Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico
2009 - 2018
PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO
2009 - 2018
Subdirección de Programación
Coordinación de Planificación
Comisión Federal de Electricidad
Alfredo Elías Ayub
Director General
Florencio Aboytes García
Subdirector de Programación
Gonzalo Arroyo Aguilera
Coordinador de Planificación
Isaac Jiménez Lerma
Coordinador de Evaluación
Jorge B. García Peña
Gerente de Estudios Económicos
Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a:
Subdirección del Centro Nacional de
Control de Energía
CFE
Subdirección de Desarrollo de Proyectos
CFE
Subdirección de Distribución
CFE
Subdirección de Generación
CFE
Subdirección de Proyectos y Construcción
CFE
Subdirección de Transmisión
CFE
ÍNDICE
página
INTRODUCCIÓN
iRESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2009 - 2018
iii
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1- 11.1 Introducción 1- 1
1.2 Supuestos básicos 1- 2
1.2.1 Macroeconómicos 1- 2
1.2.2 Población y vivienda 1- 5
1.2.3 Precios de combustibles 1- 5
1.2.4 Precios de electricidad 1- 6
1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1- 8
1.2.6 Otros supuestos 1- 8
1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento,
2008-2018 1- 9
1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2008-2018: escenario Base 1-13 1.4.1 Distribución de la demanda máxima en 2007 1-14 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en
2008–2018 1-15
1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2008-2018 1-17 1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio
público 2008-2018 1-19
1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-23
1.4.6 Exportación e importación de CFE 1-27
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
ÍNDICE
página
2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2- 9
2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2- 9
2.3 Generación bruta 2-10
2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-11
2.5 Pérdidas de energía 2-16
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- 13.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo 3- 1
3.2 Conceptos de margen de reserva 3- 3
3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3- 5 3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para
autoabastecimiento 3- 6
3.3.2 Autoabastecimiento remoto 3- 7
3.3.3 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y
cogeneración 3- 8
3.4 Retiros de capacidad 3- 9
3.5 Proyectos de rehabilitación y modernización (RM) 3-12
3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-13
3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-15
3.8 Participación en el cambio climático 3-19
3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-20 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa
de expansión 3-20
3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-21
3.9.3 Capacidad adicional 3-24
3.10 Evolución de la capacidad para el servicio público 3-25 3.10.1 Diferimientos de proyectos de generación 3-30
3.10.2 Repotenciaciones 3-31
3.10.3 Centrales eoloeléctricas 3-31
3.10.4 Centrales carboeléctricas 3-32
3.10.5 Participación de tecnologías en la expansión 3-32
3.10.6 Proyectos de cogeneración de PEMEX 3-33
3.10.7 Proyectos de ciclo combinado en el área Occidental 3-33 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico 3-33
3.12 Margen de reserva de capacidad 3-34
3.13 Margen de reserva de energía 3-37
3.14 Diversificación de las fuentes de generación 3-38
3.15 Fuentes de suministro de gas natural 3-41
3.16 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de
electricidad 3-42
ÍNDICE
página 3.17 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de
combustibles 3-42
3.17.1 Restricciones ecológicas 3-42
3.17.2 Eficiencia del proceso termoeléctrico 3-43
3.17.3 Composición de la generación bruta 3-45
3.17.4 Requerimientos de combustibles 3-47
3.17.5 Requerimientos de combustibles alternos para centrales tipo
libre 3-50
4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN
4- 14.1 Introducción 4- 1
4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4- 1
4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 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 Escenario actual por área de control 4- 4
4.4.1 Área Central 4- 4
4.4.1.1 Obras principales 4- 5
4.4.1.2 Red de transmisión asociada a Valle de México II y
III 4- 7
4.4.2 Área Oriental 4- 8
4.4.2.1 Obras principales 4- 8
