Planificación del Sistema Eléctrico Nacional · 2012-03-08 · Crecimiento del consumo bruto consumo ruto eenergacrecera una tasa me a anua e . en e escenar o e planeación. Regionalmente

Dirección GeneralSubdirección de Programación


Planificación del SistemaEléctrico Nacional


1

Febrero 2012

Febrero 2012



Planificación del sistema eléctrico nacional

Obj ti Objetivo

Elaborar un plan de expansión que permita satisfacer la demanda futura

de electricidad a costo mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y

calidad, respetando las disposiciones nacionales en materia energética,

social, financiera y ambiental.

2



Planificación de la expansión

Pronóstico de Precios de

Costos típicos de obras

Determinación de Programa de

Precios de Combustibles

de obras

Análisis y Programa de

Determinación de las inversiones

requeridas

gObras

e Inversiones del Sector Eléctrico

(POISE)

Planificación de la expansión del sistema de

generaciónAnálisis y

pronóstico de lademanda de

energía eléctrica

Programa de obras de

generación y transmisión

Programa de

Planificación de la expansión del sistema de

ó EvaluaciónPrograma de producción y de

combustibles

transmisión Evaluación económica y financiera de

proyectos

Estudios de factibilidadde incorporación de

proyectos de generacióny autoabastecimiento

Estudios de interconexionesfronterizas y de importacióny de exportación de energía

eléctrica

3

y autoabastecimiento. eléctrica.



Preguntas básicas

¿Quécapacidad instalar para

asegurar un nivel adecuado de confiabilidad?

¿Cómocombinar las diferentes

tecnologías disponibles en el presente y en el futuro?p y

¿Dónde localizar el nuevo equipo?¿Dónde localizar el nuevo equipo?

¿Cuándo es el momento apropiado para incorporarlo al sistema?

4



Etapas de estudios de la expansión

ETAPAS PERIODO DE INTERÉS

ESTUDIOS DE GENERACIÓN

ESTUDIOS DE REDES

INTERÉS GENERACIÓNNACIONAL REGIONAL DISTRIBUCIÓN

1Largo plazo

de Lineamientos para la

localización de 1 de N+15 a N+30

centrales y corredores de transmisión

Mediano Programa de centrales Programa de Programa de

í2 plazo deN+4 a N+15

Programa de centrales generadoras obras de

transmisiónlíneas y

subestaciones

3Corto plazo

de Ajustes al programa Modificación Modificación Programa de obras 3 deN+1 a N+4

Ajustes al programa de redes de redesg

de distribución

5



Estudios de planificación

El artículo 36 bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica se traduce

en una formulación matemática cuya función objetivo es minimizar la suma de

l li d d i ió ió f lllos costos actualizados de inversión, operación y falla.

Min costos (I + O + F)Min costos (I + O + F)

6



Criterios de planificación

• Garantizar la calidad, seguridad yconfiabilidad del suministroTécnicos

• Suministrar la energía eléctrica ald l lEconómicos menor costo de largo plazoEconómicos

• Garantizar una rentabilidad• Garantizar una rentabilidadadecuada de cada proyecto ycumplir con las reglas establecidas

Financieros

• Cumplir con la normatividad enmateria de emisiones y respeto almedio ambiente

Ambientales

7

medio ambiente



Costo global mínimo

Objetivo: minimizar el costo total de largo plazo

COSTO TOTAL

Costo del Suministro

Costo de falla

Costos de inversión Costos incurridosCostos de inversióny producción para

suministrar la energía

Costos incurridospor los usuarios

debido a la energía no suministrada en

i t iinterrupcionesCosto para la empresa eléctrica

8

Costo para la economía



Criterio económico de confiabilidad

Consiste en desarrollar el sistema hasta lograr que el costo marginal delsuministro iguale al beneficio marginal de la confiabilidad.g g

Nivel apropiadode confiabilidad

COSTO MARGINAL DEL SUMINISTRO

BENEFICIO MARGINALDE LA CONFIABILIDAD

9



Fundamento del margen de reserva

Nivel deconfiabilidad( - )

( )

( + )

