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

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PROSPECTIVA DEL SECTOR ELÉCTRICO 2012-2026REGIONESFuente: CFE.Mapa 4Capacidad de transmisión entre regiones del SEN, 2011(MW)1) Hermosillo 18) Valles2) Nacozari 19) Huasteca3) Obregón 20) Tamazunchale4) Los Mochis 21) Tepic5) Culiacán 22) Guadalajara6) Mazatlán 23) Aguascalientes7) Juárez 24) San Luis Potosí8) Moctezuma 25) Salamanca9) Chihuahua 26) Manzanillo10) Durango 27) Carapan11) Laguna 28) Lázaro Cárdenas 35) Temascal12) Río Escondido 29) Querétaro 36) Coatzacoalcos 42) Chetumal13) Nuevo Laredo 30) Central 37) Tabasco 43) WECC (EUA)14) Reynosa 31) Poza Rica 38) Grijalva 44) Tijuana15) Matamoros 32) Veracruz 39) Campeche 45) Ensenada 48) Villa Constitución16) Monterrey 33) Puebla 40) Mérida 46) Mexicali 49) La Paz17) Saltillo 34) Acapulco 41) Cancún 47) San Luis Río C. 50) Los Cabos2011Regio1 . Hermosillo2 . Nacozari3 . Obregón4 . Los Mochis5 . Culiacán6 . Mazatlán7 . Juárez8 . Moctezuma9 . Chihuahua10 . Durango11 . Laguna12 . Río Escondido13 . Nuevo Laredo14 . Reynosa15 . Matamoros16 . Monterrey17 . Saltillo18 . Valles19 . Huasteca20 . Tamazunchale21 . Tepic22 . Guadalajara23 . Aguascalientes24 . San Luis Potosí25 . Salamanca3.3. Evolución del margen de reservaHasta 2011, el margen de reserva (MR) se definió como la diferencia entre la capacidad efectivade generación del sistema eléctrico y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentajede la demanda máxima. De esta forma, para fines de planeación del sector y para el satisfacer lademanda de energía eléctrica, se buscaba que la capacidad del sistema fuera mayor que la demandamáxima anual. Por esta razón, factores como la capacidad efectiva de las plantas, su disponibilidad yel mallado de la red, determinaban la confiabilidad del abasto de energía eléctrica.El margen de reserva operativo (MRO) estaba definido anteriormente como la diferencia entre lacapacidad disponible y la demanda máxima coincidente, expresada como porcentaje de la demandamáxima (véase Gráfica 24).Debido a que la composición del parque de generación es dinámica, cada año se incorporan yretiran centrales, variando los índices de disponibilidad. A su vez, éstos repercuten en unadisponibilidad equivalente cambiante para todo el sistema.82
SECRETARÍA DE ENERGÍAGráfica 24Margen de Reserva y Margen de Reserva Operativo 1CapacidadefectivaCapacidadefectivaMantenimientoprogramadoMargende reservaFalla, degradacióny causas ajenasMargen de reservaoperativoDemanda máximabruta coincidenteDemanda máximabruta coincidente1Metodología utilizada hasta 2011.Fuente: CFE.1 MR 2 3 4 5 6 MRO 7 8El valor mínimo adoptado para el MRO en la planificación del Sistema Interconectado Nacional(SIN) fue 6% con la metodología anterior. En la metodología actual el MR que se determine debeser suficiente para cubrir el MRO de 6% de la demanda máxima, fallas aleatorias de unidadesgeneradoras y eventos críticos en el sistema.Por otro lado, en los sistemas aislados, como es el caso de la península de Baja California, elmargen de reserva se determinó de manera separada en función de sus curvas de carga y demandasmáximas.En el sistema Baja California se admitió como valor mínimo de capacidad de reserva (después dehaber descontado la capacidad no disponible por mantenimiento) el máximo entre la capacidad de launidad mayor o, el 15% de la demanda máxima, debido a que este sistema, al estar interconectado alos sistemas del oeste de Estados Unidos, se rige por los estándares de confiabilidad del WECC.Cabe mencionar que en el SIN, a finales de la década de los noventa y en los primeros años delperiodo de análisis, ambos indicadores se ubicaron por debajo de los valores mínimos adoptados(MR = 27% y MRO = 6%). A partir de 2000, debido a la entrada en operación de varios proyectosde generación, así como al menor crecimiento en la demanda de energía eléctrica, la capacidad dereserva del SIN nuevamente creció llegando a niveles superiores a lo que se tenía históricamente(véase Gráfica 25).83
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