4.4.2.2 Red de transmisión asociada al proyecto San Lorenzo
Conversión TG/CC 4-13
4.4.2.3 Red de transmisión asociada al proyecto Humeros
Fases A y B 4-14
4.4.2.4 Red de transmisión asociada a los proyectos de
generación eólica La Venta III 4-15
4.4.2.5 Red de transmisión asociada al proyecto de Temporada Abierta (TA) y a proyectos eólicos Oaxaca I, II, III y IV
4-16
4.4.3 Área Occidental 4-18
4.4.3.1 Obras principales 4-18
4.4.3.2 Red asociada a carboeléctrica del Pacífico 4-22
ÍNDICE
página
4.4.4 Área Noroeste 4-29
4.4.4.1 Obras principales 4-30
4.4.4.2 Red de transmisión asociada a la central de ciclo
combinado Agua Prieta II 4-33
4.4.5 Área Norte 4-34
4.4.5.1 Obras principales 4-34
4.4.5.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte
(La Trinidad) 4-37
4.4.5.3 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte II
(Chihuahua) 4-38
4.4.5.4 Red asociada a la central de ciclo combinado Norte
III (Juárez) 4-39
4.4.6 Área Noreste 4-40
4.4.6.1 Obras principales 4-41
4.4.6.2 Red de transmisión asociada a la central
hidroeléctrica Río Moctezuma (Tecalco) 4-43 4.4.6.3 Red de transmisión asociada a la central de ciclo
combinado Noreste (Escobedo) 4-44
4.4.7 Área Baja California 4-45
4.4.7.1 Obras principales 4-46
4.4.7.2 Red asociada a la central de ciclo combinado Baja
California 4-48
4.4.7.3 Red de transmisión asociada a la central de CC Baja California III
4-49
4.4.8 Área Baja California Sur 4-50
4.4.8.1 Obras principales 4-51
4.4.9 Área Peninsular 4-52
4.4.9.1 Obras principales 4-52
4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-55
4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-61
4.7 Interconexiones nacionales e internacionales 4-63
4.7.1 Interconexión del área Baja California al Sistema
Interconectado Nacional 4-63
4.7.2 Interconexión CFE-Guatemala 4-63
5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2009-2018
5- 16. ESCENARIO ALTERNO DEL MERCADO ELÉCTRICO
6- 16.1 Mercado eléctrico 6- 1
6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6- 1
6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6- 1
6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6- 1
6.1.4 Escenario de Mayor Crecimiento 6- 2
6.2 Requerimientos de capacidad y retiros 6- 4
ÍNDICE
página
6.2.1 Escenario de Mayor Crecimiento 6- 5
6.2.2 Comparación de escenarios 6- 7
6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6-11 6.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles
fósiles
6-12
6.4.1 Generación bruta 6-12
6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles 6-14
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 GCH A- 2
A.3 Aportaciones hidráulicas A- 5
A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A- 8
A.5 Concepto de energía almacenada A- 9
A.6 Evolución histórica de la energía almacenada A- 9
A.7 Rehabilitación y modernización de unidades hidroeléctricas A-10
A.8 Generación hidroeléctrica 2008–2018 A-12
A.9 Política de operación 2008–2018 A-13
ANEXO B MARGEN DE RESERVA REGIONAL Y EXPERIENCIA INTERNACIONAL
B- 1
B.1 Introducción B- 1
B.2 Estándares de confiabilidad regionales en NERC B- 2
B.3 Margen de reserva regional B- 3
B.3.1 Cálculo del margen de reserva, metodología y conceptos B- 5
B.3.1.1 Pronóstico de carga firme B- 5
B.3.1.2 Recursos de generación B- 6
B.3.2 Límites de transmisión regionales B- 8
B.3.3 Valores de reserva regional del NERC en el largo plazo B- 9 B.4 Margen de reserva regional en sistemas interconectados B-11
B.4.1 Recursos regionales de generación B-11
B.4.2 Caso ilustrativo B-12
ÍNDICE
página
C.2.3 Límite de estabilidad C- 5
C.3 Distribución del flujo de potencia en una red de corriente alterna C- 5 C.4 Acciones para incrementar límites de transmisión C- 7
C.4.1 Ejemplos de acciones específicas C- 8
C.4.2 Estudios para reforzar la red de transmisión principal del SEN C-12
ANEXO D EFECTO DE LA INCERTIDUMBRE EN LOS COSTOS DE COMBUSTIBLES Y DE INFRAESTRUCTURA SOBRE LOS COSTOS DE GENERACIÓN
D- 1
D.1 Introducción D- 1
D.2 Incertidumbre en los precios de los combustibles D- 1 D.3 Incertidumbre en los costos de infraestructura de generación D- 4 D.4 Rango de variación en los costos unitarios de generación D- 6
D.5 Conclusiones D-10
ANEXO E GLOSARIO
E- 1ANEXO F ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS
F- 1ANEXO G SIGLAS Y ACRÓNIMOS
G- 1INTRODUCCIÓN
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 los lineamientos de política energética y las disposiciones nacionales en materia financiera, ambiental y social.