( + )COSTO Reserva de Capacidad( - ) ( + )

Costo para la economía de la energía no suministrada(falla)Costo total(inversión, operación y falla)

C t d i ió ióCosto de inversión y operación

10

RESERVAÓPTIMA

++ RESERVA-- LOLP0 RESERVALOLP ALTO



Margen de reserva

Reserva para fallas

Reserva para mantenimiento

Reserva operativa

mantenimiento

RESERVA TOTALTOTAL

11



Incertidumbre en la planeación

Crecimiento de la demanda

Crecimiento de la demanda

Precios de combustibles

Precios de combustibles

Disponibilidad de combustibles

Disponibilidad de combustibles

Normativa ambientalNormativa ambiental

Desarrollos tecnológicos

Desarrollos tecnológicos HidrologíaHidrología

12



Modelos de planificación

Modelos de optimizaciónp

M d l d i l ióModelos de simulación

Modelos de pronóstico

Modelos estocásticos

13



Escenario de crecimientoEscenarios macroeconómicos

Este año, los escenariosmacroeconómicos se recibieron de

Tasa media de crecimiento anualEscenario de crecimiento

Escenario1/

PIB Global (%) Bajo Medio AltoSENER el 24 de junio pasado.

Se consideraron los escenarios

( ) j

1.5 2.5 3.12008 - 2018 2.32009 - 2019

2007 - 20173.5

2.4 3.6 4.1

Se consideraron los escenariosdenominados:

Medio - Escenario de planeación Tasa

2009 - 20241.5 2.5 3.12009 2019

2010 - 2025

1.8 2.7 3.4

2.8 3.5 4.22010 - 2020 2.8 3.5 4.2

8.0%8.0%

Medio.- Escenario de planeación. Tasamedia de crecimiento anual del PIB de3.5%Historia y pronóstico del PIB

5.0%5.0% Alto.- Tasa media de crecimiento delPIB de 4.2%

-1.0%

2.0%

-1.0%

2.0%

Bajo.- Tasa media de crecimiento delPIB de 2.8%.

14

-4.0%-4.0%1 6 11 16 21 26 31 36 41 46

Base 10 A 10 B 10 Histórico



Escenarios de ventas más autoabastecimiento

Tasa media de crecimiento anualEscenarios de crecimiento

Ventas más Autoabastecimiento Escenario

Medio.- El escenario de planeaciónconsidera una tasa media decrecimiento anual de 4.3%.

Ventas más Autoabastecimientode Energía Eléctrica (%)

2009 2019

2007 - 20172008 - 2018

EscenarioBajo Medio Alto

3.9 4.9 5.3

2 33.3

034.8 crecimiento anual de 4.3%.

Alto.- El escenario con mayorcrecimiento considera una tasa

2009 - 20192009 - 20242010 - 20202/

2010 - 20252/

2.3 4.03.42.6 3.6 4.33.43.5

4.14.3

4.85.1 crecimiento considera una tasa

media de 5.1%.

Bajo Considera na tasa media de400

450TWh

Bajo.- Considera una tasa media decrecimiento de 3.5%.

200

250

300

350

50

100

150

200

1515

0

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003

2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Real



45.0

Trayectorias de ahorro de energía

30.0

35.0

40.0

El 24 de agosto de 2010, la Secretaría deEnergía comunicó a CFE la trayectoria de losahorros estimados de energía eléctrica por

15.0

20.0

25.0ahorros estimados de energía eléctrica porsector de consumo para el escenario deplaneación

0.0

5.0

10.0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Se Incluyen ahorros en iluminación, equiposde hogar, edificios, motores industriales ybombas de agua

Comparación de trayectoriasde ahorro de energía

TWh50.0

Iluminación Eq. de Hogar e Inm. Edificaciones Motores Ind. Bombas de Aguabombas de agua

Las trayectorias de los ahorros estimados de

30.0

35.0

40.0

45.0

40.537.534.8

energía eléctrica para los escenarios alto ybajo se recibieron el 8 de octubre de 2010

10.0

15.0

20.0

25.0En 2025, los ahorros de energía están en elrango de 34.8 a 40.5 TWh

16

0.0

5.0

2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

Ahorro Planeación Ahorro Alto Ahorro Bajo



Trayectorias de ventas más autoabastecimiento

Se estima que las ventas más elt b t i i t ll á

Escenario de planeaciónautoabastecimiento llegarán a404.7 TWh en 2025.

