Prospectiva_del_Setor_El_ctrico_2017-2031 (1)

Prospectiva del Sector Eléctrico
2017-2031
México, 2017
1

Secretaría de Energía
Pedro Joaquín Coldwell
Secretario de Energía
Leonardo Beltrán Rodríguez
Subsecretario de Planeación y Transición Energética
Fernando Zendejas Reyes
Subsecretario de Electricidad
Aldo Flores Quiroga
Subsecretario de Hidrocarburos
Gloria Brasdefer Hernández
Oficial Mayor
Rafael Alexandri Rionda
Director General de Planeación e Información Energéticas
Víctor Manuel Avilés Castro
Director General de Comunicación Social
2

Elaboración y Revisión:
Rafael Alexandri Rionda
Director General de Planeación e Información Energéticas
(ralexandri@energia.gob.mx)
Fabiola Rodríguez Bolaños
Directora de Integración de Prospectivas del Sector
(frodriguez@energia.gob.mx)
Alain de los Ángeles Ubaldo Higuera
Subdirectora de Consumo Energético
(aubaldo@energia.gob.mx)
Eder García Jimenez
Subdirector de Planeación e Integración Energética
(egarciaj@energia.gob.mx)
Thalia Ramírez Flores
Jefa de Departamento de Política Energética
(tramírez@energia.gob.mx)
Diana López Becerril
Prácticas Profesionales
Apoyo administrativo: María de la Paz León Femat, Maricela de Guadalupe Novelo Manrique.
2017. Secretaría de Energía
3

Agradecimientos
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
Comisión Reguladora de Energía
Dirección Corporativa de Operaciones de PEMEX
Ea Energy Analyses
PEMEX Corporativo
Secretaría de Hacienda y Crédito Público
Subsecretaría de Hidrocarburos, SENER
Subsecretaría de Electricidad, SENER
Dirección General de Energías Limpias, SENER
Instituto Mexicano del Petróleo
Instituto Nacional de Investigaciones Eléctricas y Energías Limpias
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
Programa de Colaboración México-Dinamarca en Materia de Energía y Cambio Climático
Universidad Técnica de Dinamarca, Departamento de Análisis de Sistemas Energéticos
4

Índice
Índice de Cuadros ...............................................................................................................................................................9
Índice de Tablas ............................................................................................................................................................... 10
Índice de Figuras .............................................................................................................................................................. 11
Índice de Mapas ............................................................................................................................................................... 14
Presentación ..................................................................................................................................................................... 15
Introducción ...................................................................................................................................................................... 16
Resumen Ejecutivo.......................................................................................................................................................... 17
1. Marco Normativo y Regulatorio del Sector Eléctrico en México ......................................................... 19
1.1. Marco Regulatorio .............................................................................................................................................. 19
1.1.1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos ................................................................... 20
1.1.2. Ley de la Industria Eléctrica ........................................................................................................................ 20
1.1.3. Ley de Transición Energética ..................................................................................................................... 24
1.1.4. Ley de Planeación .......................................................................................................................................... 25
1.1.5. Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética ......................................... 25
1.1.6. Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF) ........................................................... 25
1.1.7. Ley de la Comisión Federal de Electricidad ............................................................................................ 25
1.2. Instrumentos y Políticas de Planeación del Sector Eléctrico .................................................................. 26
1.2.1. Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios .
............................................................................................................................................................................. 26
1.2.2. Subastas del Mercado Eléctrico ................................................................................................................ 27
1.2.3. Emisión de Certificados de Energías Limpias ........................................................................................ 29
1.3. De la realización de la Prospectiva del Sector Eléctrico .......................................................................... 30
2. Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico ................................................................................................. 31
2.1. Análisis de la Economía Mexicana.................................................................................................................. 31
2.2. Usuarios y Tarifas de energía eléctrica ........................................................................................................ 33
2.2.1. Usuarios de Energía Eléctrica ..................................................................................................................... 34
2.2.2. Precios medios de Energía Eléctrica ......................................................................................................... 37
5

2.3. Ventas, Consumo y Demanda de Energía Eléctrica .................................................................................. 38
2.3.1. Ventas de energía eléctrica ........................................................................................................................ 39
Autoabastecimiento Remoto ...................................................................................................................................... 42
Pérdidas de Energía Eléctrica ....................................................................................................................................... 42
2.3.2. Consumo de Energía Eléctrica ................................................................................................................... 44
2.3.3. Demanda de Energía Eléctrica ................................................................................................................... 45
Demanda Máxima Coincidente .................................................................................................................................. 46
Demanda Máxima Bruta ............................................................................................................................................... 47
2.4. Infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional .......................................................................................... 48
2.4.1. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica ....................................................................................... 48
2.4.2. Generación Bruta de Energía Eléctrica .................................................................................................... 53
Cambios en la infraestructura de las plantas de generación eléctrica en el SEN ........................................ 56
2.4.3. Red de Transmisión y Distribución de Electricidad ............................................................................. 58
Transmisión ...................................................................................................................................................................... 58
Distribución ....................................................................................................................................................................... 62
Interconexiones fronterizas ......................................................................................................................................... 62
2.5. Comercio de Energía Eléctrica ......................................................................................................................... 64
3. Prospectiva del Sector Eléctrico ..................................................................................................................... 65
3.1. Supuestos del Escenario de Planeación ........................................................................................................ 65
3.1.1. Entorno Internacional ................................................................................................................................... 65
3.1.2. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional ................................................................... 66
3.1.3. Pronósticos macroeconómicos ................................................................................................................. 67
Producto Interno Bruto.................................................................................................................................................. 67
Población ............................................................................................................................................................................ 68
Tipo de cambio ................................................................................................................................................................ 68
3.1.4. Pronósticos de los precios de combustibles.......................................................................................... 69
3.1.5. Objetivos de energías limpias y Potenciales de Energías Renovables........................................... 69
3.2. Comportamiento esperado de la demanda y el consumo de energía eléctrica .............................. 71
6

3.2.1. Demanda Máxima ......................................................................................................................................... 71
3.2.2. Consumo Bruto .............................................................................................................................................. 74
3.3. Expansión del Sistema Eléctrico Nacional ................................................................................................... 77
3.3.1. Capacidad de Generación Eléctrica .......................................................................................................... 77
Adiciones de capacidad de generación eléctrica ................................................................................................... 77
Retiros de capacidad de generación eléctrica ........................................................................................................ 84
Evolución esperada de la capacidad de generación eléctrica ............................................................................ 84
3.3.2. Generación de Energía Eléctrica ................................................................................................................ 86
Generación eléctrica por tecnología ......................................................................................................................... 86
Generación eléctrica por Región de Control ........................................................................................................... 88
Consumo de Combustibles .......................................................................................................................................... 89
3.3.3. Margen de Reserva ....................................................................................................................................... 90
3.3.4. Expansión de la Red de Transmisión y Distribución ........................................................................... 91
Transmisión ...................................................................................................................................................................... 91
Distribución ....................................................................................................................................................................... 93
4. Ejercicio de Sensibilidad .................................................................................................................................... 95
4.1. Estudio del impacto a largo plazo de los precios del gas natural en el sector eléctrico ............... 95
4.1.1. Antecedentes ................................................................................................................................................. 95
Importancia del uso del GN en el Sector Eléctrico ................................................................................................ 97
4.1.2. Metodología, Insumos y Descripción de los Escenarios .................................................................... 99
Metodología ...................................................................................................................................................................... 99
Insumos para la planeación y descripción de los escenarios .......................................................................... 100
Descripción de los Escenarios................................................................................................................................... 102
4.1.3. Análisis de los Resultados ........................................................................................................................ 102
Inversiones y Expansión de capacidad ................................................................................................................... 103
Generación de Energía Eléctrica y Consumo de Combustible ........................................................................ 104
Expansión de la Red de Transmisión ...................................................................................................................... 107
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero ......................................................................................................... 108
7

Precios de electricidad ................................................................................................................................................ 109
4.1.4. Conclusiones ................................................................................................................................................ 113
A. Anexo Estadístico ............................................................................................................................................ 114
B. Anexo Metodológico ...................................................................................................................................... 148
Glosario ........................................................................................................................................................................... 153
Abreviaturas, acrónimos y siglas ............................................................................................................................ 171
Referencias..................................................................................................................................................................... 174
8

Índice de Cuadros
Cuadro 2. 1. Interconexiones con Norteamérica....................................................................................................... 62
Cuadro 3. 1. Potencial de Energías Limpias ................................................................................................................. 70
Cuadro 3. 2. Capacidad adicional por modalidad y tecnología 2017-2031 ..................................................... 80
Cuadro 3. 3. Capacidad adicional por situación del proyecto y tecnología 2017-2031 .............................. 81
Cuadro 3. 4. Regiones de Transmisión ......................................................................................................................... 91
Cuadro 3. 5. Nuevos Proyectos de ampliación de la RNT y las RGD ................................................................... 92
Cuadro 3. 6. Otros Proyectos .......................................................................................................................................... 93
Cuadro 3. 7. Proyectos de Distribución ........................................................................................................................ 94
Cuadro 4. 1. Emisiones contaminantes por combustible ........................................................................................ 99
Cuadro A. 1. Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis en 2015 que forman parte del PRODESEN
2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 114
Cuadro A. 2. Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis en 2016 que forman parte del PRODESEN
2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 115
Cuadro A. 3. Proyectos programados e instruidos por la SENER en 2015 que forman parte del PRODESEN
2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 116
Cuadro A. 4. Proyectos programados e instruidos por la SENER en 2016 que forman parte del PRODESEN
2017-2031 ......................................................................................................................................................................... 118
Cuadro A. 5. Proyectos de Transmisión que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ........................... 120
Cuadro A. 6. Proyectos de Transformación que forman parte del PRODESEN 2017-2031 .................... 129
Cuadro A. 7. Proyectos de compensación que forman parte del PRODESEN 2017-2031 ....................... 136
Cuadro A. 8. Catálogo de inversión de plantas en Balmorel ............................................................................... 146
9

Índice de Tablas
Tabla 2. 1. Principales Variables Macroeconómicas de México, 2006-2016 .................................................. 32
Tabla 2. 2. Usuarios de Electricidad por área operativa .......................................................................................... 35
Tabla 2. 3. Usuarios de Electricidad por entidad federativa .................................................................................. 36
Tabla 2. 4. Precio medio de electricidad por área operativa .................................................................................. 38
Tabla 2. 5. Energía eléctrica de autoabastecimiento remoto ............................................................................... 42
Tabla 2. 6. Pérdidas de Electricidad 2006-2016 ....................................................................................................... 43
Tabla 2. 7. Demanda Máxima Bruta .............................................................................................................................. 47
Tabla 2. 8. Evolución de la capacidad de generación eléctrica por modalidad del SEN, 2016 .................... 49
Tabla 2. 9. Cambios en la Infraestructura de las plantas de generación Eléctrica en el SEN, 2016 .......... 57
Tabla 2. 10. Capacidad de transmisión por región de control .............................................................................. 59
Tabla 2. 11. Resumen de Kilómetros de líneas de transmisión por entidad federativa 2016 .................... 61
Tabla 2. 12. Líneas de distribución ................................................................................................................................. 62
Tabla 2. 13. Comercio Exterior de Energía Eléctrica ................................................................................................ 64
Tabla 3. 1. Pronósticos de la Demanda Máxima Integrada por Región de Control, Escenario de Planeación
................................................................................................................................................................................................... 73
Tabla 3. 2. Demandas Integradas e Instantáneas del SIN por Escenario de Estudio 2017-2031 ............. 73
Tabla 3. 3. Pronósticos del consumo bruto por región de control, 2017-2031 .............................................. 75
Tabla 3. 4. Evolución de las adiciones de capacidad por Entidad Federativa 2017-2031 ............................ 83
Tabla 3. 5. Evolución de la capacidad instalada por tipo de tecnología 2017-2031 ..................................... 86
Tabla 3. 6. Evolución de la Generación Total de Energía Eléctrica por tecnología 2017-2031 ................. 88
10

Índice de Figuras
Figura 1. 1. Marco Regulatorio del SEN......................................................................................................................... 19
Figura 1. 2. Reformas a la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en materia de
Electricidad ............................................................................................................................................................................. 20
Figura 1. 3. Principales Disposiciones de la LIE ........................................................................................................... 21
Figura 1. 4. Mercado Eléctrico Mayorista..................................................................................................................... 22
Figura 1. 5. Elementos de la Planeación y el control del SEN ................................................................................. 23
Figura 1. 6. Consideraciones para la elaboración de los programas de Ampliación y Modernización de la
Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución ........................................................... 23
Figura 1. 7. Principales Objetivos de la Ley de Transición Energética ................................................................. 24
Figura 1. 8. Actividades de la CFE ................................................................................................................................... 26
Figura 1. 9. Porcentaje de Generación limpia en la Generación Eléctrica Total ............................................... 27
Figura 1. 10. Proceso de las Subastas Eléctricas ....................................................................................................... 28
Figura 1. 11. Características de los Certificados de Energías Limpias ................................................................ 29
Figura 1. 12. Requisitos de Certificados de Energías Limpias correspondiente a los períodos de obligación
correspondientes ................................................................................................................................................................. 30
Figura 2. 1. Variables macroeconómicas de México, 2006-2016 ....................................................................... 33
Figura 2. 2. Participación de Usuarios por sector, 2016 ......................................................................................... 34
Figura 2. 3. Participación de usuarios por área operativa de Electricidad, 2016 ............................................. 35
Figura 2. 4. Precios medios de energía eléctrica por sector tarifario .................................................................. 37
Figura 2. 5. Precios medios de energía eléctrica por sector tarifario, Enero-Diciembre de 2016 .............. 38
Figura 2. 6. Ventas y Consumo de Energía Eléctrica ................................................................................................. 39
Figura 2. 7. Evolución sectorial de las ventas internas de energía eléctrica, 2006-2016 ............................ 40
Figura 2. 8. Composición de las ventas por sector .................................................................................................... 40
Figura 2. 9. Estructura de las ventas internas por entidad federativa y región estadística, 2016 ............ 41
Figura 2. 10. Pérdidas de Electricidad 2006-2016 ................................................................................................... 43
Figura 2. 11. Evolución del consumo de energía eléctrica por región de control ............................................. 44
Figura 2. 12. Consumo de energía eléctrica por área operativa, 2016 .............................................................. 45
11

Figura 2. 13. Demanda Máxima Integrada por Región de Control ...................................................................... 46
Figura 2. 14. Demanda Máxima Coincidente 2016 .................................................................................................. 46
Figura 2. 15. Evolución de la Capacidad Instalada del SEN por tipo de Tecnología ........................................ 48
Figura 2. 16. Capacidad Instalada por tipo de tecnología 2016 ........................................................................... 49
Figura 2. 17. Evolución de la capacidad instalada del SEN por Modalidad, 2006-2016 ............................... 50
Figura 2. 18. Capacidad instalada del SEN por modalidad, 2016 ......................................................................... 50
Figura 2. 19. Capacidad instalada por entidad federativa ...................................................................................... 52
Figura 2. 20. Evolución de la Generación Bruta por tipo de tecnología, 2006-2016 ..................................... 53
Figura 2. 21. Generación bruta por tipo de tecnología 2016 ................................................................................ 54
Figura 2. 22. Generación bruta por modalidad 2016 ............................................................................................... 54
Figura 2. 23. Generación bruta por Entidad Federativa ........................................................................................... 56
Figura 2. 24. Líneas de Transmisión 2016................................................................................................................... 60
Figura 3. 1. Generación Eléctrica Mundial y por Regiones ...................................................................................... 66
Figura 3. 2. Capacidad Mundial de Energía Solar y Eólica ........................................................................................ 66
Figura 3. 3. Pronósticos del Pib 2010-2031 ............................................................................................................... 67
Figura 3. 4. Pronóstico de crecimiento de la Población en México, 2017-2031 ............................................. 68
Figura 3. 5. Pronóstico del Tipo de cambio 2017-2031 ......................................................................................... 68
Figura 3. 6. Escenarios de Pronósticos de precios de combustibles 2017-2031 ............................................ 69
Figura 3. 7. Trayectoria de las metas de energías limpias 2017-2031 ............................................................. 69
Figura 3. 8. Crecimiento anual esperado de la demanda máxima del SIN 2017-2031................................. 71
Figura 3. 9. Crecimiento medio anual de la demanda máxima de energía eléctrica por región de control
................................................................................................................................................................................................... 72
Figura 3. 10. Crecimiento anual esperado del consumo bruto del SEN 2017-2031 ..................................... 74
Figura 3. 11. Crecimiento medio anual del consumo bruto de energía eléctrica por región de control ... 75
Figura 3. 12. Comparativo de la participación en el consumo bruto entre 2016 y 2031 de las distintas
regiones de control ............................................................................................................................................................. 76
Figura 3. 13. Participación en la capacidad adicional por tipo de tecnología, 2017-2031 .......................... 78
Figura 3. 14. Evolución de las adiciones de capacidad por tecnología 2017-2031 ........................................ 78
Figura 3. 15. Participación de la capacidad adicional por modalidad 2017-2031 .......................................... 79
12

Figura 3. 16. Adiciones de capacidad por región de control, 2017-2031 ......................................................... 82
Figura 3. 17. Retiros de capacidad de generación eléctrica por tecnología 2017-2031 .............................. 84
Figura 3. 18. Comparativo de la Capacidad Instalada por tipo de Tecnología 2016 y 2031 ..................... 85
Figura 3. 19. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica por tecnologías 2031 ......................................... 85
Figura 3. 20. Comparativo de la participación de la Generación Total por tecnología 2016 y 2031 ..... 87
Figura 3. 21. Evolución y participación de la generación de energía eléctrica por región del SEN 2017-
2031 ........................................................................................................................................................................................ 89
Figura 3. 22. Consumo de Combustible 2017-2031 ............................................................................................... 89
Figura 3. 23. Reserva de Planeación Eficiente del SIN .............................................................................................. 90
Figura 3. 24. Reservas de Planeación Eficiente en Baja California y Baja California Sur ............................... 90
Figura 4. 1. Precios Prospectivos de Gas Natural Henry Hub, 2017-2031 ....................................................... 96
Figura 4. 2. Evolución de la Producción e Importación de Gas Seco, 2006-2016 ........................................... 97
Figura 4. 3. Demanda de Gas natural Nacional por sectores, 2006-2016 ....................................................... 97
Figura 4. 4. Evolución de la Capacidad y Generación de Energía Eléctrica del Ciclo Combinado, 2006-2016
................................................................................................................................................................................................... 98
Figura 4. 5. Expansión de capacidad Acumulada en plantas de generación eléctrica (Escenario Base) 103
Figura 4. 6. Diferencias en capacidad instalada para generación eléctrica entre el Escenario GN_0.5 y el
Escenario Base ................................................................................................................................................................... 104
Figura 4. 7. Generación de Electricidad en el Escenario Base .............................................................................. 105
Figura 4. 8. Generación de electricidad en los Escenarios de variación de precios del gas natural ........ 106
Figura 4. 9. Disminución del consumo de gas natural respecto al escenario Base ...................................... 106
Figura 4. 10. Evolución de los factores de capacidad de las centrales de ciclo combinado ...................... 107
Figura 4. 11. Expansión optimizada de la capacidad de las líneas de transmisión de electricidad ......... 108
Figura 4. 12. Emisiones de Gases de Efecto Invernadero para la Generación Eléctrica .............................. 108
Figura 4. 13. Porcentaje de Generación de Energía Limpia en los distintos escenarios ............................. 109
Figura 4. 14. Precio medio de electricidad ponderado por región de transmisión en el SEN .................... 110
Figura 4. 15. Precio Medio Ponderado de Electricidad horario en el SEN y generación por plantas eólicas,
solares e hidroeléctricas ................................................................................................................................................. 111
Figura A. 1. Capacidad de generación eléctrica definida de manera externa en Balmorel ........................ 142
13

