PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO <strong>2012</strong>-<strong>2026</strong>Participación <strong>de</strong> <strong>la</strong>s tecnologías <strong>de</strong> generación en el programa <strong>de</strong> expansiónTanto en el Servicio Público como en el SEN, <strong>la</strong> capacidad adicional requerida se obtienemediante una combinación óptima <strong>de</strong> tecnologías <strong>de</strong> generación disponibles. Dicha combinación<strong>de</strong>be permitir satisfacer <strong>la</strong> <strong>de</strong>manda proyectada a costo mínimo. Para ello, se toman en cuenta tantolos costos <strong>de</strong> inversión como los precios <strong>de</strong> los combustibles. Adicionalmente, se busca un nivel <strong>de</strong>confiabilidad específico y cumplir con los lineamientos establecidos <strong>de</strong> <strong>la</strong> política energéticanacional, así como con <strong>la</strong> normatividad ambiental vigente.En este ejercicio <strong>de</strong> p<strong>la</strong>neación, se consi<strong>de</strong>raron precios nive<strong>la</strong>dos <strong>de</strong> gas natural a 20 años <strong>de</strong> 5.5dó<strong>la</strong>res/MMBtu, <strong>de</strong> 62.8 dó<strong>la</strong>res/barril para combustóleo doméstico y <strong>de</strong> 82.4 dó<strong>la</strong>res/Ton para elcarbón importado.Por otro <strong>la</strong>do, se consi<strong>de</strong>ró <strong>la</strong> disponibilidad <strong>de</strong> gas natural en <strong>la</strong>s diferentes regiones <strong><strong>de</strong>l</strong> país <strong>de</strong>acuerdo con <strong>la</strong> infraestructura actual <strong>de</strong> <strong>la</strong> red <strong>de</strong> transporte y los puntos <strong>de</strong> suministro. Esimportante mencionar que para reforzar el sistema <strong>de</strong> suministro y transporte <strong>de</strong> gas natural, <strong>la</strong> CFE<strong>de</strong>sarrolló <strong>la</strong> terminal <strong>de</strong> regasificación <strong>de</strong> gas natural en Manzanillo (TRGNL), y se encuentra<strong>de</strong>sarrol<strong>la</strong>ndo los nuevos gasoductos en el corredor Chihuahua, Tamazunchale-El Sauz y Morelos.En el Noroeste <strong><strong>de</strong>l</strong> país (Sonora y Sinaloa), <strong>de</strong>bido a <strong>la</strong> falta <strong>de</strong> infraestructura <strong>de</strong> transporte <strong>de</strong>gas natural, así como a <strong>la</strong> limitada capacidad para <strong>la</strong> recepción <strong>de</strong> carbón en los puertos <strong>de</strong> Guaymasy Topolobampo, no ha sido posible el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> centrales generadoras <strong>de</strong> mayor eficiencia omenores costos <strong>de</strong> producción. Sin embargo, con <strong>la</strong> construcción <strong>de</strong> nueva infraestructura <strong>de</strong>gasoductos en Sonora y Sinaloa para importar gas natural barato <strong>de</strong> Estados Unidos, dicha situaciónse revertirá.Esto marcará un cambio importante en el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> tecnologías <strong>de</strong> generación a base <strong>de</strong> gasen <strong>la</strong> región Noroeste <strong><strong>de</strong>l</strong> país. Al generarse un mercado <strong>de</strong> gas natural, será posible <strong>la</strong> insta<strong>la</strong>ción <strong>de</strong>centrales generadoras a base <strong>de</strong> dicho combustible.En el presente ejercicio, se consi<strong>de</strong>ra el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> ciclos combinados en <strong>la</strong> región, quepermitirán retirar unida<strong>de</strong>s termoeléctricas antiguas a base <strong>de</strong> combustóleo, mismas que no sehabían retirado al no existir otras opciones <strong>de</strong> generación, así como abastecer centrales térmicasconvencionales que serán convertidas para utilizar gas natural en lugar <strong>de</strong> combustóleo. Estascentrales se encuentran en <strong>la</strong> costa occi<strong>de</strong>ntal <strong>de</strong> Sonora y Sinaloa, como Puerto Libertad, Guaymas,Topolobampo y Mazatlán. Asimismo, apoyará el <strong>de</strong>sarrollo <strong>de</strong> nuevas centrales <strong>de</strong> ciclo combinadoen <strong>la</strong> región, tales como Guaymas II y III, en Sonora; Topolobampo II (El Fresnal), Topolobampo III(Hermosillo) y Mazatlán, en Sinaloa; y, Norte II, III, IV, V y VI, y El Encino, en Chihuahua. Con loanterior, se