERACIÓN PROGRAMADOS CON AUTORIZACIÓN
DE INVERSIÓN EN EL PEF H-1
ANEXO I GLOSARIO I-1
ANEXO J ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS J-1
ANEXO K SIGLAS Y ACRÓNIMOS K-1
i
INTRODUCCCIÓN
El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país.
La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación son actividades importantes en el proceso de decisión que conllevan implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional.
Por los tiempos necesarios para la licitación y construcción de la infraestructura, las decisiones de inversión se deben tomar con 4 a 7 años de anticipación dependiendo del tipo de proyecto.
Con base en el Artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), la planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como lo establecido en la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) y su Reglamento, los lineamientos de política energética de la Coordinadora Sectorial y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social.
La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias.
El ciclo de revisión integral del POISE es anual y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER).
El POISE considera un horizonte de 15 años, de acuerdo con el Decreto que reformó y adicionó el Artículo 33 de la Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, donde se establece el horizonte de 15 años para la Estrategia Nacional de Energía.
En el documento se presenta la evolución del sistema de 2012 a 2026. Se incluye el comportamiento esperado del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación, transmisión y distribución para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente.
Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional;
nueva metodología para determinar el margen de reserva; expansión de generación a gas natural en área Noroeste; interconexión del sistema eléctrico de Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional; efecto en la planeación por la incorporación de mayor volumen de energía no-fósil; estimación de emisiones en centrales generadoras, así como un resumen de las tecnologías para el almacenamiento de energía.
iii
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2012-2026
Escenarios macroeconómicos
Se consideraron tres escenarios denominados:
Planeación.- Es el de referencia para el ejercicio de planeación y considera una tasa media de crecimiento anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.6 por ciento
Alto.- Es el escenario con mayor crecimiento del PIB con una tasa media de 4.3 por ciento
Bajo.- Corresponde a un desarrollo bajo de la economía y considera una tasa media de crecimiento de 2.9 por ciento
Para el escenario de planeación, se estima que el consumo de electricidad crecerá en promedio 4.0% cada año.
En los escenarios alto y bajo, el crecimiento medio anual del consumo de energía se estima en 4.7% y 3.2% respectivamente.
Ciclo de planificación anual
En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. Con esta base, en el ejercicio de planificación se revisa la programación de centrales y redes eléctricas para hacer los ajustes necesarios de acuerdo al crecimiento de la demanda, la evolución de los precios de combustibles y el desarrollo de nuevas tecnologías. En el corto plazo no se realizan ajustes por no convenir el diferimiento de obras en construcción.
En el mediano plazo —más de 4 años— no existe problema para reprogramar fechas en el programa de centrales referente a proyectos que aún no se han licitado.
Escenario de precios de combustibles
Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, fueron utilizados en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica.
En el horizonte de planeación se consideran precios nivelados del gas natural alrededor de 5.3 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 10 a 10.9 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3.3 dólares /MMBtu. Estos precios corresponden al escenario medio recibido de la SENER en marzo de 2011.
Para diversificar sus fuentes de suministro, Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha emprendido acciones concretas mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y Manzanillo, Colima.
iv
Demanda máxima
En el escenario de planeación la demanda máxima del Sistema Interconectado Nacional (SIN) crecerá a una tasa media anual de 4.0 por ciento. Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (7%) y Peninsular (5.7%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento anual alrededor de 4.5% y para las regiones del sur 3.7 por ciento.
Ahorro de energía eléctrica del PRONASE
En concordancia con una de las principales metas de sustentabilidad ambiental de la Estrategia Nacional de Energía —capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE)— SENER preparó tres escenarios prospectivos de ahorro de energía eléctrica para 2011-2026.
En los tres casos, se han considerado los cinco rubros de uso final de energía eléctrica indicados en PRONASE: iluminación, equipos de hogar e inmuebles, acondicionamiento de edificaciones, motores industriales y bombas de agua.
Estos escenarios fueron utilizados para determinar la evolución futura del consumo de energía.