La elaboración del POISE es una actividad dinámica, pues de manera continua se le incorporan las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias.
El ciclo de revisión integral del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y los precios de combustibles, elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER).
Se presenta la evolución del sistema en el periodo 2009–2018. Para 2008 se considera la información disponible en el momento de la elaboración de este programa.
En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente.
Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica en el sistema interconectado nacional;
margen de reserva regional y experiencia internacional; acciones para incrementar límites de transmisión en la planificación; así como el efecto de incertidumbre en costos nivelados de generación.
RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2009-2018
Escenarios macroeconómicos
Este año, derivado de la crisis financiera y económica a nivel mundial, la SENER y la Comisión Federal de Electricidad (CFE) acordaron a principios de octubre modificar los escenarios macroeconómicos que originalmente se habían recibido de SENER en febrero de 2008.
Para ello se consideraron dos escenarios denominados:
Base.- Coincide con el Bajo entregado por la SENER el 19 de febrero de 2008, con excepción del crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) global de 2008 y 2009, los cuales se ajustaron a 2.0% y 1.8 por ciento.
Mayor Crecimiento.- Es el escenario alterno y corresponde al Medio enviado por la SENER en la fecha antes señalada.
Para el escenario Base, las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán en promedio 3.3% cada año, derivado de un incremento medio del PIB de 2.3 por ciento.
Ciclo de planificación anual
En cada ciclo el punto de partida es la nueva estimación del consumo de energía y la demanda de electricidad esperada. En el ejercicio de planificación se revisa la programación de las 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, ya que los proyectos aún no se han licitado.
Escenario de precios de combustibles
Esta es una información importante que se recibe de la SENER. Los pronósticos sobre precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica.
Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural de alrededor de 8 dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado estaría en una banda de 8 a 10 dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 100 dólares la tonelada.
Ante la posibilidad futura de que se mantengan altos los precios para el gas natural o limitaciones en su suministro —por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA)— CFE ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL) en Altamira, Tamaulipas; Rosarito, B.C. y próximamente en Manzanillo, Colima.
Disponibilidad de unidades generadoras
En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Ello permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 83 por ciento. Sobre esta base se han determinado los márgenes de reserva necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro.
El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en criterios de diseño del sistema.
Composición del parque generador
Tomando como base los escenarios oficiales de precios de los combustibles, los costos de inversión para las tecnologías así como 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 17,942 MW de capacidad adicional para el servicio público, con la siguiente composición: 2,939 MW en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eoloeléctricas; 2,078 MW en carboeléctricas; 522 MW en unidades turbogás y de combustión interna; 8,795 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 2,368 MW cuya tecnología aún no se ha definido. En el total se incluye la capacidad actualmente en construcción, los incrementos por RMs (479 MW) y los proyectos de Luz y Fuerza del Centro (LyFC) (761 MW).
Para el bloque de generación con tecnología libre se tendrán como opciones las nuevas tecnologías de generación, como centrales con fuente de energía renovable y ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, así como carboeléctricas y plantas nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía.
Debido a la desaceleración del crecimiento de la demanda y a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura para este tipo de proyectos, se ha considerado que a partir de 2017 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y la tecnología nuclear podría ser una opción factible después de 2018, una vez que la SENER emita un lineamiento de política energética al respecto.
El programa de expansión incluye la repotenciación de unidades generadoras en centrales existentes. De manera constante se continuarán evaluando técnica y económicamente las
En años recientes CFE ha desarrollado estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación, combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes. Tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica a fin de repotenciarse o utilizar otros combustibles.
Margen de reserva
Los márgenes de reserva de 2009 a 2013 en el sistema interconectado nacional se consideran altos, debido principalmente a que en los próximos años el crecimiento esperado de la demanda de potencia será bajo, por la desaceleración de la economía a nivel nacional y mundial. Las centrales generadoras programadas para entrar en operación en el periodo 2009-2012 están en construcción y se vuelven necesarias por requerimientos regionales.
En este ciclo de revisión del POISE se difirieron 48 proyectos de generación, resultado del escenario de bajo crecimiento del consumo y demanda de electricidad. Con el conjunto de estas acciones, el margen de reserva del sistema interconectado se reducirá gradualmente y cumplirá con los estándares de planificación a partir de 2015.