Figura A. 2. Rango de precios de gas natural en México, atendiendo al precio de gas natural pronosticado
para cada región de transmisión 201-2031 ............................................................................................................ 143
Figura A. 3. Rango de precios de Combustóleo en México, atendiendo al precio de combustóleo
pronosticado para cada región de transmisión 201-2031 ................................................................................. 143
Figura A. 4. Precios del Uranio ...................................................................................................................................... 144
Figura A. 5. Precio de Diésel .......................................................................................................................................... 144
Figura A. 6. Rango de precios de Carbón en México, atendiendo al precio de Carbón pronosticado para
cada región de transmisión 201-2031 ...................................................................................................................... 144
Índice de Mapas
Mapa 2. 1. Mapa del Sistema Eléctrico Nacional ....................................................................................................... 33
Mapa 2. 2. Capacidad de enlaces entre las 53 Regiones de Transmisión del SEN 2016 .............................. 58
Mapa 2. 3. Interconexiones Transfronterizas ............................................................................................................ 63
Mapa 4. 1. Mapa de las regiones de transmisión del SEN .................................................................................... 100
Mapa A. 1. Líneas de transmisión del SEN existentes y planificadas hasta el 2024 ................................... 145
Mapa A. 2. Factores de capacidad de plantas eólicas ........................................................................................... 147
Mapa A. 3. Factores de capacidad de plantas solares .......................................................................................... 147
14

Presentación
Ante un contexto de incertidumbre y volatilidad, la economía mexicana ha tenido un comportamiento positivo
durante los últimos años y se ha fortalecido más desde la crisis de 2009. Para lograrlo, se tuvo que echar mano
de una serie de Reformas Estructurales que permitieran impulsar todos los sectores de la economía, con el
firme objetivo de hacer avanzar al país. En particular, la Reforma Energética ha logrado a la par del crecimiento
económico, la modernización de la industria eléctrica y petrolera con una mayor participación de la inversión
privada.
Otro de los grandes logros de la Reforma Energética, fue que en esta administración México pasó de generar
poco menos del 18% de energía eléctrica a partir de energías limpias al 20%, y en los siguientes dos años,
gracias a la Ley de Transición Energética, se estima llegar a casi el 30%.
Por otra parte, tras la conclusión de tres Subastas Eléctricas de Largo Plazo, donde se espera Inversiones por 9
mil millones de dólares y se sumarán 7,451 megawatts de nueva capacidad de generación limpia y la creación
del Fondo del Servicio Universal Eléctrico, que llevará luz a 1.8 millones de mexicanos que viven en la extrema
pobreza y que no tienen acceso a este servicio básico, se ha logrado cumplir parte de los objetivos de la
Reforma Energética.
Con estos resultados, México reafirma su liderazgo en el combate al cambio climático al lograr una mayor
diversificación de su matriz energética con energías limpias. Más aún, se están abriendo nuevas posibilidades
al sector privado y reforzando al Sistema Eléctrico Nacional, lo que implica un beneficio total al país y a su
crecimiento económico.
15

Introducción
El Sector Eléctrico en México se encuentra en un profundo proceso de modernización y gracias a la Reforma
Energética avanza con pasos firmes. Como resultado de las subastas eléctricas, hoy existe mayor inversión en
nueva capacidad de generación eléctrica limpia y con ello, se prevé el fortalecimiento de la Red Nacional de
Transmisión y Distribución, que permitirá cubrir todas las necesidades que tiene el país de energía eléctrica y
lograr un mayor dinamismo en la economía.
La Prospectiva del Sector Eléctrico 2017-2031 es un documento de política energética emitido por la
Secretaria de Energía (SENER), en el cual se puede consultar la planeación prevista para los próximos 15 años
tomando en cuenta la situación actual del mercado eléctrico en México y de las nuevas tendencias
tecnológicas en el mundo.
La presente Prospectiva se divide en cuatro capítulos. En el primero se considera el marco normativo y
regulatorio del Sector Eléctrico en México, donde se incluyen los aspectos y resultados más relevantes de la
Reforma Energética, su legislación secundaria y los nuevos instrumentos para la transición energética.
En el segundo capítulo se muestra un diagnóstico histórico del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en los últimos
diez años (2006-2016). Se describen las principales variables como el consumo nacional de energía eléctrica,
el comportamiento estacional de la demanda, los precios medios y la infraestructura actual para la generación
de transmisión de energía eléctrica. Esta información es la base principal para la planeación futura, ya que
muestra las tendencias y refleja las principales necesidades que en materia de energía eléctrica requiere el país.
En el tercer capítulo, se describe el resultado del ejercicio de planeación del Programa de Desarrollo del Sector
Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2017-2031, donde se muestra la capacidad futura de generación eléctrica y
la expansión de la red de transmisión que se requerirá para satisfacer la demanda esperada.
Finalmente en el capítulo cuarto, se presenta un ejercicio de sensibilidad que permite un mayor entendimiento
de las dinámicas y tendencias del Sector Eléctrico, así como para comprender a fondo el impacto que tienen la
volatilidad de algunas variables participantes en la planeación del sector.
16

Resumen Ejecutivo
La Prospectiva del Sector Eléctrico 2017-2031 es un documento de política energética, que sirve como
herramienta de análisis para para distintos usuarios como son: Inversionistas, Investigadores, Académicos y
Empresas Productivas del Estado, que requieren información general y específica del sector eléctrico. El principal
objetivo del documento es mostrar un panorama histórico del sector eléctrico en México y como se visualiza
en el futuro.
Marco Normativo y Regulatorio del Sector Eléctrico en México
En el primer capítulo se describen los principales ordenamientos jurídicos e instrumentos mediante los cuales
se rigen las operaciones del Sector Eléctrico en México. Asimismo, una breve descripción del funcionamiento
del Mercado Eléctrico Mayorista.
Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico
En este capítulo se muestra un breve diagnóstico del Sector Eléctrico para el período 2006-2016, donde se
podrán identificar los principales componentes del sector como el consumo de energía eléctrica, la capacidad
instalada, la generación bruta y la expansión que se ha dado en las líneas de transmisión y distribución en los
últimos años, entre otra información.
Lograr un crecimiento sostenido de la economía mexicana, requiere de un sector eléctrico robusto y confiable,
que permita llevar a cabo todas las actividades productivas necesarias para el desarrollo del país. Así, en la
década 2006-20016, el PIB creció 2.4% en promedio anual y la población 1.2%, mientras que el consumo de
electricidad creció al 2.6%.
Al cierre de 2016 el 98.5% de la población contaba con servicio de energía eléctrica, las ventas de electricidad
se incrementaron 2.8% (equivalente a 5,871 GWh), respecto al año anterior, destacando el sector industrial
que concentró el 57% del total de ventas registradas para ese año
Para poder abastecer la creciente demanda de energía eléctrica, la capacidad instalada del sector eléctrico
creció a un ritmo anual del 2.9% en la última década, pasando de 56,317 MW en 2006, a 73,510 MW en
2016, lo que significó un incremento de 17,194 MW. De lo reportado en 2016, 71.2% del total del parque de
generación, corresponde a centrales de tecnologías convencionales y el restante 28.8% a centrales con
tecnologías limpias.
Por su parte, al cierre de 2016, la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,363.5 GWh y contó con una
mayor participación de tecnologías limpias, concentrando el 20.3% del total de la matriz de generación.
Destaca la generación hidroeléctrica como la principal energía limpia al generar 30,909 GWh. Dentro de la
participación de las tecnologías convencionales, el ciclo combinado representó el 50.2% de generación
eléctrica, equivalente a 160,378 GWh.
Finalmente, la capacidad de transmisión del SEN fue de 74,208 MW, lo que representó un incremento del 4%
respecto a 2015. Para el Sistema Interconectado Nacional (SIN), la capacidad de transmisión fue de 72,450
MW, incrementándose 2,756 MW. La región con mayor capacidad en 2016 fue Noreste con 18,670 MW, que
presentó un incremento de 3% respecto a 2015.
Prospectiva del Sector Eléctrico
Este capítulo contiene los resultados del ejercicio publicado en el PRODESEN 2017-2031, en el que se plasma
el compromiso de la SENER de diseñar y llevar a cabo la política energética y la planeación del SEN. Se toma
como referencia los escenarios con horizonte a 15 años del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de
17

Centrales Eléctricas (PIIRCE), el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y
el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución.
El panorama Energético a nivel mundial está cambiando y se está diversificando aceleradamente. La creciente
demanda de energía eléctrica, principalmente en países en desarrollo como la región Asiática, ha promovido
una expansión del sector y tecnologías como la solar y eólica están creciendo rápidamente.
Las variables más importantes para la elaboración del ejercicio de planeación son los pronósticos
macroeconómicos, ya que son la principal referencia para identificar las necesidades energéticas que requerirá
el país en los próximos años. En México, en el escenario base, para el período 2017-2031 se espera un
crecimiento medio anual del Producto Interno Bruto (PIB) de 2.9%. Asimismo, el consumo bruto del SEN se
prevé tenga un crecimiento similar de 2.9%, para ubicarse en 457,561 GWh al final del periodo prospectivo.
Se espera que entre 2017 y 2031, se adicionen 55, 840 MW de capacidad de generación eléctrica, de los
cuales el 37.4% corresponde a tecnologías convencionales (20,876 MW) y el 62.2% a tecnologías limpias
(34,964 MW). Las dos tecnologías con mayor aportación al sistema son las centrales de ciclo combinado con
el 33.9% y el 24.2% de centrales eólicas. Para el final del periodo prospectivo se estima un retiro total de
capacidad de generación de 15,814 MW, asociados al retiro de 137 unidades en su mayoría de tecnologías
convencionales.
En 2016 la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,364 GWh de los cuales el 79.7% provino de
tecnologías convencionales y el 20.3% de tecnologías limpias. Para 2031 se prevé la generación se incremente
43.0% para ubicarse en 456,683 GWh, de la cual el 54.1% será generación con tecnologías convencionales y
45.9% con tecnologías limpias.
Ejercicio de Sensibilidad
Los ejercicios de sensibilidad tienen como principal objetivo brindar un mayor entendimiento de las dinámicas
y tendencias del Sector Eléctrico, así como profundizar en el impacto que tiene la volatilidad de algunas
variables consideradas dentro de la planeación del sector.
El ejercicio presentado en este capítulo “Estudio del Impacto a Largo Plazo de los Precios del Gas Natural en el
Sector Eléctrico” fue elaborado con el modelo Balmorel 1 , en coordinación con integrantes del Sistema Integral
de Modelación (SIMISE 2 ) y la SENER. El objetivo del estudio es mostrar y evaluar los impactos originados de la
incertidumbre en los precios de gas natural y sus posibles repercusiones en la planeación del sector eléctrico
en México; considerando los cambios en la capacidad, la generación de energía eléctrica y la expansión de la
red nacional de transmisión de electricidad, así como su impacto en las emisiones de gases de efecto
invernadero.
1
Modelo de código abierto bajo licencia ISC: http://www.balmorel.com/
2
El Sistema de Modelación Integral del Sector Energético (SIMISE) contiene bases de datos y modelos para realizar las
principales actividades de la planeación energética: Macroeconomía, demanda, oferta y optimización de oferta
demanda. Considera diferentes regiones y pasos de tiempo.
18

1. Marco Normativo y Regulatorio del
Sector Eléctrico en México
Con el objetivo de dar cumplimiento al Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018, de abastecer de energía al
país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva 3 , el entorno regulatorio del
Sector Eléctrico Mexicano se ha fortalecido derivado de la Reforma Energética.
Para garantizar que México cumpla con el compromiso adquirido y sea un referente internacional, el conjunto
de leyes, normas y nuevas regulaciones están sujetas a constantes actualizaciones, que permiten un desarrollo
óptimo a la migración a un Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), bajo condiciones de una economía global. En
dicho mercado se deben de dar las bases suficientes para que exista una interrelación entre la recién
constituida empresa productiva del estado, los nuevos participantes del sector privado y la supervisión a la que
lo someten los organismos regulatorios.
En el presente capítulo se mostrará los principales ordenamientos jurídicos e instrumentos mediante los cuales
se rigen las operaciones del Sector Eléctrico en México. Asimismo, una breve descripción del funcionamiento
del Mercado Eléctrico Mayorista.
1.1. Marco Regulatorio
El SEN es un elemento estratégico para el desarrollo del país. A raíz de la reforma energética, se han llevado a
cabo la reestructuración del SEN con un conjunto de leyes, reglamentos, normas y manuales que contribuyan
a su fortalecimiento, donde se generen las condiciones necesarias para la participación de todos los sectores.
A continuación se describen una serie de disposiciones legales y regulatorias que rigen al sector eléctrico y
donde se identifica la importancia de las instituciones en las actividades de planeación del SEN:
FIGURA 1. 1. MARCO REGULATORIO DEL SEN
Constitucional
(20 Diciembre 2013)
Legislativo
(11 Agosto 2014)
Reglamentos
(31 Octubre 2014)
Administrativos
• Artículo 25, párrafo
cuarto
• Artículo 27, párrafo sexto
• Arículo 28, párrafo cuarto
• Transitorios:
• -Tercero
• - Décimo, inciso c)
• - Décimo Primero
• - Décimo Segundo
• - Décimo Tercero
• -Décimo Sexto, inciso b)
• - Décimo Séptimo
• - Décimo Octavo
• - Vigésimo
• Ley de la Industria
Eléctrica
• Ley de Transición
Energética
• Ley de Planeación
• Ley de los Órganos
Reguladores Coordinados
en Materia Energética
• Ley de la Comisión Federal
de Electricidad
• Ley de Energía
Geotérmica
• Reglamento de la Ley de
la Industria Eléctrica
• Reglamento de la Ley de
CFE
• Reglamento Interior de la
SENER
• Reglamento de la Ley de
Energía Geotérmica
• Reglas del Mercado
Eléctrico Mayorista
• Lineamientos para la
emisión de Certificados de
Energías Limpias
• Lineamientso para la
Interconexión
• Tarifas
• Normas
• Manuales
Fuente: Elaborado por la SENER.
3
Objetivo 4.6. del Plan Nacional de Desarrollo 2013-2018 (http://pnd.gob.mx/wpcontent/uploads/2013/05/PND.pdf)
19

1.1.1. Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos
La Reforma Energética en materia de Electricidad, tiene como principal marco jurídico las reformas hechas a la
Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos a los artículos 25 y 27 4 . En ellas, se determina que es
el Estado, a través de la SENER, quien lleva a cabo las actividades de Planeación del SEN, como se menciona a
continuación:
FIGURA 1. 2. REFORMAS A LA CONSTITUCIÓN POLÍTICA DE LOS ESTADOS UNIDOS MEXICANOS, EN
MATERIA DE ELECTRICIDAD
Art. 25
• …”el sector público tendrá a su cargo, de manera exclusiva, las áreas estratégicas que se señalan en el
artículo 28, párrafo cuarto de la Constitución, manteniendo siempre el Gobierno Federal la propiedad y el
control sobre los organismos y empresas productivas del Estado que en su caso se establezcan. Tratándose
de la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, y del servicio público de transmisión y
distribución de energía eléctrica, así como de la exploración y extracción de petróleo y demás hidrocarburos,
la Nación llevará a cabo dichas actividades en términos de lo dispuesto por los párrafos sexto y séptimo del
artículo 27 de esta Constitución.”
Art. 27
• …”Corresponde exclusivamente a la Nación la planeación y el control del sistema eléctrico nacional, así
como el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica; en estas actividades no se
otorgarán concesiones, sin perjuicio de que el Estado pueda celebrar contratos con particulares en los
términos que establezcan las leyes, mismas que determinarán la forma en que los particulares podrán
participar en las demás actividades de la industria eléctrica.”
Fuente: Elaborado por la SENER.
1.1.2. Ley de la Industria Eléctrica
La Ley de la Industria Eléctrica (LIE) 5 surge del fortalecimiento al proceso de Planeación del SEN y fue decretada
el 11 de agosto de 2014, como una Ley reglamentaria de la Constitución Política de los Estados Unidos
Mexicanos. En ella se establece un Régimen de libre competencia para la generación y comercialización de
energía eléctrica, además de incluir la participación de particulares en el servicio público de transmisión y
distribución, bajo nuevos modelos contractuales considerando que al igual que la planeación y el control del
SEN, se mantienen como actividades exclusivas del Estado.
Artículo 11, Ley de la Industria Eléctrica:
•“La Secretaria de Energía está facultada para:… III. Dirigir el proceso de planeación y la elaboración del Programa
de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.”
Fuente: Elaborado por la SENER.
El objetivo de la LIE es regular la planeación y el control del SEN, el Servicio Público de Transmisión y Distribución
de Energía Eléctrica y las demás actividades de la industria eléctrica, además de promover el desarrollo
sustentable de la industria eléctrica y garantizar su operación continua, eficiente y segura en beneficio de los
usuarios, así como el cumplimiento de las obligaciones de servicio público y universal, de energías limpias y la
reducción de emisiones contaminantes.
Dentro de las principales disposiciones de la LIE se encuentran las facultades de las autoridades como la SENER,
la Comisión Reguladora de Energía (CRE) y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), de la
4
Promulgadas el 20 de diciembre de 2013 y publicadas en el Diario Oficial de la Federación.
5
http://dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5355986&fecha=11/08/2014
20

planeación y control del SEN y de las distintas actividades relacionadas al sector eléctrico, como se muestra en
la siguiente figura:
FIGURA 1. 3. PRINCIPALES DISPOSICIONES DE LA LIE
Ley de la Industria Eléctrica
De las Autoridades
De la Planeación y
Control del SEN
De las distintas Actividades del SEN
La SENER
está
facultada
para:
-Establecer,
conducir y
coordinar la
política
energética
del país en
materia de
energía
eléctrica.
-La
coordinación
de la
evaluación
del
desempeño
del CENACE
y del MEM
La CRE esta
facultada para:
-Regular y
otorgar
permisos de
generación de
electricidad y
modelos de
contratos de
interconexión.
- Emisión de las
bases del MEM
y vigilancia de
su operación.
El CENACE
será el
operador del
MEM,
revisará y
actualizará
las
disposiciones
operativas
del mismo.
-Llevar a
cabo
subastas
para la
celebración
de contratos
de cobertura
eléctrica
entre los
generadores
y los
representant
es de los
centros de
carga
La SENER
desarrollará
programas
indicativos
para la
instalación y
retiro de las
Centrales
Eléctricas,
cuyos
aspectos
relevantes
se
incorporarán
en el
Programa de
Desarrollo
del Sistema
Eléctrico
Nacional.
El Estado
ejercerá el
Control
Operativo
del SEN a
través del
CENACE,
quien
determinará
los
elementos
de la Red
Nacional de
Transmisión
y las Redes
Generales
de
Distribución
y las
operaciones
de los
mismos que
corresponda
n al MEM.
De la
Generación de
Energía Eléctrica
Las Centrales
Eléctricas con
capacidad ≥ a
0.5 MW y las
Centrales
Eléctricas de
cualquier
tamaño
representadas
por un
Generador en
el Mercado
Eléctrico
Mayorista
requieren
permiso
otorgado por
la CRE para
generar
energía
eléctrica.
De la
Transmisión y
Distribución
El Estado, a
través de la
SENER, los
Transportistas o
los
Distribuidores
podrá formar
asociaciones o
celebrar
contratos con
particulares para
que lleven a cabo
por cuenta de la
Nación, entre
otros, el
financiamiento,
instalación,
mantenimiento,
gestión,
operación y
ampliación de la
infraestructura
necesaria para
prestar el
Servicio Público
de T&D.
De la
Comercialización
La
comercializació
n comprende el
prestar el
Suministro
Eléctrico a los
Usuarios
Finales;
Representar a
los
Generadores
Exentos en el
Mercado
Eléctrico
Mayorista;
Adquirir los
servicios de
transmisión y
distribución
con base en las
Tarifas
Reguladas
y entre otras.
Fuente: Elaborado por la SENER.
Mercado Eléctrico Mayorista
La LIE también establece la constitución de un MEM que tiene como principal objetivo el otorgar transparencia
a las transacciones entre los participantes de la industria eléctrica, así como garantizar precios competitivos
entre los proveedores y los usuarios, y otras disposiciones. Este Mercado operará con base en las
características físicas del SEN y se sujetará a lo previsto en las Reglas del Mercado.
Artículo 96, Ley de la Industria Eléctrica:
•Las Reglas del Mercado establecerán procedimientos que permitan realizar, almenos, transacciones
de compraventa de:
•- Energía eléctrica;
•- Servicios conexosque se incluyan en el MEM;
•- Potencia o cualquier otro producto que garantice la suficiencia de recursos para satisfacer la demanda
eléctrica;
•- Los productos anteriores, vía importación o exportación;
•- Derechos Financieros de Transmisión;
•- Certificados de Energías Limpias, y
•- Los demás productos, derechos de cobro y penalizaciones que se requieran para el funcionamiento eficiente del
SEN.
En el Mercado se podrán celebrar contratos de cobertura eléctrica para realizar operaciones de compraventa
relativas a la energía eléctrica, potencia o los servicios conexos en un nodo del SEN, entre los Generadores,
21