En el escenario de planeación se considera en 2026 un ahorro de 39.2 TWh y para los escenarios alto y bajo se estima un ahorro de 48.3 y 30.3 TWh respectivamente.
Para los primeros años de 2012 a 2017, se estimó el ahorro con base en el avance de los programas más importantes.
Reducción de pérdidas
En los estudios de planificación se ha considerado el objetivo de reducción de pérdidas indicado en la Estrategia Nacional de Energía, donde se establece como meta alcanzar un nivel global de pérdidas de energía de 8 por ciento al 2024.
Disponibilidad de unidades generadoras
En este ejercicio se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr un factor medio de disponibilidad equivalente entre 85 y 87 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro.
El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los últimos años donde la reserva se ha ajustado a los valores de diseño del sistema.
v Composición del parque generador
Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión del parque de generación.
La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental.
Este plan incluye en los próximos quince años 44,532 MW de capacidad adicional para el servicio público, con la siguiente composición: 8,531 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas, eoloeléctricas y solares; 1,448 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 27,015 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 7,000 MW con nuevas tecnologías de generación limpia. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción y los incrementos por proyectos RM (539 MW).
Para el bloque de generación con tecnología limpia se tendrán como opciones las centrales con fuentes de energía renovable, ciclos combinados y carboeléctricas con captura y secuestro de carbono y centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales en puntos cercanos a la frontera norte se podría sustituir por importación de energía.
El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en plantas existentes. Dada su relevancia se continuarán evaluando técnica y económicamente las alternativas para repotenciar unidades en vez de instalar nueva infraestructura.
Generación limpia
Con el plan de expansión del sistema de generación que se presenta, se estima alcanzar en 2012 una participación de tecnologías limpias de 29% en la capacidad total y de 37.8% al final del horizonte de planeación.
Asimismo, se estima en 2012 una participación de fuentes de energía renovable de 6.05% en la capacidad total, de acuerdo con la definición en la LAERFTE, y de 11.3% en 2026.
La base para el cálculo incluye la capacidad para el servicio público y la capacidad conectada al sistema para autoabastecimiento remoto.
Retiro de unidades generadoras
En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes, ya sea mediante la rehabilitación y modernización de unidades o la construcción de nuevas centrales. Tal es el caso de algunas plantas termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse o para utilizar otros combustibles.
En este periodo se retirarán 11,707 MW. En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local en el sistema antes de realizar dicha acción.
vi
Margen de reserva global
En este ejercicio de planeación, ya se considera la nueva metodología para la determinación del margen de reserva, la cual fue aprobada en la tercera sesión ordinaria de la Junta de Gobierno de CFE, celebrada el 9 de septiembre de 2011.
Los márgenes de reserva globales en el sistema interconectado nacional se reducirán gradualmente en los próximos años. El control rápido del margen de reserva se dificulta por las centrales generadoras en construcción o que son necesarias por requerimientos regionales, las cuales entrarán en operación en el periodo 2011—2013.
En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 27 proyectos de generación, resultado del nuevo escenario de crecimiento del consumo y demanda de electricidad, así como por la capacidad de generación disponible. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva global del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación.
El margen de reserva que se obtiene en los últimos años del horizonte de planeación está en una banda de alrededor de 13 por ciento.
En el horizonte de planeación se considera la entrada en operación de un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, ya que debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello, su contribución al margen de reserva es también aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima.
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 de reserva en cada una de las regiones se requiere combinar la instalación de capacidad de generación local para cumplir criterios técnicos y económicos, así como de refuerzos de transmisión que incrementan la capacidad de transferencia entre regiones.
De esta manera, en la planeación del sistema eléctrico el margen de reserva regional es más restrictivo que el indicador global, al considerar la capacidad de generación como posible de ser transferida entre regiones sin ninguna limitación.