En el horizonte de planeación se incorporará un bloque importante de generación eólica. Al respecto es importante señalar que en la planificación del sistema estos proyectos se consideran como un recurso de energía, pues debido a la aleatoriedad del viento, la capacidad asociada a estos desarrollos es intermitente. Por ello su contribución al margen de reserva se convierte también en aleatoria y de bajo impacto en las horas de demanda máxima.
Programa de autoabastecimiento
De acuerdo con la información proporcionada por la SENER, se estima que el consumo autoabastecido crecería 26.1% y llegaría a 30.1 TWh en 2018. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica alcanzaría 15.3 TWh en el mismo año.
Por otra parte, como resultado del proceso de temporada abierta convocado por la Comisión Reguladora de Energía (CRE), con el fin de desarrollar capacidad de transmisión en el Istmo de Tehuantepec para 1,900 MW en proyectos eólicos, se está desarrollado un proyecto de infraestructura de transmisión para manejar la energía de estos aerogeneradores. Al concretarse el desarrollo de tales parques, se estima que el consumo autoabastecido podría incrementarse 6 TWh.
Desarrollo de la transmisión
Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo. Con ello se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema.
Se construirán 20,664 km-c de líneas —69 a 400 kV— y se instalarán 54,183 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, así como 11,051 MVAr en equipo de compensación reactiva.
Interconexiones
El proyecto de interconexión del sistema eléctrico de Baja California al Sistema Interconectado Nacional (SIN) se ha diferido para 2013. Tal interconexión permitirá aprovechar la diversidad en los patrones de demanda entre los sistemas, con lo cual se utilizará de mejor manera la infraestructura de generación. Asimismo, será posible el intercambio económico de energía en diferentes horas del día y épocas del año, obteniendo beneficios económicos en la operación del sistema interconectado.
La interconexión se desarrollará en dos etapas de 300 MW cada una: la primera está programada para iniciar su operación en 2013, la segunda dependerá del crecimiento de la demanda y de la entrada en operación de centrales en las áreas del norte.
Requerimientos de inversión
El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de CFE de 2009–2018 es de 636,244 millones de pesos de 2008, con la siguiente composición: 44.8%
para generación, 19.4% en obras de transmisión, 22.3% para distribución, 12.8% en el mantenimiento de centrales y 0.7% para otras inversiones.
Se estima que 42.2% del monto total de inversiones se cubrirá mediante recursos presupuestales; como inversión complementaria, el 57.8% restante se llevará a cabo a través del esquema de obra pública financiada o bajo la modalidad de producción independiente de energía. Para los proyectos de generación, la SENER definirá la modalidad en apego a lo que establece el artículo 125 del Reglamento de la LSPEE.
1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO
1.1 Introducción
El estudio del desarrollo del mercado eléctrico tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial.
Normalmente, estas evaluaciones se realizan para tres escenarios macroeconómicos y de precios de combustibles definidos por la SENER —Planeación, Alto y Bajo— las cuales son base de los ejercicios de planeación para todos los organismos públicos del sector.
A punto de concluir el ejercicio anual de planeación correspondiente a 2008—2018, nuestra economía ingresó —según lo califican expertos— en una de las más severas crisis de la época reciente.
Por las características y la extensión que ya se observan en la misma, vinculada a los severos problemas de la economía mundial, la SENER consideró imprescindible revisar el ejercicio de planeación 2008—2018. Esto implicó dos decisiones fundamentales: 1) determinar un nuevo escenario Base de planeación; y 2) utilizar como escenario alterno —Mayor Crecimiento— el correspondiente al de Planeación original recibido en febrero de 2008, para ser aplicado en los ejercicios de sensibilidad.
Por disposición de la SENER, la determinación del nuevo escenario Base se sustentó en tres lineamientos:
1) Para 2008 y 2009, redefinir las bases económicas, de precios de combustibles y de precios de electricidad, en concordancia con las nuevas estimaciones oficiales
2) Para 2010—2018, seguir la dinámica económica del escenario Bajo original
3) Suponer un escenario de precios de combustibles combinando el precio del combustóleo del Alto original, y del gas natural y carbón del de Planeación original Con estos tres lineamientos se buscó adaptar el ejercicio de planeación 2008 a las nuevas condiciones económicas y también a las nuevas relaciones de precios de combustibles.
En síntesis, estas son las bases según las cuales —en esta revisión del ejercicio de planeación—
se han identificado nuevos requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector público —CFE y LyFC—
como el de usuarios con autoabastecimiento.