Comercializadores y usuarios Calificados Participantes del mismo. En la Figura 1.4 se describe la estructura del
MEM 6 .
FIGURA 1. 4. MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
• Subastas de Derechos
Financieros de
Transmisión (Anual,
tres años y mensual)
• Subastas de Mediano y
Largo Plazo (Energía,
Potencia y CELs)
Subastas
Mercado de
Corto Plazo
• Energía (Día en adelanto,
Tiempo real y Hora en
adelanto)
• Servicios Conexos
(Reserva: de regulación,
rodante, no rodante,
rodante sumplemetaria y
no rodante
suplementaria
Mercado de
Certificados
de Energía
Limpia
Mercado para
el Balance de
Potencia
• Al menos una vez al
año a partir de 2018
• Anual para el año
inmediato anterior
Fuente: Elaborado por la SENER.
Para dar seguimiento con las actividades de planeación y operación del MEM, se han publicado los siguientes
Manuales del Mercado 7 :
Manual de Subastas de Largo Plazo
Manual de Estado de Cuenta, Facturación y Pagos
Manual de Garantías de Cumplimiento
Manual de Solución de Controversias
Manual de Contratos de Interconexión Legados
Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo
Manual del Sistema de Información del Mercado
Manual de Registro y Acreditación de Participantes del Mercado
Manual de Asignación de Derechos Financieros de Transmisión Legados
Manual de Mercado para el Balance de Potencia
Manual de Interconexión de centrales de Generación con Capacidad menor a 0.5 MW
Manual de Transacciones Bilaterales y Registro de Contratos de Cobertura Eléctrica
Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica
El reglamento tiene por objeto establecer las disposiciones que regulan la planeación y el control operativo del
SEN, así como las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de la industria
eléctrica. Para la elaboración del PRODESEN, el Reglamento estipula que se debe considerar al menos, lo
siguiente:
6
Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/MercadoOperacion.aspx
7
Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/ManualesMercado.aspx
22

FIGURA 1. 5. ELEMENTOS DE LA PLANEACIÓN Y EL CONTROL DEL SEN
Programa de
Desarrollo del
Sistema Eléctrico
Nacional
(PRODESEN)
Los pronósticos de la demanda eléctrica y los precios de los insumos primarios de
la Industria Eléctrica;
La coordinación de los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales
Eléctricas con el desarrollo de los programas de ampliación y modernización de la Red
Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución;
La política de Confiabilidad establecida por la Secretaría;
Los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas que prevea
la infraestructura necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional;
La coordinación con la planeación del programa de expansión de la red nacional de
gasoductos y los mecanismos de promoción de las Energías Limpias, y
El análisis costo beneficio integral de las distintas alternativas de ampliación y
modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.
Fuente: Elaborado por la SENER.
El reglamento de la LIE en su Artículo noveno, establece que para la elaboración de los programas de ampliación
y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución se incorporan
mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del Mercado y de los interesados en desarrollar
proyectos de infraestructura eléctrica en los términos que determine la Secretaría. Asimismo, durante este
proceso se debe tomar en cuenta los programas previos, las obras e inversiones que se encuentren en
ejecución, como se muestra a continuación:
FIGURA 1. 6. CONSIDERACIONES PARA LA ELABORACIÓN DE LOS PROGRAMAS DE AMPLIACIÓN Y
MODERNIZACIÓN DE LA RED NACIONAL DE TRANSMISIÓN Y DE LAS REDES GENERALES DE
DISTRIBUCIÓN
Programas de
Ampliación y
Modernización
de la Red
Nacional de
Transmisión y de
las Redes
Generales de
Distribución
Los programas serán elaborados anualmente y tendrán una proyección de quince años;
El CENACE o los Distribuidores, según corresponda en términos del artículo 14 de la Ley,
propondrán a la Secretaría y a la CRE los programas dentro del mes de febrero de cada
año, sin perjuicio de que podrá presentar programas especiales en otros meses a fin de
adelantar el inicio de proyectos prioritarios;
La CRE emitirá su opinión a la Secretaría dentro del plazo de treinta días hábiles contado
a partir de la recepción de los programas;
La Secretaría, en su caso, autorizará los programas dentro del plazo de treinta días
hábiles contados a partir de la recepción de la opinión de la CRE, y
Los programas a que se refiere este artículo deberán publicarse en el portal electrónico
de la Secretaría, a más tardar diez días hábiles después de su autorización.
Fuente: Elaborado por SENER.
23

Una vez autorizados los programas a que se refiere este artículo, la Secretaría publicará el PRODESEN en mayo
de cada año 8 .
1.1.3. Ley de Transición Energética
La Ley de Transición Energética (LTE) tiene como objetivo regular el aprovechamiento sustentable de la energía
así como las obligaciones en materia de energías limpias y de reducción de emisiones contaminantes de la
industria eléctrica, manteniendo la competitividad de los sectores productivos (véase Figura 1.7).
Como mecanismos de apoyo, la LTE establece como instrumentos de planeación de la política nacional de
energía en materia de energías limpias y eficiencia energética a la Estrategia de Transición para Promover el
Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, el Programa Especial de la Transición Energética (PETE) y el
Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de Energía (PRONASE), mismos que deberán ser
revisados con una periodicidad anual, con la participación de la SENER, la CRE, el CENACE y la Comisión Nacional
para el Uso Eficiente de la Energía (CONUEE).
La LTE encomienda a la Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más
Limpios, establecer Metas a fin de que el consumo de energía eléctrica se satisfaga mediante un portafolio de
alternativas que incluyan a la Eficiencia Energética y una proporción creciente de generación con energías
limpias, en condiciones de viabilidad económica.
FIGURA 1. 7. PRINCIPALES OBJETIVOS DE LA LEY DE TRANSICIÓN ENERGÉTICA
Prevé el incremento gradual de la participación
de las Energías Limpias en la Industria
Eléctrica con el objetivo de cumplir las metas
establecidas en materia de generación de
energías limpias y de reducción de emisiones
Ley de Transición Energética
Facilitar el cumplimiento de las metas de
Energías Limpias y Eficiencia Energética
establecidos en esta Ley de una manera
económicamente viable;
Establecer mecanismos de promoción de
energías limpias y reducción de emisiones
contaminantes
Reducir, bajo condiciones de viabilidad
económica, la generación de emisiones
contaminantes en la generación de energía
eléctrica
Promover el aprovechamiento sustentable de la
energía en el consumo final y los procesos
de transformación de la energía
Fuente: Elaborado por SENER.
8
Para mayor detalle consulte http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5366665&fecha=31/10/2014
24

1.1.4. Ley de Planeación
Establece normas y principios básicos para orientar la Planeación Nacional del Desarrollo, así como las bases
para el funcionamiento del Sistema Nacional de Planeación Democrática. Asimismo, y de acuerdo al artículo
4° de la Ley corresponde al Ejecutivo Federal conducir la planeación del desarrollo nacional.
1.1.5. Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética
La Ley de los Órganos Reguladores Coordinados en Materia Energética sienta las bases para la organización y
funcionamiento de los Órganos Reguladores Coordinados, que son la Comisión Nacional de Hidrocarburos
(CNH) y la CRE. De esta manera, y con el propósito de promover un sector energético competitivo y eficiente,
el Estado ejercerá sus funciones de regulación técnica y económica en materia de hidrocarburos y electricidad
a través de estas entidades.
1.1.6. Ley Orgánica de la Administración Pública Federal (LOAPF)
La LOAPF, en su artículo 33, señala que corresponde a la SENER establecer, conducir y coordinar la política
energética del país. Para ello, la Secretaría SENER deberá dar prioridad a la seguridad y diversificación
energética, así como al ahorro de energía y protección del medio ambiente. Este mismo artículo, Fracción V 9 ,
marca que es atribución de la SENER llevar a cabo la planeación energética a mediano y largo plazo, actividad
que deberá considerar los criterios de soberanía y seguridad energética, reducción progresiva de impactos
ambientales de la producción y consumo de energía, mayor participación de las energías renovables, el ahorro
de energía y la mayor eficiencia de su producción y uso, entre otras.
1.1.7. Ley de la Comisión Federal de Electricidad
La Ley de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) es reglamentaria del artículo 25, párrafo cuarto, de la
Constitución y del Transitorio Vigésimo del Decreto por el que se reforman y adicionan diversas disposiciones
de la Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos, en Materia de Energía. Tiene por objeto regular la
organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de cuentas de la
empresa productiva del Estado CFE.
Artículo 2, Ley de la Comisión Federal de Electricidad:
•"La CFE es una empresa productiva del Estado de propiedad exclusiva del Gobierno Federal, con personalidad
jurídica y patrimonio propios y gozará de autonomía técnica, operativa y de gestión ..."
Dentro de las principales atribuciones de la CFE se encuentra el prestar, en términos de la legislación aplicable,
el servicio público de transmisión y distribución de energía eléctrica, por cuenta y orden del Estado Mexicano
(véase Figura 1.8).
9
Para mayor detalle consulte http://www.diputados.gob.mx/LeyesBiblio/pdf/153_190517.pdf
25

FIGURA 1. 8. ACTIVIDADES DE LA CFE
La generación dividida en unidades y comercialización de energía eléctrica y productos
asociados, incluyendo la importación y exportación de éstos, de acuerdo con la Ley de la
Industria Eléctrica, y en términos de la estricta separación legal que establezca la
Secretaría de Energía;
La importación, exportación, transporte, almacenamiento, compra y venta de gas
natural, carbón y cualquier otro combustible;
El desarrollo y ejecución de proyectos de ingeniería, investigación, actividades geológicas
y geofísicas, supervisión, prestación de servicios a terceros, así como todas aquellas
relacionadas con la generación, transmisión, distribución y comercialización de energía
eléctrica y demás actividades que forman parte de su objeto;
La investigación, desarrollo e implementación de fuentes de energía que le permitan
cumplir con su objeto, conforme a las disposiciones aplicables;
La investigación y desarrollo tecnológico requerido para las actividades que realice en la
industria eléctrica, la comercialización de productos y servicios tecnológicos resultantes
de la investigación, así como la formación de recursos humanos altamente
especializados;
El aprovechamiento y administración de inmuebles, de la propiedad industrial y la
tecnología de que disponga y que le permita la prestación o provisión de cualquier
servicio adicional tales como, de manera enunciativa, construcción, arrendamiento,
mantenimiento y telecomunicaciones. La Comisión Federal de Electricidad podrá avalar y
otorgar garantías en favor de terceros;
La adquisición, tenencia o participación en la composición accionaria de sociedades con
objeto similar, análogo o compatible con su propio objeto, y
Las demás actividades necesarias para el cabal cumplimiento de su objeto
Fuente: Elaborado por SENER.
1.2. Instrumentos y Políticas de Planeación del Sector Eléctrico
La Reforma Energética responde a las necesidades del país en materia energética para poder garantizar un
mayor abasto de los energéticos ofrecidos a mejores precios. Considerando la modernización y fortalecimiento
de las instituciones, entidades reguladoras y de la nueva empresa productiva del estado, se requiere de una
serie de instrumentos y políticas de Planeación que coadyuven en un nuevo diseño del Sector Eléctrico.
A continuación se describen algunos de estos instrumentos y políticas, que brindarán las bases necesarias para
contar con un Sector Eléctrico eficiente que permita establecer costos competitivos e impulse el desarrollo del
país.
1.2.1. Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y
Combustibles más Limpios
La Estrategia de Transición para Promover el Uso de Tecnologías y Combustibles más Limpios, es un
instrumento de planeación rector de la política nacional en el mediano y largo plazo en materia de energías
limpias, aprovechamiento sustentable de la energía, mejora en la productividad energética y reducción
económicamente viable de las emisiones contaminantes. Se desarrolló bajo mecanismos de consulta
26

establecidos a partir de la instalación del Consejo Consultivo para la Transición Energética (CCTE) el 7 de abril
de 2016, conforme al mandato de la LTE, creando cuatro Grupos de Trabajo:
1. Producción de energía
2. Consumo de energía
3. Eficiencia Energética
4. Almacenamiento de energía
Uno de los componentes más importantes se encuentra el establecimiento de las metas y obligaciones en
materia de energías limpias y eficiencia energética. Para ello, la Estrategia establece metas, como se muestra
en la Figura 1.9, a fin de que el consumo de energía eléctrica se satisfaga mediante un portafolio de alternativas
que incluyan a la Eficiencia Energética y una proporción creciente de generación con energías limpias, en
condiciones de viabilidad económica.
FIGURA 1. 9. PORCENTAJE DE GENERACIÓN LIMPIA EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA TOTAL
2018:
25%
2024:
35%
2050:
50%
Fuente: Elaborado por SENER.
La Estrategia deberá contener un componente de largo plazo para un periodo de 30 años que defina los
escenarios propuestos para cumplir las Metas de energías limpias y la Meta de eficiencia energética. También
incluirá un componente de planeación de mediano plazo para un período de 15 años que deberá actualizarse
cada tres años, una vez que haya sido realizado lo dispuesto en el artículo anterior respecto al componente de
largo plazo cuando así corresponda.
1.2.2. Subastas del Mercado Eléctrico
Los artículos décimo y onceavo del Reglamento de la LIE, determinan que es la CRE quien establece en las bases
del Mercado Eléctrico, los criterios que deberá observar el CENACE en las subastas que llevará a cabo para
adquirir potencia. Además de que en dichas subastas no se podrá limitar la tecnología que aporte la solución
técnica requerida por el CENACE. Para ello, las subastas de potencia se deben sujetar a una serie de bases:
27

FIGURA 1. 10. PROCESO DE LAS SUBASTAS ELÉCTRICAS
El CENACE deberá elaborar las bases preliminares de la subasta que contendrán como mínimo: la potencia a
subastar; los requerimientos técnicos para asegurar la confiabilidad; las especificaciones para la presentación de
la propuesta económica; la metodología de evaluaión de los participantes en el procedimiento de subasta; el
modelo de contrat, y los plazos y etapas del procedimiento de subasta
El CENACE deberá publicar las bases preliminares en su página electrónica durante un plazo mínimo de diez días
hábiles previos a la fecha de realización de la subasta, a efectos de recibir comentarios;
El CENACE tomará en cuenta los comentarios recibidos e incorporará aquellos que estime pertinentes;
La CRE evaluará y, en su caso, aprobará las bases de la subasta dentro de un plazo de treinta días hábiles, y
Entre la fecha de publicación de la convocatoria y el acto de recepción de propuestas y apertura de ofertas
técnicas, deberá mediar un plazo determinado por el CENACE, el cual no será mayor a noventa días para que los
interesados realicen los estudios técnicos, financieros y económicos necesarios para integrar sus propuestas y se
lleven a cabo las juntas de aclaraciones.
Fuente: Elaborado por SENER.
Con los resultados de las tres primeras subastas eléctricas de largo plazo, se alcanzará la meta nacional de
contar para el 2024 con al menos 35% de la electricidad proveniente de fuentes energéticas verdes.
En marzo de 2016 concluyó el proceso de la Primera Subasta Eléctrica de Largo Plazo del Mercado Eléctrico
Mayorista y que inició en 2015, conforme al calendario de actividades previsto de las Bases de Licitación.
El fallo asigna a 11 empresas los contratos de cobertura de largo plazo, que presentaron las 18 ofertas
ganadoras. Estas ofertas ganadoras compitieron con 69 participantes que presentaron en total 226 ofertas.
Las empresas ganadoras fueron Aldesa Energía Renovable, Consorcio Energía Limpia 2010, En el Green Power,
Energía Renovable Península, Energía Renovable del Istmo II, Jinkosolar Investment, Photoemeris Sustentable,
Recurrent Energy México, Sol de Insurgentes, SunPower Systems y Vega Solar.
En la primera subasta, la SENER reportó que se logró atender una demanda de 5,380,911 certificados de
energías limpias, lo que representa el 84.9% de lo solicitado inicialmente por la CFE; así como 5,402,880.5
MWh de energía, es decir, 84.9% de la demanda original.
Esta energía subastada equivale a 1.9 por ciento de la generación anual de México, con proyectos que van de
los 18 a los 500 MW que se colocarán en Yucatán, Coahuila, Guanajuato, Tamaulipas, Jalisco, Aguascalientes
y Baja California Sur.
La Segunda Subasta Eléctrica se llevó a cabo en Septiembre de 2016, con una participación de 57 licitantes,
de los cuales 23 resultaron ganadores con 56 ofertas de energía solar fotovoltaica, eólica y de otras energías
limpias.
28

Cabe destacar que con esta subasta se invertirán 4 mil millones de dólares para la instalación de 2,871 MW
de nueva capacidad instalada en energías limpias. El precio promedio de la energía limpia fue de 33.47 dólares
por MWh, precio altamente competitivo a nivel internacional, 30 por ciento menos que el obtenido en la
primera subasta.
CFE por su parte participó con dos ofertas de centrales de tecnologías limpias que resultaron ganadoras: la
Central Geotérmica los Azufres III Fase II, ubicada en Michoacán, y la Central de Ciclo Combinado Agua Prieta
II, en Sonora. Al año, ambas centrales brindarán alrededor de 199 mil Certificados de energías limpias (CELs)
y 199 mil MWh de energía.
Así, como resultado de los dos concursos de la compra de energía de largo plazo, para todas las tecnologías
limpias participantes se establecerán 34 empresas de generación en el territorio nacional, que en conjunto
llevarán a cabo una inversión de 6 mil 600 millones de dólares y añadirán cerca de 5 mil MW de nueva capacidad
de generación limpia.
De la Tercera Subasta Eléctrica, cuyo fallo se dio a conocer en Noviembre de 2017 por el CENACE y la
SENER, se obtuvo uno de los precios más económicos con 20.57 dólares por MWh y se espera una inversión
de cerca de 2 mil 400 millones de dólares para la construcción de 15 nuevas centrales de energías limpias en
ocho estados, adicionando al SEN 2,526 MW de capacidad de generación eléctrica
Al igual que en las dos primeras Subastas, CFE comprará Energía, Potencia y CELs a los generadores ganadores.
Sin embargo, por primera vez, la Subasta estuvo abierta a compradores diferentes que, como Entidades
Responsables de Carga, presentaron ofertas de compra en los tres productos eléctricos.
1.2.3. Emisión de Certificados de Energías Limpias
La LIE define en su artículo 3, fracción VIII, los CELs como aquel título emitido por la CRE que acredita la
producción de un monto determinado de energía eléctrica a partir de energías limpias y que sirve para cumplir
los requisitos asociados al consumo de los centros de carga.
FIGURA 1. 11. CARACTERÍSTICAS DE LOS CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS
Certificados de Energías Limpias
Un CEL ampara la
generación de 1 MWh de
energía eléctrica limpia.
Siendo los CELs un
instrumento del mercado
su precio no es fijo, sino
que depende de la oferta y
la demanda.
Las tecnologías limpias
definidas en el art. 3 de la
LIE, tendrán derecho a
recibir CEL por su energía
considerada.
Los participantes obligados
a consumir CELs, se
describen en el Art. 123 de
la LIE.
Fuente: Elaborado por SENER.
Los Certificados son un instrumento para promover nuevas inversiones en energías limpias y permiten
transformar en obligaciones individuales las metas nacionales de generación limpia de electricidad, de forma
eficaz y al menor costo para el país.
El porcentaje definido se obtiene a partir de un cociente, donde el numerador corresponde a la estimación de
la generación limpia de: a) las centrales eléctricas limpias en operación posterior al 11 de agosto de 2014, b)
las centrales eléctricas legadas en operación previa al 11 de agosto de 2014 (siempre y cuando hayan
realizado un proyecto para aumentar su producción de energía limpia) y c) las centrales eléctricas limpias que
cuenten con capacidad que se haya excluido de un Contrato de Interconexión Legado a fin de incluirse en un
Contrato de Interconexión en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica, y el denominador corresponde a
29

la estimación del consumo de energía eléctrica descontándole el consumo de energía limpia que proviene de
las centrales eléctricas legadas que no operen en los términos de la Ley de la Industria Eléctrica
Así, bajo los lineamientos que establecen los Criterios para el Otorgamiento de Certificados de Energías Limpias
y los Requisitos para su Adquisición, considerando las metas nacionales de generación limpia, tomando en
cuenta las centrales eléctricas existentes, las que se encuentran en desarrollo, recursos disponibles y las
estimaciones de consumo de energía eléctrica para un periodo de planeación de 15 años.
FIGURA 1. 12. REQUISITOS DE CERTIFICADOS DE ENERGÍAS LIMPIAS CORRESPONDIENTE A LOS
PERÍODOS DE OBLIGACIÓN CORRESPONDIENTES
2018 •5.0%
2019 •5.9%
2020 •7.4%
2021
•10.9
%
2022
•13.9
%
Fuente: Elaborado por SENER
1.3. De la realización de la Prospectiva del Sector Eléctrico
El documento de Prospectiva del Sector Eléctrico es una herramienta para la Planeación del Sector Eléctrico y
da cumplimiento al mandato de la LOAPF en su artículo 33 fracción V, así como al artículo 24 del Reglamento
Interior de la SENER.
Artículo 24, Fracción XIV, Reglamento Interior de la SENER:
•“De las facultades de la Dirección General de Planeación e Información Energéticas”... Elaborar y someter a la
aprobación del superior jerárquico, los proyectos de prospectiva a mediano y largo plazos del
sector energético, que incluya electricidad, gas natural, gas licuado de petróleo, petróleo y
petrolíferos, con un horizonte de planeación mínimo de quince años;
La información contenida en la Prospectiva del Sector Eléctrico, se ubica en dos horizontes, histórica y
prospectiva. Para la información histórica se obtiene de diversas fuentes como el Sistema de Información
Energética (SIE), CRE, CENACE, CFE e información proporcionada por la Subsecretaria de Electricidad.
Respecto a la información prospectiva, elemento sustancial de este documento de planeación, se toma como
base el PRODESEN 2017-2031, emitido por la Secretaria de Energía, que es un instrumento de planeación del
SEN para las actividades de generación, transmisión y distribución con un horizonte de quince años.
30

