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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA “ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.” T E S I S QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO ELECTRICISTA PRESENTAN: MARISOL ORTIZ ANDRADE JUAN CARLOS GALINDO MARCELO ASESORES: ING. EDGAR RENÉ MENDOZA RIVAS ING. RAIBEL UREÑA OLIVARES AGOSTO 2008 INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERIA ME CANICA y ELECTRICA UNIDAD PROFESIONAL "ADOLFO LOPEZ MATEOS" TEMA DE TESIS QUE PARA OBTENER EL TITULO DE POR LA OPCION DE TITULACION DEBERA(N) DESARROLLAR INGENIERO ELECTRICISTA TESIS COLECTIVA Y EXAMEN ORAL C: .JUANCARLOS GALlNOO MARrt<~LO C: MARISOL ORTIZ ANDRADE "ANTEPROYECTO DE DISEÑO DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE 45 MVA, n0/23KV EN SF¡, DE LFC' ANALIZAR LA FACrmlLIDAD TI:~CNICA y ECONÓMICA DE LA INSTALAOÓN DE UNA SUBESTACIÓN MÓVIL DE 45MVA, 230/23 kV EN SF¡, , EN LA ZONA DE ZARAGOZA Y QUE FORME PARTE DEL ANILJD DE 230 kV DEL SISTEMA DE TRANSMISIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENrRO. INTRODUCCIÓN. • FUNDAMENTOS. • CONTEXTO NACIONAL. • CONCEIyros BASICOS. SUBESTACIONES MOVILES DE 45MVA, 230/23kV EN SF(,. • PROTECCIÓN AMBIENTAL. • ANÁLISIS COSTO-BENEFICio SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL. • CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES. México D.F., a 16 Mayo de 2()()~ ASE~;ORES ING. R ENA OLlVARES MENDOZA IUV AS AGRADECIMIENTOS Ing. Marisol Ortiz Andrade Agradece A mis hijos: Marijose y Sergio Emmanuel Por la comprensión demostrada durante toda mi carrera, por ser el motivo para enfrentar los retos y adversidades. Por darme fuerza con sus sonrisas cada tarde al regresar de la escuela e iluminar cada momento en mi caminar; por enseñarme que los sueños se pueden lograr y que se disfrutan mucho más al compartirlos con ustedes. A mis padres: Por ser el apoyo incondicional en cada una de mis decisiones, por la confianza depositada y por animarme a seguir adelante a pesar de las circunstancias. Por mostrarme que la actitud ante la vida te puede abrir puertas. A los asesores: Ing. Edgar René Mendoza Rivas Ing. Raibel Ureña Olivares Por la dedicación y tiempo de calidad brindado para la elaboración de esta tesis, por los consejos otorgados por su experiencia para la tesis, también en nuestra formación personal. AGRADECIMIENTOS Ing. Juan Carlos Galindo Marcelo Agradece A mis padres: Por que solo la superación de mis ideales me han permitido comprender cada día más difícil posición de ser padres, mis conceptos, mis valores morales y mi superación se las debo a ustedes, esto será la mejor de las herencias. En adelante pondré en práctica mis conocimientos y el lugar que en mi mente ocuparon los libros ahora será de ustedes, esto por todo el tiempo que les robe pensando en mí. A Angélica: Te agradezco el apoyo, los consejos, la comprensión, para cumplir una meta que tu también lo vas a realizar, te quiero mucho por el tiempo que nos dedicamos para nuestros sueños y metas y la confianza para poder cumplir lo que deseamos en la vida. A mis asesores Ing. Edgar René Mendoza Rivas y Ing. Raibel Ureña Olivares: Agradezco sus consejos y guía en la elaboración de esta tesis como la presciencia que nos brindaron para poder concluir este trabajo. A Dios: Le agradezco por darnos unos padres, amigos, compañeros, profesores, hijos, en todo nuestro trayecto de nuestra vida para estudiar los diferentes niveles y aprender en el transcurso de la vida y realizar esta tesis para concluir nuestros estudios de nivel superior. A mis amigos: Les agradezco por los consejos, el apoyo, en todos los momentos difíciles que hemos pasado juntos que les agradezco su apoyo y su confianza en ser unos buenos amigos. Gracias. ÍNDICE “ANTEPROYECTO PARA LA SELECCIÓN DE EQUIPO DE POTENCIA Y DISEÑO DE UNA SUBESTACION MOVIL DE 45 MVA, 230/23 KV, EN SF6 DE LFC.” OBJETIVOS…………………………………………………………...I INTRODUCCIÓN……………………………………………………..II FUNDAMENTOS……………………………………………………VII CAPÍTULO 1. “CONTEXTO NACIONAL”…………………………1 1.1 ANTECEDENTES. 1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS. 1.1.2 LA CREACIÓN DE LA COMISIÓN FEDERAL DE ELECTRICIDAD. 1.1.3 LA NACIONALIZACIÓN DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA. 1.1.4 LA CREACIÓN DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO. 1.2 PROSPECTIVA 2007-2016. 1.2.1 MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA. 1.2.1.1 MODALIDADES DE GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA DEL SECTOR PRIVADO. 1.2.2 INSTRUMENTOS REGULATORIOS. 1.2.3 NORMATIVIDAD ECOLÓGICA EN LA INDUSTRIA ELÉCTRICA. 1.2.4 CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD. 1.2.5 PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL. 1.2.6 ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS. 1.2.7 PRONOSTICOS DE CONSUMO NACIONAL DE ENERGIA ELECTRICA 2007-2016 1.2.8 EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 1.2.9 PROGRAMA DE EXPANSIÓN. ÍNDICE 1.2.10 EVOLUCIÓN ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN DE LA RED. CAPÍTULO 2. “CONCEPTOS BÁSICOS”………………………38 2.1 SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL. 2.2 TENSIONES NORMALIZADAS. 2.2.1 CLASIFICACIÓN DE LAS TENSIONES NORMAILIZADAS. 2.2.2 SELECCIÓN DE LA TENSIÓN ELÉCTRICA NORMALIZADA. 2.3 CLASIFICACIÓN DE SUBESTACIONES. 2.3.1 SUBESTACIÓN ELÉCTRICA DE POTENCIA. 2.3.2 CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN DE LAS SUBESTACIONES. 2.3.3 CLASIFICACIÓN DE LAS SUBESTACIONES. CAPÍTULO 3. “SUBESTACIONES MÓVILES DE 45MVA, 230/23KV EN SF6”…………………………………………..…….58 3.1 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN. 3.2 NORMAS DE REFERENCIA. 3.3 CONDICIONES DE OPERACIÓN. 3.3 RESTRICCIONES DE CONSTRUCCIÓN 3.3.1 MASA SOBRE EL REMOLQUE. 3.3.2 SISTEMA DE ENGANCHE. 3.4 DIAGRAMA UNIFILAR. 3.5 CARACTERÍSTICAS PARTICULARES DE LOS EQUIPOS. 3.5.1 MÓDULO DE LINEA EN SF6. 3.5.2 MÓDULO DE BANCO EN SF6. 3.5.3 TRANSFORMADOR DE POTENCIA DE 45 MVA, 220/23 KV, 3.5.4 TRANSFORMADORES DE CORRIENTE DE 15 KV. 3.5.5 APARTARRAYOS DE ÓXIDOS METÁLICOS. 3.5.6 INTERRUPTOR TRIFÁSICO DE POTENCIA EN VACÍO, TIPO ÍNDICE REMOVIBLE. 3.5.7 CUCHILLA DE PUESTA A TIERRA DE 23 KV. 3.5.8 TRANSFORMADOR PARA SERVICIO ESTACIÓN TIPO ONAN DE 3.5.9 GABINETES DE MEDIA TENSIÓN EN EL REMOLQUE DE 23 KV. 3.5.10 TRANSFORMADOR DE POTENCIAL DE 23 KV. 3.5.11 CORTA CIRCUITO FUSIBLE DE 23 KV, CON FUSIBLE DE POTENCIA DE 1 Y 6.75 A. 3.5.12 BANCO DE BATERIAS DE 165 A-H DE CAPACIDAD. 3.5.13 CARGADOR RECTIFICADOR DE BATERIAS. 3.5.14 AISLADORES TIPO SOPORTE DE BARRA. 3.5.15 PROTECCIÓN. 3.5.16 EQUIPO TERMINAL REMOTO. 3.6 MÓDULO DE LÍNEA EN SF6. CAPÍTULO 4. “PROTECCIÓN AMBIENTAL”………………….117 4.1 INTRODUCCIÓN. 4.2 OBJETIVO Y CAMPO DE APLICACIÓN. 4.3 ESPECIFICACIONES. 4.4 EN LA PLANEACIÓN Y DISEÑO DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS. 4.5 ESPECIFICACIONES PARA LA PREPARACIÓN DEL SITIO Y DURANTE LA CONSTRUCCIÓN. 4.6 ESPECIFICACIONES PARA LA ETAPA DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO. ÍNDICE CAPÍTULO 5. “ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN ELÉCTRICA ZARAGOZA MÓVIL.”……………………………………………………………..126 5.1 LINEAMIENTOS PARA LA ELABORACIÓN Y PRESENTACIÓN DE LOS ANÁLISIS COSTO Y BENEFICIO DE LOS PROGRAMAS DE INVERSIÓN. (1 DE ENERO DE 2006). 5.1.1 DEFINICIONES. 5.1.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO Y SU CONTENIDO. 5.1.3 EL ANÁLISIS COSTO BENEFICIO 5.1.4 INDICADORES DE RENTABILIDAD. 5.2 ANÁLISIS COSTO-BENEFICIO SIMPLIFICADO DEL PROYECTO: SUBESTACIÓN MÓVIL ZARAGOZA. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES..............................166 ANEXOS.……...………………………….…………………………..169 GLOSARIO DE TÉRMINOS………………………………………..175 BIBLIOGRAFÍA………………………….……………………….….178 ÍNDICE DE FIGURAS INDICE DE FIGURAS INTRODUCCION Figura (a) Localización de zonas críticas IV CAPITULO 2 Figura 2.1 Sistemas de Generación y Consumo de Energía Eléctrica 43 Figura 2.2 Subestación Convencional 46 Figura 2.3 SubestaciónEncapsulada 48 Figura 2.4 Subestación Móvil 53 Figura 2.5 Diagrama Unifilar de una Subestación Móvil 54 Figura 2.6 Subestación Modular 55 CAPITULO 3 Figura 3.1 Diagrama Unifilar de Subestación Móvil en SF6 62 Figura 3.2 Esquema de protección 69 CAPÍTULO 5 Figura 5.1 Croquis de localización de la subestación móvil Zaragoza 146 Figura 5.2 Diagrama unifilar de la subestación móvil Zaragoza 147 ÍNDICE DE TABLAS Índice De Tablas CAPITULO 2 Tabla 2.1 Tensiones normalizadas 42 CAPÍTULO 3 Tabla 3.1 Dimensiones de los Tractores 60 Tabla 3.2 Nomenclatura de Protecciones 66 Tabla 3.3 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento 80 Tabla 3.4 Corrientes Nominales y de Corto Circuito 80 Tabla 3.5 Corrientes Interruptivas de Carga de Líneas y Cables en Vacío 83 Tabla 3.6 Secuencias de Operación 84 Tabla 3.7 Corrientes de Corto Circuito Térmica y Dinámica para TC’s 96 Tabla 3.8 Potencia y Clase de Precisión para TC’s 96 Tabla 3.9 Relación de Transformación para TC’s 97 Tabla 3.10 Tensiones Nominales y Niveles de Aislamiento para TP´s 98 Tabla 3.11 Potencia y Clase de Precisión para TP’s 99 Tabla 3.12 Niveles de Aislamiento para Boquillas 101 Tabla 3.13 Distancias de Fuga para Boquillas 101 Tabla 3.14 Sobretensiones Temporales para Boquillas 102 Tabla 3.15 Tensiones de Prueba Dieléctricas a los Aislamientos Internos y Externos para Transformadores de Potencia 105 Tabla 3.16 Valores de Pérdidas, por ciento de impedancia, 106 ÍNDICE DE TABLAS corriente de Excitación y consumo de Auxiliares para Transformadores de Potencia Tabla 3.17 Número de pasos y Variaciones de Tensión del Cambiador de Derivaciones sin Carga de los Transformadores de 45 MVA, 230 kV/23kV 107 Tabla 3.18 