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

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026Cuadro 52Estimación del consumo bruto por área de control, 2011-2026(TWh)Área 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026Central 56.2 59.4 61.5 63.4 65.0 66.8 68.5 71.6 74.4 77.2 80.1 83.1 86.3 89.6 92.9 97.0 3.7Incremento % 3.6 5.7 3.5 3.1 2.6 2.7 2.5 4.6 3.9 3.8 3.7 3.8 3.9 3.8 3.6 4.41Sistemas aislados que abastecen a pequeñas zonas o poblaciones alejadas de la red nacionalNota: 2011 es estimado con información disponible a marzo del mismo año.Fuente: CFE.En el Mapa 15 se indica el crecimiento medio anual del consumo bruto en cada área para 2001-2010 y las proyecciones 2011-2026.Mapa 15Crecimiento medio anual del consumo bruto(%)tmca %(2011-2026)Oriental 42.4 44.0 45.5 46.7 47.5 48.5 49.5 51.6 53.6 55.7 58.0 60.4 63.4 66.5 69.2 72.4 3.6Incremento % 0.0 4.7 3.8 3.6 2.6 1.7 2.1 1.9 4.3 3.9 4.0 4.0 4.1 5.1 4.8 4.0 4.6Occidental 58.1 60.2 62.5 64.2 65.8 67.4 69.0 72.0 74.8 77.8 81.1 84.3 88.2 92.2 95.7 99.8 3.7Incremento % 4.6 3.5 3.8 2.7 2.5 2.5 2.3 4.3 3.8 4.1 4.2 4.0 4.7 4.5 3.7 4.3Noroeste 18.8 19.9 21.3 22.2 23.0 23.9 24.7 25.8 26.8 27.7 28.9 30.2 31.5 33.4 35.2 36.7 4.6Incremento % 8.2 6.2 6.9 4.2 3.7 3.6 3.4 4.4 4.2 3.4 4.3 4.3 4.2 6.3 5.1 4.4Norte 21.4 22.2 22.9 23.5 23.9 24.6 25.2 26.3 27.3 28.3 29.4 30.5 31.6 32.9 34.1 35.7 3.5Incremento % 5.1 3.5 3.0 2.6 2.1 2.7 2.6 4.2 3.8 3.8 3.7 3.7 3.8 4.0 3.8 4.5Noreste 45.5 47.2 49.2 51.4 53.4 55.6 57.7 60.4 63.0 65.9 69.2 72.7 76.4 79.9 83.4 87.2 4.4Incremento % 4.8 3.8 4.1 4.4 4.0 4.1 3.8 4.6 4.4 4.5 5.0 5.0 5.2 4.6 4.4 4.6Baja California 12.4 12.9 13.4 13.9 14.4 15.0 15.5 16.2 16.9 17.7 18.3 19.1 19.9 20.8 21.8 22.7 4.1Incremento % 5.2 3.6 3.7 4.1 3.8 4.0 3.3 4.6 4.3 4.5 3.9 4.0 4.5 4.5 4.4 4.6Baja California Sur 2.1 2.2 2.4 2.5 2.7 2.8 3.0 3.2 3.5 3.7 4.0 4.4 4.7 5.1 5.5 6.0 7.2Incremento % 3.7 5.7 6.6 6.4 6.4 6.5 6.4 7.0 7.7 7.8 7.8 8.1 8.0 8.2 8.0 8.2Peninsular 9.7 10.2 10.9 11.5 12.0 12.6 13.3 14.1 15.0 15.8 16.8 17.8 18.9 20.1 21.3 22.6 5.8Incremento % 3.4 5.2 6.5 5.5 4.9 5.1 4.9 6.5 6.1 5.8 6.2 6.1 6.1 6.1 6.0 6.3Subtotal 266.6 278.2 289.4 299.2 307.9 317.3 326.3 341.1 355.3 370.0 385.9 402.4 421.1 440.6 459.0 480.1 4.0Incremento % 4.7 4.4 4.0 3.4 2.9 3.1 2.9 4.5 4.1 4.2 4.3 4.3 4.6 4.6 4.2 4.6Pequeños Sistemas 1 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 5.2Incremento % 0.6 3.8 4.6 3.9 2.4 3.0 3.1 5.7 5.4 5.7 6.1 6.4 6.7 6.9 7.0 6.8Total nacional 266.8 278.4 289.6 299.3 308.0 317.5 326.5 341.3 355.5 370.3 386.1 402.6 421.3 440.9 459.3 480.4 4.0Incremento % 4.7 4.4 4.0 3.4 2.9 3.1 2.9 4.5 4.1 4.2 4.3 4.3 4.6 4.6 4.2 4.672.6 4.242.6 4.885.7 7.053.1 3.662.5 4.51 Central2 Oriental3 Occidental4 Noroeste5 Norte6 Noreste7 Baja California8 Baja California Sur9 PeninsularTotal nacional33.0 3.712.4 3.795.0 5.72001-2010 2.7 4.0 2011-2026EvoluciónhistóricaCrecimientoesperado22.4 3.7Fuente: CFE.180