2. Diagnóstico Histórico del Sector Eléctrico
El Sector Eléctrico en México se ha transformado en los últimos años. El principal cambio fue de pasar de un
modelo monopólico a un mercado de libre competencia, donde todos sus participantes tienen las mismas
oportunidades de participación. Así, ante las crecientes necesidades de la sociedad Mexicana, este nuevo
modelo se ha adaptado eficientemente a una economía en expansión y con retos mayores al lograr la
estabilidad y seguridad energética que requiere el país.
En el presente capítulo se muestra un breve diagnóstico del Sector Eléctrico de México para el período 2006-
2016, donde se podrá identificar los principales componentes del sector como el consumo de energía eléctrica,
la capacidad instalada, la generación bruta o la expansión que se ha dado en las líneas de transmisión y
distribución en los últimos años, entre otra información.
2.1. Análisis de la Economía Mexicana
Ante un entorno económico internacional más débil, se han llevado a cabo una serie de reformas estructurales
cuyo objetivo es la estabilidad del país. En particular, la reforma energética introdujo modificaciones
importantes en la estructura y operación del sector energético en México, pues se permitió la participación del
sector privado en la exploración, desarrollo, producción, transformación y comercialización de hidrocarburos;
así como en la generación, transmisión, distribución y comercialización, en el caso de la industria eléctrica.
En los últimos años, se ha observado un panorama de modesto crecimiento internacional y un estancamiento
generalizado del comercio. A la par, la caída de los precios de petróleo debilitó las expectativas de los
empresarios para invertir en el sector energético, reduciendo los ingresos petroleros que para el cierre del 2016
representaron solo el 16.3% de los ingresos totales del sector público 10 .
Todo el 2016 y hasta en el primer semestre del año 2017, la economía mexicana se ha enfrentado a retos
importantes que han puesto en riesgo la estabilidad macroeconómica de tiempos recientes. Como son: la
depreciación del tipo del tipo de cambio, los resultados de las elecciones en Estados Unidos, las presiones
inflacionarias, los fuertes incrementos de tasas de interés por parte de Banco Central, el proceso de
normalización de tasas en Estados Unidos, la caída de las exportaciones manufactureras, entre otras. A pesar
de lo anterior, la economía sigue contando con sólidos fundamentos para elevar su crecimiento en los próximos
años.
Lograr un crecimiento sostenido de la economía mexicana, requiere de un sector eléctrico robusto y confiable,
que permita llevar a cabo todas las actividades productivas necesarias para el desarrollo del país. De tal modo
que, para identificar cuanta energía requirió la población en un determinado período, se debe comprender el
comportamiento de las principales variables macroeconómicas que están asociadas al sector eléctrico y con
ello poder analizar las expectativas de crecimiento futuro.
Como se muestra en la Tabla 2.1, entre 2006 y 2016 México presentó un crecimiento promedio de su
población de 1.2%, alcanzado los 122.3 millones de personas en 2016. El tipo de cambio mexicano se ha
depreciado constantemente respecto al dólar estadounidense. Al cierre del 2016, se ubicó en 18.4 pesos por
dólar, -0.13% en relación al año 2015. Estos incrementos tienen repercusiones en el comercio exterior de
México, en la producción y en el mercado de divisas, como es el caso de la compra de hidrocarburos de
importación.
10
Oxford Economics Mexico & Latin America.
31

TABLA 2. 1. PRINCIPALES VARIABLES MACROECONÓMICAS DE MÉXICO 11 , 2006-2016
(Diferentes unidades)
Variable Macro
económica
Población (Mll
Personas)
Producto Interno
Bruto (M. Mill
Pesos 2008)
Tipo de cambio
promedio (Pesos
por dólar)
Precios al
Consumidor
(Porcentaje de
variación
promedio anual)
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
108.4 109.8 111.3 112.9 114.3 115.7 117.1 118.4 119.7 121.0 122.3
11,718.7 12,087.6 12,256.9 11,680.7 12,277.7 12,774.213,287.5 13,468.3 13,770.7 14,110.1 14,455.2
10.9 10.9 11.1 13.5 12.6 12.4 13.2 12.8 13.3 15.8 18.4
3.6 4.0 5.1 5.3 4.2 3.4 4.1 3.8 4.0 2.7 2.6
Tmca: Tasa media de crecimiento anual
Fuente: SENER con información de INEGI.
Por su parte, el crecimiento de la actividad económica medido a través del Producto Interno Bruto (PIB), registró
una tasa media de crecimiento anual (Tmca) de 2.4% en el período 2006-2016. El crecimiento económico en
los últimos años fue impulsado casi exclusivamente por el consumo privado, apoyado por la baja inflación, las
remesas de los trabajadores, la expansión del crédito, los salarios reales más altos y la creación de empleo en
el sector formal.
En 2015, el PIB creció 2.5%, muy por debajo de las expectativas planeadas por el Gobierno en los Criterios
Generales de Política Económica. En 2016, la economía continuó con desempeños por debajo de los objetivos
y sólo creció 2.3%. El sector eléctrico representó alrededor de 2% del PIB de México y 6.1% de la actividad
industrial.
El Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC) 12 , es un instrumento estadístico para medir la inflación y
está estrechamente relacionado con los precios de la electricidad. Un incremento en los precios de la energía
eléctrica tiene efectos en los diversos sectores de la producción, incrementando los costos de los bienes y
servicios. Como se muestra en la Figura 2.1, entre el período 2006-2016 este índice fue decreciente.
11
Para el ejercicio de planeación de 2017-2031 se consideró estos valores que corresponden a lo publicado en el 2016
por el INEGI, siendo el último año estimado. Por consiguiente, podrían no coincidir con datos publicados en 2017.
12
Es un indicador económico que se emplea recurrentemente, cuya finalidad es la de medir a través del tiempo la variación
de los precios de una canasta fija de bienes y servicios representativa del consumo de los hogares (véase
http://www.banxico.org.mx/politica-monetaria-e-inflacion/material-de-referencia/intermedio/inflacion/elaboracioninpc-udis.html)
32

FIGURA 2. 1. VARIABLES MACROECONÓMICAS DE MÉXICO, 2006-2016
(Variación anual)
25.0
20.0
15.0
10.0
5.0
0.0
-5.0
-10.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Producto Interno Bruto Tipo de cambio promedio Precios al Consumidor
Fuente: SENER con información de INEGI.
2.2. Usuarios y Tarifas de energía eléctrica
El SEN se organiza en nueve regiones que son el Sistema Interconectado Nacional (SIN), y los sistemas aislados
de Baja California y Baja California Sur. Además, se considera a los pequeños sistemas aislados 13 . La operación
de estas nueve regiones está bajo la responsabilidad de ocho centros de control ubicados en las ciudades de
México, Puebla, Guadalajara, Hermosillo, Gómez Palacio, Monterrey y Mérida; las dos regiones de Baja
California se administran desde Mexicali (véase Mapa 2.1).
MAPA 2. 1. MAPA DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL
13
Los sistemas aislados son: Baja California, Baja California Sur y Mulegé.
33

Fuente: PRODESEN 2017-2031
2.2.1. Usuarios de Energía Eléctrica
En 2016, el 98.5% de la población contaba con el servicio de energía eléctrica 14 . La CFE proporcionó este
servicio a cerca de 40.8 millones de clientes, los cuales han tenido una tasa de crecimiento medio anual de
más de 5.8%, durante los últimos diez años. Al cierre de 2016, el sector Residencial concentra el 88.6%,
seguido del Comercial con el 9.8%; Industrial con el 0.8%; Servicios con el 0.5% y el Agrícola con el 0.3% del
total (véase Figura 2.2).
FIGURA 2. 2. PARTICIPACIÓN DE USUARIOS POR SECTOR, 2016
(Porcentaje)
Comercial
9.8%
Industrial
0.8%
Servicios
0.5%
Agrícola
0.3%
Residencial
88.6%
Fuente: SENER con información de CFE.
Los usuarios de electricidad del SEN se han incrementado a una tasa media anual del 2.6% desde el año 2006,
pasando de 31.9 millones a 40.8 millones de usuarios, es decir 8.9 millones de nuevos usuarios a lo largo de
diez años. La región Noreste ha presentado el mayor ritmo de crecimiento en la década con el 8.1% y al cierre
del 2016, registró un incremento de 1.9 millones de usuarios, para alcanzar los 4.0 millones de usuarios,
incremento que se relaciona a un creciente desarrollo económico impulsado por la actividad comercial e
industrial de la región.
Entre 2006 y 2016, las regiones Peninsular y Baja California Sur, crecieron 4.3% y 4.0% respectivamente,
cubriendo un total de 3.1 millones de usuarios de energía eléctrica. Por su parte, las regiones Oriental y Norte,
presentaron un crecimiento anual de 3.3% cada una, mientras que Baja California fue de 2.8% y Central de
2.4%, de modo que en el 2016 sumaron 22.9 millones de usuarios.
A diferencia de las otras regiones, Noroeste tuvo una reducción de 2.0 millones de usuarios entre 2015 y
2016, además de presentar una tasa de decrecimiento de 3.5% en la década (véase Tabla 2.2).
De los 40.8 millones de usuarios registrados en el 2016, la región Oriental tuvo la mayor participación con
10.4 millones de usuarios, equivalente al 25.4%; seguido de la región Occidental con 24.2% y 21.4% la región
Central, como se muestra en la Figura 2.3.
14
Objetivo sectorial 4, Informe de gobierno 2016.
34

TABLA 2. 2. USUARIOS DE ELECTRICIDAD POR ÁREA OPERATIVA
(Millones de usuarios)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 7.1 7.1 7.2 7.3 7.3 7.6 7.9 8.1 8.4 8.6 9.1 2.4%
Oriental 7.6 7.9 8.3 8.6 8.8 9.1 9.3 9.6 9.9 10.2 10.4 3.3%
Occidental 8.5 8.9 9.1 9.4 9.7 8.7 8.9 9.2 9.4 9.7 9.9 1.7%
Noroeste 3.0 3.2 3.3 3.4 3.5 3.6 3.7 3.7 3.8 3.9 2.0 -3.5%
Norte 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 3.2%
Noreste 1.8 1.8 1.9 1.9 1.9 1.9 1.9 2.0 2.0 2.1 4.0 8.1%
Peninsular 1.1 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.6 1.7 1.7 4.3%
Baja California 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.3 1.4 2.8%
Baja California Sur* 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 4.0%
SIN 30.6 31.7 32.7 33.6 34.3 34.0 35.0 36.0 37.0 38.1 39.1 2.5%
SEN 31.9 33.0 34.1 35.0 35.7 35.5 36.5 37.5 38.5 39.7 40.8 2.6%
* Sistema La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
FIGURA 2. 3. PARTICIPACIÓN DE USUARIOS POR ÁREA OPERATIVA DE ELECTRICIDAD, 2016
(Porcentaje)
Baja California
3.3%
Peninsular
4.3%
Baja California
Sur 1
0.7%
Noreste
9.7%
Norte
5.1%
Noroeste
4.8%
Central
22.4%
Occidental
24.2%
Oriental
25.4%
1
Sistema La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
Por entidades federativas, el Estado de México y la Ciudad de México concentraron el 19.1% del total de
usuarios de energía eléctrica, esto se explica por la alta densidad poblacional 15 que existe en el Valle de México
y que está también relacionada con una importante actividad económica en la zona. Las entidades con menos
15 La Densidad Poblacional es la relación entre un espacio determinado y el número de personas que lo habitan (Para mayor
referencia véase http://cuentame.inegi.org.mx/poblacion/densidad.aspx?tema=P).
35

usuarios son Baja California Sur y Colima con una participación del 0.7% respectivamente, del total nacional
(véase Tabla 2.3).
TABLA 2. 3. USUARIOS DE ELECTRICIDAD POR ENTIDAD FEDERATIVA
(Millones de usuarios)
Entidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Participación
Nacional
Estado de México 2.8 2.8 2.9 3.1 3.5 3.8 3.9 4.1 4.3 4.4 4.7 11.4%
Ciudad de México 2.8 2.9 3.0 3.0 2.8 2.8 2.9 2.9 3.0 3.0 3.1 7.6%
Jalisco 2.1 2.2 2.3 2.4 2.4 2.5 2.6 2.6 2.7 2.8 2.8 7.0%
Veracruz 2.1 2.2 2.2 2.3 2.3 2.4 2.5 2.5 2.6 2.7 2.7 6.7%
Puebla 1.4 1.5 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 2.1 5.0%
Guanajuato 1.5 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 1.8 1.9 1.9 2.0 4.8%
Nuevo León 1.3 1.4 1.4 1.5 1.6 1.6 1.7 1.7 1.7 1.8 1.8 4.5%
Michoacán 1.4 1.4 1.4 1.5 1.5 1.6 1.6 1.6 1.7 1.7 1.8 4.3%
Chiapas 1.1 1.1 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 1.5 1.5 1.5 3.7%
Oaxaca 1.0 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 1.3 1.4 1.4 3.5%
Tamaulipas 1.0 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 1.2 3.1%
Baja California 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.3 3.1%
Chihuahua 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.1 1.2 1.2 1.2 1.2 3.0%
Guerrero 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.1 1.1 2.8%
Sinaloa 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.6%
Sonora 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 1.0 1.0 1.0 2.5%
Coahuila 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 2.4%
Hidalgo 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 1.0 2.4%
San Luis Potosí 0.7 0.7 0.8 0.8 0.8 0.8 0.8 0.9 0.9 0.9 0.9 2.3%
Yucatán 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 0.8 1.9%
Tabasco 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 0.7 1.8%
Morelos 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.7 0.8 1.9%
Querétaro 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.7 0.7 0.7 0.8 1.9%
Quintana Roo 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 1.6%
Zacatecas 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 1.5%
Durango 0.4 0.4 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 0.5 1.3%
Nayarit 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 1.1%
Aguascalientes 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 0.5 1.1%
Tlaxcala 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.4 0.4 0.4 0.4 0.4 1.0%
Campeche 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.8%
Colima 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.3 0.7%
Baja California Sur 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.2 0.3 0.3 0.3 0.3 0.7%
Total Nacional 29.9 31.2 32.5 33.4 34.4 35.4 36.4 37.4 38.4 39.6 40.8 100.0%
Fuente: Elaborado por la SENER.
36

2.2.2. Precios medios de Energía Eléctrica
En México existen las tarifas específicas (servicios públicos, agrícolas, temporal y acuícola) y las tarifas
generales determinadas por el nivel de tensión (baja, media y alta tensión) y por el tipo de servicio (respaldo e
interrumpible) 16 .
Dentro de las múltiples causas por las que se atribuye un aumento a las tarifas eléctricas se encuentra los altos
precios de los combustibles fósiles. En los últimos años se ha dado un aumento en los precios de combustóleo
y diésel, combustibles que son empleados en las centrales de generación eléctrica, lo que ha ocasionado
variaciones en las tarifas de la energía eléctrica.
En el período de 2006 a 2016, el precio medio de la energía eléctrica 17 se mantuvo a una tasa media de
crecimiento anual de 2.9%. El sector agrícola, debido a que se encuentra subsidiado al igual que el residencial
en bajo consumo, presentó un crecimiento de 2.7% y el residencial de 2.3%.
Los sectores comercial y servicios son los que tienen una mayor variabilidad en sus precios medios durante la
última década con 3.0% y 5.5% respectivamente. Por su parte, el sector industrial, ha tenido un crecimiento
de 2.9% en el mismo período, registrando en 2006 un precio medio de 1.1 pesos por kilowatt hora y en 2016
de 1.3 pesos por kilowatt hora (véase Figura 2.4).
3.5
FIGURA 2. 4. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR TARIFARIO
(Pesos/Kilowatt-hora)
3.0
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Tmca Total
2006-2016 = 2.9%
Comercial
3.0%
Servicios
5.5%
Industrial
2.9%
Residencial
2.3%
Agrícola
2.7%
Fuente: Elaborado por SENER con información del Sistema de Información Energética.
En 2016, la tarifa promedio al público en México se incrementó 22.2% entre los meses de enero y diciembre,
debido a la evolución de los costos de combustible y a la mezcla de combustibles utilizada por la CFE en su
generación. Como lo reporta CFE en su Plan de Negocios 2017 18 , la tarifa básica actual se basa en traspasar
16
Para mayor detalle véase: http://app.cfe.gob.mx/Aplicaciones/CCFE/Tarifas/Tarifas/tarifas_negocio.asp
17
Es el promedio anual del precio que paga un usuario final por una unidad de energía recibida, de acuerdo a con el sector
tarifario en cada región de control.
18
Para mayor detalle véase: http://www.cfe.gob.mx/inversionistas/SiteCollectionDocuments/PlandeNegocios.pdf
37