Igual que en años anteriores, el estudio del mercado eléctrico requirió la actualización y el análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios.
La finalidad ha sido identificar, mediante modelos econométricos cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico.
Las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales:
Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional
Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional
Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones del mercado regional
Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayores probabilidades de realización
Así, a partir de los dos diferentes escenarios de crecimiento y evolución de la economía
—derivados de la revisión realizada— se estimaron las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema.
1.2 Supuestos básicos
1.2.1 Macroeconómicos
El escenario Base integra las proyecciones económicas más conservadoras. Por la naturaleza y la extensión de la crisis económica actual se le considera con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la nueva trayectoria de referencia del ejercicio de planificación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) 2008—2018, para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo.
Para el escenario Base se acordó con SENER ajustar el crecimiento del PIB en 2008 y 2009 a 2 y 1.8% respectivamente. De este modo, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB global durante 2008—2018 es de 2.3% (3.6% en 2007). En el escenario de Mayor Crecimiento se proyecta una tasa media anual de 3.5% (4.1% en 2007).
En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observa la correspondencia general que guardan el comportamiento de la economía y el del consumo nacional de electricidad.
Las divergencias se deben a los cambios que experimentaron otros factores que también influyen en el consumo de electricidad como son el precio de la electricidad y la estructura relativa de la actividad económica debido a que los distintos sectores componentes, no inciden igualmente en la intensidad del consumo.
Evolución del PIB y ventas más autoabastecimiento Tasas medias de crecimiento anual 1987—2007 (21 años)
Figura 1.1
En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1999 hasta 2008. 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 para 1999 y 2000 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo desarrollo económico real dio lugar a desviaciones significativas. En el pronóstico de 2005 se aprecia un incremento menor al de 2004. No obstante, en 2006 el crecimiento del PIB resultó mayor a lo esperado y su pronóstico resultó muy parecido al de 2007.
La última trayectoria muestra el nivel del ajuste efectuado para determinar el nuevo ejercicio Base de 2008, donde se observa una desaceleración notoria de la economía del país.
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
PIB Ventas más autoabastecimiento
tmca
-15%
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007
PIB Ventas más autoabastecimiento
tmca
Comparación de los pronósticos del producto interno bruto
Figura 1.2
En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB de 2000 a 2007.
Crecimiento real del PIB en 2000—2007
PIB trca 1/ (%)
2000 6.60
2001 -0.16
2002 0.83
2003 1.35
2004 4.18
2005 2.802/
2006 4.772/
2007 3.20
Año
0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750 2,000 2,250 2,500 2,750 3,000
1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018
Mil mill $1993
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real
0 250 500 750 1,000 1,250 1,500 1,750 2,000 2,250 2,500 2,750 3,000
1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015 2018
Mil mill $1993
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real
1.2.2 Población y vivienda
Respecto al componente demográfico, se utilizaron como base las proyecciones de población de la serie de vivienda del escenario de Planeación original. Éstas fueron elaboradas por el Consejo Nacional de Población (CONAPO).
En el caso del escenario Base, para 2007 y 2008 se integró una estimación preliminar del incremento vinculado al énfasis reciente en la construcción de vivienda.
La proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.7% durante el periodo de pronóstico en ambos escenarios, y de 2.8% anual en promedio para las viviendas del escenario Base y 2.7 % en el de Mayor Crecimiento. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2007 registró 3.6 habitantes por vivienda y según las previsiones de CONAPO, bajará a 2.9 habitantes para 2018 en ambos escenarios.
1.2.3 Precios de combustibles
La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles domésticos —la parte más significativa del costo de producción— es afectada por la dinámica de la economía mundial, el balance de energía asociado, los índices de inflación y el tipo de cambio.
El comportamiento de los precios de combustibles en el escenario Base es el siguiente: el del combustóleo se eleva a una tasa media anual de 1.7%. El gas natural aumenta anualmente a una tasa media de 2.2 por ciento.
Según estos incrementos, el precio del combustóleo importado —menor azufre que el nacional— se conserva por encima del nacional. El precio del gas natural importado es ligeramente mayor al del nacional, debido básicamente al costo del transporte.
En el caso del carbón, luego de la notable elevación en los últimos años asociada al incremento de los precios del petróleo y de las tarifas de transporte, el precio del importado regresa a su comportamiento histórico. Lo mismo sucede con el carbón nacional.