SECRETARÍA DE ENERGÍA4.3.5. Incorporación de los nuevos proyectos de autoabastecimiento ycogeneración en el SENEn el pasado, los proyectos privados de autoabastecimiento y cogeneración tuvieron pocainfluencia en la planeación y operación del SEN. Esto se debía, entre otros factores, a que nocompartían sus recursos de capacidad, no requerían servicios de respaldo, no utilizaban la red detransmisión para atender cargas remotas y generalmente parte de su carga era alimentada en formaregular por la CFE mediante contratos de suministro.En los últimos años han entrado en operación varias plantas de cogeneración yautoabastecimiento con capacidad importante. La mayoría de éstas ha solicitado servicios detransmisión y respaldo. Es así que, con el fin de proporcionar los servicios requeridos, ha sidonecesario instalar reserva adicional de generación y realizar ajustes en el programa de expansión dela red de transmisión.Además, la participación de los proyectos privados en la producción de energía eléctrica agregaun elemento adicional de incertidumbre a la planeación, ya que existe la posibilidad de que no seconcrete algunos de ellos. Lo anterior puede poner en riesgo la confiabilidad del suministro, pues nose contaría con los plazos requeridos para instalar plantas adicionales.Tomando en cuenta lo anterior, se decidió modificar el enfoque de la planeación. Por ello, se haformalizado un grupo de autoabastecimiento en el que participan la SENER, PEMEX, CFE, IMP, CREy CONUEE. En dicho grupo se considera de manera explícita los planes de instalación de centralesen esta modalidad y se valora su impacto en la expansión del sistema de generación. En el Esquema2 se presenta, de manera ilustrativa, los elementos que se han tomado en cuenta en este enfoque.Capacidad de plantas para elservicio público(CSP)Capacidad de plantas deautoabastecimiento ycogeneración(CAC)Fuente: CFE.Esquema 2Representación del Sistema Eléctrico NacionalDemanda autoabastecida en forma local(DAL)Red detransmisiónDemanda de usuariosdel servicio público(DSP)Demanda autoabastecidaen forma remota(DAR)Por el lado de la oferta, se considera la capacidad de las plantas destinadas al Servicio Público(CSP) y la correspondiente a centrales privadas de cogeneración y autoabastecimiento (CAC). En lademanda, se contemplan tanto usuarios del Servicio Público (DSP) como el consumoautoabastecido. Este último considera dos componentes:• Demanda remota: corresponde a las cargas ubicadas en sitios alejados de la centralgeneradora, alimentadas a través de la red de transmisión (DAR)• Demanda local: se refiere a la carga ubicada en el mismo sitio de la central generadora(DAL)181
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