el costo promedio de generación a la mayoría de clientes, mientras se mantienen tarifas subvencionadas para
clientes residenciales de bajo consumo y agrícolas (véase Figura 2.5).
FIGURA 2. 5. PRECIOS MEDIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR SECTOR TARIFARIO, ENERO-DICIEMBRE
DE 2016
3.5
3.0
(Pesos/Kilowatt-hora)
2.5
2.0
1.5
1.0
0.5
0.0
Comercial Servicios Industrial Residencial Agrícola Precio Medio
Fuente: Elaborado por SENER con información del Sistema de Información Energética.
Por área operativa, el área Peninsular tiene históricamente los precios medios más altos, en promedio 1.89
pesos por kilowatt-hora, derivado de los altos costos de generación de la energía. Por otro lado, el área
Noroeste tuvo en promedio 1.41 pesos por kilowatt-hora en la última década.
TABLA 2. 4. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD POR ÁREA OPERATIVA
(Pesos/kilowatt-hora)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Central 1.19 1.26 1.35 1.38 1.51 1.64 1.67 1.77 1.89 1.96 1.90
Oriental 1.17 1.21 1.34 1.26 1.36 1.47 1.55 1.59 1.67 1.73 1.74
Occidental 1.24 1.30 1.43 1.34 1.45 1.55 1.58 1.62 1.71 1.77 1.72
Noroeste 1.13 1.16 1.30 1.21 1.32 1.42 1.51 1.55 1.62 1.68 1.59
Norte 1.23 1.28 1.43 1.31 1.41 1.52 1.62 1.63 1.67 1.75 1.64
Noreste 1.17 1.22 1.35 1.27 1.39 1.42 1.57 1.62 1.68 1.75 1.66
Peninsular 1.24 2.15 1.59 1.91 2.60 1.68 1.75 1.99 1.92 2.07 1.86
Baja California 1.20 1.23 1.39 1.30 1.36 1.44 1.54 1.61 1.66 1.74 1.60
Baja California Sur* 1.23 1.31 1.44 1.31 1.42 1.52 1.60 1.63 1.70 1.77 1.65
SIN 1.20 1.37 1.40 1.38 1.58 1.53 1.60 1.68 1.74 1.82 1.73
SEN 1.20 1.35 1.40 1.37 1.54 1.52 1.60 1.67 1.72 1.80 1.71
* Sistema La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3. Ventas, Consumo y Demanda de Energía Eléctrica
El sector eléctrico, dada su estrecha relación con la economía nacional, se ha consolidado como uno de los
sectores más dinámicos. Con el nuevo diseño del mercado eléctrico, se permite una competencia libre y
38

efectiva, donde los más beneficiados son los consumidores que demandan mayores cantidades de electricidad
a precios asequibles.
No sólo la sociedad hoy en día consume más energía para sus actividades diarias, la industria la requiere para
sus procesos de producción y los demás sectores para su oportuno funcionamiento, como el sector agrícola
para la extracción de agua para riego. Ante esto, el consumo de energía eléctrica ha crecido entre 2006 y
2016, a una tasa media de crecimiento anual de 2.6% y las ventas de energía eléctrica a 2.3% (véase Figura
2.6).
La suma de las ventas de energía, el autoabastecimiento remoto, la importación, las pérdidas de electricidad y
los usos propios, da como resultado el consumo bruto de energía eléctrica. En esta sección se muestra la
evolución de estos componentes a lo largo de la última década en México y como se encuentran distribuidos
regionalmente.
350,000
300,000
FIGURA 2. 6. VENTAS Y CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA
(GWh)
Ventas de Electricidad
Tmca 2.3%
Consumo de Electricidad
Tmca 2.6%
250,000
200,000
150,000
100,000
50,000
0
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3.1. Ventas de energía eléctrica
En el nuevo modelo de mercado eléctrico, cada empresa debe gestionar las ventas de la energía que produzca,
considerando todas las peculiaridades que tiene cada uno de los usuarios. Los cinco sectores de la economía
(Agrícola, Comercial, Industrial, Residencial y de Servicios), han contribuido en conjunto, a un crecimiento de
las ventas de energía de 2.3%.
El sector agrícola presentó la mayor tasa de crecimiento con el 3.1% en el período analizado, ya que se registró
un aumento en las ventas de este sector de 3,368.3 GWh entre 2006 y 2016. Sin embargo, el sector
comercial tuvo una tasa de crecimiento menor, de cerca de 1.5%.
El sector residencial registró un aumento en las ventas de 13,915.7 GWh en un período de diez años, pasando
de 44,452.4 GWh en 2006 a 58,368.1 GWh, es decir, tuvo un crecimiento de 2.9% anual. El sector industrial
es el que presentó un mayor incremento en las ventas registradas, de aproximadamente 21,232.6 GWh en el
mismo periodo y a una tasa anual de 2.0%, para al final ubicarse en 124,385.4 GWh (véase Figura 2.7).
39

FIGURA 2. 7. EVOLUCIÓN SECTORIAL DE LAS VENTAS INTERNAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA, 2006-
2016
175,370.6
6,576.7
7,959.5
13,229.3
44,452.4
183,912.6
186,638.9
7,056.9 7,706.7
8,108.6 8,599.6
13,644.7 12,991.1
47,451.2 48,700.4
(GWh)
206,480.3
208,014.9
8,371.1 8,983.9
10,816.5 10,027.7
13,920.4 13,959.7
52,029.9 53,914.0
218,072.3
8,643.2
11,327.8
15,347.8
58,368.1
103,152.7 107,651.2 108,641.0
121,342.3 121,129.6 124,385.4
2006 2008 2010 2012
Tmca
2006-2016 = 2.3%
Comercial
1.5%
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Industrial
2.0%
Servicios
2.7%
2014
Residencial
2.9%
Agrícola
3.1%
2016
De 2015 a 2016, se incrementaron las ventas totales de energía eléctrica en un 2.8%, equivalente a 5,871.5
GWh. Por participación, el sector industrial concentró el mayor porcentaje en las ventas de energía eléctrica.
En el 2016 se observó que la suma entre Empresa mediana y Gran Industria, ambas clasificaciones
pertenecientes al sector industrial, en conjunto representaron el 57.0% del total (véase Figura 2.8).
FIGURA 2. 8. COMPOSICIÓN DE LAS VENTAS POR SECTOR
(GWh)
Empresa
mediana
38.3%
Servicios
4.0%
Agrícola
5.2%
Comercial
7.0%
Residencial
26.8%
Gran industria
18.7%
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
40

Por región, las ventas de energía eléctrica reportadas en Noreste fueron de 53,322.5 GWh, equivalente al
24.5% del total nacional, posicionándose en el primer lugar. Le siguieron, por orden de participación en las
ventas totales, las regiones Centro Occidente (23.9%), Centro (22.5%), Sur Sureste (15.4%) y Noroeste
(13.7%) como se muestra en la Figura 2.9.
Los estados de Nuevo León y Estado de México registraron las mayores ventas estatales, cada una con un
8.5% de participación, del total nacional. Por su parte, los estados de Nayarit y Campeche mantuvieron la
menor participación, concentrando en conjunto el 1.3%, equivalente a 2,970.4 GWh.
FIGURA 2. 9. ESTRUCTURA DE LAS VENTAS INTERNAS POR ENTIDAD FEDERATIVA Y REGIÓN
ESTADÍSTICA, 2016
(GWh, Porcentaje)
7.8%
6.2%
22.9%
Baja California
Sur
16.9%
Durango
Sinaloa
19.2%
Tamaulipas
35.0%
Baja California
22.9%
Coahuila
Chihuahua
34.3%
Sonora
34.9%
Nuevo León
Noroeste
29,890.3 GWh
Noreste
53,322.5 GWh
4.1%
8.0%
9.0%
Campeche
Oaxaca
3.0%
3.5%
5.3%
4.3%
9.9%
12.1%
Nayarit
Colima
Aguascalientes
Zacatecas
9.7%
11.0%
11.0%
14.1%
Guerrero
Chiapas
Yucatán
Tabasco
13.1%
23.0%
25.7%
Querétaro
San Luis Potosí
Michoacán
Guanajuato
Jalisco
3.9%
5.5%
8.1%
15.5%
Tlaxcala
Morelos
Hidalgo
33.1%
Sur-Sureste
33,674.6 GWh
Quintana Roo
Veracruz
Centro-Occidente
52,010.5 GWh
29.5%
Puebla
Ciudad de
México
37.5%
Estado de
México
Centro
49,174.5 GWh
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
41

Autoabastecimiento Remoto
La energía eléctrica de autoabastecimiento remoto, medida en GWh, es el suministro de carga a través de la
red de transmisión del servicio público, a proyectos de autoabastecimiento, localizados en un sitio diferente a
la central generadora. En la Tabla 2.5 se indica la evolución de la capacidad para atender éstas cargas remotas
autoabastecidas.
Se observa que, en los últimos diez años, el autoabastecimiento remoto ha crecido potencialmente en todas
las áreas operativas, destacando la región Noroeste que ha crecido a una tasa media anual de 109.8% en el
período analizado 2006-2016.
TABLA 2. 5. ENERGÍA ELÉCTRICA DE AUTOABASTECIMIENTO REMOTO
(GWh)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 1,633.0 1,681.0 1,947.1 1,923.2 1,473.0 1,544.3 1,597.7 1,867.7 2,373.4 2,989.7 4,392.7 10.4%
Oriental 1,073.0 1,096.0 1,141.7 1,321.6 1,422.8 1,368.5 1,670.2 2,397.6 2,763.8 3,161.6 3,828.4 14.6%
Occidental 1,693.0 2,298.0 2,268.0 2,542.8 2,693.4 2,595.7 2,651.3 3,136.7 4,096.1 5,240.7 6,323.5 12.0%
Noroeste 9.0 13.0 12.9 68.9 290.0 326.1 393.8 665.8 2,026.4 2,477.1 3,470.3 109.8%
Norte 1,425.0 1,480.0 1,450.6 979.4 1,641.0 1,643.8 1,886.9 1,859.9 2,078.4 2,165.1 2,441.4 5.8%
Noreste 3,850.0 4,022.0 3,934.4 3,826.4 4,252.4 4,243.6 3,847.2 4,945.6 5,282.2 6,603.2 7,298.2 7.2%
Peninsular 22.0 37.0 17.0 41.2 109.7 100.6 109.6 132.0 212.9 336.3 443.9 26.3%
Baja
California
Baja
California
Sur*
- - - - 17.1 48.8 126.8 443.8 590.5 876.4 788.0 n.d.
- - - - - - - - - - - n.d.
* Sistema La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Pérdidas de Energía Eléctrica
La CFE es la responsable de llevar a cabo las medidas necesarias para la reducción de las pérdidas Técnicas 19 y
No Técnicas 20 , el cuál es uno de los objetivos en la planeación estratégica del SEN. Para llevarlo a cabo, requiere
de diversos mecanismos como la modernización para la confiabilidad en las redes.
En septiembre de 2016 CFE reportó que el indicador de pérdidas acumuladas (Técnicas y No Técnicas) con
respecto al año pasado fue de 12.5%. Esto representó una disminución del índice de pérdidas de 0.61% 21
respecto de diciembre de 2015.
Para cada región, se llevan a cabo diferentes acciones para la reducción de pérdidas, como la construcción de
nuevas troncales, recalibración de circuitos, reemplazo de transformadores obsoletos, la regularización de
servicios en distintas áreas con apoyo de las autoridades competentes y la sustitución de los medidores
electromecánicos por electrónicos, entre otros.
En la Tabla 2.6 se observa que la región Central ha reducido sus pérdidas de electricidad, en 2.1%, dado que
en 2006 estas eran de 15,856.3 GWh y en el 2016 se reportó 11,605.7 GWh por perdidas de electricidad.
Por otra parte, las regiones de Baja California Sur y Peninsular, han incrementado sus pérdidas de electricidad
19
Es la energía que se disipa a causa de las propiedades físicas del sistema y de los conductores en transmisión,
transformación y distribución.
20
Es la energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de medición o de facturación.
21
Estos índices hablan de los sistemas de Distribución e incluyen alta tensión (que a partir de noviembre se transfieren a
Transmisión). Las pérdidas de Transmisión, que son solo técnicas, representan 1.65% del sistema.
42

en 3.4% y 2.7% respectivamente, por lo que es necesario atender la problemática ya sea mediante la
interconexión al SIN en el caso de Baja California Sur, o la creación de nuevas redes o el mejoramiento de las
redes de media y baja tensión, cual sea el caso (véase Figura 2.10).
TABLA 2. 6. PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2006-2016
(GWh)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 15,856.3 16,886.0 16,848.3 16,708.8 18,087.7 17,116.2 15,542.3 13,751.1 12,885.3 12,022.4 11,605.7 -2.1%
Oriental 6,547.0 6,043.0 6,332.0 6,361.2 6,612.2 6,998.9 6,927.8 7,065.6 7,015.9 7,313.3 7,367.1 1.4%
Occidental 6,327.0 6,087.0 6,604.4 7,224.1 7,943.3 8,919.8 8,844.0 8,763.4 8,822.1 8,570.9 7,700.8 2.4%
Noroeste 1,884.0 1,993.0 2,020.1 2,060.7 1,956.5 2,062.1 2,141.7 2,264.6 2,299.7 2,215.3 2,374.3 2.6%
Norte 2,382.0 2,568.0 2,585.6 2,671.9 2,866.3 3,280.4 3,278.1 3,355.5 3,023.5 2,845.4 2,884.2 2.2%
Noreste 4,253.0 4,494.0 4,583.6 4,989.2 4,326.5 4,699.1 4,739.7 4,719.3 4,715.2 4,908.6 5,465.4 2.3%
Peninsular 1,134.0 1,184.0 1,188.6 1,291.9 1,269.3 1,339.3 1,317.0 1,373.1 1,333.2 1,514.3 1,395.6 2.7%
Baja
California
Baja
California Sur
1,054.0 1,094.0 1,060.4 964.8 982.1 985.6 1,081.7 1,041.6 1,027.2 1,047.5 1,008.0 -0.4%
161.6 153.8 183.3 176.9 206.1 199.2 176.6 184.3 198.4 202.3 191.2 3.4%
Baja California Sur incluye Sistema La Paz.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
FIGURA 2. 10. PÉRDIDAS DE ELECTRICIDAD 2006-2016
(GWh)
20,000
18,000
16,000
14,000
12,000
10,000
8,000
6,000
4,000
2,000
0
2006 2008 2010 2012 2014 2016
Central Occidental Oriental
Noreste Norte Noroeste
Peninsular Baja California Baja California Sur
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
43

2.3.2. Consumo de Energía Eléctrica
En el período comprendido entre 2006 y 2016, el consumo de energía eléctrica en el SEN creció a una tasa de
2.6% anual, pasando de 232,658.0 GWh a 298,791.7 GWh. La región con mayor crecimiento fue Peninsular
con el 4.8% anual, seguido de Baja California Sur con el 4.6%. El SIN creció a la misma tasa que el SEN, 2.6%.
Dentro de este sistema, la región con mayor crecimiento en la década fue Noroeste con 3.8%, que registró en
2006, 15,966.0 GWh y al cierre de 2016, reportó 23,388.6 GWh.
Analizando los años 2015 y 2016, la región con mayor crecimiento en el consumo fue la región Central que
incrementó 10.2% para ubicarse en 59,102.6 GWh, derivado de la intensa actividad económica y de la
concentración poblacional de la zona. Otra región que también incrementó su consumo en los últimos dos años
fue Noroeste con 8.1%, equivalente a 1,746.6 GWh.
Por el contrario, la región Occidental tuvo una reducción en su consumo de energía eléctrica de 1,813.4 GWh
(-2.8%), al igual que la región de Baja California Sur que entre 2015 y 2016, redujo su consumo en 5.1 GWh
(-0.2%), (véase Figura 2.11).
FIGURA 2. 11. EVOLUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR REGIÓN DE CONTROL
(GWh)
232,658 240,445 244,142 243,774 253,460 269,831
275,034 275,497 280,160
288,232
298,792
Baja California
Sur
Peninsular
Baja California
Noroeste
Norte
Oriental
Noreste
Central
Occidental
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
SEN
* Baja California Sur: Sistema La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Al cierre de 2016, se reportó que del total de 298,791.7 GWh, la región Occidental concentró el 21.2%
(63,406.6 GWh), seguido de la región Central con 19.8% (59,102.6 GWh) y Oriental con 15.9% (47,642.0
GWh). Por el contrario, el área Peninsular tuvo la menor participación con el 4.1% (12,128.9 GWh) del
consumo total registrado para el SEN. Las áreas de Baja California y Baja California Sur, alcanzaron en conjunto
el 5.4% de participación (véase Figura 2.12).
44

FIGURA 2. 12. CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR ÁREA OPERATIVA, 2016
(GWh)
* Baja California Sur incluye Sistema La Paz.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
2.3.3. Demanda de Energía Eléctrica
Para estimar la demanda de energía eléctrica se requiere considerar diversos factores, como la evolución de las
ventas en las diversas zonas del país, pérdidas eléctricas, comportamiento histórico de los factores de carga y
de diversidad, escenarios de consumo sectorial de electricidad, entre otros. Estos elementos se describieron en
los apartados anteriores, además de considerar la determinación de la capacidad requerida, considerando las
variaciones temporales (estacionales, semanales, diarias y horarias) para abastecer la demanda máxima del
año, es decir, el valor máximo de las demandas que se presentan en una hora de tiempo en el año para cada
área.
En 2016, CENACE reportó que el 1 de enero a las 9:00 horas se observó el nivel mínimo de la demanda
integrada 22 en el SIN registrando 18,723 MWh/h. Caso contrario, el 8 de julio de 2016 a las 17:00 horas, se
registró el nivel máximo de demanda integrada equivalente a 40,893 MWh/h.
Como se observa en la Figura 2.13, la región Occidental concentró el 21.1% del total de la demanda integrada
del SIN, equivalente 9,351 MWh/h. En segundo lugar se encuentra el área Noreste con 8,710 MWh/h
(19.7%), seguido de la región Central con 8,567 MWh/h (19.4%).
22
Es la Integración de la carga horaria durante un año medida en MWh/h.
45

FIGURA 2. 13. DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA POR REGIÓN DE CONTROL
(MWh/h/)
Peninsular
4.3%
Noreste
19.7%
Central
19.4%
Norte
9.6%
Noroeste
9.8%
Occidental
21.1%
Oriental
16.1%
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
Demanda Máxima Coincidente
Definida como la demanda máxima de un conjunto de sistemas en combinación; equivale a la demanda
máxima que se tendría si el conjunto fuera único. Esta demanda es menor que la suma de las demandas
máximas anuales observadas en cada región, debido a que los valores máximos regionales no suceden en el
mismo instante.
Al cierre de 2016 la demanda máxima coincidente registrada para el SEN, fue de 43,448.5 MWh/h. Sin
considerar los sistemas aislados, la demanda máxima coincidente reportada para el SIN fue de 40,893.1
MWh/h, de la cual el 19.4% provino de la región Noreste (8,438.6 MWh/h), 18.9% correspondió a la región
Occidental (8,213.8 MWh/h), 17.6% a la región Central (7,668.4 MWh/h) y 14.8% a la región Oriental
(6,425.2 MWh/h). Las regiones con menor participación fueron Noroeste, Norte y Peninsular concentrando
en conjunto 10,047.0 MWh/h (23.4%) como se muestra a continuación, en la Figura 2.14.
FIGURA 2. 14. DEMANDA MÁXIMA COINCIDENTE 2016
(MWh/h)
Baja California Sur incluye La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
46

Demanda Máxima Bruta
La Demanda Máxima Bruta se define como la potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de centrales generadoras. Para
el SIN, esta demanda creció 2.5% anualmente desde el año 2006 para situarse en 2016 en 40,893 MWh/h.
La región con mayor crecimiento en los últimos diez años fue la Peninsular seguida de Baja California Sur con
4.4% y 4.3% respectivamente. Por el contrario, la región central presentó una menor tasa de crecimiento en
el mismo período analizado de cerca de 0.3%, pasando de 8,419 MWh/h en 2006 a 8,567 MWh/h en 2016
(véase Tabla 2.7).
TABLA 2. 7. DEMANDA MÁXIMA BRUTA
(MWh/h)
Región 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Central 8,419 8,606 8,435 8,702 9,004 8,844 8,651 8,411 8,192 8,151 8,567 0.3%
Oriental 5,882 5,786 6,181 6,071 6,356 6,577 6,626 6,709 6,767 6,960 7,128 2.1%
Occidental 7,106 7,437 8,069 7,763 8,175 8,669 8,975 9,207 9,104 9,374 9,351 2.6%
Noroeste 2,916 3,059 3,072 3,285 3,617 3,772 3,870 4,087 4,034 4,154 4,350 3.8%
Norte 3,113 3,130 3,328 3,248 3,385 3,682 3,725 3,841 3,955 3,986 4,258 3.2%
Noreste 6,319 6,586 6,780 6,886 7,070 7,587 7,798 7,781 7,876 8,248 8,710 3.3%
Peninsular 1,268 1,275 1,375 1,435 1,520 1,544 1,558 1,628 1,664 1,789 1,893 4.4%
Baja
California
Baja
California Sur
2,095 2,208 2,092 2,129 2,229 2,237 2,302 2,225 2,350 2,479 2,621 2.9%
300 324 360 367 383 393 409 428 454 457 442 4.3%
SIN 31,547 32,577 33,680 33,568 35,310 37,256 38,000 38,138 39,000 39,840 40,893 2.5%
Baja California Sur incluye La Paz y Mulegé.
Fuente: Elaborado por SENER con datos del CENACE.
47