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 1 108 Tabla 3.19 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 2 109 Tabla 3.20 Equipos de Modulo en SF6 Remolque 3 110 Tabla 3.21 Relevadores de Modulo Remolque 4 111 Tabla 3.22 Protección de Banco T221, 230/230kV Mediante los Relevadores Marca SEL 112 Tabla 3.23 Relevadores Marca SEL para Protección de Línea 2,230 kV 112 Tabla 3.24 Protección de Alimentadores 1 y 2 de 23 kV y Alarmas (Relevadores Marca SEL) 113 Tabla 3.25 La Sección de Alimentador 1 deberá contener los Equipos 113 Tabla 3.26 La Sección de Alimentador 2 deberá contener los Equipos 114 Tabla 3.27 La Sección de Acometida de 23 kV deberá contener los Equipos 114 Tabla 3.28 La Sección de Alimentador 3 deberá contener los Equipos 115 Tabla 3.29 La Celda de Alimentador 4 115 Tabla 3.30 Sección Compartimiento de Servicios Propios 23 kV (Gabinete J6) 116 Tabla 3.31 Dentro del Remolque 4 se alojan los equipos de comunicación 116 ÍNDICE DE TABLAS CAPÍTULO 5 Tabla 5.1 Relación Beneficio/Costo del Proyecto 137 Tabla 5.2 Situación sin Proyecto 141 Tabla 5.3 Descripción del Proyecto 142 Tabla 5.4 Mano de Obra y Materiales del Proyecto 143 Tabla 5.5 El cronograma de actividades 145 Tabla 5.6 Capacidad Instalada 148 Tabla 5.7 Generación de Ingresos 149 Tabla 5.8 Calendario de Inversiones y la Distribución del Monto Total en sus Principales Rubros 151 Tabla 5.9 Se puede apreciar el desglose del proyecto en sus principales rubros 151 Tabla 5.10 Situación con Proyecto Pronostico Oferta-Demanda 154 Tabla 5.11 Evaluación del Proyecto 155 Tabla 5.12 Costos del Proyecto 158 Tabla 5.13 Ahorros 161 Tabla 5.14 Análisis de Sensibilidad 161 Tabla 5.15 Plazo de Ejecución 2 Años 162 Tabla 5.16 Plazo de Ejecución 4 Años 162 Tabla 5.17 Aumentando un 1115 % del Costo Original de la Obra 163 Tabla 5.18 Con Carga Considerada al 80 % millones de pesos 163 CONTENIDO I OBJETIVOS Analizar la factibilidad técnica y económica de la instalación de una subestación móvil de 45 MVA, 230/23kV, en SF6, en la zona de Zaragoza y que forme parte del anillo de 230 kV del Sistema de Transmisión de Luz y Fuerza del Centro. Observar como con el desarrollo y adaptación de nuevas subestaciones, es posible suministrar la demanda de energía en lugares donde es requerida y cuya capacidad del sistema de Luz y Fuerza del Centro se encuentra en la situación de demanda máxima, por lo que se correrán riesgos, los cuales están en función del incremento de demanda de energía eléctrica a futuro. CONTENIDO II INTRODUCCIÓN En la presente década el Gobierno Federal ha puesto en marcha el mayor programa de vivienda del país, sin precedentes en la historia por su dimensión e impacto económico. En este sentido, por la multiplicidad de factores que concurren en la zona centro del país, los requerimientos de infraestructura para dotar de servicios públicos suficientes y oportunos en las áreas geográficas específicas demandan acciones concretas y respuestas de corto plazo de los tres niveles de gobierno en coordinación con las Cámaras y empresas promotoras inmobiliarias. Cabe destacar que un buen número de proyectos se iniciaron y otros están en vías de ejecución sin contar con las factibilidades de servicios para el gran número de viviendas a comercializar y construir. Ha prevalecido, con independencia de los Planes de Desarrollo Urbano Municipales y Delegacionales, la adquisición a precio accesible de reservas territoriales a gran escala para posteriormente gestionar y presionar a las autoridades para la dotación de infraestructura para agua, drenaje, electricidad y vías de comunicación adecuadas a las dimensiones de nuevos centros de población, aún con la utilización de mecanismos o convenios de aportación. La situación antes mencionada propicia la continuación y en algunas zonas el agravamiento del déficit de capacidad en el suministro de electricidad que enfrenta Luz y Fuerza del Centro. El Organismo ha recibido planteamientos de desarrollos habitacionales que suponen más de 150 mil viviendas para los próximos dos años, la mayor parte de las cuales se edificarían en “Ciudades Bicentenarias”, determinadas en el Programa de Ordenamiento Territorial recientemente aprobado por el CONTENIDO III Gobierno del Estado de México, así como municipios conurbados de esa entidad y aledaños de Hidalgo. Por otra parte, los ferrocarriles suburbanos de Buenavista- Cuautitlán- Huehuetoca, próximo a entrar en servicio en su primera etapa y la recién publicitada para licitación Chalco- Los Reyes, dinamizarán aún más esta tendencia. En el ámbito del Distrito Federal el incremento desmesurado de la demanda eléctrica en algunas Delegaciones políticas, responde a un origen diferente: el Bando 2 promulgado por el D. F. en el año 2001. El programa general enfrenta a una infraestructura eléctrica agotada en dos sentidos: tiempo de utilización y capacidad instalada rebasada. Las necesidades del programa habitacional y de servicios concurrentes son significativamente superiores al incremento de la demanda histórica y proyecciones de LFC. Es de destacar que el ritmo de comercialización y construcción de unidades habitacionales y de servicios con la tecnología actual, supera con mucho la que supone para LFC construir las líneas de transmisión, derivaciones, subestaciones, alimentadores y red de baja tensión correspondientes. CONTENIDO Con el propósito de dar respuesta inmediata a requerimientos planteados formalmente por desarrolladores inmobiliarios en la zona de atención del Organismo, se han identificado 12 proyectos de subestaciones de pronta ejecución para entrar en servicio en el segundo semestre de 2009, para los cuales se han preparado fichas técnicas individuales que ilustran sus características, demanda por tipo de servicio, ubicación y costo aproximado, así como la estimaciónde la aportación que cubrirían las empresas promotoras, en términos de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento en la materia. 3 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 12 13 14 15 16 1118 19 20 21 22 177’ 1.- Pachuca 2.- Tula 3.- Tepeji 4.- Cartagena 5.- Tecámac 6.- Tizayuca 7.- Lomas Verdes 8.- Tepotzotlán 9.- Huehuetoca 10.- Anáhuac 11.- Benito Juárez 12.- Chicoloapan – Aurora 13.- Zaragoza 14.- Magdalena 15.- Coapa – Culhuacán 16.- Juchitepec – Chalco 17.- Corredor Reforma 18.- Totoltepec 19.- San Carlos 20.- San Cayetano 21.- Tlaltelulco 22.- Amomolulco LOCALIZACIÓN DE ZONAS CRÍTICAS Figura (a) Localización de zonas críticas IV CONTENIDO V En estas zonas el incremento de demanda en 2007 ha sido explosivo, principalmente por solicitudes de demanda de desarrolladores inmobiliarios. En la mayoría de estas zonas se están construyendo subestaciones definitivas que están programadas para entrar en servicio a partir de 2011 y en este momento el organismo para atender las solicitudes de los desarrolladores, propone instalar 15 subestaciones móviles e instalar transformación adicional en 5 subestaciones de potencia. En vista de lo anterior y a fin de dar cumplimiento a la cláusula décima quinta del transitorio del presupuesto de egresos de la federación 2008, que dice: Luz y Fuerza del Centro deberá presentar a la Secretaría de Energía, más tardar el 15 de febrero de 2008, la propuesta de acciones concretas para lograr una meta anual que garantice que el monto adicional de recursos aprobado respecto del previsto en el proyecto de Presupuesto de Egresos, se canalice en su totalidad para solucionar la problemática en las zonas críticas en las que la demanda actual o pronosticada a corto plazo, rebasa la capacidad instalada en la infraestructura eléctrica de Luz y Fuerza del Centro, subestaciones y líneas de distribución, imposibilitando a la entidad atender las solicitudes de nuevos servicios, afectando sustancialmente la flexibilidad y confiabilidad para la atención de fallas y contingencias. Dichas acciones y, en su caso, las consecuentes modificaciones, tendrán que ser autorizados por la Secretaría de Energía, en su carácter de coordinadora de sector y, en caso de no proceder su autorización, no se podrá ejercer el monto adicional aprobado a que se refiere este artículo. Lo anterior aplicará a: Realización con Obras 2008; Asociados a Distribución; de Reducción de Pérdidas; de Terminación de Subestaciones, y otros; y el Programa de Otros Conceptos. CONTENIDO VI La Entidad propone la adquisición, instalación y puesta en operación de 12 subestaciones móviles durante los años 2008 y 2009 (dos más, Amomolulco y Chapingo, se contempla su entrada en operación durante los años 2010 y 2011, por lo que no se consideran en el presupuesto del 2008), así como la instalación de transformadores adicionales en las subestaciones de: Polanco, Taxqueña, Ixtapaluca, Jamaica y Totoltepec. Por tal motivo, se remiten Las fichas técnicas de las SE’s móviles que se describen en las siguientes páginas con el objeto de tener el visto bueno por parte de la SENER para ejercer el presupuesto de 326 millones de pesos para la ejecución de este proyecto emergente de SE’s Móviles. Es de destacar que la evaluación económica de los proyectos propuestos se realizó en escenario a 10 años, con base en recomendación de la Unidad de Inversiones de la SHCP. CONTENIDO VII FUNDAMENTOS La zona oriente de La Ciudad de México es atendida por las subestaciones Santa Cruz, Iztapalapa y Magdalena, cuya capacidad firme de estas subestaciones se encuentra rebasada. Actualmente satisfacen una demanda cercana a su capacidad instalada, por tal motivo, no pueden suministrar demandas de energía adicionales y ante el requerimiento de demanda de 46.4 MW de los desarrolladores de vivienda en esta zona, es necesaria la instalación urgente de una subestación móvil de 45 MVA para satisfacerla, esta subestación estará en funcionamiento de julio de 2009 a diciembre de 2012, fecha en la cual se pondrá en servicio la subestación definitiva de Zaragoza, con una capacidad de 180 MVA, 230/23 kV, que tomara la carga de la móvil y la que se le solicite a la Entidad a partir de 2010. En enero de 2013, la subestación móvil de 45 MVA estará disponible para atender la demanda en otra zona de la Entidad, que lo requiera. El área de Distribución de esta Entidad reporta que los siguientes desarrolladores de vivienda y centros comerciales: Conjunto Parnelli S. A. de C. V., Etiquetas CCL, S. A. de C. V., Parque Industrial Ecológico, Soluciones Integrales de Energía, Ciudad Jardín Neza y Grupo Indi Palacio de Justicia Federal, han realizado varios requerimientos de servicio en esta zona del Área Metropolitana, para la atención de éstas sólo se cuenta con la subestación Santa Cruz, la cuál no tiene suficiente capacidad para abastecer la zona actualmente. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 1 CAPÍTULO 1 “CONTEXTO NACIONAL” 1.1 ANTECEDENTES 1.1.1 LAS COMPAÑIAS ELECTRICAS EXTRANJERAS. En el periodo de auge de inversiones extranjeras, durante el gobierno porfirista llegaron a México las primeras plantas de energía eléctrica, con el fin de iluminar las minas y echar a andar motores y telares para incrementar la producción y la productividad (Segunda mitad del siglo XIX). Las plantas eléctricas ociosas por lo general durante horas de la noche, eran utilizadas también para las modestas necesidades del servicio municipal y proporcionaban una pequeña iluminación a algunos pueblos rurales. El año de 1881 marca, en cierto modo, el principio del alumbrado eléctrico de la capital de la Republica. Aunque ya había comenzado a instalarse el nuevo fluido eléctrico en algunos sitios, (la ciudad era iluminada por faroles de aceite y gas) es en ese año en que la Compañía Mexicana de Gas y Luz Eléctrica se hace cargo del alumbrado público y residencial como una actividad específica. En los primeros años del presente siglo funcionaban en México 177 plantas y se contaba con presas eléctricas privadas, que daban servicio público en la ciudad de México, Campeche, Guadalajara, Guanajuato, Mazatlán, Orizaba, Parral, Puebla, Tampico, Tehuantepec, Toluca y muchas otras. Los iniciadores de esta obra de electrificación en México, son los empresarios que trajeron la primera termoeléctrica a León, Gto., y CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 2 también los que, en 1889, instalaron en Batopilas, Chih., la primera hidroeléctrica que tuvo una capacidad de 22.38 kW. Junto con ellos, queda el testimonio de las plantas puestas en servicio por las compañías Textil de San Idelfonso, Industrial de Orizaba, de Luz y Potencia El Portezuelo, Mexicana de electricidad, Segura y Braniff y otras que también deben ser consideradas entre las primeras. Los servicios eléctricos tuvieron en México un primer mercado, el surgido por el trabajo en las minas durante los procesos de extracción, fundición y refinación de metales, y el derivado de una industria incipiente que fue creciendo hasta concentrarse en fábricas de hilados y tejidos, molinos de harina, fábricas de cigarros y cervezas, artículos de yute, vidrio, madera, etcétera. The Mexican Light and Power Co. Ltd y Subsidiarias México era el país de las riquezas naturales no explotadas y Fred Stark Pearson comprobó la posibilidad de aprovechar los recursos hidráulicos que ofrecía la región de Necaxa. A iniciativa suya, se organizó en 1902, en Ottawa Canadá, The Mexican Light and Power, Co. Ltd., empresa cuyo primer paso consistió en adquirir los derechos de explotación de las caídas de agua, ya en poder de la compañía francesa, la societé du Encasa. Obtenida la concesión para atender lasnecesidades de iluminación de la capital del país, la Mexican Light siguió creciendo y a los tres años de existencia había absorbido a las tres empresas que se dedicaban a actividades similares en su zona de operaciones, mientras construía su planta de Necaxa con seis unidades y una capacidad instalada de 31,500 kW. Por más de medio siglo, ese grupo empresarial extranjero suministró energía eléctrica al Distrito Federal y a los estados de CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 3 Hidalgo, México, Morelos y a una buena parte de los de Michoacán, Guanajuato, Querétaro, Puebla y Guerrero. Todas sus plantas, con excepción a la de Temazcaltepec, operaban a una frecuencia de 50 ciclos por segundo. Grupo de la Compañía Eléctrica de Chápala Los intereses extranjeros, a finales del siglo pasado, se hicieron presentes en el estado de Jalisco con el nombre de Compañía Hidroeléctrica de Chápala. En 1907, año en que esta empresa se reorganizó bajo el nombre de Guadalajara Tramway, Light and Power, Co., ya se habían instalado las plantas de El Salto, Potrero y Las Juntas. En 1909 se formó la Compañía Hidroeléctrica Irrigadora de Chápala, en substitución de la anterior, y en los años subsiguientes fue construida la planta hidroeléctrica de Puente Grande, que en 1928 llegó a tener una capacidad de 14,400 kW. En este grupo figuraron como afiliadas, la Compañía Eléctrica de Morelia, con sus instalaciones de San Pedro, San Juan y Los Remedios, la Compañía Eléctrica Guzmán, que contaba con las plantas Antigua Piedras Negras y Nueva Piedras Negras; la Hidroeléctrica Occidental, la Compañía Eléctrica de Manzanillo y la Compañía Hidroeléctrica Mexicana. American and Foreign Power Co. Inició sus actividades en México durante los años de 1928 y 1929, adquiriendo empresas ya establecidas e integrando otras para formar un solo conjunto que fue administrado por La Compañía Impulsora de Empresas Eléctricas. Pronto creció el nuevo consorcio que, en pocos años, estaba integrado por tres sistemas interconectados y cuatro compañías aisladas. Estas últimas fueron la Compañía Eléctrica de Tampico, La Abastecedora de Luz, Fuerza y Agua de Mazatlán, y la CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 4 Compañía Nacional de Electricidad, con sus divisiones en Aguascalientes, Saltillo, Durango y Zacatecas. Existían otras empresas, casi todas de capital privado extranjero, que se encargaban de suministrar alumbrado y energía eléctrica en diversas zonas del país. En 1937 la oferta de energía eléctrica en el país estaba básicamente repartida entre la Mexican Light and Power Co. Ltd., La Compañía Eléctrica de Chápala (nombre castellanizado de una empresa extranjera) y la American and Foreign Power Co.; para ese año, la capacidad instalada en el país era de 628,980 kW. La máxima transferencia de potencia activa se determinará a partir del comportamiento del sistema el cual tiene dos nodos unidos por una línea de transmisión, y considerando los parámetros de reactancia, y voltaje en los nodos; haciendo el análisis del flujo de potencia del sistema, se encuentra la ecuación que define la potencia activa transmitible, así como de la potencia reactiva que circula en la red. 1.1.2 LA CREACION DE LA COMISION FEDERAL DE ELECTRICIDAD: Dadas las protestas que comenzaron a surgir contra el mal servicio, las altas tarifas y la escasez de fluido; se hizo patente la necesidad de que el Estado interviniera para normalizar la situación: además de dictarse las medidas administrativas necesarias para obligar a las empresas a mejorar sus servicios, era preciso crear un organismo que en manos del estado, diera a la electrificación un sentido social más moderno y más justo. Hay que acreditar a los ingenieros Julio García y José Herrera Lasso, la idea de involucrar al Estado Mexicano en la industria eléctrica; así como al Presidente Constitucional Substituto, Gral. Abelardo L. Rodríguez, el haber enviado al Congreso de la Unión, CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 5 el 2 de diciembre de 1933, la iniciativa para la creación de la Comisión Federal de Electricidad. Diversas circunstancias económicas y políticas tuvieron relación sobre el propósito de crear este organismo descentralizado; sin embargo, no fue sino hasta el 14 de agosto de 1937 cuando el Presidente Gral. Lázaro Cárdenas, con fundamento en el decreto anterior del 29 de diciembre de 1933, promulgo la ley que creó a la Comisión Federal de Electricidad. La C.F.E. inició con una partida de 50,000 pesos dentro del presupuesto de la Secretaría de la Economía Nacional, y con 15 personas entre funcionarios, técnicos y empleados. Paralelamente al proceso que se llevaba a cabo para su organización, la incipiente C.F.E. se dedicó a trabajar en pequeñas obras de electrificación. Las primeras fueron las de Teleolapan, Gro., Pátzcuzaro, Mich., Suchiate, Chis., Xia, Oax.; y Ures y Altar, Son. Al mismo tiempo, fijó su empeño en trabajos de planeación y anteproyectos de mayor envergadura, tales como los de Bartolinas, en Tacámbaro, Mich., Jumatán, Nay., Granados y Zumpimito Mich., etc., y muy especialmente el proyecto de Ixtapantongo, Méx. La primera obra de importancia que se emprendería, sería la de la construcción de la planta hidroeléctrica de Ixtapantongo, Mex., con el fin de llevar energía eléctrica a la capital de la República. La expropiación petrolera llevada a cabo el 18 de marzo de 1938, enfrentó al país a un bloqueo económico que se centraba principalmente, en este recurso nacionalizado. Alemania se interesó por nuestro petróleo y eso hizo posible concentrar una operación de CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 6 intercambio, para recibir por nuestra parte los equipos hidráulicos y eléctricos requeridos en la realización del proyecto de que se ha hablado. El 31 de diciembre de 1938 el presidente Lázaro Cárdenas promulgó la Ley del impuesto Sobre Consumos de Energía Eléctrica, publicada en el Diario Oficial el 16 de enero de 1939, que disponía el cobro al consumidor del 10% sobre el importe de su consumo, para integrar el patrimonio de la C.F.E. Las condiciones legales y económicas en las cuales se basaría el desarrollo de las actividades, de la C.F.E. estuvieron establecidas en la ley del 14 de agosto de 1937, hasta que el 11 de enero de 1949, el Presidente de la República, licenciado Miguel Alemán, expidió el Decreto que hizo de la C.F.E. un organismo público descentralizado, con personalidad jurídica y patrimonio propio. Así, durante el periodo comprendido entre 1944 y 1960, la C.F.E. comienza a ganar terreno frente a las compañías extranjeras. Al finalizar el año de 1960, el organismo estatal poseía el 54% de la capacidad instalada para atender el servicio público de energía eléctrica. 