Fuente: CFE. Cuadro 14 Sistema Interconectado: demanda máxima coincidente, 1999-2009 (MW) 94 Prospectiva del sector eléctrico 2010-2025 Periodo 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 Enero 21,746 23,191 24,329 24,943 24,789 25,566 28,110 29,070 30,292 30,573 29,769 Febrero 22,467 23,833 24,620 24,696 25,652 25,980 28,488 29,554 30,187 31,375 30,510 Marzo 22,509 24,500 24,670 25,403 26,403 26,543 29,019 30,151 31,524 32,364 31,373 Abril 22,697 23,674 25,254 25,738 25,815 26,265 29,273 30,533 31,024 32,855 31,304 Mayo 23,191 24,511 24,885 26,152 27,433 27,282 30,380 31,116 31,686 33,192 32,558 Junio 23,321 23,162 24,729 25,633 26,325 26,742 30,919 31,547 32,577 33,680 33,430 Julio 22,485 24,276 24,347 24,852 25,602 26,016 29,736 31,040 31,217 32,189 33,383 Agosto 22,828 24,494 24,946 25,882 25,748 26,717 30,318 31,130 32,156 33,039 33,568 Septiembre 23,421 25,207 25,267 25,403 25,530 26,402 31,268 31,057 32,218 32,093 33,154 Octubre 22,778 24,487 25,660 25,450 25,439 27,275 30,278 31,015 32,021 31,510 33,297 Noviembre 23,189 24,378 25,092 25,151 25,840 26,682 29,652 30,422 31,202 30,829 31,274 Diciembre 23,596 25,075 25,598 25,582 25,998 27,197 29,867 30,366 31,232 30,429 32,235 Máxima anual 23,596 25,207 25,660 26,152 27,433 27,282 31,268 31,547 32,577 33,680 33,568 Incremento (%) 6.3 6.8 1.8 1.9 4.9 -0.6 14.6 0.9 3.3 3.4 -0.3 Factor de carga (%) 77.6 77.4 77.4 78.1 76.3 79.0 78.0 80.0 80.0 78.0 78.4 En lo concerniente al factor de carga, el cual indica el comportamiento de la demanda promedio de energía eléctrica con relación a la demanda máxima registrada en un mismo lapso de tiempo, históricamente se ha mantenido en un nivel cercano a 80%, lo cual refleja cierta uniformidad en el comportamiento de la demanda del SIN. Cabe señalar que un factor de carga cercano a la unidad significa un uso más intensivo y continuo de los sistemas y equipos consumidores de energía eléctrica conectados a la red. 3.2.2 Demanda bruta por área operativa El análisis de la demanda bruta por área operativa permite identificar los consumos mínimos, intermedios y máximos que se registran durante ciertos periodos en el SIN. Por ello, es relevante la magnitud de las demandas máximas en cada región operativa, así como la demanda máxima coincidente en el sistema. En 2009, el área del SIN que registró el mayor incremento respecto al año anterior en la demanda máxima fue el Noroeste con 6.9%. Durante el periodo 1999-2009 las áreas Peninsular y Noroeste presentaron las mayores tasas de crecimiento promedio anual, con 5.5% y 4.0%, respectivamente. Las demandas máximas por área del sistema se presentan en las regiones Central, Occidental y Noreste, debido a las concentraciones urbanas e industriales ubicadas en esas regiones (véase cuadro 15).
Secretaría de Energía Cuadro 15 SEN: demanda bruta por área operativa, 1999-2009 (MW) Área Carga 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 tmca (%) 1999-2009 P 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 3,113 3,130 3,328 3,248 3.8 Norte M 1,597 1,723 1,806 1,859 1,896 1,963 2,083 2,140 2,216 2,202 2,218 3.3 B 1,457 1,569 1,649 1,682 1,715 1,667 1,782 1,831 1,894 1,875 1,897 2.7 P 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 6,319 6,586 6,780 6,886 3.8 Noreste M 3,615 3,874 3,933 4,062 4,106 4,256 4,410 4,590 4,688 4,761 4,734 2.7 B 3,363 3,571 3,574 3,706 3,756 3,797 3,936 4,090 4,184 4,233 4,189 2.2 P 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 7,106 7,437 8,069 7,763 3.1 Occidental M 4,435 4,732 4,701 4,827 4,999 5,157 5,449 5,621 5,891 5,966 5,957 3.0 B 4,155 4,438 4,379 4,491 4,638 4,364 4,618 4,775 5,016 5,074 5,033 1.9 P 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 8,419 8,606 8,435 8,702 1.9 Central M 4,616 4,885 5,048 5,141 5,252 5,394 5,608 5,767 5,931 5,969 5,954 2.6 B 4,050 4,321 4,462 4,567 4,672 4,049 4,262 4,371 4,505 4,543 4,537 1.1 P 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 5,882 5,786 6,181 6,071 2.1 Oriental M 3,444 3,633 3,657 3,801 3,891 3,954 4,133 4,275 4,375 4,452 4,463 2.6 B 3,111 3,318 3,296 3,453 3,550 3,430 3,615 3,703 3,842 3,881 3,899 2.3 P 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 1,268 1,275 1,375 1,435 5.5 Peninsular M 593 654 703 729 776 801 824 881 953 1,007 1,051 5.9 B 539 597 644 673 718 636 658 703 763 805 841 4.5 P 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 2,916 3,059 3,072 3,285 4.0 Noroeste M 1,464 1,526 1,575 1,534 1,596 1,668 1,770 1,823 1,897 1,900 1,940 2.9 B 1,298 1,340 1,371 1,331 1,399 1,417 1,515 1,540 1,602 1,593 1,616 2.2 P 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 2,095 2,208 2,092 2,129 3.6 Baja California M 927 1,048 1,087 1,081 1,211 1,170 1,195 1,266 1,287 1,300 1,267 3.2 B 803 905 952 945 1,076 966 984 1,039 1,051 1,054 1,029 2.5 P 186 204 224 215 214 234 264 284 307 341 360 6.8 Baja California Sur M 125 132 136 136 141 152 166 183 197 220 227 6.2 B 111 116 116 118 125 122 135 149 161 179 188 5.4 P 20 21 22 22 22 24 24 25 28 30 31 4.7 Pequeños sistemas M 9 10 11 11 12 12 13 14 15 17 17 5.9 B 7 8 9 9 9 10 10 10 12 14 15 7.4 P= Carga máxima. M= Carga media B= Carga base (promedio de las demandas mínimas diarias). Fuente: CFE 3.2.3 Comportamiento horario y estacional de la demanda La carga global de un sistema está constituida por un gran número de cargas individuales de diferentes tipos (industrial, residencial, comercial, etc.). Los instantes respectivos de conexión y desconexión de estas cargas son aleatorios, pero la potencia requerida en un periodo dado por el conjunto de cargas sigue un patrón determinado, que depende del ritmo de las actividades en las regiones atendidas por el sistema eléctrico. La introducción de tarifas horarias para clientes industriales así como el horario de verano, han propiciado un cambio en los patrones de consumo que se refleja en la reducción de las cargas durante las horas de mayor demanda, con el consecuente beneficio de un mejor aprovechamiento de la capacidad. En la gráfica 31 se muestran las curvas típicas de carga de las áreas del norte y sur del país, correspondientes a días hábiles y no laborables, para invierno y verano de 2009. En ellas se señala la magnitud relativa de las cargas 95
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