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ANTEPROYECTO-DE-DISENO-DE-UNA-SUBESTACION-MOVIL-DE-45-MVA--230-223-KV--EN-SF6-DE-LFC

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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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