1.1.3 LA NACIONALIZACION DE LA INDUSTRIA ELECTRICA: Conforme a su tiempo y circunstancia, la nacionalización de la industria eléctrica fue posible alcanzarla por la vía de las negociaciones financieras y éstas se iniciaron en abril de 1960, con la compra de las empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El resultado de las negociaciones fue el siguiente: el Gobierno Federal adquirió, en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de la Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos de esa empresa, que ascendían a 78 millones de dólares. Asimismo, a cambio de 70 millones de dólares, pasaron a su poder las acciones de la CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 7 American and Foreign Power Co., posteriormente, cerró la operación comprometiendo a ambas empresas a invertir en México el dinero que recibieran, para evitar una excesiva exportación de divisas. El 27 de septiembre de 1960 el Ejecutivo Federal dio a conocer al pueblo la noticia de la adquisición de las empresas extranjeras.Con la compra de la compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y sus filiales, la nación adquirió 19 plantas generadoras, que servían al Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacan, Morelos e Hidalgo, y el total de la capacidad instalada ascendía a 667,400 kW. Para fines de 1960 y una vez que el Estado Mexicano había adquirido los bienes de las empresas afiliadas a la Compañía Impulsora de Empresas Eléctricas, así como la mayoría de las de la Cía. Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y subsidiarias, el sector eléctrico empezó a desarrollar un intenso trabajo de integración y de organización. Al iniciarse esta etapa, la industria eléctrica nacionalizada quedó constituida por la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz y subsidiarias; por las empresas eléctricas NAFINSA y por la C.F.E. con sus diecinueve afiliadas. Al hacerse responsable el Estado del manejo del sector eléctrico, eliminó la estructura de 168 juegos de tarifas, autorizadas para las diferentes regiones de la República. Las primeras tarifas de aplicación nacional, fueron publicadas el 19 de enero de 1962 en el Diario Oficial de la Federación. Un acuerdo presidencial, publicado en el Diario Oficial del 14 de agosto de 1967, contribuyó a que se diera un paso decisivo en el proceso de integración, al disponer la disolución y liquidación de 19 empresas filiales de la C.F.E., incluyendo al grupo de la Nueva Compañía Eléctrica de Chápala, y la industria eléctrica mexicana, con sus divisiones, que en aquella época ya se habían integrado a la C.F.E. De esta manera, el organismo tomó a su cargo la responsabilidad directa del suministro de los servicios eléctricos de las CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 8 poblaciones que antes habían sido atendidas por las industrias de referencia. En 1970 se incorporaron a la CFE las empresas particulares Hidroeléctricas El Salto en Durango, y la Nueva Empresa Eléctrica La Resolana, en Jalisco. Por último, en 1972, la C.F.E. adquirió las acciones de la Compañía de Servicios Públicos de Nogales, en Sonora, que entonces era la única empresa privada importante que todavía funcionaba 1.1.4.- LA CREACION DE LUZ Y FUERZA DEL CENTRO: Se funda en 1902 y proporciona el servicio público de energía eléctrica al Distrito Federal y a parte de los Estados de México, Hidalgo, Morelos y Puebla, Incluidas ciudades capitales como Toluca, Pachuca y Cuernavaca. 1903: Se concesiona a The Mexican Light & Power Company, Ltd, la explotación de las caídas de las aguas de los ríos de Tenango, Necaxa y Xaltepuxtla. 1905: The Mexican Light & Power Company, Ltd controla a las empresas: Cía. Mexicana de Electricidad, Cía. Mexicana de Gas y Luz Eléctrica y Cía Explotadora de las Fuerzas Eléctricas de San Idelfonso, que operaban en su zona de influencia. De manera paralela, construía su planta de Necaxa con seis unidades y una capacidad instalada de 31,500 KW. Así con la absorción de las antiguas empresas dedicadas a atender las necesidades de la capital de la República, The Mexican Light & Power Company, Ltd, se alzaba en el Valle de México como una entidad CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 9 hegemónica de capital extranjero. El 6 de diciembre a las 15:00 horas se transmite por primera ocasión y hasta la fecha, el fluido eléctrico de Necaxa a la Ciudad de México. 1906: The Mexican Light & Power Company, Ltd. Obtiene nuevas concesiones del gobierno federal y de las autoridades de los estados de Puebla, Hidalgo, México y Michoacán. 1933: El 2 de diciembre, El Presidente Constitucional Substituto, general Abelardo L. Rodríguez, envía al Congreso de la Unión, la iniciativa para la creación de la Comisión Federal de Electricidad, el día 29 del mismo mes y año, el Congreso de la Unión aprueba el proyecto de Decreto. En los años treinta el crecimiento demográfico de la nación se aceleró. Ya éramos veinte millones los pobladores en este país. Crecía la población y con ella las demandas de servicios, entre otros el de energía eléctrica, obligando a la Mexican Light and Power Co. a elevar la capacidad de la planta de Necaxa y a modernizar las de Nonoalco y Tepéxic. En esos años adquirió la planta hidroeléctrica del Río Alameda, la Compañía de Luz y Fuerza de Toluca, la de Temascaltepec y la de Cuernavaca. 1934: El día 20 de enero, se publica en el Diario Oficial el Decreto para la Creación de la Comisión Federal de Electricidad. 1937: El Gral. Lázaro Cárdenas del Río, en su calidad de Presidente de la República, con base en el Decreto del 29 de diciembre de 1933 promulga CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 10 la Ley para la creación de la Comisión Federal de Electricidad, que había sido pospuesta por diversas circunstancias económicas y políticas. 1940-1941: Se inicia el proceso de nacionalización de la industria eléctrica, de acuerdo con la histórica Ley de 1937. 1949: El Presidente de la República, Lic. Miguel Alemán, expide el Decreto que hizo de la Comisión Federal de Electricidad un organismo público descentralizado con personalidad jurídica y patrimonio propio. 1960: Se inicia la nacionalización de la industria eléctrica con la compra de las empresas que tenían a su cargo el suministro de la energía eléctrica. El gobierno adquirió en 52 millones de dólares, el 90% de las acciones de The Mexican Light and Power Co., y se comprometió a saldar los pasivos de esa empresa que ascendían a 78 millones de dólares. Por la suma de 70 millones de dólares obtuvo las acciones de la American and Foreign Power Co. Posteriormente cerró la operación comprometiendo a ambas empresas a invertir en México el dinero que recibieran para evitar una excesiva exportación de divisas. Con la compra de la Compañía Mexicana de Luz y Fuerza Motriz (denominación que adquirió The Mexican Light and Power Co.) y sus filiales, la nación 19 plantas generadoras que servían al Distrito Federal y a los estados de Puebla, México, Michoacán, Morelos e Hidalgo; 16 plantas hidráulicas (crear enlace) y 3 térmicas (crear enlace), cuya capacidad instalada ascendía a 667,400 KW. 137 Km de línea de transmisión de doble circuito trifásico en el sistema de 220 KW; 700 Km. Aproximadamente de líneas de transmisión y distribución de CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 11 circuitos trifásicos en sistemas de 20 KV; dos subestaciones transformadoras de Cerro Gordo, México y El salto Puebla, conectadas a la línea de 229 KV y con capacidad, en conjunto, de 400,000 KVA; 38 subestaciones receptoras conectadas a la red de transmisión de 85 y 60 KV, con capacidad de transformación de 1’000,000 KVA; gran número de bancos de transformadores conectados a las redes de 44 y 20 KV en diversos puntos del sistema, con una capacidad de 230,000 KVA; 4,500 Km. de líneas primarias de distribución de 6 KV (circuitos trifásicos); 11,000 transformadores de distribución con capacidad de 670,000 KVA; y 6,800 Km., de líneas de baja tensión. Plantas hidroeléctricas: Necaxa 115,000 KW; Patla 45,600 KW; Tezcapa 5,367 KW; Lerma 79,945 KW; Villada 1,280 KW; Fernández leal 1,280 KW; Tlilán 680 KW; Juandó 3,600 KW; Cañada 1,215 KW; Alameda 8,800 KW; las Fuentes264 KW; Temascaltepec 2,336 KW, Zictepec 384 KW; Zepayautla 664 KW y San Simón 1,770 KW. Plantas termoeléctricas: Nonoalco 92,500 KW; Tacubaya 30,900 KW; y Lechería 230,800 KW. Además de los bienes citados la nación recibió el edificio situado en la esquina de Melchor Ocampo y Marina Nacional de la Ciudad de México y todos los demás inmuebles y muebles de las estaciones y plantas termoeléctricas e hidroeléctricas, así como equipos y materiales de oficina. Ese año el entonces Presidente Adolfo López Mateos envió al senado el proyecto de reforma al Artículo 27 constitucional (crear enlace), el cual fue aprobado ypublicado en el Diario Oficial el 23 de diciembre de 1960, quedando a partir de ese momento, consumada jurídica y financieramente la nacionalización de la industria eléctrica. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 12 Decreto: "Artículo Único.- Se adiciona al párrafo sexto del Artículo 27 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos el siguiente": "Corresponde exclusivamente a la nación generar, conducir, transformar, distribuir y abastecer energía eléctrica que tenga por objeto la prestación de servicio público. En esta materia no se otorgarán concesiones a los particulares y la nación aprovechará los bienes y recursos naturales que se requieran para dichos fines". 1963: Se cambia la denominación social del organismo al de Compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A. 1974: Se autoriza a la compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A., a realizar los actos necesarios y procedentes para su disolución y liquidación. 1989: Se reforma la Ley del Servicio Público de Energía (crear enlace), previéndose que el Ejecutivo Federal disponga la constitución, estructura y funcionamiento del servicio que venía proporcionando la Compañía de Luz y Fuerza del Centro en liquidación. Decreto del 21 de diciembre de 1989, publicado en el Diario Oficial de la Federación del día 27 del mismo mes y año y que a la letra se transcribe: "DECRETO" por el que se reforma la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica. Al margen un sello con el Escudo Nacional, que dice: Estados Unidos Mexicanos.- Presidente de la República. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 13 CARLOS SALINAS DE GORTARI, Presidente de los Estados Unidos Mexicanos, a sus habitantes, sabed: Que el H. Congreso de la Unión, se ha servido dirigirme el siguiente: DECRETO: "EL CONGRESO DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS, DECRETA: SE REFORMA LA LEY DEL SERVICIO PUBLICO DE ENERGIA ELECTRICA. ARTICULO UNICO.- Se reforma el Artículo Cuarto Transitorio de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica para quedar como sigue: ARTICULO CUARTO.- Las empresas concesionarias, entrarán o continuarán en disolución y liquidación y prestarán el servicio hasta ser totalmente liquidadas. Concluida la liquidación de la compañía de Luz y Fuerza del Centro, S.A., y sus asociadas Compañía de Luz y Fuerza de Pachuca, S.A., Compañía Mexicana Meridional de Fuerza, S.A., y Compañía de Luz y Fuerza Eléctrica de Toluca, S.A., el ejecutivo Federal, dispondrá la constitución de un organismo descentralizado con personalidad jurídica y patrimonios propios, el cual tendrá a su cargo la prestación del servicio que ha venido proporcionando dichas Compañías. El Decreto de creación del organismo establecerá, con arreglo a esta disposición, la estructura, organización y funciones que tendrá el propio organismo ara el adecuado cumplimiento de sus fines". 1993: Las demandas de la creciente población y el medio rural, fueron determinando la necesidad de que el estado interviniera para dictar las medidas administrativas a fin de que se creara un organismo que proporcionara los servicios de energía eléctrica dando un sentido social y más moderno a la electrificación. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 14 1994: El 9 de febrero se crea por decreto presidencial el organismo descentralizado Luz y Fuerza del Centro, con personalidad jurídica y patrimonio propio. 1.2.- PROSPECTIVA 2007-2016. La Prospectiva del sector eléctrico 2007-2016 detalla la situación internacional, la evolución histórica del mercado eléctrico nacional, así como el crecimiento esperado de la demanda y los requerimientos de capacidad para los próximos diez años. En 2005, el consumo mundial de energía eléctrica ascendió a 15,620 TWh, cifra 4.4% superior al valor registrado en 2004, mientras que la capacidad creció en 3.8% respecto a este último año, al ubicarse en 3,872 GW en 2005. En general, las centrales termoeléctricas convencionales mantienen la mayor participación en la capacidad, a excepción de algunos países como Francia, donde la energía nuclear predomina, o Canadá y Brasil donde la mayor participación es de centrales hidroeléctricas. Las proyecciones energéticas internacionales indican que los combustibles de mayor utilización en la generación de electricidad seguirán siendo el carbón y el gas natural, mostrando este último el mayor crecimiento hacia 2016. En el caso del carbón, dada la menor volatilidad en sus precios, se espera que aumente su utilización en diversos países, mientras que el gas natural continuará creciendo de manera inversa al comportamiento esperado en el consumo de derivados del petróleo, los cuales por razones de sustentabilidad ambiental, paulatinamente disminuirán su participación en la generación mundial de energía eléctrica. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 15 Los ordenamientos e instrumentos de regulación que rigen la operación de los permisionarios de energía eléctrica en el 2006, se registraron 580 permisos vigentes otorgados por la CRE de los cuales el 90.2% se encuentra en operación, con una capacidad de 19,245 MW. Esto representó un incremento de 14.5% en la capacidad en operación, con 86 permisos más respecto al año anterior, debido principalmente al otorgamiento de nuevos permisos de autoabastecimiento, de los cuales la mayoría corresponden a permisionarios con una capacidad instalada en pequeña escala. Los permisos en operación concentran el 82.0% de la capacidad total autorizada, lo cual representa una mayor proporción respecto al observado en 2005 (77.3%). Este incremento obedece a la entrada en operación de algunos proyectos de autoabastecimiento. La modalidad con mayor capacidad autorizada al cierre de 2006 es la de producción independiente con 12,557 MW, lo cual representa el 53.5% respecto al total autorizado. Asimismo, la modalidad con mayor número de permisos vigentes es el autoabastecimiento con 424, el cual concentra el 73.1% del total de permisos vigentes, mientras que, en lo que a la cogeneración se refiere, en ésta modalidad se concentra el 7.2% de los permisos. El panorama histórico reciente del mercado eléctrico nacional, se observa que el consumo nacional de energía eléctrica en 2006 aumentó 3.2% respecto al año anterior, para ubicarse en 197,435 GWh y mostrando una tasa de crecimiento anual de 4.3% durante 1996-2006. El número de usuarios de energía eléctrica atendidos por CFE y LFC al cierre de 2006 se incrementó en 3.6%, proporcionando el servicio a cerca de 31 millones de usuarios. Asimismo, durante el periodo 1996- CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 16 2006, las ventas internas de energía eléctrica han mostrado un crecimiento de 3.7%, impulsado principalmente por los sectores industrial y residencial. La capacidad nacional instalada para generación de electricidad a diciembre de 2006 incluyendo exportación se ubicó en 56,337 MW, mostrando un incremento de 4.6% respecto al año anterior. De esta capacidad, CFE concentra el 66.5%, los productores independientes el 18.4%, LFC el 1.6%, mientras que el restante 13.5% está distribuido entre las diferentes modalidades para generación de electricidad vigentes. Destaca el hecho que de un total de 48,769 MW instalados en el servicio público a diciembre de 2006, la participación de la tecnología de ciclo combinado representó el 32.0% mientras que el ciclo convencional aportó el 26.4% y las hidroeléctricas el 21.7%. Asimismo, las centrales que utilizan carbón concentran el 9.6% del total. En 2006, la generación bruta del servicio público se ubicó en 225,079 GWh, lo cual significó un incremento de 2.8% respecto al año anterior. Las centrales que utilizan gas natural (ciclo combinado y turbogás) aportaron el 41.1% de esta energía, mientras que las termoeléctricas convencionales e hidroeléctricaslo hicieron con el 23.5% y 13.5%, respectivamente. Esto repercute en una mayor utilización del gas natural en la generación eléctrica, específicamente en lo que se refiere a la tecnología de ciclo combinado, al pasar de 7.0% en 1996 a 40.5% de la generación total del servicio público en 2006. Las estimaciones del consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016, indican una tasa de crecimiento anual de 4.8%, ya que se espera aumente de 208.3 TWh en 2007 a 318.4 TWh en 2016. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 17 Durante el mismo periodo, el programa de expansión de CFE establece la instalación de una capacidad adicional de 21,268 MW la cual está integrada por 5,082 MW de capacidad comprometida y 16,187 MW de capacidad no comprometida. Específicamente en el caso de LFC, se completará la puesta en operación de 416 MW de tecnología turbogás que al cierre de 2006 faltaba de incorporarse dentro de la puesta en marcha del proyecto de generación distribuida. En suma, por parte del servicio público, se instalarán 22,153 MW y se retirarán durante la próxima década 5,867 MW de diversas unidades generadoras actualmente en operación. La capacidad instalada del servicio público pasará de 48,769 MW en 2006 a 65,055 MW en 2016, lo cual refleja un incremento neto de 16,286 MW. Estas adiciones de capacidad serán realizadas con la puesta en marcha de nuevas centrales de ciclo combinado que actualmente se encuentran en construcción, así como de nuevos proyectos que consideran la utilización más intensiva de carbón y energías renovables. Con referencia al cierre de 2006 se estima un ahorro equivalente a 22,200 GWh en consumo y poco más de 3,300 MW en capacidad diferida, mientras que en 2016, se espera alcanzar un ahorro de 33,300 GWh y 5,864 MW. Asimismo, en el capítulo se presenta la metodología de estimación de ahorros en consumo y demanda evitada de energía eléctrica derivados de la aplicación del horario de verano en México. 