SECTOR_ELECTRICO

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Área Proyecto Ubicación Cuadro 55 Ampliación de capacidad instalada en proyectos hidroeléctricos 188 Prospectiva del sector eléctrico 2010-2025 1 La potencia y generación corresponden a la ampliación. 2 La generación corresponde a horas punta; la CH Ing. Fernando Hiriart Balderrama (presa Zimapán) reduce su factor de planta de 0.53 a 0.14. 3 D: diseño F: factibilidad. Fuente: CFE. Número de unidades x potencia por unidad 1 Finalmente, en el cuadro 56 se presentan los proyectos geotermoeléctricos, eoloeléctricos y solares que se encuentran en etapa de estudio por parte de CFE. Dependiendo de su viabilidad, estos proyectos podrían incorporarse en los programas de expansión de capacidad en el corto plazo. Cuadro 56 Catálogo de proyectos geotermoeléctricos, eoloeléctricos y solares 1 F: factibilidad; n.d.: No disponible. P: prefactibilidad; L: En proceso de licitación. Fuente: Comisión Federal de Electricidad. Capacidad 1 (MW) Generación media anual 1 (GWh) Nivel de estudio 3 Total 778 864 Central Villita Ampliación Michoacán 2 x 75 150.0 49.0 D Noroeste Ampliación Mocúzari Sonora 1 x 7 6.7 41.6 F Noroeste Ampliación Oviáchic Sonora 1 x 6 6.0 26.3 F Occidental Ampliación Zimapán 2 Hidalgo 2 x 283 566.0 706.4 D Occidental Ampliación Santa Rosa Jalisco 1 x 49 49.0 41.0 F Área Proyecto Número de unidades Potencia por Capacidad (MW) Entidad federativa unidad (MW) Generación media anual (GWh) Nivel de estudio 1 Total 725.1 2,800.5 Geotermoeléctricos 434.1 2,149.7 Occidental Los Azufres III (Fase I) 1 50.0 50.0 Michoacán 398.4 F Occidental Los Azufres III (Fase II) 1 25.0 25.0 Michoacán 186.2 P Oriental Los Humeros III 2 2 x 27 54.0 Puebla 396.1 F Baja California Nuevo Léon I 1 53.5 53.5 Baja California 398.4 P Baja California Nuevo Léon II 1 26.6 26.6 Baja California 186.2 P Baja California Saltillo I 1 53.5 75.0 Baja California 398.4 P Occidental Cerritos Colorados 1a etapa 1 26.6 75.0 Jalisco 186.2 P Occidental Cerritos Colorados 2a etapa 2 26.6 75.0 Jalisco 372.3 P Eoloeléctricos 230.0 534.4 Noroeste Eólico Noroeste n.d. n.d. 100.0 Sonora-Chihuahua 219.0 P Sur Eólico Sur n.d. n.d. 100.0 Chiapas - Oaxaca 262.8 P BCS Baja California Sur n.d. n.d. 30.0 Baja California Sur 52.6 P Solares 61.0 116.5 Noroeste Campo Solar CC Agua Prieta II n.d. n.d. 10.0 Sonora 26.3 L Noroeste Fotovoltaico Santa Rosalía n.d. n.d. 1.0 Baja California Sur 2.6 F Noroeste Termosolar - geotérmico Cerro Prieto n.d. n.d. 50.0 Baja California 87.6 P
Secretaría de Energía Escenario macroeconómico y supuestos básicos a) Escenario macroeconómico Para el periodo de pronóstico, el escenario de Planeación se caracteriza por una tasa media de crecimiento anual (tmca) del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.5%. Los escenarios Alto y Bajo por tasas medias de crecimiento anual de 4.2% y 2.8%. b) Precios de la energía eléctrica En 2009, las tarifas eléctricas continuaron sujetas a ajustes mensuales. Las residenciales (excepto la doméstica de alto consumo (DAC)), las agrícolas, las de bombeo de aguas potables y negras, y las de alumbrado público, se incrementaron mediante factores fijos para recuperar la inflación. Las tarifas industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector Residencial, la tarifa DAC, lo hacen automáticamente con factores variables que se determinan mensualmente, como función de las variaciones en el costo de suministro. En todos los casos, la proyección para el periodo de pronóstico 2010 2025 del precio medio de los diferentes sectores de usuarios, se realiza con la proyección de ajustes anuales. En un caso tarifas sujetas a movimientos derivados de la inflación el ajuste anual depende de las previsiones inflacionarias del periodo, expresadas en el Índice Nacional de Precios al Consumidor. En este caso se ha considerado una ligera racionalización de los subsidios sin que se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas del sector Residencial 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y del sector Agrícola 9CU y 9N. Asimismo la tarifa 6 de bombeo de aguas potables y negras. En el otro caso tarifas sujetas a ajustes automáticos mensuales vinculados a los movimientos del costo de suministro el ajuste anual resulta de esas mismas previsiones inflacionarias del periodo y de los movimientos de los precios de combustibles. Ambos determinantes provienen de los escenarios económicos y de precios de combustibles preparados por la SENER. Para los tres escenarios, los precios sectoriales tienen comportamientos vinculados a la trayectoria de cada escenario económico y a los precios de los combustibles. En consecuencia, en los tres casos las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de esos escenarios. Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios tanto del de los sectores subsidiados y el de los sectores sujetos al mecanismo de ajuste automático el precio medio total aumenta en los tres escenarios para el periodo 2010-2025 con tasas medias anuales de 0.7%, 1.3% y 0.2%, en los escenarios de Planeación, Alto y Bajo, respectivamente. 189 ANEXO UNO
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2 Prospectiva del sector eléctrico
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S e c r e t a r í a d e E n e r g
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Responsables: Alejandro Díaz Bauti
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% 10.0 8.0 6.0 4.0 2.0 -2.0 -4.0 Gr
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TWh 5,000 4,500 4,000 3,500 3,000 2
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4,500 4,000 3,500 3,000 2,500 2,000
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1.5.7 África 38 Prospectiva del se
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País Fuente: BP Statistical Review
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País Cuadro 3 Reactores nucleares
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Gráfica 11 Evolución histórica d
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Terawatt-hora 52 Prospectiva del se
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mento de la Ley Federal de las Enti
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2.4 Órgano regulador 64 Prospectiv
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Usos propios continuos Fuente: CRE.
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Cuadro 8 Permisos autorizados de au
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Cuadro 12 Ventas internas sectorial
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Fuente: CFE. Cuadro 14 Sistema Inte
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100 Prospectiva del sector eléctri
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Cuadro 18 Capacidad efectiva del se
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3.5.2.1.2 Noreste 106 Prospectiva d
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3.5.2.2 Capacidad instalada para ge
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180,917 Fuente: CFE. 192,761 197,10
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TWh 250.0 200.0 150.0 100.0 50.0 Fu
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Variación anual (%) 12.0 10.0 8.0
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TWh 45.0 40.0 35.0 30.0 25.0 20.0 1
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TWh 400 350 300 250 200 150 100 50
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