400

450

Ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 1990-2009

tmca 3.88%

370.2 TWh

Proyección de las ventas más autoabastecimiento de energía eléctrica 2010-2025

tmca 4.34%

TWh

404.7 TWhAutoabastecimiento

El comportamiento de las ventasconsidera una reducción por elahorro de energía del PRONASE(37 5 TWh 2025)300

350

400

336.4 TWhRecuperación de pérdidas

Atención a cargas

340.4 TWh

(37.5 TWh en 2025).

Incluye también un incremento de200

250

300

ventas por recuperación de pérdidasno técnicas (29.8 TWh en 2025).

100

150

Ventas del Servicio Públicotmca 3.65%

V d l S i i Públi

Se agregan ventas por la atenciónde cargas reprimidas en el áreacentral.0

50

Ventas del Servicio Público tmca 4.56%

17

1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024



El b d í á di l d 3 6% l i d

Crecimiento del consumo brutoEl consumo bruto de energía crecerá a una tasa media anual de 3.6% en el escenario deplaneación.

Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6 2%) yRegionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6.2%) yPeninsular (5.0%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor de4% y para las regiones del sur 3.3%.

600,000

7

4.1 3.1

3.7

Consumo bruto de energía en el SEN

400,000

500,000

Wh

478,394

434,0034.3%

4

56

2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste

1 Central

6.2 5.4

2.9 3.7

3.3 3.2

6 2

4.0

3.5

200,000

300,000

GW

Diferencia44,391

3.6%

6

87 Baja California8 Baja California Sur 9 Peninsular

2.7 4.16.2

4.0

100,000

200,000

Total nacional

3.4

Evoluciónhistórica

Crecimientoesperado

3

1

2

93.0 3.2

2.6 3.0

2 6 2 8

3.0 6.1 4.4

3.62010‐2019

2010‐2025

2000‐2009 3.6

3.2

5.0

18

0

2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

SIN AHORROS DE ENERGÍA CON AHORROS DE ENERGÍA

2.6 2.83.3



En el escenario de planeación la demanda máxima crecerá a una tasa media anual de 3 7%Crecimiento de la demanda máxima

En el escenario de planeación la demanda máxima crecerá a una tasa media anual de 3.7%.

Regionalmente las áreas con mayor crecimiento serán Baja California Sur (6.2%) yPeninsular (5 1%) Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor dePeninsular (5.1%). Para las áreas del norte se estiman tasas de crecimiento alrededor de4% y para las regiones del sur 3.2%.

70 000

80,000

Sistema Interconectado Nacional

7

3.6 3.4

4.0 3.7

4.0

50,000

60,000

70,0004.5%

3.7%

3.6% 4

56

2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California

1 Central

6.8 5.4

4.0 3.7

3.8 3.2

6.2

4.0

3.5

30,000

40,000

MW

202459 766

2025

8aja Ca o a

8 Baja California Sur 9 Peninsular

Si t I t t d N i l 3

3.8 4.13.9

10,000

20,000

59,76664,78858,76657,118

67,81561,49859,625

Sistema Interconectado Nacional

3.4

Evoluciónhistórica

Crecimientoesperado

3

1

2

93.1 3.2

1.9 2.9

2 1 2 7

3.0 5.6 4.53.7

2010-2019 2010-2025

2000-2009 3.6

3.15.1

19

02004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Base 2009 SIN AHORRO (Base) CON AHORRO AHORRO+RED. PÉRDIDAS

2.1 2.73.2



Escenarios de precios de combustibles

Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural alrededor de 6.4dólares/MMBtu, el combustóleo nacional e importado en una banda de 9.2 a 10.2dólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3 5 dólares/MMBtu Estos preciosdólares/MMBtu y el carbón importado alrededor de 3.5 dólares/MMBtu. Estos precioscorresponden al escenario medio recibido de SENER en junio de 2010.