1.2.1.- MARCO REGULATORIO EN LA INDUSTRIA ELECTRICA: El marco regulatorio del sector eléctrico mexicano tiene como fundamento los Artículos 25, 26, 27 párrafo sexto, 28, 73, 90, 108, 110, CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 18 123 en particular en su fracción XXXI y 134 de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos. Por su parte, los principales ordenamientos legales que regulan la prestación del servicio público de energía eléctrica son: Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, que es el ordenamiento principal de esta materia, la cual regula propiamente la prestación del servicio publico de energía eléctrica, así como la organización y funcionamiento de la CFE, constituyéndose en su ley orgánica Ley Orgánica de la Administración Pública Federal, por cuanto se refiere a la asignación de facultades de las secretarías de Estado particularmente a la Secretaría de Energía y el reconocimiento y ubicación estructural de las entidades paraestatales. Ley de la Comisión Reguladora de Energía, que regula las actividades y organización de dicha comisión así como sus facultades. Además de los ordenamientos legales anteriormente señalados, en materia nuclear el Artículo 27 Constitucional establece la exclusividad de la nación en el aprovechamiento de los combustibles nucleares para la generación de energía nuclear y la regulación de sus aplicaciones con otros propósitos y determina que la energía nuclear solo podrá utilizarse con fines pacíficos. Al respecto, el marco jurídico en materia nuclear está definido por: Ley Reglamentaria del Articulo 27 Constitucional en materia nuclear. Ley de responsabilidad civil por daños nucleares CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 19 1.2.1.1.- Modalidades de generación de energía eléctrica del sector privado De acuerdo a lo establecido en la LSPEE y su Reglamento, las modalidades bajo las cuales los particulares pueden invertir en la generación e importación de energía eléctrica, están sujetas al previo otorgamiento de un permiso por la CFE y consisten en lo siguiente: Autoabastecimiento: Es la generación de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía se destine a satisfacer las necesidades de personas físicas o morales y no resulte inconveniente para el país. Cogeneración: Es la producción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas. Es la producción directa e indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica no aprovechada en los procesos de que se trate, Es la producción directa o indirecta de energía eléctrica utilizando combustibles producidos en los procesos de que se trate. Para esta modalidad es necesario que la electricidad generada se destine a la satisfacción de las necesidades de establecimientos asociados a la cogeneración, entendidos por tales, los de las personas físicas o morales que: Utilizan o producen el vapor, la energía térmica o los combustibles que dan lugar a los procesos base de la cogeneración, o Sean CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 20 copropietarios de las instalaciones o miembros de la sociedad constituida para realizar el proyecto. Producción independiente: Es la generación de energía eléctrica proveniente de una planta con capacidad mayor de 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la CFE o a la exportación. Pequeña producción: Es la generación de energía eléctrica destinada a: La venta a la CFE de la totalidad de la electricidad generada, en cuyo caso los proyectos no podrán tener una capacidad total mayor de 30 MW en un área determinada. El autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos no podrán exceder de 1 MW. La exportación, dentro del límite máximo de 30 MW. Exportación: Es la generación de energía eléctrica para destinarse a la exportación, a través de proyectos de cogeneración, producción independiente y pequeña producción, que cumplan las disposiciones legales y reglamentarias aplicables según los casos. Los permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar dentro del territorio nacional la energía eléctrica generada, salvo que obtengan permiso de la CRE para realizar dicha actividad en la modalidad de que se trate. Importación: Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de plantas generadoras establecidas en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica y el consumidor de a misma. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 21 La participación de las modalidades de generación eléctrica se ha incrementado en los últimos años, especialmente el esquema de producción independiente de energía, el cual en 2006 representó el 25.4% de la generación total de energía eléctrica del servicio público. 1.2.2.- INSTRUMENTOS REGULATORIOS: Como un mecanismo facilitador para la participación de particulares en la generación de electricidad, el marco regulatorio cuenta con instrumentos de regulación que permiten que los permisionarios puedan solicitar a los suministradores la interconexión al Sistema Eléctrico Nacional (SEN). La factibilidad de poder interconectarse con la red del servicio público, así como la certeza de contar con energía eléctrica de respaldo y la posibilidad de entregar excedentes a la CFE o LFC, le provee a los permisionarios una mayor flexibilidad en sus operaciones de generación e importación de energía eléctrica. Los instrumentos de regulación consideran tanto fuentes de energía firme como fuentes de energía renovable, además de contratos de interconexión para permisionarios de importación y compraventa de energía eléctrica. Las funciones de regulación en lo referente a la energíaeléctrica se asignaron a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) con el objetivo principal de regular de manera transparente, imparcial y eficiente la industria; a fin de promover la inversión productiva y garantizar un suministro confiable a precios competitivos en beneficio de los usuarios. La ley vigente de este órgano desconcentrado establece las siguientes atribuciones: CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 22 • Aprobar los instrumentos de regulación entre permisionarios de generación e importación de energía eléctrica y los suministradores del servicio público (Comisión Federal de Electricidad (CFE) y Luz y Fuerza del Centro (LFC)). • Participar en la determinación de las tarifas para el suministro y venta de energía eléctrica. • Otorgar y revocar los permisos y autorizaciones que, conforme a las disposiciones legales aplicables, se requieren para la realización de las actividades reguladas. • Aprobar modelos de convenios y contratos de adhesión para la realización de las actividades reguladas. Los permisionarios, en las modalidades mencionadas, a través de los contratos y convenios pueden solicitar a los suministradores la interconexión de la central de generación al Sistema Eléctrico Nacional para respaldar su generación de energía eléctrica, para transmitirla a los centros de carga o para entregar sus excedentes de energía. 1.2.3.- NORMATIVIDAD ECOLOGICA EN LA INDUSTRIA ELECTRICA: Las normas oficiales mexicanas en materia eléctrica son: NOM-001-SEDE-2005 Instalaciones Eléctricas (utilización), tiene como objetivo establecer las especificaciones y lineamientos de carácter técnico que deben satisfacer las instalaciones destinadas a la utilización de la energía eléctrica, a fin de que ofrezcan condiciones adecuadas de seguridad para las personas y sus propiedades, en lo referente a la protección contra: CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 23 • Los choques eléctricos, • Los efectos térmicos, • Sobrecorrientes, • Las corrientes de falla y • Sobretensiones. El cumplimiento de las disposiciones indicadas en esta norma garantiza el uso de la energía eléctrica en forma segura. NOM-002-SEDE-1999 Requisitos de seguridad y eficiencia energética para transformadores de distribución, que precisamente establece los requisitos de seguridad y eficiencia que deben de cumplir los transformadores de distribución. Las Normas Oficiales Mexicanas en materia ecológica que aplican al sector eléctrico están referidas al control de niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera (humos, partículas suspendidas, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno). Además, establecen la regulación por zonas y por capacidad del equipo de combustión en fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Existen tres zonas críticas definidas por la NOM, las cuales incluyen: las zonas metropolitanas de la ciudad de México, Guadalajara y Monterrey, las ciudades fronterizas y, los corredores industriales: Zonas Metropolitanas: 1. México D.F. 2. Monterrey, Nuevo León. 3. Guadalajara, Jalisco. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 24 Ciudades fronterizas: 4. Tijuana, Baja California. 5. Cd. Juárez, Chihuahua. Corredores industriales: 6. Coatzacoalcos-Minatitlán, Veracruz. 7. Irapuato-Celaya-Salamanca, Guanajuato. 8. Tula-Vito-Apasco, en los estados de Hidalgo y México. 9. Tampico-Madero-Altamira, Tamaulipas. Las principales NOM´s que determinan la normatividad ecológica en la industria eléctrica son: NOM-085-ecol-1994. Regula, por zonas y por capacidad, los niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales, bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno, provenientes del equipo de combustión de fuentes fijas que utilizan combustibles sólidos, líquidos o gaseosos. Modificada en 1997 y desde el 2000 en revisión por las autoridades del medio ambiente y energéticas del país, con objeto de incluir a las nuevas centrales eléctricas. NOM-cca-001-ecol/96. Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales a cuerpos receptores provenientes de las centrales termoeléctricas convencionales. NOM-113-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de subestaciones eléctricas de potencia o de distribución. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 25 NOM-114-ecol-1998. Establece las especificaciones de protección ambiental para la planeación, diseño, construcción, operación y mantenimiento de líneas de transmisión y de subtransmisión eléctrica. Asimismo, se tienen 16 normas de eficiencia energética vigentes que regulan los consumos de energía eléctrica de equipos y sistemas que ofrecen un potencial de ahorro y, cuatro proyectos de normas en proceso de elaboración 1.2.4.- CONSUMO NACIONAL DE ELECTRICIDAD: El consumo nacional de electricidad se integra por dos componentes: i) Las ventas internas de energía eléctrica, las cuales consideran la energía entregada a los usuarios con recursos de generación del sector público, incluyendo a los productores independientes de energía. ii) El autoabastecimiento, que incluye a los permisionarios de autoabastecimiento, cogeneración, usos propios continuos e importación de electricidad. El consumo nacional de energía eléctrica en 2006 ascendió a 197,435 GWh, lo que representó un crecimiento de 3.2% respecto a 2005, variación menor a la observada durante 2004-2005, la cual fue de 4.0%. No obstante que el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) en 2006 fue de 4.7%, las ventas internas de energía eléctrica reflejaron un menor dinamismo respecto al PIB al incrementarse en 3.3% respecto al año previo, ubicándose así en 175,371 GWh. Este comportamiento también se observó en el autoabastecimiento, al crecer en 2.2% en comparación al crecimiento de 5.5% registrado durante 2005. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 26 En términos generales, el comportamiento de las ventas totales de energía eléctrica se encuentra altamente correlacionado, en forma positiva, con el ritmo de actividad económica, lo cual implica que ante incrementos en el PIB, el consumo de energía eléctrica aumenta también aunque en mayor magnitud En general, el consumo nacional de energía eléctrica crece más rápido que el PIB, sin embargo en 2006 se presentó una situación poco común, en la cual el crecimiento del consumo de electricidad fue de menor magnitud en comparación con el crecimiento del PIB, lo cual derivó de un menor consumo de electricidad en la gran industria principalmente, así como de menor crecimiento en el sector comercial y una reducción en el consumo del sector agrícola respecto a 2005. Por otra parte, el comportamiento del PIB en 2006 se explica por un mayor dinamismo en la industria manufacturera, la cual creció en 4.9% y dentro de ésta, la división de productos metálicos, maquinaria y equipo, mostró un crecimiento de 10.5%, mientras que la industria de la construcción registró un incremento de 5.8%. 1.2.5.- PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO NACIONAL: Desde el punto de vista del destino final de la energía eléctrica generada, el SEN está conformado por dos sectores, el público y el privado. El sector público se integra por CFE, LFC y las centrales construidas por los Productores Independientes de Energía (PIE), éstos últimos entregan la totalidad de su energía a CFE para el servicio público de energía eléctrica. Por otro lado, el sector privado agrupa las modalidades de cogeneración, autoabastecimiento, usos propios y exportación. De estas CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 27 modalidades, el autoabastecimiento tiene una fuerte presencia en diversos sectores,tal es el caso del industrial, comercial y particularmente en el sector servicios, donde se ha registrado un importante incremento en la capacidad instalada durante los últimos años, específicamente durante 2005 y 2006. En términos generales, la infraestructura del SEN se conforma de las fases: generación, transformación y transmisión en alta tensión, distribución en media y baja tensión, así como ventas a usuarios finales, que incluye procesos de medición y facturación. Capacidad instalada en el SEN De la capacidad instalada nacional, 48,769 MW11 corresponden al servicio público y 7,569 MW a los permisionarios. La capacidad nacional de energía eléctrica a diciembre de 2006 incluyendo exportación fue de 56,337 MW, lo que representó un incremento de 4.6% respecto a 2005. Del total instalado, destaca el incremento de capacidad efectiva contratada por CFE a productores independientes al pasar de 8,251 MW a 10,387 MW, con la entrada en operación de las centrales Valladolid III, Tuxpan V y Altamira V, ubicadas en los estados de Yucatán, Veracruz y Tamaulipas, respectivamente. Por otro lado el autoabastecimiento mostró un crecimiento menor respecto a 2005, pese a que aún se observa un dinamismo importante en el número de permisos otorgados al sector servicios para generación de electricidad en horario punta. En términos de participación porcentual, al cierre de 2006 CFE representó el 66.5% y LFC el 1.6% del total instalado (véase gráfica siguiente). Enseguida en orden de magnitud se encuentran los productores independientes, que registraron una participación del 18.4%12. El sector privado bajo las figuras de autoabastecimiento y cogeneración contribuye con el 7.3% y 2.8% respectivamente, mientras CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 28 que la capacidad instalada para fines de exportación de electricidad representa el 2.4%. 1.2.6.- ESCENARIOS MACROECONÓMICOS Y SUPUESTOS BÁSICOS La trayectoria del consumo y la demanda de energía eléctrica para los próximos diez años está estimada con base en supuestos macroeconómicos y considerando la evolución reciente del sector eléctrico. Además de las estimaciones basadas en modelos econométricos, se utilizan estudios regionales por parte de CFE que consideran cuatro aspectos principales: 1. Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional. 2. Cargas específicas de importancia regional y nacional. 3. Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones particulares del mercado regional. 4. Estimaciones de capacidad y generación de electricidad de los proyectos de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad de realización. El análisis de éstos y otros aspectos del mercado eléctrico, es de gran importancia para establecer las estimaciones de la trayectoria futura de la demanda y el consumo de electricidad para el periodo 2007- 2016. De esta forma, se puede contar con elementos que permitan realizar una planeación integral de la expansión de la capacidad de generación, transmisión, transformación y distribución de energía eléctrica para el periodo de análisis. En los siguientes apartados se mencionan los supuestos utilizados para la estimación del consumo y demanda de energía eléctrica. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 29 a) Escenarios macroeconómicos Para cada ejercicio de planeación, se definen tres escenarios macroeconómicos que consideran niveles de desempeño de la actividad económica durante el periodo de proyección. La variable que engloba los componentes de la demanda agregada es el Producto Interno Bruto (PIB), para el cual se consideran los tres escenarios de análisis: bajo, alto y de planeación. Este último es el utilizado para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo nacional de electricidad para el periodo. Cabe mencionar que el crecimiento económico estimado para el ejercicio de planeación se ha sometido a ciertos ajustes de acuerdo con la reciente evolución de la economía, por lo que resultan ligeramente más bajos con respecto a la prospectiva anterior b) Precios de la energía eléctrica Los precios de la electricidad están en función de los escenarios macroeconómicos anteriormente mencionados, así como de las políticas tarifarias que el gobierno federal ponga en marcha durante los años siguientes. Asimismo, dichos precios son inherentes a sus componentes como son el precio de los combustibles y la inflación. Estos componentes de igual manera, están ligados a los escenarios previstos del ritmo de la actividad económica. c) Precio de los combustibles La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que constituyen la parte más significativa del costo de generación) es diferente para cada escenario, tanto en dólares como en pesos, debido a las diferentes estimaciones de índices de inflación y tipo de cambio. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 30 En el caso del gas natural, en esta Prospectiva se considera que el precio del combustible disminuye en –0.7% y –3.0% para los escenarios planeación y bajo, respectivamente, mientras que en el escenario alto el precio aumenta en 1.6% durante el periodo. d) Población y vivienda Considerando el crecimiento de la población para los próximos diez años estimado por el Consejo Nacional de Población (CONAPO), se proyecta una tasa media anual de crecimiento de 0.9% y para el caso de las viviendas de 2.8% anual en promedio. e) Proyección de autoabastecimiento y cogeneración Las proyecciones de autogeneración fueron determinadas de acuerdo a los trabajos que realiza año con año el Grupo de Trabajo de Autoabastecimiento y Cogeneración coordinado por la Sener. En este Grupo se analizaron los proyectos de autogeneración con mayor probabilidad a realizarse, tanto de empresas públicas como del sector privado, destacando por su capacidad a instalar e importancia estratégica los proyectos de Nuevo Pemex, GDC Generadora y los proyectos eólicos de temporada abierta en el Istmo de Tehuantepec. f) Otros supuestos A los elementos anteriores se añade la implantación de nuevas tecnologías para el uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial con la introducción y difusión de diversos equipos y dispositivos para el ahorro de energía. También se han tomado en cuenta los ahorros obtenidos por la aplicación de normas de eficiencia energética, así como de programas de ahorro de energía como el horario de verano. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 31 1.2.7.- PRONÓSTICO DEL CONSUMO NACIONAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA 2007-2016 En forma consistente con el ritmo de actividad económica considerado en la planeación del SEN, el cual como se mencionó anteriormente, ha experimentado ajustes recientes, se estima que el consumo nacional de electricidad para el periodo 2007-2016 muestre una tasa de crecimiento anual de 4.8%. El incremento esperado en el consumo es de alrededor de 121 TWh al pasar de 197.4 TWh en 2006 a 318.4 TWh en 2016. Este crecimiento estará impulsado principalmente por las ventas del servicio público, que se estima crecerán con un ritmo de 5.1% en promedio anual. Dentro de este rubro, se pueden identificar las ventas por tipo de usuarios, entre las cuales el sector industrial es de gran relevancia debido a su participación mayoritaria en las ventas totales, mismas que en 2006 ascendieron a 58.8% y se estima que alcancen una participación de 59.8% en 2016. En lo que se refiere al consumo autoabastecido, desde 2004 en que entraron en operación dos grandes sociedades de autoabastecimiento en la región Centro-Occidente del país, no se había estimado la realización de nuevos proyectos privados de gran capacidad, sin embargo, para esta Prospectiva 2007-2016se ha considerado la entrada en operación del proyecto GDC Generadora con 480 MW y los proyectos eólicos de temporada abierta. Si bien el crecimiento esperado en las ventas de energía eléctrica ha sido ajustado a la baja en años recientes, se estima que las ventas internas sigan una tendencia al alza como resultado de factores muy CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 32 importantes como son el ritmo de crecimiento económico y el crecimiento poblacional. Específicamente, los sectores residencial, comercial y de servicios que integran el denominado desarrollo normal, crecerán anualmente 5.2% en conjunto. Asimismo, se estima que las ventas al sector agrícola tendrán un crecimiento medio anual de 1.8%, el cual representa el menor dinamismo sectorial. Por otro lado y como se mencionó anteriormente, el sector industrial concentra la mayor participación en las ventas internas. Se estima que el nivel de ventas en el sector industrial aumente a un ritmo de 5.3% en promedio anual. Esta variación responde principalmente a la dinámica esperada de la gran industria, la cual se proyecta que crecerá en 6.7% para 2006- 2016, mientras que la empresa mediana aumentará en 4.5%. 1.2.8.- EXPANSIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL La planeación de la expansión del sistema eléctrico responde a las estimaciones de demanda y consumo de energía eléctrica para los próximos diez años. El programa considera dos tipos de requerimientos: 1. Capacidad en construcción ó licitación 2. Capacidad adicional: capacidad futura que se licitará en función de su fecha programada de operación CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 33 La planeación de la capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda de energía eléctrica estimada para los próximos años se realiza con base en la evaluación técnica y económica de las diferentes configuraciones de los proyectos, seleccionando los proyectos de generación y transmisión que logran el menor costo total de largo plazo. Asimismo, el programa de expansión de capacidad considera la anticipación necesaria para su planeación acorde con el tiempo de maduración de cada proyecto. Desde la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada en operación comercial, transcurren de cuatro a seis años. Asimismo, en el caso de los proyectos de transmisión se requieren de tres a cinco años previos al inicio de operaciones de la nueva infraestructura. Adicionalmente a lo anterior, el programa toma en cuenta otros elementos como son: la configuración del sistema de generación (retiros de unidades, proyectos de autoabastecimiento y cogeneración, etc.) y la red troncal de transmisión. El análisis se realiza para tres sistemas: Sistema Interconectado Nacional, Baja California y Baja California Sur. Es importante señalar que en estudios recientes, se concluyó la conveniencia técnica y económica de interconectar el área Baja California al SEN mediante un enlace asíncrono. Esta interconexión aportará, entre otros beneficios, apoyar la atención de la demanda de punta del sistema Baja California a partir de recursos de generación del SEN, y en los periodos de menor demanda en Baja California, exportar al SEN los excedentes de capacidad y energía tipo base (geotérmica y ciclo combinado) de esta área, aprovechando la diversidad de la demanda entre los dos sistemas. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 34 Con esta interconexión, se reducirán los costos de inversión en infraestructura de generación y de producción totales. Además, el enlace de Baja California al SEN abrirá nuevas oportunidades para efectuar transacciones de potencia y energía con diversas compañías eléctricas del oeste de EUA, mediante los enlaces actuales con los sistemas eléctricos de California. Esta interconexión se ha programado para 2011. Actualmente se analiza la posibilidad de interconectar el sistema de Baja California Sur al SEN. Un beneficio importante será el de posponer o en su caso cancelar proyectos de generación con tecnologías que requieren altos costos de inversión y de operación en tal área, además del beneficio ambiental derivado de esta alternativa. 1.2.9.- PROGRAMA DE EXPANSIÓN El programa de expansión del SEN se integra por la planeación del servicio público (CFE y LFC) y la proyección de adiciones de capacidad de permisionarios de autoabastecimiento y cogeneración. Estas adiciones de capacidad de permisionarios dentro del marco regulatorio vigente, permiten por una parte, el aprovechamiento del potencial de generación de electricidad en varios sectores así como en diferentes ramas industriales7 que por las características de sus procesos, ofrecen posibilidades de ahorro de energía y mitigación de costos y, por otra parte, le permite a diferentes tipos de usuarios diversificar las fuentes de suministro de energía eléctrica. Durante el periodo 2007-2016, el programa de expansión de CFE requerirá adiciones de capacidad por 21,737 MW de los cuales, se tienen 5,082 MW de capacidad terminada, en construcción o licitación CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 35 y 16,656 MW de capacidad adicional en proyectos que aún no se han licitado. Adicionalmente, el programa de LFC completará la puesta en operación del proyecto de generación distribuida en la región Centro del país, el cual adiciona 416 MW de capacidad. En suma, por parte del servicio público se adicionarán 22,153 MW durante el periodo. Por otra parte, se estima una capacidad adicional neta de autoabastecimiento remoto y cogeneración de 2,581 MW, considerando los proyectos del sector privado al igual que del servicio público, específicamente Pemex con el proyecto de cogeneración en Nuevo Pemex con 304 MW de autoabastecimiento remoto, así como los proyectos eólicos de temporada abierta. Hacia 2016 se prevé realizar retiros de capacidad obsoleta e ineficiente del servicio público de energía eléctrica por 5,867 MW 1.2.10.- EVOLUCION ESPERADA DE LA RED NACIONAL DE TRANSMISION DE LA RED. Evolución de la red nacional de transmisión Las adiciones de capacidad de transmisión necesarias para abastecer la demanda esperada a costo mínimo se determinan con base en los siguientes criterios: Seguridad.- capacidad para mantener operando en sincronismo las unidades generadoras, inmediatamente después de una contingencia crítica de generación o transmisión. Calidad.- posibilidad de mantener el voltaje y la frecuencia dentro de los rangos aceptables. CAPÍTULO 1 CONTEXTO NACIONAL 36 Confiabilidad.- reducción del riesgo esperado de la energía que no es posible suministrar debido a posibles fallas de los elementos del sistema. Economía.- reducción de los costos de operación del sistema eléctrico. Los proyectos a incorporar a la red de transmisión se evalúan mediante modelos probabilísticos y determinísticos que permiten calcular los costos de producción y los parámetros del comportamiento eléctrico de la red en régimen estable y dinámico, así como índices de confiabilidad. De acuerdo con el programa de transmisión de mediano plazo se tiene propuesto incorporar al sistema eléctrico 13,168 km de líneas en niveles de tensión de 69 kV a 400 kV y 29,302 MVA en subestaciones reductoras para el periodo 2007-2011. Los principales enlaces internos y externos a las áreas de control integrantes del SEN, que incrementan la capacidad de transmisión entre las mismas y la confiabilidad de suministro hacia los principales centros de consumo, para el periodo 2007-2011. Esto ilustra la capacidad de transmisión a través de los enlaces entre las regiones del SEN durante 2007- 2011, en condiciones de operación normal del sistema. Asimismo, la evolución de la capacidad de transmisión entre enlaces en condiciones de demanda máxima del sistema.
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