2.4. Infraestructura del Sistema Eléctrico Nacional
Contar con una infraestructura confiable que garantice el abastecimiento de la energía eléctrica, es uno de los
objetivos que se ha tenido en los últimos años en la planeación energética, donde esta energía, además de ser
más amigable con el medio ambiente, debe ser lo más económica posible.
La importancia de contar con una mayor diversificación en las fuentes de generación de energía eléctrica
significa una mayor inclusión de energías renovables, cuyos costos se han reducido notablemente, y el máximo
aprovechamiento de energías convencionales, como es el caso del gas natural que en los últimos años ha
presentado una alta disponibilidad y bajos precios, por lo que se ha promovido el desarrollo de infraestructura
de transporte del combustible y elevar así, la generación eléctrica con nuevos proyectos o la reconversión de
algunas centrales, a partir de este combustible.
En esta sección se detalla la evolución que ha tenido la infraestructura del Sector Eléctrico Mexicano, como es
la capacidad instalada y la capacidad de transmisión y distribución, elementos claves para que la energía
eléctrica esté al alcance de todos los usuarios
2.4.1. Capacidad Instalada de Generación Eléctrica
La capacidad instalada de generación eléctrica creció a un ritmo anual de 2.9% en la última década, pasando
de 56,317 MW en 2006, a 73,510 MW en 2016, lo que significó un incremento de 17,194 MW. Para el
período 2006-2016, las tecnologías limpias tuvieron un crecimiento anual de 3.8%, concentrando al cierre del
2016, el 28.8% del total de capacidad instalada en el país (equivalente a 21,179 MW).
Respecto a las tecnologías convencionales, el ciclo combinado creció 4.3% anualmente, incrementando su
capacidad en 7,985 MW en el lapso de diez años y registrar al cierre del 2016, 27,274 MW de capacidad
instalada. Caso contrario, la capacidad instalada de tecnología Termoeléctrica Convencional se ha reducido
1,468 MW, presentando una tasa de decrecimiento anual de -1.0% (véase Figura 2.15).
FIGURA 2. 15. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR TIPO DE TECNOLOGÍA
(MW)
56,317
59,000 59,574 60,441
61,735 61,570
62,547
64,397
65,452
68,044
73,510
Frenos Regenerativos
FIRCO
Solar
Generación Distribuida
Bioenergía
Geotérmica
Nucleoeléctrica
Eólica
Hidroeléctrica
Lecho Fluidizado
Cogeneración Eficiente
Combustión Interna
Turbogás
Carboeléctrica
Termoeléctrica Convencional
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Ciclo Combinado
Total general
Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE, CRE y Subsecretaría de Planeación y Transición Energética.
48

Entre 2015 y 2016 hubo un notable crecimiento en la capacidad instalada de generación eléctrica en el SEN,
puesto que se incrementó 8.1%, equivalente a 5,486 MW de capacidad adicional. Cabe destacar que las
tecnologías solar y la generación distribuida fueron las que presentaron los mayores incrementos con 157.4%
y 110.6%, respectivamente.
Así de lo reportado en 2016, del total del parque de generación 71.2% corresponde a centrales de tecnologías
convencionales y el restante 28.8% a centrales con tecnologías limpias. Por orden de participación, en primer
lugar se encuentra ciclo combinado con 37.1% (27,274 MW), le sigue termoeléctrica convencional e
hidroeléctrica con 17.1% (véase Figura 2.16)
FIGURA 2. 16. CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016
(Porcentaje)
Hidroeléctrica
17.1%
Termoeléctrica
convencional
17.1%
Carboeléctrica
7.3%
Ciclo
Combinado
37.1%
Turbogás
6.9%
Eólica
5.1%
Combustión Interna y
Lecho fluidizado
2.8%
Nucleoeléctrica
2.2%
Bioenergía y
Cogeneración
eficiente
2.6%
Geotérmica, Solar,
FIRCO, Generación
Distribuida y Frenos
Regenerativos
1.8%
Fuente: Elaborado por SENER.
Respecto a la capacidad instalada por modalidades, la cogeneración ha crecido a una tasa de 10.2% en el
período de estudio, mientras que en el autoabastecimiento fue de 8.2% anualmente. Por otra parte, la
modalidad de usos propios presentó un decrecimiento anual de 1.0% dado que en 2006 reportó 538 MW y
para el 2016 este se redujo a 497 MW (véase Tabla 2.8 y Figura 2.17).
TABLA 2. 8. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR MODALIDAD DEL
SEN, 2016
(MW)
Modalidad 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Tmca
Total 56,310 59,008 59,431 60,440 62,261 60,990 61,971 63,593 65,464 68,044 73,510 2.9%
CFE 38,382 39,572 39,649 40,229 41,039 40,024 40,121 40,646 41,529 41,900 43,269 1.0%
PIEs 10,387 11,457 11,457 11,457 11,907 11,907 12,418 12,851 12,851 12,953 13,255 4.4%
Usos Propios Continuos 538 486 478 450 450 457 435 421 417 497 497 -1.0%
Autoabastecimiento 4,110 3,486 3,855 4,192 4,400 4,393 4,753 5,021 5,804 7,129 9,577 8.4%
Cogeneración 1,563 2,677 2,662 2,782 3,135 2,878 2,914 3,285 3,536 3,648 4,395 10.2%
Exportación 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,330 1,331 1,250 1,406 1,549 1.4%
Pequeña producción n.d. n.d. n.d. n.d. 0 0 0 39 78 65 106 n.a
Otras modalidades* n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. n.d. 446 862 n.a.
*Otras modalidades considera: Generador, Fideicomiso de Riesgo Compartido (FIRCO) y Generación Distribuida.
Fuente: Elaborado por SENER con información de la Subsecretaria de Electricidad.
49

FIGURA 2. 17. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR MODALIDAD, 2006-2016
(MW)
80,000
Pequeña producción
70,000
Otras modalidades
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Usos Propios
Continuos
-1.1%
Exportación
1.5%
Cogeneración
11.3%
Autoabastecimiento
9.3%
PIEs
4.9%
CFE
1.2%
*Otras modalidades considera: Generador, FIRCO y Generación Distribuida.
Fuente: Elaborado por SENER.
Al cierre de 2016, 59.1% de capacidad instalada lo concentró CFE (43,269.1 MW), seguido de productores
independientes de energía (PIEs) con 13,255.4 MW (18.3%) y autoabastecimiento con 9,576.8 MW (véase
Figura 2.18).
FIGURA 2. 18. CAPACIDAD INSTALADA DEL SEN POR MODALIDAD, 2016
(MW)
PIEs
18.0%
CFE
58.9%
Auto
abastecimiento
13.0%
Cogeneración
6.0%
Exportación
2.1%
Usos Propios
Continuos
0.7%
Otras
modalidades*
1.2%
Pequeña
producción
0.1%
*Otras modalidades considera: Generador, FIRCO y Generación Distribuida.
Fuente: Elaborado por SENER.
Bajo la división regional de la Presidencia de la República, se distribuyó la capacidad instalada en cinco regiones
que se detallan a continuación:
Noroeste: en 2016 concentró 14.1% del total de capacidad (10,384.2 MW), el estado con mayor
participación fue Baja California con el 42.9%. Esta región se caracteriza por tener una importante contribución
de tecnologías convencionales, pero en los últimos años ha sido la energía solar la que ha presentado el mayor
incremento de capacidad instalada, dadas las condiciones geográficas imperantes en esta parte del país.
50

Noreste: al cierre de 2016, la capacidad instalada en este región se ubicó en 18,942.3 MW, equivalente al
25.8% del total de capacidad nacional con la mayor participación de centrales de ciclo combinado.
Centro Occidente: participa con 17.3% de la capacidad instalada registrada en 2016 (12,728.8 MW), es una
región que se caracteriza por ser la segunda con mayor participación de centrales hidroeléctricas, tan sólo en
el Estado de Nayarit se ubican tres grandes centrales con una capacidad de poco más de 2,400 MW.
Centro: al cierre de 2016, la región centro presenta la menor participación concentrando solo el 8.9% (6,552.8
MW) del total de capacidad instalada del SEN. Dada su ubicación geográfica dentro del territorio nacional y la
creciente densidad poblacional, estados como Morelos y la Ciudad de México tienen una infraestructura
limitada, de ahí que no haya incrementos considerables en los últimos años.
Sur Sureste: esta región tiene una fuerte participación de tecnologías limpias, además de que tiene la mayor
concentración de la infraestructura del SEN con el 33.5% (24,640.4 MW). Dentro de las tecnologías
predominan las centrales hidroeléctricas que se concentran en los estados de Guerrero, Chiapas y Oaxaca, con
aproximadamente 7,000 MW de capacidad. Destaca también una fuerte participación de energía eólica y la
única central nucleoeléctrica del país (véase Figura2.19).
51

FIGURA 2. 19. CAPACIDAD INSTALADA POR ENTIDAD FEDERATIVA
(MW, Porcentaje)
9.8%
17.0%
Baja California
Sur
9.7%
14.8%
Durango
Sinaloa
19.8%
Chihuahua
30.2%
Sonora
24.0%
Coahuila
Nuevo León
42.9%
Baja California
31.6%
Tamaulipas
Noroeste
10,384.2 MW
Noreste
18,942.3 MW
1.4%
2.8%
5.1%
6.4%
Quintana
Roo
Tabasco
0.1%
1.2%
5.5%
6.2%
7.2%
15.5%
20.2%
21.7%
22.4%
Aguascalientes
Zacatecas
Querétaro
Jalisco
Michoacán
Guanajuato
Nayarit
Colima
San Luis Potosí
1.4%
5.6%
10.4%
17.3%
Tlaxcala
Ciudad de
México
Morelos
11.7%
18.8%
20.3%
33.5%
Sur-Sureste
24,640.4 MW
Campeche
Yucatán
Oaxaca
Guerrero
Chiapas
Veracruz
Centro-Occidente
12,728.8 MW
25.0%
40.5%
Puebla
Estado de
México
Hidalgo
Centro
6,552.8 MW
Fuente: Elaborado por SENER.
52

2.4.2. Generación Bruta de Energía Eléctrica
La Energía Eléctrica neta del SEN es la energía total entregada, equivalente a la suma de la generación neta de
las centrales eléctricas, la energía de importación de otros sistemas eléctricos, y la adquirida de excedentes de
autoabastecedores y cogeneradores.
Hoy en día, la generación de energía en México se encuentra más diversificada que en años anteriores, hoy
existe una mayor participación de otras tecnologías limpias como cogeneración eficiente y bioenergía. Por
parte de las tecnologías convencionales, el ciclo combinado se ha posicionado como la principal fuente de
generación eléctrica gracias a la ampliación y modernización de la infraestructura de gas natural en el país, que
permitirá un mayor acceso a este combustible característico por sus bajos precios y bajos índices de
contaminación.
En 2006 la generación de energía eléctrica fue de 254,906.3 GWh de los cuales el 81.1% de la energía
provenía de tecnologías que empleaban combustibles fósiles. Al cierre de 2016, la generación bruta se ubicó
en 319,363.5 GWh, lo que representó un crecimiento medio anual de 2.4%, con una mayor participación de
tecnologías limpias de 20.3% del total de la matriz de generación.
Las tecnologías con mayor crecimiento a lo largo de la década, fueron la Eólica con 100.4% y cogeneración
eficiente con 48.5% anualmente. Por otro lado, las centrales de tecnología Termoeléctrica convencional
presentaron una tasa de decrecimiento anual de 4.8%, reduciendo su generación eléctrica en
aproximadamente 16,164.8 GWh (véase Figura 2.20).
FIGURA 2. 20. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE TECNOLOGÍA, 2006-2016
(GWh)
254,906 262,765 267,697 266,581 274,701 290,747 294,824 296,338 301,462 309,553 319,364
Frenos Regenerativos
FIRCO
Solar
Generación Distribuida
Bioenergía
Geotérmica
Nucleoeléctrica
Eólica
Hidroeléctrica
Lecho Fluidizado
Cogeneración Eficiente
Combustión Interna
Turbogás
Carboeléctrica
Termoeléctrica
Convencional
Ciclo Combinado
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE, CRE y Subsecretaría de Planeación y Transición Energética.
Al cierre de 2016, 79.7% de la generación eléctrica provino de tecnologías convencionales, mientras que el
restante 20.3% de tecnologías limpias. Dentro de las convencionales, el ciclo combinado incremento 5,218.4
GWh de generación eléctrica desde 2015, registrando en 2016 160,378.3 GWh, lo que representó el 50.2%
del total de generación. De las tecnologías limpias, la Eólica incrementó su participación en la matriz de
generación concentrando 3.3% al igual que la Nuclear, mientras que la Hidroeléctrica se redujo a 9.7% (Figura
2.21).
53

FIGURA 2. 21. GENERACIÓN BRUTA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016
(GWh)
Carboeléctrica
10.7% Hidroeléctrica
9.7%
Termoeléctrica
convencional
12.6%
Ciclo Combinado
50.2%
Turbogás
3.9%
Nucleoeléctrica
3.3%
Eólica
3.3%
Combustión Interna y
Lecho fluidizado
2.2%
Geotérmica, Solar,
FIRCO, GD y FR
2.0%
Bioenergía y
Cogeneración eficiente
2.0%
Fuente: Elaborado por SENER.
Por modalidad, la mayor concentración de la producción de energía eléctrica en 2016 fue la reportada por CFE
con 174,718.1 GWh (54.7%). Los PIEs concentraron el 27.8%, equivalente a 88,675.0 GWh y
Autoabastecimiento con 29,650.4 GWh (véase Figura 2.22).
FIGURA 2. 22. GENERACIÓN BRUTA POR MODALIDAD 2016
(Porcentaje)
PIEs
27.8%
Autoabastecimiento
9.3%
Cogeneración
5.5%
Exportación
2.0%
CFE
54.7%
Otras modalidades
0.4%
Usos Propios
Continuos
0.3%
Pequeña producción
0.0%
Fuente: Elaborado por SENER.
54

Con respecto a la generación de energía eléctrica por región y entidad federativa, se observa lo siguiente:
Noreste: con 31.2% (99,704.9 GW) tiene el primer lugar en participación por región en la generación de
energía total nacional. El estado de Tamaulipas concentra el 36.2% (36,084.1 GWh) de la región, gracias a
una fuerte participación de ciclos combinados en la entidad; además de tener el segundo lugar a nivel nacional
con el 11.3% de participación. Le siguen el estado de Coahuila con el 20.8% (20,745.6 GWh); Nuevo León
con 17.4% (17,357.7 GWh); Chihuahua y Durango con el 16.3% (16,281.7 GWh) y 9.3% (9,235.9 GWh)
respectivamente.
Sur Sureste: con la segunda posición en el total de generación, esta región se caracteriza por tener una amplia
participación de generación de energías limpias. En esta región se localizan muchas de las principales centrales
hidroeléctricas, eólicas y la única central nuclear con la que cuenta el país. Por entidad federativa, Veracruz, al
cierre del 2016, concentró el 41.4% de la región (39,339.1 GWh) y es el primer estado con mayor
participación en la generación total del SEN (12.3%). Por su parte, Quintana Roo fue el estado con menor
participación en la región con 0.1% (124.5 GWh).
Centro Occidente: se ubica en el tercer lugar de generación a nivel nacional por participación, concentrando el
16.7% (53,446.5 GWh). Destaca la participación de dos estados, San Luis y Potosí y Colima, que concentran
en conjunto poco más del 53.8% de la generación de la región. Cabe destacar, que en esta región se encuentran
el estado de Aguascalientes, que tuvo la menor participación en la generación eléctrica nacional con tan sólo
40.4 GWh (0.1%).
Noroeste: concentró 13.7% del total de generación nacional, equivalente a 43,780.8 GWh. Destaca el estado
de Baja California que concentró el 47.4% de la región (19,427.1 GWh). A continuación, en orden de
participación le siguen los estados de Sonora (16,256.4 GWh); Sinaloa (5,150.6 GWh) y finalmente, Baja
California Sur con el 6.7% (2,946.7 GWh).
Centro: tiene la menor participación con el 8.6% (27,397.0 GWh) del total nacional. El estado de Hidalgo
concentra el 48.6% de la región y Morelos la menor participación con 1.0%(véase Figura 2.23).
55

FIGURA 2. 23. GENERACIÓN BRUTA POR ENTIDAD FEDERATIVA
(GWh, Porcentaje)
6.7%
11.8%
Baja California
Sur
9.3%
16.3%
Durango
37.1%
Sinaloa
17.4%
Chihuahua
Sonora
20.8%
Nuevo León
Coahuila
44.4%
Baja California
36.2%
Tamaulipas
Noroeste
43,780.8 GWh
0.1%
0.3%
2.8%
7.6%
8.3%
8.5%
Aguascalientes
Zacatecas
Jalisco
Noreste
99,704.9 GWh
0.1%
3.4%
3.8%
6.4%
10.2%
11.4%
23.2%
Quintana Roo
Tabasco
Campeche
Yucatán
Oaxaca
18.6%
Querétaro
Chiapas
25.2%
28.7%
Nayarit
Michoacán
Guanajuato
Colima
San Luis Potosí
1.0%
1.6%
2.7%
21.2%
25.0%
Morelos
Tlaxcala
Ciudad de
México
41.4%
Sur-Sureste
94,941.8 GWh
Guerrero
Veracruz
Centro-Occidente
53,446.5 GWh
48.6%
Puebla
Estado de
México
Hidalgo
Centro
27,397.0 GWh
Fuente: Elaborado por SENER.
Cambios en la infraestructura de las plantas de generación eléctrica en el
SEN
A lo largo del 2016, entraron en operación 3,447.7 MW provenientes de múltiples tecnologías en todo el país.
Cuatro centrales, se encontraron “en fase de pruebas” por un total de 1,304.3 MW, situadas en los estados de
Baja California, Coahuila, Morelos y Veracruz. Por su parte, 221.0 MW provenientes de tres centrales (dos
hidroeléctricas y una de ciclo combinado), fueron de recuperación de capacidad y 39.9 MW de Incremento de
capacidad.
56

Respecto a la disminución de capacidad, al cierre de 2016 esta fue de 78.7 MW y 27.3 MW por baja definitiva,
bajo las modalidades de Autoabastecimiento y CFE-Generación (véase Tabla 2.9).
TABLA 2. 9. CAMBIOS EN LA INFRAESTRUCTURA DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
EL SEN, 2016
(MW)
Modificación
Capacidad
Entrada en operación 3,444.7
En fase de pruebas 1,304.3
Recuperación de capacidad 221.0
Disminución de capacidad 78.7
Baja definitiva 27.3
Incremento de capacidad 39.9
Fuente: PRODESEN 2017-2031.
57

2.4.3. Red de Transmisión y Distribución de Electricidad
El Estado Mexicano mantiene la titularidad del Servicio Público de Transmisión y Distribución, según lo
dispuesto en el Artículo Segundo de la Ley de la Industria Eléctrica. La Red Nacional de Transmisión (RNT) es
un sistema integrado por un conjunto de redes eléctricas que transportan la energía eléctrica producida a las
Redes Generales de Distribución (RGD) y a los usuarios en general. Esta red se agrupa en 53 regiones de
transmisión: 45 interconectadas (62 enlaces) y 8 que pertenecen a los sistemas aislados de la Península de
Baja California.
Transmisión
En 2016, la capacidad de transmisión del SEN fue de 74,208 MW, lo que representó un incremento del 4%
respecto al 2015. Para el SIN, la capacidad de transmisión fue de 72,450 MW, incrementándose 2,756 MW.
La región con mayor capacidad en 2016 fue Noreste con 18,670 MW, que presentó un incremento de 10%
respecto al 2015 (véase Mapa 2.2 y Tabla 2.10).
MAPA 2. 2. CAPACIDAD DE ENLACES ENTRE LAS 53 REGIONES DE TRANSMISIÓN DEL SEN 2016
Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
58