14 00

16.00

Dólares 2010 / MMBtu

Escenario base

10.00

12.00

14.00

Combustóleo

Escenario base

4.00

6.00

8.00

Gas natural

0.00

2.00

2006 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2026 2028 2030

Carbón

20

Gas NaturalHenry Hub GN Altamira Tamps(Reynosa/Madero)

Manzanillo GNL(.91HH-0.03+.40) Comb.Manzanillo Colima (Importado)

Comb.Altamira Tamps (Madero) Comb. Salamanca Guanajuato

PetacalcoCarbón Imp. 1.0=S (10% Manejo cenizas)



Disponibilidad de unidades generadoras

En este ejercicio de planificación se haSistema interconectado nacional

En este ejercicio de planificación se hasupuesto que en el periodo habrá suficienciapresupuestal para el mantenimiento delparque de generación de CFE

Disponibilidad del parque

hidroeloéctrico

94.0 %

Disponibilidad PIE

parque de generación de CFE.

Esto permitirá lograr factores medios de83.8

83.9

84.2

84.3

84.4

84.3

84.4

84.4

84.6

84.6

84.7

85.1

85.2

85.6

85.7

85.8

7 8 9 9 0 .1 2.4 83.1

83.1

83.4

83.3

83.4

85.0 %

disponibilidad equivalente entre 84 y 85%.

S b t b h d t i d l

80.9

81.3

81.4

81.7

81.8

81.6

81.9

81.9

82.

82.

82

Sobre esta base se han determinado losmárgenes de reserva necesarios paraenfrentar contingencias y desviaciones enpronósticos sin comprometer la confiabilidad10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 pronósticos sin comprometer la confiabilidaddel suministro.

201

201

201

201

201

201

201

201

201

201

202

202

202

202

202

202

Disponibilidad delparque térmico de CFE1/

Disponibilidad equivalente delparque de generación

21

1/ Considera 100% de presupuesto para mantenimientoFuente: Subdirección de Generación



Programa de autoabastecimiento

Capacidad en proyectos de autoabastecimiento1/En los próximos 15 años se estima unincremento de capacidad de 5,000 MW en

MWproyectos de autoabastecimiento.

De este bloque una parte importante se 5 95 195

6,445

6,745

7,045

12,000

14,000MW

De este bloque, una parte importante seespera sea de generación eólica, alrededorde 3,500 MW.

,286

3,582 4,028

4,045

4,395

4,495

4,845

5,145

5,345

5,645

5,89

6,1 6

8,000

10,000

Así mismo, se incluyen mini-hidroeléctricas proyectos solares y de 5

,151

5,244

5,249

5,340

5,669

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

5,672

2,077

2,339 3,

4 000

6,000

hidroeléctricas, proyectos solares y debiomasa.

5 5 5

2,000

4,000

En la planificación se ha considerado unacapacidad efectiva para los proyectos congeneración intermitente con el fin de

0

Local Remoto

22

generación intermitente, con el fin deasegurar la confiabilidad del servicio.



Servicio público

Retiro de unidades generadoras

En el periodo se retirarán 11,093 MW.

Servicio público11,093 MW

En el periodo se retirarán 11,093 MW.

La mayor parte de los retiros seconcentrarán en unidades térmicasconcentrarán en unidades térmicasconvencionales a base de combustóleo conmás de 30 años en operación.

46 5 46.647.0

47

49Combinando el programa de retiros con laincorporación de tecnologías de generaciónmás eficientes se estima alcanzar en 2025

Eficiencia termoeléctrica1-3/

Servicio público

42.6 42.7 42.643.2 43.3

43.744.3 44.4

45.0 45.2

46.246.5 46.6

47.5

43

45

47

fici

en

cia

%

más eficientes, se estima alcanzar en 2025una eficiencia media de 47.5%.