A manera de ilustración, en 2017 se estima un margen de reserva global en el SIN de 15.8%, en cambio el margen de reserva para el Interconectado Norte es de 15.5 por ciento. Asimismo, en ese año se estima un margen de reserva en las áreas Noroeste, Norte y Noreste de 14.2%
14.3% y 16.9% respectivamente.
Programa de autoabastecimiento
La capacidad de generación para autoabastecimiento se estima llegará en 2026 a 13,284 MW, de los cuales 7,730 MW corresponden a autoabastecimiento remoto y 5,554 MW a autoabastecimiento local.
La participación a nivel sector eléctrico del autoabastecimiento en la capacidad instalada en 2026 es de 13.4 por ciento.
vii Requerimientos de combustibles
Con el retiro de unidades antiguas y con baja eficiencia, se reduce el consumo de combustóleo a una tasa media anual de -9.85%. En cambio, el requerimiento de gas natural seguirá creciendo a tasas anuales entre 4 y 5%. En 2026 se estima que el requerimiento global de gas natural esté alrededor de 5,700 MMpcd.
Desarrollo de la transmisión
Se construirán 17,323 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 45,623 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 11,529 MVAr en equipo de compensación reactiva.
Expansión de la generación en el área Noroeste
En este ejercicio de planificación se incorpora el análisis realizado para adelantar el retiro de unidades generadoras y la programación de nuevas unidades de ciclo combinado a gas natural.
Con el suministro de gas natural a esta región del país, se tendrán mejoras importantes, tanto en costos de producción como en la reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera.
Adicionalmente, el desarrollo de estas centrales permitirá el desarrollo de infraestructura para el transporte de gas natural, la cual traerá beneficios a la industria, comercio y la población en general.
Interconexión de BCS
El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California Sur al Sistema Interconectado Nacional se ha programado para 2018. En el análisis de opciones se encontró que la mejor estrategia para la integración de este sistema, es combinar el desarrollo de generación local a gas natural con el suministro de energía a través de la interconexión eléctrica.
La interconexión eléctrica considera un cable submarino y estaciones convertidoras AC/DC/AC, y una red terrestre en 230 kV que permitirá integrar los sistemas aislados de Guerrero Negro y Santa Rosalía con el resto del sistema eléctrico en BCS.
El suministro de gas natural a partir de 2016 permitirá el uso de este energético en unidades generadoras de 43 MW y posteriormente en 2023 en centrales de ciclo combinado pequeñas.
Requerimientos de inversión
El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de energía eléctrica 2012—2026 es de 1,533,359 millones de pesos de 2011, con la siguiente composición: 51.9%
para generación, 14.2% en obras de transmisión, 20% para distribución, 13.3% en mantenimiento de centrales y 0.6% para otras inversiones.
Del total, se estima que 40.2% se cubriría mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 59.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía.
1-1
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1 Generalidades
En la planeación del sector eléctrico, las estimaciones de demanda 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 generación y transmisión, a fin de satisfacer con calidad, confiabilidad y estabilidad, las necesidades en materia de energía eléctrica.
Este capítulo presenta las proyecciones del consumo de energía eléctrica y de la demanda de potencia asociada. Asimismo las expectativas más probables de autoabastecimiento de energía eléctrica, a partir de las cuales se determina la parte del consumo que será atendida por el servicio público en el periodo 2011-2026.
En este ejercicio, las estimaciones de demanda y consumo consideran explícitamente las acciones para cumplir las metas específicas formuladas en la Estrategia Nacional de Energía de febrero de 2010. Entre ellas disminuir pérdidas de electricidad a niveles comparables a estándares internacionales de 8% y capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el PRONASE.
1.2 Introducción
El estudio del mercado eléctrico requiere del análisis de la información histórica sobre el consumo de electricidad, a partir de las ventas facturadas a los diversos tipos de usuarios y el comportamiento del autoabastecimiento, así como su relación con la evolución de la economía, de los precios de combustibles y de los precios de electricidad para los diferentes tipos de usuarios. Asimismo, considera los ajustes históricos en el consumo, derivados de un uso más eficiente de la electricidad por la evolución tecnológica y la aplicación de programas específicos como el horario de verano o el cambio en las normas oficiales mexicanas (NOM’s), así como los apoyos financieros para la sustitución de equipos de aire acondicionado, focos, refrigeradores, motores y bombas.