En la figura 1.3 se muestra la evolución esperada de los precios de los combustibles 2008—2018 para el escenario Base.
Escenario de precios de combustibles 2008—2018
Gas importado
Gas nacional
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
2002 04 06 08 10 12 14 16
Dólares 08/MMBtu
Combustóleo importado Combustóleo nacional
Carbón nacional (1.0 % S) Carbón pacífico y golfo (<1.0 % S)
18 Figura 1.3
1.2.4 Precios de electricidad
Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a adecuaciones mensuales. Algunas como las residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, se ajustan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con factores variables.
Los factores fijos se autorizan mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en los cargos tarifarios, derivados de los movimientos del costo total, considerando por una parte los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad y por otra, el resto de los factores de costo.
Los factores cambiantes son función de las variaciones:
1) En el precio de los combustibles fósiles
Para el ajuste —normalmente anual— del resto de las tarifas, en los dos escenarios se han supuesto incrementos asociados a la evolución del Índice Nacional de Precios al Consumidor, considerando una ligera racionalización de los subsidios sin que, en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.4.
En este grupo se encuentran básicamente las tarifas con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N. Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras.
A pesar de que en términos reales los precios son similares, en los dos escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles.
Relaciones precio/costo de tarifas residenciales y agrícolas 1994—2018
Figura 1.4
Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios —tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como a los factores fijos— el precio medio global registra en la figura 1.5 comportamientos diferentes. En el escenario Base se incrementa a una tmca real de 1.1%, y en el de Mayor Crecimiento evoluciona a 0.0 por ciento.
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Residencial base Residencial mayor crecimiento
Agrícola base Agrícola mayor crecimiento
0.00 0.10 0.20 0.30 0.40 0.50 0.60 0.70 0.80 0.90 1.00
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
Residencial base Residencial mayor crecimiento
Agrícola base Agrícola mayor crecimiento
Precio medio global de la electricidad de servicio público
Figura 1.5
1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración
En 2007, el consumo autoabastecido en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 23.2 TWh y representó 11.4% del consumo de electricidad, del cual 6.5% corresponde al local y 4.8% al remoto.
Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico indica que en 2018 el autoabastecimiento será de 30.1 TWh, arriba del nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 28.7 TWh para el final del horizonte.
Actualmente en este ejercicio se incluyen 5.5 TWh adicionales que podrán ser generados en los proyectos denominados de temporada abierta a partir de 2011.
En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y sus condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los dos escenarios.
1.2.6 Otros supuestos
1.3146
1.1739
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40
1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018
Historia Base Mayor Crecimiento
Mayor Crecimiento: tmca 0.0%
Base: tmca 1.1%
$ 2007/kWh
1.3146
1.1739
0.00 0.20 0.40 0.60 0.80 1.00 1.20 1.40
1970 1974 1978 1982 1986 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2014 2018
Historia Base Mayor Crecimiento
Mayor Crecimiento: tmca 0.0%
Base: tmca 1.1%
$ 2007/kWh
1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2008
—2018
La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB —nivel y estructura— para el mismo lapso.
En los últimos seis años la estimación de ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.6. Similar al comportamiento del PIB para el pronóstico realizado en 1999 y 2000, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta bien al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2002 a 2005.
El pronóstico para el escenario 2006 fue prácticamente el mismo que el de 2007. En el caso Base de este ejercicio 2008, la estimación para 2008—2018 arroja una tasa de crecimiento de 3.3%, inferior en poco más de punto y medio a la del escenario de Planeación 2007 (4.8%).
Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento
Figura 1.6
El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000—2007.
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350
1991 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 TWh
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real
2018 0
25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300 325 350
1991 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 TWh
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 Real
2018
Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000—2007
2000 6.75
2001 1.74
2002 1.95
2003 2.573/
2004 3.94
2005 4.00
2006 3.19
2007 3.15
Año (V + A) 1/
trca 2/ (%)
1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual 3/ Cifra revisada
Cuadro 1.2
Las ventas más autoabastecimiento previstas en el estudio de 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para este año son de 209,693 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos sobre los planes de expansión de la capacidad de generación debidos a estos cambios en las estimaciones.
En el pasado decenio las ventas más autoabastecimiento crecieron 3.9%, como consecuencia de una evolución anual de 3.3% para las del sector público, y de 10.2% para el autoabastecimiento. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2004, 2005, 2006 y 2007: 20.5 TWh, 21.6 TWh, 22.1 TWh y 23.2 TWh, que representan un incremento de 23.2%, 29.9%, 32.9% y 39.5% respecto a 2003.
Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2018 serán de:1) 291.0 TWh en el Base, y 2) 341.5 TWh en el de Mayor Crecimiento. Ver figuras 1.7 y 1.8.
De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán en el escenario Base 3.2% en promedio al año, para llegar a 255.4 TWh en 2018. En el de Mayor Crecimiento, el incremento anual de las ventas del sector público se estima en 4.9%, para alcanzar 305.9 TWh en ese año.
Ventas más autoabastecimiento 1998—2018
Figura 1.7
Ventas más autoabastecimiento 1988—2007 y Escenarios 2008—2018
Figura 1.8
291.0
255.4
35.6
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Ventas más autoabastecimiento
tmca 3.3%
Ventas del servicio público tmca 3.2%
tmca 3.9%
tmca 3.3%
tmca 10.2%
Autoabastecimiento tmca 4.0%
TWh
291.0
255.4
35.6
0 25 50 75 100 125 150 175 200 225 250 275 300
1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 Ventas más autoabastecimiento
tmca 3.3%
Ventas del servicio público tmca 3.2%
tmca 3.9%
tmca 3.3%
tmca 10.2%
Autoabastecimiento tmca 4.0%
TWh
291.0 341.5
0 50 100 150 200 250 300 350
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 Historia Base Mayor Crecimiento
TWh
Mayor Crecimiento: tmca 4.8%
Base: tmca 3.3%
291.0 341.5
0 50 100 150 200 250 300 350
1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 Historia Base Mayor Crecimiento
TWh
Mayor Crecimiento: tmca 4.8%
Base: tmca 3.3%
En lo fundamental, la dinámica de las ventas del servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59.1% de las ventas totales: 37.7% a la empresa mediana y 21.3% a la gran industria.
En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales en 3.7% y 2.3%, para quedar conjuntamente (total industrial) en 3.2%, prácticamente igual al de las ventas totales, por lo cual en 2018 representarán 59.2% de estas últimas.
En el periodo de pronóstico el sector de mayor crecimiento en las ventas será la empresa mediana, principalmente por el mayor dinamismo económico relativo de la manufactura y la evolución de su precio medio. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado Desarrollo Normal, crecerán 3.3% al año en conjunto, tasa inferior a la de 2007 (5.1%).
Finalmente se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen ligeramente inferior: su tmca resultó de 1.5% contra 1.7% del ejercicio de planeación de 2007.
Ver cuadro 1.3.
Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento Escenario Base 1998—2018
1998-2007 2008-2018 tmca (%) tmca (%) Ventas más autoabastecimiento 3.9 3.3
Autoabastecimiento 10.2 4.0
Ventas del servicio público 1/ 3.3 3.2
Desarrollo normal 4.0 3.3
Residencial 4.5 3.6
Comercial 3.1 3.2
Servicios 2.9 1.8
Agrícola 0.2 1.5
Industrial 3.2 3.2
Empresa mediana 4.7 3.7
Gran industria 0.9 2.3
Concepto
1/ No incluyen la energía llamada de Temporada Abierta (eólicos), que forman parte del consumo autoabastecido remotamente
Cuadro 1.3
1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2008
—2018: escenario Base
Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, pues no permitiría precisar la localización y características de las obras por realizar. Debido a esto, el estudio del mercado desagrega el pronóstico nacional considerando zonas y regiones del país.
La estadística de las diferentes áreas y sistemas eléctricos, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución, Áreas de Control del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de Generación.
Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 11 comunidades o pequeños sistemas aislados —seis de los cuales reciben energía de importación—.
Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor al sistema.
Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta:
La evolución de las ventas en los sectores tarifarios y zonas del país
Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas importantes —con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial—
La evolución de las pérdidas de energía en zonas, regiones y áreas
El desarrollo de la demanda en bancos de transformación
El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad de las zonas
Los valores reales y estimaciones futuras de los usos propios de generación, y servicios propios recibidos por transmisión y distribución
La caracterización y proyección de las cargas autoabastecidas
Los escenarios del consumo sectorial de electricidad
La demanda máxima anual de una zona se calcula utilizando los valores estimados para la energía bruta y el factor de carga de esa zona.
El pronóstico de los factores se deriva del análisis de la serie histórica correspondiente, al considerar por separado las demandas de desarrollo normal y cargas importantes.