38.639.2

40.7 40.9 40.9 42.0

39

41

Ef

2335

37

2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025



Baja California II TG R I II III

Mexicali(100 MW)

Requerimientos de capacidad adicional

Servicio público (2012-2019)

Norte III (Juárez)

Noroeste (El Fresnal)

(124 MW)

Piloto Solar(5 MW)

Baja California II (Mexicali)(276 MW)

Rumorosa I,II y III(3x100MW)

Baja California IV (Ensenada)

(565 MW)

Fase I

Total: 12,243 MWMW1/1/

(954 MW)

Norte IV (Chihuahua)(918 MW)

Noroeste (El Fresnal)(772 MW)

Guerrero Negro IV y V(2 x 7 MW)

Noreste (Escobedo)(1,034 MW)

Baja California Sur V, VI

Santa Rosalia III(11 MW)

Noreste II (Monterrey)(520 MW)

MWLos Cabos TG I

(105 MW) Occidental I (Bajío)(470 MW)

(Coromuel)(2x43 MW)

Solar 5

Baja California Sur VII (la Paz)

(86 MW)Noreste III (Monterrey)

(520 MW)

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

1,056

8,491

Manzanillo II rep. U1 (460 MW) Río Moctezuma

(190 MW)

Eólica 1,516

Sistema Pescados

(120 MW)(La Antigua)

combinado

Combustióninterna

Turbogás

197

229

Valle de México II y III

(2x601MW)

Azufres IIIFases I y Fase II

(50 MW y 25 MW)

Centro y Centro II(2 x 660 MW )

Sureste III y IV

Sureste I y II(2x304 MW)Humeros III

(54 MW)La Parota U1 y U2

(2x225 MW)

CicloCombinado/NTG2/ 520

El Pescado

Xúchiles

(54 MW)(Metlac)

241/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente2/ Nueva tecnología de generación: ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida

Geotermoeléctrica

Total

229

12,2431/

Sureste III y IV(2 x 304 MW) Copainalá

(225 MW)

El Pescado

(17 MW)(Balsas)



Requerimientos de capacidad adicional

Servicio público (2020 - 2025)Baja California VI (Mexicali)(554 MW)

Baja California V (SLRC)

(591 MW)

Total: 19 797 MW 1/

Noroeste II y III(2x700 MW)

Hermosillo(836 MW)

Norte VI (Juárez)(459 MW)

Total: 19,797 MW 1/

Norte V (Torreón)(944 MW)

Noreste IV y V(2 x 700 MW)

(836 MW)

Santa Rosalía IV(7 MW)

(944 MW)

Baja California Sur VIII, IX y X (Todos Santos)

(3x86 MW)

Mazatlán(867 MW)

Cruces(490 MW) O id t l II

Valladolid( 0 )

Noreste VI(1,041 MW)

Occidental III MW

Guadalajara I(453 MW)

Mérida(567 MW)

(490 MW)

Oriental l Y II(2x700 MW)

Occidental II (Bajío)

(470 MW)

Manzanillo II rep U2

Salamanca(629 MW)

(540 MW)

J L

Occidental III (Bajío)

(940 MW)

Combinado/NTG2/

Hidroeléctrica

Ciclocombinado

1,585

5,037

Ciclo 6,194

Azufres IV(75 MW)

Acala

Central II y III

(2X580 MW)Pacífico II y III

(2x700 MW)

Manzanillo II rep. U2 (460 MW)

Jorge Luque(601 MW)

Tenosique(420 MW)

Central (Tula)(1,160 MW)

NuevaGeneración Limpia

Geotermoeléctrica

6,899

75

Combustión Interna 7(Tula)

251/ Las cifras están redondeadas a números enteros, por lo que los totales podrían no corresponder exactamente2/ NTG: Nueva Tecnología de Generación

Paso de la Reina(540 MW)

(135 MW)Total 19,797 1/



S é 1/

Evolución de la capacidad de generación

El plan de expansión incluye37 655 MW de capacidad adicional

Sistema Eléctrico 1/

85,29337,655 MW de capacidad adicionalpara los próximos 15 años.

En 2025 la participación de las78,248

4,9687,045

42,623

En 2025 la participación de lastecnologías que usan gas natural esde 42.3%, para el carbón de 6.7% y elcombustóleo reduce su participación a

-11 093

37,655

78,248

2,077

53,763

5.97%.