TABLA 2. 10. CAPACIDAD DE TRANSMISIÓN POR REGIÓN DE CONTROL
(MW)
Región de Control
Capacidad
2015
Capacidad
2016
Central 11,100 11,400
Oriental 15,460 16,550
Occidental 12,450 12,450
Noroeste 5,520 6,060
Norte 4,060 4,110
Noreste 18,150 18,670
Peninsular 2,954 3,210
Baja California 1,433 1,488
Baja California Sur* 270 270
SIN 69,694 72,450
SEN 71,397 74,208
*Sistema La Paz (la región Mulegé es un sistema aislado por lo que no cuenta con enlaces).
Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
Respecto a la longitud total de las líneas de transmisión, hubo un decremento entre 2015 y 2016 de 260 km,
registrando al cierre del 2016: 104,133 km, de los cuales el 98.3% pertenecieron a CFE 23 y el restante 1.7%,
a la extinta LyFC.
Las líneas de transmisión de 161 a 400 kV concentraron el 50% del total, equivalente a 52,061 km, mientras
que las líneas de transmisión de 69 a 138 kV, concentraron el 48.3% (50,330 km). El 1.7% restante,
correspondió a otras líneas de transmisión con niveles de tensión de 400 y 230 kV.
Por su parte, la línea de transmisión con nivel de tensión de 115 kV, concentró el 44.5% del total, las de 230 y
400 kV, concentraron 26.1% y 23.4% respectivamente (véase Figura 2.24).
23
La Subdirección de Transmisión (S.T.) de la CFE reporta las líneas de 400, 230 y 161 kV y en particular de acuerdo a
convenio, líneas que atiende menores a 161 kV de longitud pequeña.
59

FIGURA 2. 24. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN 2016
(Kilómetros)
400 kV
0.2%
230 kV
44.5%
161 kV
1.1%
0.5%
2.6%
138 kV
115 kV
26.1%
23.4%
0.4%
1.3%
85 kV
69 kV
400 kV*
230 kV*
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de la CFE.
Los estados de Sonora, Veracruz y Chihuahua concentraron el 8.6%, 8.4% y 7.9% respectivamente, de la red
troncal 24 , esto gracias a que cuentan con una gran extensión territorial lo que les permite tener una mayor
longitud de la red de transmisión. Por el contrario, los estados de Baja California Sur y Colima presentaron la
menor participación con 0.7% cada una (véase Tabla 2.11).
24
Líneas con nivel de tensión de 400 y 230 kV.
60

TABLA 2. 11. RESUMEN DE KILÓMETROS DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR ENTIDAD FEDERATIVA
2016
(Kilómetros)
No.
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de la CFE.
Entidad
Federativa
Categoría
400 kV 230 kV
Total
(km)
1 Aguascalientes 281 421 701
2 Baja California - 997 997
3 Baja California Sur - 375 375
4 Campeche 728 566 1,294
5 Ciudad de México 164 432 596
6 Coahuila 1,820 1,033 2,853
7 Colima 215 174 389
8 Chiapas 1,121 323 1,444
9 Chihuahua 214 4,013 4,227
10 Durango 189 886 1,075
11 Guanajuato 531 1,022 1,553
12 Guerrero 293 1,178 1,471
13 Hidalgo 655 695 1,350
14 Jalisco 1,802 1,064 2,866
15 Estado de México 1,073 1,063 2,135
16 Michoacán 985 613 1,598
17 Morelos 218 262 479
18 Nayarit 661 197 858
19 Nuevo León 1,794 448 2,243
20 Oaxaca 834 1,052 1,886
21 Puebla 1,672 339 2,011
22 Querétaro 376 308 684
23 Quintana Roo 154 519 673
24 San Luis Potosí 1,211 664 1,875
25 Sinaloa 1,440 1,572 3,011
26 Sonora - 4,557 4,557
27 Tabasco 303 668 971
28 Tamaulipas 1,258 565 1,823
29 Tlaxcala 197 290 487
30 Veracruz 3,366 1,104 4,470
31 Yucatán 569 758 1,327
32 Zacatecas 592 410 1,002
Total 24,714 28,566 53,280
61

Distribución
Respecto a la RGD 25 que se integra por las reden en media tensión 26 y las redes de baja tensión 27 , ofrece
servicio a 40.7 millones de usuarios, con una cantidad de 1,446, 529 piezas de transformadores de distribución
y con una capacidad total de 53, 528 MVA.
En 2016 se registró un incremento de 0.6% en su longitud, 4,967 km adicional al 2015, para ubicarse en los
779,119 km. De esta red el 93.7% correspondió a Distribución de CFE y el restante a Otras 28 (véase Tabla
2.12).
TABLA 2. 12. LÍNEAS DE DISTRIBUCIÓN
(Kilómetros)
Líneas de Distribución Longitud 2015 Longitud 2016
Distribución CFE 774,152 779,119
Nivel de Tensión 34.5 kV 79,413 80,013
Nivel de Tensión 23 kV 62,755 65,047
Nivel de Tensión 13.8 kV 312,757 317,118
Nivel de Tensión 6.6 kV 162 127
Nivel de Tensión 2.4 kV 6 9
Nivel de Tensión baja 319,065 316,805
Otras 52,334 51,969
Total 826,486 831,087
Fuente: Elaborado por la SENER con datos de CFE Distribución.
Interconexiones fronterizas
Con la finalidad de comercializar electricidad con otros países, el SEN está interconectado a diferentes niveles
de tensión con Estados Unidos de América, Belice y Guatemala. Estas interconexiones se dividen en las de uso
permanente y las que se utilizan en situación de emergencia; éstas últimas se caracterizan por no operar
permanentemente puesto que, técnicamente, no es posible unir sistemas grandes con líneas pequeñas, debido
al riesgo de inestabilidades en el sistema eléctrico, en detrimento de ambos países (véase Cuadro 2.1).
CUADRO 2. 1. INTERCONEXIONES CON NORTEAMÉRICA
Ribereña - Ascárate
ANAPRA – Diablo
Ojinaga - Presidio
Fuente: Elaborado por la SENER.
De emergencia
Matamoros – Brownsville
Matamoros - Military
Tijuana – Miguel
Permanentes
La Rosita – Imperial Valley
Piedras Negras – Eagle Pass
Nuevo Laredo – Laredo
Cumbres F. – Planta Frontera
Cumbres F. - Railroad
25
La Red General de Distribución se utiliza para transportar energía eléctrica al público en general.
26
Redes en media tensión cuyo suministro está en niveles mayores a 1 kV o menores a 35 kV.
27
Red de baja tensión cuyo suministro se da a niveles iguales o menores de 1 kV.
28
CFE Distribución, reporta líneas que atiende a 138, 115, 85 y 68kV.
62

Como se muestra en el Mapa 2.3, en la frontera sur una interconexión se localiza en Quintana Roo y se enlaza
con Belice, y la otra se ubica en el estado de Chiapas y se enlaza con Guatemala, estas son:
Xul Ha – West
Tapachula – Los Brillantes
MAPA 2. 3. INTERCONEXIONES TRANSFRONTERIZAS
Fuente: Elaborado por la SENER con datos del CENACE.
63

2.5. Comercio de Energía Eléctrica
En 2016, la balanza comercial de energía eléctrica, presentó un decremento de 265.2 GWh en comparación
con 2015. El nivel de exportaciones se redujo de -15.2%, ubicándose en 1,967.6 GWh, asociado a una menor
exportación en hacia Estados Unidos y Belice. Por otro lado, las importaciones se incrementaron en los estados
colindantes con Estados Unidos y con Guatemala (véase Tabla 2.13).
TABLA 2. 13. COMERCIO EXTERIOR DE ENERGÍA ELÉCTRICA
(GWh)
Concepto 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Energía
eléctrica
exportada
Estados
Unidos
1,299.5 1,451.4 1,452.4 1,249.1 1,348.3 1,292.5 1,116.7 1,240.1 2,652.7 2,320.4 1,967.6
1,088.3 1,223.9 1,201.5 1,010.8 840.1 617.9 648.3 801.7 1,910.9 1,704.2 1,353.6
Belice 209.2 225.2 248.3 216.2 159.6 170.2 237.8 233.9 233.2 255.0 197.9
Guatemala
Energía
eléctrica
importada
Estados
Unidos
2.0 2.3 2.6 22.1 348.6 504.3 230.7 204.4 508.7 361.2 416.1
522.7 277.4 350.6 345.6 397.1 596.0 2,176.6 1,209.8 2,124.0 1,650.0 2,232.7
522.7 277.4 350.6 345.6 397.1 593.1 2,149.3 1,180.8 2,119.0 1,629.6 2,184.4
Guatemala
Balanza
comercial
N/D N/D N/D N/D N/D 2.9 27.3 28.9 5.0 20.4 48.4
776.8 1,173.9 1,101.8 903.5 951.3 696.5 -1,059.9 30.3 528.7 670.4 -265.2
Fuente: Sistema de Información Energética con información de CFE y CENACE.
64

3. Prospectiva del Sector Eléctrico
Desde diciembre de 2013, México se encuentra en una profunda reestructuración de su modelo energético.
Con los resultados de las tres primeras subastas, el Sector Eléctrico está transitando a un sector modernizado,
con visión global y totalmente dinámico, que hoy en día sigue impulsando a la economía nacional.
La industria eléctrica busca promover el desarrollo sustentable, garantizando siempre la operación continua,
eficiente y segura. De este modo, ante las crecientes necesidades de suministro de energía eléctrica, el SEN a
través del Mercado Eléctrico mayorista, requiere de un modelo de libre competencia donde se garantice la
transparencia e incentive la participación de inversionistas privados y de las empresas productivas del estado.
Así, ante el compromiso de la SENER de diseñar y llevara a cabo la política energética y la planeación del SEN,
surgen diversos instrumentos como la Prospectiva del Sector Eléctrico, que al tomar como referencia los
Programas Indicativos para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE), el Programa de Ampliación
y Modernización de la Red Nacional de Transmisión y el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes
Generales de Distribución, muestran los resultados de planeación indicativa publicados en el PRODESEN 2017-
2031 a un horizonte de 15 años.
3.1. Supuestos del Escenario de Planeación
El nuevo modelo del Sector Eléctrico Mexicano debe brindar nuevas oportunidades a la inversión y la promoción
del crecimiento económico. Para ello, se debe garantizar el desarrollo de un mercado eléctrico que permita el
suministro confiable de electricidad, a través de precios transparentes acordes a la realidad mundial, de ahí la
importancia de comprender el entorno internacional en el que se encuentra este sector.
En el siguiente apartado se describen, además del entorno internacional, los principales insumos considerados
en la planeación del sector eléctrico, como son los pronósticos macroeconómicos entre los cuales se describe
el crecimiento esperado de la economía, la población, el tipo de cambios y los pronósticos de los precios de los
combustibles. Por otra parte, los compromisos adquiridos por México para disminuir las emisiones de gases de
efecto invernadero (GEI), son una de las variables condicionantes en la planeación futura del SEN.
3.1.1. Entorno Internacional
Según cifras de BP Statistical Review of World Energy June 2017 29 , en 2016 la generación de energía eléctrica
a nivel mundial se incrementó 2.5% respecto al 2015 para ubicarse en 24,816.4 TWh. Este crecimiento se
debió en gran medida por un crecimiento más rápido de los países que no pertenecen a la Organización para
la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), destacando la región de Asia Pacifico como se muestra en
la Figura 3.1.
29
Para mayor detalle consulte el siguiente link:
https://www.bp.com/content/dam/bp/en/corporate/pdf/energy-economics/statistical-review-2017/bp-statisticalreview-of-world-energy-2017-full-report.pdf
65

FIGURA 3. 1. GENERACIÓN ELÉCTRICA MUNDIAL Y POR REGIONES
(TWh)
21,562
22,242
22,797
23,403 23,844 24,216
24,816
20,019 20,421 20,261
19,132
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Africa
Oriente
Medio
Centro y
Sudamérica
Norteaméri
ca
Europa y
Eurasia
Asia
Pacifico
Total
Mundial
Fuente: Elaborado por SENER con información de BP Statistical Review of World Energy
Hoy en día, los mercados mundiales de energía eléctrica se encuentran en un proceso de transición, donde se
ha incrementado la participación de las energías renovables para la producción de energía eléctrica, destacando
las energías solar y eólica, que incrementaron exponencialmente su capacidad de generación eléctrica en
33.2% y 12.0% respectivamente, entre 2015 y 2016 (véase Figura 3.2).
FIGURA 3. 2. CAPACIDAD MUNDIAL DE ENERGÍA SOLAR Y EÓLICA
(MW)
5,762
74,008
8,323
94,189
14,927
120,747
23,018
151,888
39,430
183,872
70,182
224,250
98,803
271,817
137,005
304,615
177,147
352,831
226,380
418,745
301,473
468,989
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Eólica
Solar Fotovoltaica
Fuente: Elaborado por SENER con información de BP Statistical Review of World Energy.
3.1.2. Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional
La Prospectiva del Sector Eléctrico, toma como insumo principal el ejercicio de planeación indicativa publicado
en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) 2017-2031. Éste tiene como
principales objetivos: Garantizar la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del SEN; Fomentar
la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica, así como la seguridad energética nacional;
Promover la instalación de los recursos suficientes para satisfacer la demanda en el SEN y Cumplir con los
objetivos de energías limpias; Prever la infraestructura necesaria para asegurar la confiabilidad del SEN e
Incentivar una expansión eficiente de la generación, considerando los criterios de calidad, confiabilidad,
66

continuidad y seguridad de la red, que minimice los costos de prestación del servicio, reduciendo los costos de
congestión. Cabe mencionar que el SEN está integrado por 10 regiones de control, de las cuales 7 se
encuentran interconectadas y conforman el SIN, mientras que las 3 regiones restantes se encuentran aisladas
(Baja California, Baja California Sur y Mulegé).
Por otra parte, el PRODESEN contiene la planeación de la infraestructura eléctrica para los próximos 15 años,
resultado de la coordinación del Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas (PIIRCE)
con los Programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales
de Distribución 30 .
El PIIRCE por su parte, contiene la proyección a 15 de años de la nueva capacidad de generación por tipo de
tecnología y ubicación geográfica de las nuevas centrales eléctricas, así como las unidades o centrales
notificadas por los generadores para su retiro 31 .
3.1.3. Pronósticos macroeconómicos
Conocer los pronósticos macroeconómicos permite identificar el comportamiento esperado de las variables
que determinan la demanda y consumo de energía eléctrica, como son el crecimiento poblacional, el
crecimiento económico, el tipo de cambio, entre otras variables. Una vez estimada la demanda y el consumo
de energía eléctrica, se puede determinar la infraestructura eléctrica que satisface los requerimientos de
energía de la población, en un período de planeación de 15 años.
Producto Interno Bruto
Para el período comprendido entre 2017 y 2031, se proyectaron tres escenarios de crecimiento del Producto
Interno Bruto (PIB) tomando como referencia los Criterios Generales de Política Económica 2017 publicados
por SHCP. En el escenario base, principal escenario de referencia, se espera un crecimiento medio anual de
2.9%, para los siguientes 15 años 32 (véase Figura 3.3).
FIGURA 3. 3. PRONÓSTICOS DEL PIB 2016-2031
(Variación anual)
5%
4%
4%
3%
3%
2%
2%
1%
1%
0%
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
PIB Esc. Alto PIB Esc. Base PIB Esc. Bajo
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI y Oxford Economics
30
Para mayor detalle consulte: http://www.cenace.gob.mx/paginas/publicas/Planeacion/ProgramaRNT.aspx
31
Artículo 18 de la LIE.
32
Los pronósticos del PIB se estiman anualmente en el último trimestre del año anterior, por lo que para este ejercicio el
año 2016 es estimado.
67

Población
En 2016 la cifra de población registró 122.3 millones de personas en México. Para el período de planeación de
2017-2031, se espera que haya un crecimiento medio anual de 0.8% para ubicarse en 138.4 millones de
personas al cierre del período (véase Figura 3.4).
FIGURA 3. 4. PRONÓSTICO DE CRECIMIENTO DE LA POBLACIÓN EN MÉXICO, 2017-2031
(Millones de Personas)
140
Tmca 0.8%
135
130
125
120
115
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI.
Tipo de cambio
Al cierre de 2016 el tipo de cambio se ubicó en 18.3 pesos por dólar y se espera que entre 2017 y 2031
presente un crecimiento medio anual de 1.1%, para ubicarse en 21.8 pesos por dólar. Esta variable tiene su
principal impacto en los pronósticos de los precios internacionales de los combustibles para el sector eléctrico,
de ahí la importancia de analizar su tendencia como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 3. 5. PRONÓSTICO DEL TIPO DE CAMBIO 2017-2031
(Dólar-Pesos)
22
22
21
21
20
20
19
19
18
18
17
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Fuente: Elaborado por SENER con información de INEGI y Oxford Economics.
68

3.1.4. Pronósticos de los precios de combustibles
Los pronósticos de los precios de combustibles es otra de las variables fundamentales para la estimación de la
demanda y el consumo de energía eléctrica, y se ajustan anualmente tomando en cuenta las proyecciones de
los precios de referencias internacionales y nacionales. Para el ejercicio de planeación 2017-2031, se
elaboraron 3 escenarios de pronósticos de combustibles, como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 3. 6. ESCENARIOS DE PRONÓSTICOS DE PRECIOS DE COMBUSTIBLES 2017-2031
(Índice Base 2016 = 100)
1/ TMCA: Tasa media de crecimiento anual con año base 2016.
Fuente: Elaborado por SENER, con información del PRODESEN 2017-2031.
3.1.5. Objetivos de energías limpias y Potenciales de Energías Renovables
A través de la LTE se busca incrementar de forma gradual la participación de las energías limpias en la industria
eléctrica con el objetivo de cumplir las metas establecidas en materia de generación de energías limpias y de
reducción de emisiones. Para lograr la meta de una participación mínima de energías limpias del 25% en el
2018, 30% en 2021 y 35% para 2024, se debe de considerar el potencial que existe de los recursos
renovables con los que se cuenta hoy en día para poder aprovecharlos al máximo, y desarrollar los proyectos
que son técnica y económicamente más viables para la planeación a futuro del SEN (véase Figura 3.7).
FIGURA 3. 7. TRAYECTORIA DE LAS METAS DE ENERGÍAS LIMPIAS 2017-2031
69

(Porcentaje)
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
2022
2021
2020
2019
2018
2017
38.2%
37.7%
37.3%
36.8%
36.4%
35.9%
35%
35.0%
33.3%
32%
30.0%
28.3%
27%
25.0%
22.7%
Fuente: Elaborado por la SENER con información de la LTE.
Los potenciales de energías limpias permiten a los inversionistas ubicar zonas donde puedan llevar a cabo el
desarrollo de proyectos de generación limpia, que contribuyan a la diversificación de la matriz energética, como
se describe a continuación:
Tecnología
Bioenergía 1,500
Cogeneración Eficiente 7,045
Eólica 12,000
Geotérmica 1,932
Hidroeléctrica 8,763
Solar Fotovoltaica 8,000
CUADRO 3. 1. POTENCIAL DE ENERGÍAS LIMPIAS
Potencial
Disponible
Tipo
Fuente
(MW)
Referente al potencial
económicamente competitivo.
Referente al potencial nacional en
un escenario medio.
Referente conservador del
potencial nacional.
De acuerdo a la expectativas de
crecimiento de la geotermia.
De acuerdo con el potencial
probable y un factor de planta del
30%.
De acuerdo con el potencial
técnicamente viable.
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables en
México: Biomasa (SENER, 2012).
http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura
/estudios-energias-renovables.html
Estudio sobre Cogeneración en el Sector Industrial en
México (SENER, 2009).
http://www.cogeneramexico.org.mx/documentos.php
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables en
México: Eólica (SENER, 2012).
http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura
/estudios-energias-renovables.html
El potencial eólico mexicano: Oportunidades y retos en
el nuevo sector eléctrico (Asociación Mexicana de
Energía Eólica - AMDEE - y PWc; 2014).
http://www.amdee.org/amdee-estudios
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029
http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivasdel-sector-energetico
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029
http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivasdel-sector-energetico
Iniciativa para el Desarrollo de las Energías Renovables en
México: Solar FV (SENER, 2012).
http://www.pwc.com/mx/es/industrias/infraestructura
/estudios-energias-renovables.html
Prospectiva de Energías Renovables 2015-2029.
http://www.gob.mx/sener/documentos/prospectivasdel-sector-energetico
70

