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

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026Ubicación de la demanda y consumo autoabastecidoLa localización geográfica de las nuevas plantas de autoabastecimiento y cogeneración, así comola de sus cargas locales y remotas, tiene un impacto importante sobre el margen de reserva regionaly la expansión de la red de transmisión. En la Mapa 16 se ilustra un caso donde un proyecto deautoabastecimiento incrementa la capacidad de generación en el área Noreste, mientras que suscargas se ubican, además de las propias en las áreas Occidental, Central y Oriental. Esto permitereforzar las áreas de mayor demanda y compensar de forma remota con aquellos sistemas quecuentan con mayor margen de reserva.Con la finalidad de prever el impacto de los proyectos privados sobre la expansión del SEN, seestima, caso por caso, el valor de la demanda máxima anual de la carga local, así como la de cada unade las cargas remotas. Posteriormente, estos montos se agregan a las demandas máximas delServicio Público en las regiones correspondientes. Igualmente, se estima el valor del consumo anualde energía de las cargas locales y remotas. En el Cuadro 53 se muestra la proyección de la demandaautoabastecida, mientras que el Cuadro 54 presenta la proyección del consumo autoabastecido.Mapa 16Ubicación de la capacidad de autoabastecimiento y las cargas locales y remotas(ejemplo ilustrativo)NoroesteDAL = Demanda autoabastecida localDAR n = ‘n’ demandas autoabastecidas remotasNorteNoresteCAC = 300 MWOccidentalDAR 2 = 120 MW (40%)DAR 1 = 36 MW (12%)CentralDAR 3 = 54 MW (18%)DAL = 30 MW (10%)OrientalPeninsularFuente: CFE.DAR 4 = 60 MW (20%)Cuadro 53Evolución de la demanda autoabastecida(MW)Autoabastecimiento 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca (%) tmca (%)2005-2010 2011-2015Local 2,922 3,452 3,954 4,543 4,459 4,525 4,572 4,640 4,843 4,843 4,843 9.1 1.4Remoto 1,401 1,548 1,657 1,776 2,077 2,173 2,344 2,862 3,670 3,917 4,267 9.2 16.2Total 4,323 5,000 5,611 6,319 6,536 6,698 6,917 7,502 8,512 8,760 9,110 9.2 7.1Autoabastecimiento 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca (%)2016-2026Local 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 4,843 0.0 0.4Remoto 4,367 4,717 5,017 5,217 5,517 5,767 6,067 6,317 6,617 6,917 7,117 5.0 7.7Total 9,210 9,560 9,860 10,060 10,360 10,610 10,910 11,160 11,460 11,760 11,960 2.6 3.7*Los datos de 2011 son estimados con información a noviembre de ese año.Fuente: CFE.tmca (%)2011-2026182
SECRETARÍA DE ENERGÍACuadro 54Evolución del consumo autoabastecido(GWh)Autoabastecimiento 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015tmca (%) tmca (%)2005-2010 2011-2015Local 13,390 13,127 13,323 14,115 13,959 14,256 14,382 14,881 15,935 16,236 16,236 1.3 3.1Remoto 8,192 8,937 9,846 9,832 9,786 11,899 12,072 13,120 16,542 19,125 20,243 7.8 13.8Total 21,582 22,064 23,169 23,946 23,745 26,155 26,453 28,002 32,477 35,360 36,479 3.9 8.4Autoabastecimiento 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026tmca (%)2016-2026Local 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 16,236 0.0 0.8Remoto 20,921 22,386 23,436 24,314 24,974 25,952 27,002 27,980 29,030 29,955 30,833 4.0 6.5Total 37,157 38,622 39,672 40,550 41,210 42,188 43,238 44,216 45,266 46,191 47,069 2.4 3.9*Los datos de 2011 son estimados con información a noviembre de ese año.Fuente: CFE.tmca (%)2011-20264.3.6. Estimación de la demanda máximaLas cantidades anuales de la energía bruta requerida (demanda máxima anual) para el ServicioPúblico se calculan agregando las ventas y la energía asociada con pérdidas por transmisión y usospropios en instalaciones de generación y transmisión. Dichas estimaciones se obtuvieron aplicando ala energía bruta, los factores de carga previstos para los diferentes tipos de consumidores de laregión o área correspondiente. La demanda del SIN, áreas Norte, Noreste, Noroeste, Occidental,Central, Oriental y Peninsular, en una hora específica del año, se obtiene con las demandascoincidentes de las áreas en esa misma hora. Para un año dado, el valor máximo de las demandashorarias del SIN constituye la demanda máxima coincidente. Ésta es menor que la suma de lasdemandas máximas anuales de las áreas, por ocurrir las mismas en horas diferentes.Por su parte, el factor de diversidad es la relación entre la suma de las demandas máximasanuales de las áreas y la máxima coincidente del sistema interconectado. Para un año dado, lademanda máxima coincidente del SIN se calcula dividiendo la suma de las máximas de las áreasentre el factor de diversidad estimado.4.3.7. Evolución de la demanda del SENLa demanda total a abastecerse por el SEN es la del Servicio Público, más la de proyectos deautoabastecimiento que requieren servicios de transmisión y de respaldo. Para efectos de laplaneación del SEN, se incluye la demanda de cargas con autoabastecimiento remoto debido a losservicios de transmisión y de respaldo, mientras que la de autoabastecimiento local se consideraindependiente del sistema, a menos que requiera servicio de respaldo. En el Cuadro 55 se muestra elcrecimiento medio anual histórico y esperado de la demanda máxima bruta no coincidente.Cuadro 55Crecimiento medio anual histórico y esperado de la demanda máxima bruta, SENFuente: CFE.Sistematmca %2001-2010 2011-2026Interconectado Nacional 2.6% 4.0%Baja California 1.8% 4.4%Baja California Sur 5.7% 7.0%Aislados 5.4% 4.9%183
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