A través de modelos sectoriales, las metodologías econométricas utilizadas permiten 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 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 estimaciones de las 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.
1-2
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 se identifica como la trayectoria más probable, dadas ciertas determinaciones oficiales de política económica y supuestas las estrategias gubernamentales en el sector. El Bajo recoge la visión tendencial, y el Alto una sensibilidad frente a mayores cambios estructurales de la economía.
En el orden demográfico se supone una sola trayectoria, tanto de la población como de la vivienda.
En el caso de los combustibles que se utilizan para generar electricidad, también se suponen tres trayectorias de precios, normalmente identificados por las trayectorias de los 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.
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 recoge el impacto 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 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
1-3 1.3 Supuestos básicos
1.3.1 Macroeconómicos
La SENER define para este ejercicio tres escenarios económicos —Planeación, Alto y Bajo—
para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad.
El de Planeación constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) para 2011-2026 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
2011-2026 es de 3.6 por ciento. Para el Alto se proyecta una tmca del PIB de 4.3% y de 2.9% en el Bajo.
En la figura 1.1 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—2010
Figura 1.1
En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución proyectada en los escenarios de Planeación de 1996 a 2011. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del anterior.
-8%
-6%
-4%
-2%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
PIB Ventas más autoabastecimiento
tmca
1-4
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 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. Para el ejercicio 2011 la tasa media de crecimiento real del PIB se estima en 3.6%, similar a la del ejercicio anterior.
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto
Fuente: SENER
Figura 1.2
En el cuadro 1.1 se indica el comportamiento histórico de las tasas de crecimiento anual del PIB 2000 a 2010.
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000 16,000 Mil Mill $2003
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real
1-5
Crecimiento anual del PIB en 2000—2010
1/ Tasa de crecimiento anual
2/ Revisada con la nueva base moneda 2003 Fuente: INEGI
Cuadro 1.1 1.3.2 Población y vivienda
Se utilizaron las cifras de población y vivienda particular habitada más recientes, elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO). A partir de estas proyecciones y con datos oficiales del Instituto Nacional de Estadística y Geografía (INEGI), se estimó la trayectoria de vivienda total, suma de viviendas individuales y colectivas, así como viviendas ocupadas o desocupadas.
La proyección para el crecimiento de la población presenta una tmca de 0.6% durante el periodo de pronóstico, y de 2.4% anual en promedio tanto para las viviendas totales como para las particulares habitadas. Estos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio
de las familias: de 3.3 miembros en 2010 a sólo 2.5 habitantes por vivienda particular habitada en 2026.
1.3.3 Precios de combustibles
La figura 1.3 muestra los precios en dólares constantes de 2011 para el escenario de Planeación. Con relación a 2010, el precio del combustóleo disminuye, el nacional a una tasa media anual de -0.5% y el importado de -0.1%. Por su parte el gas natural aumenta 2.1% en promedio al año en el caso nacional y 1.8% el importado. Para los precios del carbón nacional, se estima un pequeño incremento medio anual del orden de 0.3% y para el importado un decremento anual medio de -2.4 por ciento.
Año
2000 5.96 2/
2001 -0.95
2002 0.09
2003 1.35
2004 4.05
2005 3.21
2006 5.15 2/
2007 3.26 2/
2008 1.50 2/
2009 -6.08 2/
2010 5.50
PIB tca1/ (%)
1-6
Trayectorias de Precios de Combustibles1/
Escenario de Planeación 2011 – 2026
1/ Los precios nacionales son los promedios aritméticos de los precios entregados en planta. Incluyen costos de transporte Fuente: SENER
Figura 1.3
1.3.4 Precios de la energía eléctrica
Las tarifas eléctricas en 2010 continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las 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 2011–2026 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 una ligera racionalización de los subsidios sin que se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. 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 de los escenarios económicos y de precios de combustibles preparados por la SENER.
