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

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026Gráfica 42Proyección del Margen de Reserva 1 , SIN22011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 20261Valores mínimos de verano2Valor realFuente: CFE.Los valores altos de MR y MRO de 2011 a 2016 se deben principalmente al margen existente.Como se ha mencionado, la anticipación requerida para que un proyecto de generación entre enoperación en una fecha establecida se estima entre 4 a 6 años, considerando el tiempo desde que sedecide la adición hasta su puesta en servicio. Por tanto, en el corto plazo no es posible ajustar el MRal valor deseado por no resultar conveniente el diferimiento de proyectos que ya están enconstrucción.En el corto plazo, con base en las estimaciones de crecimiento de la demanda y pese a lospromisorios márgenes globales de reserva, se anticipan condiciones deficitarias de capacidad en elNorte y Centro del país, por lo que es prioritaria la entrada en operación de los proyectos AguaPrieta II, Norte II y Centro en 2013.Por otro lado, disponer de márgenes de reserva altos, permite despachar las tecnologías degeneración más eficientes y dejar en reserva fría las más costosas, lo que representa beneficioseconómicos en la operación del sistema. Además, esta situación se ha aprovechado para reducirrezagos en los programas de mantenimiento y/o adelantar el retiro de centrales antiguas eineficientes.Para ajustar la adición de capacidad a los criterios de reserva, se ha reprogramado la fecha deentrada en operación de 27 proyectos que aún no están en proceso de construcción o licitación. Eneste sentido, el margen de reserva se ajustará a partir de 2017, como se observa en la Gráfica 43.En el Cuadro 29 se presenta el margen de reserva para el sistema de Baja California, de acuerdocon los criterios establecidos en la planeación del sistema. Como se puede observar, en verano de2012, cuando la demanda aumenta, se estiman importaciones de capacidad de EUA por 409 MW, y117 MW en 2013.132
SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 29Margen de reserva del sistema de Baja California2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Capacidad instalada (MW) 2418 2430 2848 3144 3097 3097 3197 3707 3624 3654 3935 3935 3855 3855 4609 4609Interconexión al SIN (MW) 1 104 218 229 133 270 163 300 600 600 288 521Importación de EUA (MW) 312 409 117 35 15 212Capacidad total (MW) 2 2,729 2,839 2,965 3,144 3,200 3,315 3,426 3,707 3,757 3,924 4,097 4,270 4,470 4,667 4,896 5,130Demanda (MW) 3 2,373 2,469 2,579 2,683 2,783 2,882 2,979 3,123 3,267 3,412 3,563 3,713 3,887 4,058 4,258 4,461Reserva de capacidad (MW) 356 370 387 460 417 432 447 584 490 512 534 557 583 609 639 669Margen de reserva (%) 4 15.0 15.0 15.0 17.2 15.0 15.0 15.0 18.7 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.0 15.01A partir de 2015 se interconectará al SIN mediante un enlace de transmisión de 300 MW de capacidad.2Considera importación de energía en periodos de verano (años indicados), así como degradaciones estacionales.3No incluye exportación. La demanda de 2011 corresponde a la real.4Criterio de reserva: 15% de la demanda máximaFuente: CFE.En el sistema de Baja California Sur, de acuerdo con la estimación de crecimiento de la demanda,se requerirán aproximadamente 752 MW de capacidad adicional para poder cumplir con los criteriosde reserva y remplazar unidades antiguas con altos costos de operación (véase Cuadro 30). A partirde 2018, derivado de la interconexión de este sistema al SIN, se considera el criterio de reserva depérdida de la mitad de dicha capacidad.Cuadro 30Margen de reserva del sistema Baja California Sur2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Capacidad total (MW) 1 448 491 534 534 577 624 624 582 582 582 711 711 841 841 930 973Interconexión al SIN 300 300 300 300 300 300 300 300 300Demanda (MW) 2 384 407 436 462 490 519 551 622 670 719 777 839 905 977 1,058 1,144Margen de reserva requerida (MW) 3 75 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 86 130 130 130 130Reserva de capacidad resultante (MW) 64 84 98 72 86 106 73 259 212 163 234 172 235 164 171 1281Considera degradación de capacidad2La demanda de 2011 corresponde a la real.3Criterio de reserva: la más restrictiva de capacidad total de las dos unidades mayores o 15% de la demanda máxima, apartir de la interconexión al SIN 50% de la capacidad de interconexiónFuente: CFE.4.1.2. Capacidad total de generación en el escenario InercialEn 2026, a participación de las tecnologías de ciclo combinado en el total de la capacidadefectiva, se estima será de51.7%. Dichas centrales presentan bajos niveles de contaminación porutilizar gas natural, alta eficiencia térmica y construcción modular, así como menores requerimientosde inversión comparados con otras tecnologías. Considerando todas las tecnologías que operaran abase de gas natural, al final del periodo prospectivo, éstas alcanzarán una participación de 55%respecto a la capacidad total del Servicio Público (véase Gráfica 43).133
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