reducirán los costos <strong>de</strong> producción <strong>de</strong> manera consi<strong>de</strong>rable, así como el impactoambiental en esta región <strong><strong>de</strong>l</strong> país.En el caso <strong>de</strong> PEMEX, tiene contemp<strong>la</strong>do reforzar el sistema troncal <strong>de</strong> transporte <strong><strong>de</strong>l</strong> Norte alCentro y en el Sureste <strong><strong>de</strong>l</strong> país. Con ello, se incrementará <strong>la</strong> disponibilidad <strong>de</strong> gas natural parageneración eléctrica.Bajo este contexto, <strong>la</strong> expansión <strong><strong>de</strong>l</strong> SEN al menor costo se logrará con tecnologías <strong>de</strong> gasnatural y <strong>de</strong> carbón, incorporando en el mediano y <strong>la</strong>rgo p<strong>la</strong>zos <strong>la</strong>s hidroeléctricas que seancompetitivas. Sin embargo, dado que algunas renovables son menos competitivas, en términos <strong>de</strong>136
SECRETARÍA DE ENERGÍAcosto, respecto a otras fuentes <strong>de</strong> generación, su incorporación a <strong>la</strong> canasta <strong>de</strong> capacidad <strong>de</strong>pen<strong>de</strong>rá<strong>de</strong> <strong>la</strong>s políticas energéticas y normatividad ambiental vigente.Para esta prospectiva, se p<strong>la</strong>ntea <strong>la</strong> utilización <strong>de</strong> nuevas fuentes, <strong>de</strong>nominadas NuevaGeneración Limpia (NGL), al final <strong><strong>de</strong>l</strong> horizonte <strong>de</strong> p<strong>la</strong>neación. En dicha categoría se consi<strong>de</strong>rancomo opciones los ciclos combinados y carboeléctricas con captura y secuestro <strong>de</strong> CO 2 , <strong>la</strong>snucleoeléctricas, <strong>la</strong>s eoloeléctricas, <strong>la</strong>s so<strong>la</strong>res y <strong>la</strong> importación <strong>de</strong> capacidad adicional.Asimismo, se analizan otras posibilida<strong>de</strong>s para utilizarse como energéticos primarios en centrales<strong>de</strong> ciclo combinado y carboeléctricas, entre <strong>la</strong>s que <strong>de</strong>stacan el gas natural licuado y el gas <strong>de</strong>síntesis a partir <strong>de</strong> residuos <strong>de</strong> refinación. En ambos casos se consi<strong>de</strong>ra <strong>la</strong> captura y secuestro <strong>de</strong>CO 2 , cuyo <strong>de</strong>sarrollo tecnológico es importante a nivel ambiental, aunque ello representeincrementos consi<strong>de</strong>rables en los costos <strong>de</strong> inversión.De <strong>la</strong> capacidad total <strong><strong>de</strong>l</strong> sistema eléctrico en <strong>2026</strong>, <strong>la</strong> participación <strong>de</strong> tecnologías a base <strong>de</strong> gasnatural será <strong>de</strong> 52.1%, <strong>la</strong>s fuentes renovables alcanzarán una participación <strong>de</strong> 28.6%, <strong>la</strong>s centralesque operan a base <strong>de</strong> combustóleo, coque y diésel reducirán su participación a 3.4% y <strong>la</strong>s queutilizan carbón disminuirán su participación a 6.7%. En total, esta última incrementaría suparticipación a 9.7%; sin embargo, 3% consi<strong>de</strong>ra captura y secuestro <strong>de</strong> CO 2 . La tecnología nuclearcontribuiría con 1.7%, con lo cual <strong>la</strong> generación no fósil tendrá una participación <strong>de</strong> 29.8% 38 (véaseGráfica 44).Gráfica 44Participación <strong>de</strong> <strong>la</strong> capacidad insta<strong>la</strong>da por tipo <strong>de</strong> tecnología en <strong>2026</strong>,SEN, escenario Inercial 1,2Carboeléctrica, 5.9%Ciclo combinado,49.3%<strong>2026</strong>93,502 MWBiomasa, 0.5%Turbogás, 2.8%Termoeléctricaconvencional, 3.0%So<strong>la</strong>r, 0.8%Nucleoeléctrica, 1.7%Combustión Interna,0.4%Eoloeléctrica, 8.2%NGL (3), 7.5%Coque, 0.8%Hidroeléctrica, 18.0%Geotermoeléctrica,1.1%1Incluyen incrementos en RM <strong>de</strong> Laguna Ver<strong>de</strong>, Altamira, Río Escondido; modificaciones en el Sauz U5; y variascentrales hidroeléctricas (538.8 MW)2Incluye autoabastecimiento remoto.3Nueva Generación Limpia (NGL) Ciclo combinado y carboeléctrica con captura y secuestro <strong>de</strong> CO 2 ; nucleoeléctrica,so<strong>la</strong>r o importación <strong>de</strong> capacidad.Fuente: CFE.38Consi<strong>de</strong>ra sólo <strong>la</strong> tecnología So<strong>la</strong>r, Eoloeléctrica, Hidroeléctrica, Geotermoeléctrica y Nucleoeléctrica.137