Gas importado
Gas nacional
Gas Henry Hub
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
2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 USD11 /MMBtu
Carbón Pacífico y Golfo (<1.0 % S) Combustóleo importado
Combustóleo nacional
Carbón nacional (1.0 % S)
Uranio enriquecido
1-7
Para los tres escenarios, los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a la trayectoria de cada escenario económico y a los precios de los combustibles. En consecuencia, en los tres casos las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de esos escenarios.
La figura 1.4 muestra las trayectorias estimadas del precio medio total para cada uno de los escenarios.
Trayectorias del precio medio total de electricidad Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026
Fuente: SENER y CFE
Figura 1.4
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 2010 y para el periodo 2011-2016, el precio medio total experimenta una ligera baja en los
tres escenarios —Planeación, Alto y Bajo— con tasas medias anuales de -0.9, -0.2 y -1.2%, respectivamente.
1.3.5 Autoabastecimiento y cogeneración
El consumo autoabastecido en 2010 en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 26.2 TWh y representó 12.2% de la suma de ventas más autoabastecimiento de electricidad. Se estima que en los tres escenarios, el autoabastecimiento alcance un volumen de 47.1 TWh en 2026. En el escenario de Planeación este volumen representaría en 2026, 10.6% de dicha suma de ventas más autoabastecimiento.
1.3.6 Ahorro de energía eléctrica derivado del PRONASE
En concordancia con una de las principales metas de sustentabilidad ambiental de la Estrategia Nacional de Energía —capturar el potencial de ahorro en el consumo final de energía eléctrica identificado en el PRONASE— la SENER preparó tres escenarios prospectivos de ahorro de
0.89 1.00
0.85
0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00 1.10 1.20 1.30 1.40
$03/kWh
Historia Planeación Alto Bajo
1-8
energía eléctrica para el periodo 2011-2026, Planeación, Alto y Bajo. Su construcción 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.
En los tres casos, se han considerado los 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.
Asimismo su participación en los diversos sectores de consumo eléctrico: Residencial, Comercial, Servicios, Agrícola, Empresa Mediana y Gran Industria.
En el cuadro 1.2 se muestra la trayectoria global y sectorial del ahorro.
Trayectoria ahorro PRONASE Escenario de Planeación
GWh
Fuente: SENER
Cuadro 1.2
El 71.3% del total de ahorro de 39.2 TWh en 2026 se registraría en el sector residencial. Esta fuerte participación se deriva de importantes cambios en la norma oficial mexicana de eficiencia energética de lámparas para uso general y en la sustitución de focos incandescentes por halógenos primero, y por lámparas fluorescentes compactas después.
Como se muestra en la figura 1.5, para el escenario Alto el ahorro total en 2026 sería de 48.3 TWh y para el Bajo de 30.3 TWh. En ambos casos con la misma participación del sector residencial.
Sector 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
Total Nacional 500 1,371 2,420 3,130 6,422 11,253 16,252 22,228 24,181
Residencial 500 1,371 2,420 3,130 5,709 9,569 13,283 17,223 18,473
Comercial 0 0 0 0 86 213 385 687 796
Servicios 0 0 0 0 201 415 673 985 1,049
Industrial 0 0 0 0 386 957 1,732 3,042 3,520
Empresa Mediana 0 0 0 0 234 579 1,047 1,846 2,134
Gran Industria 0 0 0 0 153 379 685 1,196 1,387
Bombeo Agrícola 0 0 0 0 40 99 179 291 343
Sector 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
Total Nacional 26,131 28,083 30,010 31,979 33,901 35,815 37,497 39,172
Residencial 19,720 20,953 22,181 23,406 24,602 25,773 26,862 27,943
Comercial 904 1,012 1,119 1,225 1,329 1,426 1,514 1,601
Servicios 1,113 1,178 1,232 1,300 1,367 1,435 1,476 1,518
Industrial 3,999 4,492 4,979 5,489 5,988 6,499 6,899 7,298
Empresa Mediana 2,422 2,718 3,010 3,314 3,614 3,918 4,168 4,419 Gran Industria 1,577 1,775 1,970 2,175 2,374 2,581 2,730 2,879
Bombeo Agrícola 395 447 498 559 616 681 747 812
1-9
Trayectoria ahorro PRONASE
Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026
Fuente: SENER y CFE
Figura 1.5
1.3.7 Recuperación de pérdidas no-técnicas
Se consideran tres trayectorias de recuperación de pérdidas no-técnicas. Se trata de energía eléctrica que es consumida, pero no facturada. El logro de estas metas dependerá —como se indica en la Estrategia Nacional de Energía— de tres acciones: 1) asignación oportuna de recursos financieros y físicos; 2) incorporación gradual de tecnologías avanzadas para la administración de la demanda como redes y medidores inteligentes; y 3) modificación del marco legal para tipificar el robo de energía eléctrica como delito federal grave.