Las fuentes de energíali i i l d l t l

11,09351,686

limpia, incluyendo las centralesnucleares, tienen una participación de29.9% en 2012 y de 37.2% en 2025.Retiros AdicionesTotal a

diciembre de 2009Total a

diciembre de 2025

La participación derenovables, considerando sólohidroeléctricas menores a 30 MW es

1/ Incluye 32 MW de TG en el área Central, e incrementos en RM de Laguna Verde, Río Bravo, Francisco Pérez Ríos, CH Villita y CH Infiernillo (396.2 MW)

Servicio público Autoabastecimientoremoto

Sistema eléctrico

26

hidroeléctricas menores a 30 MW esde 7% y 10.3% en 2012 y 2025respectivamente.



ó f

Composición del parque generadorLa mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo globalmínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE y cumpliendo con loslineamientos sobre política energética y normativa ambiental.

1.831 560.08

2 73 0

Sistema eléctricoEscenario de planeación

Capacidad instalada2012

57,123 MW 2025

85,293 MW

5.97

42 2516 96

1.1 6.88

1.251.11

7.87Combustóleo

Gas Natural

Nueva Generación Limpia

Carbón

G d Hid lé i

22.97

20.2

1.583.78

1.56 2.73 0

42.25

8.096.69

16.96Grandes Hidroeléctricas

Pequeñas Hidroeléctricas

Eólica

Geotermoeléctrica

Otros renovables

1/37.69

9.41

Nuclear

Auto Local

0

6.99 10.34Participación (%)

Renovables3/Participación (%)

Renovables3/

20.2 16.962.73 8.0970.08 1.83

54.917 87

Generación Limpia Existente4/

Nueva Tecnología de Generación5/

Grandes Hidroeléctricas

Generación Limpia Existente4/

Convencional

Grandes Hidroeléctricas

Nueva Generación Limpia2/

Convencional

27

7.87Nueva Tecnología de Generación

1/ Incluye : Solar y Biomasa2/ Nueva generación limpia: Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro de CO2, nucleoeléctrica, eoloeléctrica, solar o importación de capacidad3/ De acuerdo con la Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética. Nov. 20084/ Generación Nuclear5/ Ciclos combinados con eficiencia mejorada y nuevas tecnologías para generación distribuida



Margen de reservaLos márgenes de reserva globales en elsistema interconectado nacional se reducirángradualmente en los próximos años.

Margen de reserva 1/

Sistema interconectado nacional

CON DEGRADACIÓN POR TEMPERATURA EN MR Y MROEl control rápido del margen de reserva sedificulta por las centrales generadoras queestán en construcción o son necesarias por

%

% %

están en construcción o son necesarias porrequerimientos regionales, las cuales entraránen operación entre 2011 y 2013.

17

.1

15

.4%

15

.4%

14

.9%

13

.4%

10

.6%

9.9

%

7.5

%

7.4

%

.3%

.0%

.0%

.0%

.0%

.0%

.0%

El efecto de la temperatura en la capacidadefectiva de las centrales generadoras es muyimportante en la determinación del margen de 7 7 6 6

.

6.

6.

6.

6. 6

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

reserva.

Considerando este efecto, el margen deMR MRO

1/ Valores mínimos de verano2/ Valor Real

reserva estimado para 2011 es de 33.7%

En este ciclo de revisión del POISE sed fi i 26 t d ió

28

defirieron 26 proyectos de generación.



Desarrollo de la transmisión

Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema ylos sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo.Con esto se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistemaCon esto se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema.

