Prospectiva del Sector ElÃ©ctrico 2012-2026 - AÃ±o Internacional de la ...

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026Es importante mencionar, que la instalación de nuevas plantas privadas de autoabastecimiento ycogeneración influye de manera importante en la expansión del SEN, pues será necesarioincrementar la capacidad de reserva y adaptar la red eléctrica para proporcionar los servicios detransmisión y respaldo que las plantas requieren. Esto agrega elementos técnicos que debenconsiderarse en la planeación integral. Por ello, en el presente ejercicio de planeación se toman encuenta de manera explícita las metas de capacidad de autoabastecimiento y cogeneración para elperiodo de estudio, evaluando sus efectos en la expansión del SEN. Así, el análisis conjunto tanto delsistema de generación, como de la red troncal de transmisión, conllevan a determinar la ubicaciónóptima de las nuevas centrales.Por lo tanto, el programa de expansión del SEN se determina seleccionando las obras degeneración y transmisión que minimizan costos actualizados de inversión, operación y energía noservida en el periodo de planeación (programa de expansión óptimo). También se analizansistemáticamente diversas configuraciones de proyectos, evaluados técnica y económicamente en elmarco del SEN. Para este proceso se utilizan modelos de optimización y simulación.En este sentido, los elementos principales que intervienen en estos estudios son los siguientes:• Demanda máxima y energía necesaria• Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración• Sistema de generación existente• Antigüedad del parque de generación y la capacidad por retirar• Disponibilidad del parque de generación• Costos de inversión en generación y transmisión• Precios de combustiblesAsimismo, se analizaron tres sistemas: SIN, Baja California y Baja California Sur. En cada caso seefectuó un estudio conjunto del sistema de generación y la red troncal de transmisión, con elobjetivo de ubicar adecuadamente la nuevas centrales.Para este escenario Inercial, en el Anexo cinco se detallan las opciones de expansión para elsistema de generación del escenario Inercial, de conformidad con el Artículo 68, Fracción IV delRLSPEE. Dichas opciones comprenden dos categorías de proyectos:a) Típicos, con capacidades y tecnologías de generación disponibles comercialmente, comoes el caso de centrales termoeléctricas y ciclos combinados.b) Específicos, que requieren de un diseño especial para el aprovechamiento de los recursosprimarios, como los hidroeléctricos, eoloeléctricos y geotermoeléctricos.4.1.1. Resumen del programa de expansiónLos resultados de los estudios de planeación en el escenario Inercial indican que para el periodo2011-2026, el servicio público requerirá adiciones de capacidad de 44,532 MW. Dicho montoincluye los incrementos de capacidad resultantes de los trabajos de rehabilitación y mantenimiento(RM) que realiza la Subdirección de Generación, los cuales ascienden a 538.8 MW. A su vez, éstosse distribuyen en las unidades de la nucleoeléctrica Laguna Verde (255 MW); en la central120
SECRETARÍA DE ENERGÍAtermoeléctrica Altamira (16 MW), en la carboeléctrica Río Escondido (120 MW), en El Sauz U5 (7MW) y en varias centrales hidroeléctricas (véanse Gráfica 39 y Cuadro 24).Gráfica 39Evolución de la capacidad de generación bruta, Servicio Público 1, 2(MW)85,77252,94744,532-11,707Total a diciembre Retiros 3 Adiciones Total a diciembrede 2010de 20261No incluye autoabastecimiento local ni remoto2Los totales podrían no corresponder exactamente a las sumas debido al redondeo de cifras3Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido; modificación de capacidad en el Sauz U5; yvarias centrales hidroeléctricas (538.8 MW).Fuente: CFE.Cuadro 24Evolución esperada de la capacidad de generación, Servicio Público 1,2(MW)Capacidad 2011* 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026A diciembredel año anterior 52,947 52,363 54,325 56,495 56,462 58,058 58,443 60,830 64,346 66,270 67,887 72,191 74,232 76,892 79,089 83,048Adicionespor año 3 334 1,973 3,142 537 2,115 1,863 3,177 3,857 2,724 3,021 4,954 2,361 2,884 3,386 4,242 3,424Incrementos enRM por año 4 7 310 28 58 68 68 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0Retirospor año 924 321 1,000 628 587 1,546 790 341 800 1,404 650 320 224 1,189 283 700A diciembrede cada año52,363 54,325 56,495 56,462 58,058 58,443 60,830 64,346 66,270 67,887 72,191 74,232 76,892 79,089 83,048 85,772* Estimado con información disponible a noviembre de 2011.1No incluye autoabastecimiento local ni remoto2Los totales podrían no corresponder exactamente a las sumas debido al redondeo de cifras3Incluye 1.7 MW de DTG de Xul-ha4Incluyen incrementos en RM de Laguna Verde, Altamira, Río Escondido, Botello, Cobano, Cupatitzio, Santa Rosa,Platanal, Ampliación villita, El Sauz y Zumpimito, así como la unidad de Xul-ha que entró en 2011 (419.6 MW).Fuente: CFEPor otro lado, en el Cuadro 25 se presentan los proyectos incluidos en el programa de adiciones ymodificaciones de capacidad de autoabastecimiento remoto y cogeneración, tomado como basepara los estudios de expansión del sistema de generación para el periodo 2011-2014.El bloque de capacidad eoloeléctrica, se instalará principalmente en las regiones del Istmo deTehuantepec, La Rumorosa en Baja California y en Tamaulipas. Asimismo, para aumentar lacapacidad solar con tecnologías de captación fotovoltaica y solar térmica, se aprovecharán los altosniveles de radiación solar en el norte del país. En el caso de la biomasa, el desarrollo de proyectos seasocia principalmente a la cogeneración, particularmente en ingenios, donde es posible aprovechar121
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