Bajo el supuesto de un éxito significativo en el desarrollo de esas acciones para lograr las metas propuestas, en el escenario de Planeación se ha estimado que en 2026 se alcanzará un total de
energía recuperada en la facturación de 33.1 TWh. En los sectores Residencial y Comercial se lograría 75% de dicha recuperación. Véase figura 1.6.
39.2 48.3
30.3
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45 50
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026
Historia Planeación Alto Bajo
TWh
1-10
Trayectorias de recuperación de pérdidas no-técnicas en la facturación Escenarios de Planeación, Alto y Bajo 2011–2026
Fuente: SENER y CFE
Figura 1.6
Para los escenarios Alto y Bajo, los volúmenes de la energía eléctrica que se recuperarían en la facturación serían de 36.7 TWh y 29.2 TWh respectivamente. También corresponde a los sectores residencial y comercial el mayor porcentaje de dicha recuperación.
1.4 Pronósticos global y sectorial de las 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 figura 1.2, en los siete años anteriores al actual la estimación del PIB había sido cada vez menor. En consecuencia los pronósticos de la suma de ventas más autoabastecimiento también han mostrado ese comportamiento.
Este año el pronóstico del PIB para el periodo 2011-2026 es un poco más optimista, dada la recuperación de la economía en 2010.
En correspondencia, para el periodo 2011-2026 y dados todos los supuestos de ahorro y la recuperación de pérdidas no-técnicas en la facturación, el actual pronóstico de ventas más autoabastecimiento prevé una evolución similar a la del ejercicio anterior hasta 2020, y mayor a aquella a partir de 2020. Véase figura 1.7.
33.1 36.7
29.2
0 5 10 15 20 25 30 35 40
2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026
Historia Planeación Alto Bajo
TWh
1-11
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
Figura 1.7
En el cuadro 1.3 se muestran las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en el periodo 2000-2010.
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2010
1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa de crecimiento anual 3/ Cifra revisada
Cuadro 1.3
En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la generación debidos a estos cambios en las estimaciones.
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500 TWh
1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 Real
Año
2000 6.75
2001 1.74
2002 1.95
2003 2.57
2004 3.94
2005 4.00
2006 3.19
2007 3.143/
2008 2.073/
2009 -0.773/
2010 3.74
(V + A) 1/
tca2/ (%)
1-12
En el pasado decenio 1991-2010 las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.9% como consecuencia de una evolución anual de 3.6% de la electricidad suministrada por el sector público y de 6.0% del autoabastecimiento. En particular, desde 2004 el volumen de la autogeneración superó los 20 TWh anuales. Y en 2010 alcanzó los 26.2 TWh.
Considerando todos los supuestos descritos, se estima que en el periodo 2011-2026 las ventas más autoabastecimiento del escenario de Planeación crecerán en promedio 4.7% al año.
Véanse figura 1.8 y cuadro 1.4.