Adiciones a la infraestructura de transmisión Adiciones a la infraestructura de transformación

69–400 kV

Escenario base

69-400 kV

Escenario base

Adiciones a la infraestructura de transformación

km-c69-400 kV

Total 16,694 km-c MVA69-400 kV

Total 47,095 MVATotal 28,850 km-c Total 78,476 MVA

2,3

08

2,4

01

2,500

3,000

7,3

55

3

7,000

8,000

5 96 ,240

211

1,3

01

161,500

2,000

045

5,0

43

3,5

85

223

175

,370

3,8

80

4,000

5,000

6,000

1,0

4

930 1,0

9 1,

876

1,

980

42

703

504

1

1,1

641

500

1,0001,9

68

2,4

05

1,9

93

3,0 3,

1,9

22

1,8

80

3,1

1,8

18

3

2,4

33

2,000

3,000

29

3

0

500

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

0

1,000

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025



Requerimientos de inversión 2011-2025

El monto total de inversión necesario de 2011 a 2025 para atender el servicio público deenergía eléctrica es de 1,264,838 millones de pesos de 2010, con la siguientecomposición: 50.9% para generación, 16% en obras de transmisión, 20.4% paracomposición: 50.9% para generación, 16% en obras de transmisión, 20.4% paradistribución, 12.1% en mantenimiento de centrales y 0.6% para otras inversiones.

643,634

Escenario BaseEscenario Base

1,264,838 millones de pesos de 2010

258,521

50.9 %

201,831

152,839

16.0%

20.4 %

12 1 %

30

8,013

Generación Transmisión Distribución Mantenimiento Otras

12.1 %

0.6 %30



Perspectiva sobre interconexiones

Oportunidades de integración

• Acceso a fuentes diversas de bajo costo

Asistencia en emergencia• Asistencia en emergencia

• Diferimiento de capacidad de generación

Reser a de capacidad económica• Reserva de capacidad económica

• Estrategia para la administración de riesgo

Alt ti ti i l d ll d l i t• Alternativa para optimizar el desarrollo del sistema

31



Sistemas eléctricos en la frontera México-USA

32



Interconexiones eléctricas

230 kV

138 kVImperial Valley – La Rosita1/

Miguel – Tijuana1/230 kKV

V1/

–Tijuana1/400 kV

1/, 2/, 3/7 Eagle Pass (Texas) – Piedras Negras

115 kVEl Paso (Texas) – Ciudad Juárez (2)2/

Menor a 115 kV

7

El Paso (Texas) – á 2/

Menor a 115 kV

2/

Laredo (Texas) – Nuevo Laredo

Falcon (Texas) - Falcón

Laredo (Texas) –

Mission (Texas) - Reynosa

1/, 2/, 3/

1/, 2/, 3/

2/Brownsville (Texas) – Matamoros (2)–

Belice – Chetumal1/

1/ I t ió t

– 1/

33

1/ Interconexión permanente2/ Interconexión de emergencia3/ Interconexión asíncrona

Tapachula-Los Brillantes 1/



Interconexión México-Guatemala

MEXICOYUCATAN

TICULVALLADOLIDKANASIN

MERIDA

NORTE MERIDA BALAM

NIZUC

CAMPECHE

QUI

NTAN

A RO

O

B

COATZACOALCOS

MINATITLAN

LAGUNA VERDE

PUEBLA

A LA CIUDAD DE MEXICO

CARDENASESCARCEGA

TICUL

MACUSPANAVILLA HERMOSA

GUATEMALACHIAPAS

BELICE

GUATE-NORTE

RIO LINDO

ANGOSTURACHICOASEN

PEÑITAS

MALPASO

JUILE

MINATITLAN

TEMASCAL

TECALI

HONDURASTAPACHULA POTENCIA

LOS BRILLANTES

GUATE-ESTE

EL CAJON

SUYAPA

PAVANA

15 DE SEPTIEMBRE

AHUACHAPAN

EL SALVADOR NICARAGUASEPTIEMBRE LEON

P. NICARAGUA

LOS BRASILES

MASAYA

LIBERIACOSTA RICA

PANAMA

LIBERIA

CAÑASPARRITA

RIO CLARO

PANAMA

34

PANAMAPROGRESO

VELADERO



Visión futura

WECC ERCOTWECC ERCOT

F F

BC NO N NE20142007

O CSE

BCS2018

SE

P

AméricaCentral

2010

35



Planificación del SistemaEléctrico Nacional


36

Febrero 2012

Febrero 2012

Documents

Planificación del Sistema Eléctrico Nacional · 2012-03-08 · Crecimiento del consumo bruto consumo ruto eenergacrecera una tasa me a anua e . en e escenar o e planeación. Regionalmente