Como resultado de este comportamiento, el volumen de energía que se proyecta consumir en 2026 será de 445.1 TWh. En el Alto sería de 492.0 TWh, y de 393.3 TWh en el Bajo. Véase figura 1.9.
Además, de concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 4.8% en promedio al año, para llegar a 398.0 TWh en 2026.
En el escenario Alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.5% anual, para llegar a 444.9 TWh. Y en el Bajo de 3.9% de crecimiento anual, para alcanzar 346.2 TWh al final del periodo de pronóstico.
Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica histórico y prospectivo Escenario de Planeación 2011-2026
Fuente: SENER y CFE
Figura 1.8 0
50 100 150 200 250 300 350 400 450
Ventas más autobastecimiento de energía eléctrica 1991-2010
tmca 3.9%
TWh
Ventas del Servicio Público tmca 3.6%
Ventas del Servicio Público con ahorro Pronase y recuperación de
pérdidas no-técnicas.
tmca 4.8%
100.2 TWh
214.0 TWh Consumo autoabastecido
tmca 6.0%
Consumo autoabastecido 2011-2026 tmca 3.7%
445.1 TWh Proyección de ventas más autoabastecimiento de
energía eléctrica con ahorro Pronase y recuperación de pérdidas no-técnicas
tmca 4.7%
398.0 TWh
187.8 TWh
1-13
Proyección de las ventas más el autoabastecimiento de energía eléctrica Escenario de Planeación
(GWh)
1/ Tasa media de crecimiento anual referida a 2010
Incluye deducciones por energía ahorrada y adiciones por energía recuperada por facturación de pérdidas no-técnicas.
Fuente: SENER y CFE
Cuadro 1.4
Ventas más autoabastecimiento 1991-2010 y Escenarios 2011-2026
Figura 1.9
Sector 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018
1.-Ventas más autoabastecimiento (Original) 214,470 225,435 236,653 247,840 259,705 272,113 285,286 299,209 313,687
2.-Ahorro Pronase 500 1,371 2,420 3,130 6,422 11,253 16,252 22,228 24,181
3.-Diferencia (1-2) 213,970 224,064 234,233 244,711 253,282 260,861 269,034 276,981 289,505
4.-Recuperación de pérdidas no-técnicas 0 597 1,258 1,964 2,707 3,482 4,305 5,163 6,176
5.-Ventas más autoabastecimiento (3+4) 213,970 224,661 235,492 246,674 255,989 264,342 273,339 282,144 295,681
6.-Consumo autoabastecido 26,155 26,453 28,002 32,477 35,360 36,479 37,157 38,622 39,672
7.-Ventas del servicio público (5-6) 187,815 198,207 207,490 214,198 220,629 227,864 236,182 243,522 256,010
Sector 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2011-20261/
%
1.-Ventas más autoabastecimiento (Original) 328,324 343,827 359,936 376,711 394,509 413,010 431,445 451,111 4.76
2.-Ahorro Pronase 26,131 28,083 30,010 31,979 33,901 35,815 37,497 39,172 31.33
3.-Diferencia (1-2) 302,193 315,744 329,926 344,732 360,607 377,195 393,947 411,939 4.18
4.-Recuperación de pérdidas no-técnicas 8,992 12,055 15,383 18,992 22,920 27,164 31,696 33,140 n.a.
5.-Ventas más autoabastecimiento (3+4) 311,185 327,799 345,309 363,725 383,527 404,360 425,643 445,079 4.68
6.-Consumo autoabastecido 40,550 41,210 42,188 43,238 44,216 45,266 46,191 47,069 3.74
7.-Ventas del servicio público (5-6) 270,635 286,590 303,121 320,487 339,311 359,094 379,452 398,010 4.81
445.1 492.0
393.3
0.0 50.0 100.0 150.0 200.0 250.0 300.0 350.0 400.0 450.0 500.0 550.0 600.0
Historia Planeación Alto Bajo
Alto: tmca 5.3%
Planeación: tmca 4.7%
Bajo: tmca 3.9%
TWh
Historia 1991-2010: tmca 3.9%