3.2. Comportamiento esperado de la demanda y el consumo de
energía eléctrica
CENACE tiene la atribución 33 para estimar la demanda y consumo de energía eléctrica de los centros de carga
para fines del despacho y operación del SEN. De modo que para determinar las trayectorias de largo plazo de
la demanda y del consumo de energía eléctrica 34 , considera los pronósticos de largo plazo de la economía del
país y los pronósticos de los precios de combustibles. Conocer el comportamiento futuro de la demanda y el
consumo de energía eléctrica a largo plazo en el territorio nacional, permite optimizar el uso de la capacidad
instalada con que se cuenta y planear, estratégicamente, nuevos proyectos que garanticen el suministro de
energía eléctrica y mantengan la estabilidad del SEN de manera eficiente y sustentable.
3.2.1. Demanda Máxima
La demanda máxima bruta es la potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de transmisión y los usos propios de las centrales generadoras.
Con base en las estimaciones de demanda se proyecta un crecimiento anual medio para el escenario de
planeación de 3.0% en los próximos 15 años (véase Figura 3.8).
FIGURA 3. 8. CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL SIN 2017-2031
(Porcentaje)
4.2
Escenario Bajo Planeación Alto
Tmca (%) 2.5 3.0 3.7
4.0
3.8
3.6
3.4
3.2
3.0
2.8
2.6
2.4
2.2
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
33
Artículo Décimo Tercero Transitorio de la LIE.
34
La demanda de energía eléctrica se define como el requerimiento instantáneo a un sistema eléctrico de potencia,
normalmente expresado en MW o kW. Por su parte, el consumo de energía eléctrica es la Potencia eléctrica utilizada
por toda o por una parte de una instalación de utilización durante un período determinado de tiempo
71

Las regiones de Baja California Sur y Peninsular registran los crecimientos medios anuales más altos esperados
para el período de proyección 2017-2031, con 3.9% y 3.8% respectivamente, como se muestra en la siguiente
figura.
FIGURA 3. 9. CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DE LA DEMANDA MÁXIMA DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR
REGIÓN DE CONTROL
(Porcentaje)
2.8%
7
3.9%
8
3.3%
4
3.0%
5
3.1%
Sistema Interconectado
Nacional
Evolución histórica
2006-2016
2.3%
Crecimiento esperado
2017-2031
3.0%
6
3.3%
1 Central
2 Oriental
3 Occidental
4 Noroeste
5 Norte
6 Noreste
7 Baja California
8 Baja California Sur
9 Peninsular
3
2.0%
1
2.8%
2
3.8%
9
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
Para el 2017 el SIN presenta un pronóstico de 42,243 MWh/h y se espera alcanzar la cifra de 63,318 MWh/h
al cierre del 2031. Como se muestra en el Tabla 3.1, las regiones Occidental y Noreste registran los valores
más altos esperados para la demanda máxima integrada del SIN.
La demanda integrada es la suma de todas las demandas y se registra en los puntos más altos cuando, por
ejemplo, por efecto de las altas temperaturas en temporada de verano, algunos estados del norte del país
requieren más energía por la utilización de equipos de aire acondicionado. Otro caso de altas demandas se da
en el centro del país por la actividad residencial en el uso constante de iluminación y calefacción, o por la intensa
actividad industrial. La demanda instantánea es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica en
un instante dado para responder a las condiciones de demanda máxima integrada; se espera que, entre el
período de 2017 y 2031, esta demanda se ubique en las 17:00 horas en verano y, para invierno, en las 23:00
horas (véase Tabla 3.2).
72

TABLA 3. 1. PRONÓSTICOS DE LA DEMANDA MÁXIMA INTEGRADA POR REGIÓN DE CONTROL,
ESCENARIO DE PLANEACIÓN 2017-2031
(MWh/h)
Región 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Central 8,666 8,840 9,029 9,229 9,415 9,604 9,797 9,999 10,209 10,419 10,639 10,868 11,100 11,336 11,575
Oriental 7,320 7,529 7,741 7,966 8,190 8,427 8,670 8,928 9,182 9,430 9,680 9,941 10,212 10,485 10,771
Occidental 9,632 9,941 10,272 10,622 10,984 11,364 11,755 12,151 12,565 12,984 13,410 13,833 14,264 14,702 15,153
Noroeste 4,520 4,699 4,866 5,036 5,199 5,364 5,541 5,728 5,903 6,090 6,273 6,461 6,658 6,858 7,061
Norte 4,405 4,541 4,690 4,841 4,990 5,145 5,296 5,452 5,604 5,765 5,925 6,093 6,264 6,429 6,597
Noreste 9,023 9,310 9,615 9,927 10,250 10,581 10,920 11,263 11,613 11,970 12,339 12,707 13,091 13,475 13,860
Peninsular 1,954 2,015 2,084 2,165 2,250 2,336 2,425 2,518 2,613 2,714 2,819 2,929 3,045 3,165 3,289
Baja
California
Baja
California
Sur
2,702 2,787 2,868 2,951 3,036 3,125 3,216 3,309 3,401 3,495 3,590 3,692 3,787 3,888 3,981
458 475 493 512 533 555 578 600 625 650 675 702 730 759 787
Mulegé 29 30 31 33 34 35 36 38 39 41 42 44 45 47 49
SIN 42,243 43,499 44,816 46,165 47,573 49,000 50,464 51,944 53,500 55,056 56,643 58,225 59,923 61,603 63,318
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
TABLA 3. 2. DEMANDAS INTEGRADAS E INSTANTÁNEAS DEL SIN POR ESCENARIO DE ESTUDIO
2017-2031
(MWh/h)
Año
Máxima de Verano
(17:00 hrs)
Máxima Nocturna
de Verano (23:00
hrs)
Mínima de Invierno
(04:00 hrs)
Media de Invierno
(14:00 hrs) 1/
Media de Invierno
(14:00 hrs) 2/
Máxima de
Invierno (20:00
hrs)
Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea Integrada Instantánea
2017 42,243 43,591 40,466 41,483 27,133 27,459 33,910 34,740 27,746 28,423 35,915 36,777
2018 43,499 44,812 41,666 42,712 27,917 28,253 34,893 35,748 28,544 29,242 36,949 37,837
2019 44,816 46,233 42,923 44,001 28,753 29,099 35,936 36,818 29,393 30,113 38,043 38,959
2020 46,165 47,626 44,198 45,307 29,468 29,824 36,937 37,845 30,132 30,871 39,124 40,067
2021 47,573 49,080 45,555 46,698 30,479 30,848 38,110 39,049 31,150 31,916 40,331 41,305
2022 51,946 53,556 49,850 51,082 33,069 33,478 41,181 42,185 33,574 34,391 43,554 44,597
2023 53,500 55,160 51,339 52,606 34,046 34,468 42,401 43,437 34,562 35,404 44,833 45,909
2024 55,071 56,782 52,828 54,132 34,873 35,306 43,553 44,619 35,408 36,273 46,075 47,182
2025 56,726 58,495 54,427 55,770 36,051 36,500 44,922 46,023 36,593 37,488 47,487 48,630
2026 58,381 60,203 56,008 57,390 37,092 37,554 46,222 47,355 37,646 38,567 48,850 50,027
2027 60,069 61,944 57,620 59,041 38,157 38,633 47,550 48,718 38,723 39,672 50,242 51,454
2028 61,752 62,471 59,214 60,675 39,049 39,538 48,793 49,992 39,638 40,611 51,581 52,827
2029 63,555 65,542 60,954 62,457 40,325 40,830 50,275 51,512 40,920 41,925 53,109 54,393
2030 65,343 67,387 62,665 64,210 41,443 41,963 51,675 52,948 42,053 43,086 54,581 55,902
2031 67,160 69,261 64,405 65,992 42,573 43,108 53,095 54,405 43,200 44,263 56,076 57,435
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
73

3.2.2. Consumo Bruto
Los pronósticos de consumo de energía eléctrica se obtienen mediante la agregación de variables que
determinan dicho consumo, como son: las demandas horarias y el consumo nacional por región de control,
ahorros de electricidad, la reducción de pérdidas eléctricas, el balance nacional y regional de energía eléctrica,
los diagnósticos de la operación real por región de control y la información del desarrollo de mercado
(distribución). Utilizando métodos de suavización de series de tiempo y modelos de regresión lineal, se hace la
proyección del consumo de energía eléctrica por regiones de control y del SEN 35 .
Bajo el escenario de planeación en el SEN se espera que para el período de proyección, el consumo bruto de
energía eléctrica tenga un crecimiento medio anual de 2.9% (véase Figura 3.10), pasando de 306,230 GWh
en 2017 a 457,561 GWh en 2031, lo que equivale un crecimiento de aproximadamente 151,331 GWh.
FIGURA 3. 10. CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DEL CONSUMO BRUTO DEL SEN 2017-2031
(Porcentaje)
Escenario Bajo Planeación Alto
Tmca (%) 2.4 2.9 3.6
3.8
3.4
3.0
2.6
2.2
1.8
1.4
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
Las regiones de Baja California Sur y Peninsular presentan los pronósticos de crecimiento medio más altos, con
3.8% cada uno, mientras que la región central el menor crecimiento con 2.1% como se muestra en la Figura
3.11 y la Tabla 3.3.
35
Para mayor detalle véase “Metodología para la elaboración del pronóstico de consumo de energía eléctrica 2017-2031
en el PRODESEN 2017-2031 (Pág. 59)
74

FIGURA 3. 11. CRECIMIENTO MEDIO ANUAL DEL CONSUMO BRUTO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR
REGIÓN DE CONTROL
(Porcentaje)
2.8%
7
Sistema Eléctrico Nacional
3.2%
3.8%
8
4
2.9%
5
3.1%
Evolución histórica
2006-2016
2.3%
Crecimiento esperado
2017-2031
2.9%
6
3.2%
1 Central
2 Oriental
3 Occidental
4 Noroeste
5 Norte
6 Noreste
7 Baja California
8 Baja California Sur
9 Peninsular
3
2.1%
1
2.7%
2
3.8%
9
Fuente: Elaborado por SENER con Información de PRODESEN 2017-2031.
TABLA 3. 3. PRONÓSTICOS DEL CONSUMO BRUTO POR REGIÓN DE CONTROL, 2017-2031
(GWh)
Región 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Central 60,093 61,301 62,605 63,971 65,255 66,563 67,897 69,268 70,720 72,171 73,697 75,252 76,849 78,487 80,139
Oriental 48,791 50,111 51,521 52,954 54,402 55,933 57,505 59,132 60,739 62,353 64,003 65,682 67,414 69,163 70,951
Occidental 65,125 67,219 69,457 71,812 74,256 76,831 79,468 82,137 84,934 87,768 90,651 93,495 96,410 99,369 102,416
Noroeste 23,959 24,910 25,797 26,692 27,558 28,430 29,367 30,359 31,282 32,272 33,244 34,238 35,278 36,335 37,411
Norte 25,335 26,119 26,975 27,829 28,696 29,586 30,455 31,331 32,216 33,138 34,059 35,004 35,968 36,918 37,884
Noreste 53,771 55,483 57,300 59,129 61,064 63,041 65,061 67,069 69,166 71,296 73,493 75,723 77,968 80,260 82,550
Peninsular 12,573 12,969 13,415 13,931 14,477 15,028 15,600 16,199 16,809 17,461 18,133 18,840 19,589 20,358 21,155
Baja
California
Baja
California
Sur
13,797 14,228 14,646 15,071 15,504 15,957 16,422 16,899 17,379 17,859 18,347 18,856 19,352 19,869 20,346
2,625 2,716 2,816 2,920 3,035 3,157 3,281 3,410 3,543 3,681 3,823 3,971 4,124 4,281 4,438
Mulegé 161 168 174 181 188 195 202 210 217 226 234 243 252 261 271
SIN 289,647 298,111 307,070 316,319 325,709 335,413 345,353 355,496 365,865 376,458 387,280 398,234 409,477 420,889 432,507
SEN
306,230 315,222 324,706 334,490 344,436 354,721 365,259 376,015 387,005 398,224 409,685 421,304 433,206 445,301 457,561
Fuente: Elaborado por SENER con Información de CENACE.
75

Por porcentaje de participación dentro del consumo bruto de energía eléctrica, tanto en el 2016 como en el
2031, la región Occidental concentrará la mayor participación y Mulegé la menor (véase Figura 3.12).
FIGURA 3. 12. COMPARATIVO DE LA PARTICIPACIÓN EN EL CONSUMO BRUTO ENTRE 2016 Y 2031
DE LAS DISTINTAS REGIONES DE CONTROL
(Porcentaje)
Noroeste
8.3%
Norte
8.7%
Noreste
18.5%
Baja
California
4.8%
2016
Occidental
22.4%
Baja
California
Sur
0.9%
Peninsular
4.3%
Oriental
16.9%
Central
20.9%
Mulegé
0.1%
Noroeste
8.6%
Norte
8.8% Noreste
19.1%
Baja
California
4.7%
2031
Baja
California
Sur
1.0%
Peninsular
4.8%
Occidental
23.6%
Oriental
16.4%
Central
18.6%
Mulegé
0.1%
Fuente: Elaborado por SENER con información de CENACE.
76

3.3. Expansión del Sistema Eléctrico Nacional
Para responder a las crecientes demandas de energía eléctrica y cumplir los objetivos de energías limpias 36 , es
necesario llevar a cabo una política energética, que dentro del marco constitucional vigente, garantice el
suministro competitivo, suficiente, de alta calidad, económicamente viable y ambientalmente sustentable para
el desarrollo óptimo de la sociedad. La planeación indicativa presentada en este documento promueve la
diversificación de la matriz energética para transitar al mayor uso de energías limpias, mediante el incremento
de forma estratégica de la infraestructura que permitan lograr este objetivo.
En el siguiente apartado, se identificarán las necesidades que requiere el país en nueva capacidad a instalar de
generación eléctrica, así como de los requerimientos de ampliación de las redes de transmisión y distribución
que satisfagan el potencial de generación disponible y futuro.
3.3.1. Capacidad de Generación Eléctrica
Tomando como referencia el PIIRCE para la planeación del SEN, se considera nueva capacidad de generación
por tipo de tecnología y ubicación geográfica de las nuevas centrales eléctricas, así como las unidades o
centrales eléctricas notificadas por los generadores para su retiro. Por otra parte, el PIIRCE mediante la
utilización de un modelo de optimización cuyo objetivo es resolver el problema de expansión de la capacidad
de generación, permite conocer el tipo, tamaño y ubicación de las centrales eléctricas que deben instalarse y
su fecha de entrada de operación, además de la ampliación de la transmisión que garantice la integración de la
nueva generación eléctrica al mínimo costo de expansión para el sistema 37 .
Una de las consideraciones por las cuales la planeación del SEN debe de ser mínimo de 15 años, es para
considerar el tiempo estimado para la realización de los proyectos y la vida útil de los mismos. Esto se debe a
la propia naturaleza del sector eléctrico, ya que los proyectos presentan largos periodos de maduración, por lo
cual las decisiones de inversión en las obras de expansión del SEN se toman con varios años de anticipación.
Desde la fecha de inicio del concurso para la construcción de una nueva central generadora hasta su entrada
en operación comercial, transcurren aproximadamente de cuatro a siete años, mientras los proyectos de
transmisión de tres a cinco años al periodo previo a la entrada en su operación. Adicionalmente, para llevar a
cabo la formulación, evaluación y autorización de los proyectos, el tiempo mínimo requerido es de un año.
Adiciones de capacidad de generación eléctrica
Se estima que entre 2017 y 2031se adicionen 55,840 MW de capacidad de generación eléctrica, de los cuales
37.4% corresponderán a tecnologías convencionales (20,876 MW) y 62.6% a tecnologías limpias (34,964
MW). Cabe destacar, que del total de adiciones de capacidad, las dos principales tecnologías con mayor
aportación al sistema son centrales de ciclo combinado con el 33.9% y 24.2% de centrales eólicas como se
muestra en la Figura 3.13 a continuación.
36
Artículo 13 de la LIE.
37
Para mayor detalle consulte “Metodología de planeación de Largo Plazo de la Generación”, PRODESEN 2017-2031,
apartado 4.3.
77

FIGURA 3. 13. PARTICIPACIÓN EN LA CAPACIDAD ADICIONAL POR TIPO DE TECNOLOGÍA, 2017-
2031
(Porcentaje)
Hidroeléctrica
3.0%
Nucleoeléctrica
7.3%
Geotérmica
2.3%
Bioenergía
2.4%
Cogeneración
Eficiente
9.6%
Ciclo combinado
33.9%
Solar Fotovoltaica
y Termosolar
13.8%
Eólica
24.2%
TC, CI, TG,
Carboeléctrica
3.4%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA 3. 14. EVOLUCIÓN DE LAS ADICIONES DE CAPACIDAD POR TECNOLOGÍA 2017-2031
(MW)
7,761
5,885
5,492
2,677
4,011
1,770
1,251
3,078
4,176
3,399
3,869
2,696
4,577
2,350
2,849
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente Bioenergía Termosolar
Solar Fotovoltaica Geotérmica Eólica Hidroeléctrica
Importación Combustión Interna Turbogás Carboeléctrica
Termoeléctrica Convencional Ciclo Combinado
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
78

Respecto a los proyectos bajo las nuevas modalidades, 27.5% son proyectos genéricos, 26.1% no cuenta con
permiso de generación de energía eléctrica, 19.4% son proyectos con permiso de generación al amparo de la
LIE y el restante 27.0%, corresponde a las adiciones de capacidad con permisos de generación al amparo de la
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), modalidades identificadas anteriormente como:
autoabastecimiento, cogeneración, exportación, pequeña producción y PIE (véase Figura 3.15).
FIGURA 3. 15. PARTICIPACIÓN DE LA CAPACIDAD ADICIONAL POR MODALIDAD 2017-2031
(Porcentaje)
Cogeneración
3.9%
Exportación
0.5%
Pequeña
Producción
5.3%
PIE
4.9%
Genérico
27.5%
Auto
abastecimiento
12.3%
Generación
19.4%
Sin permiso de
generación de
energía eléctrica
26.1%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Del total de capacidad adicional por modalidad y proyecto en el cuadro 3.2 se observa una importante
participación de los proyectos genéricos con tecnologías limpias con 10,664 MW, equivalente al 19.1%.
Respecto a los proyectos con tecnologías convencionales, los que se encuentran sin permiso de generación
eléctrica, concentran el 12.65 del total de la capacidad futura a instalar (véase Cuadro 3.2).
79

CUADRO 3. 2. CAPACIDAD ADICIONAL POR MODALIDAD Y TECNOLOGÍA 2017-2031
(MW)
Concepto
Auto
abastecimiento
Cogeneración Exportación Generación Genérico
Pequeña
Producción
PIE
Sin
permiso de
generación
de energía
eléctrica
Total
Limpia 5,965 2,193 301 5,544 10,664 2,771 0 7,527 34,964
Bioenergía
42
180
1,067
61 1,348
Eólica
3,936
301
2,542 2,728 120 3,870 13,498
Geotérmica
75 25 1,090
30
78
1,298
Hidroeléctrica
735 36
581
162 166
1,681
Nucleoeléctrica
4,081
4,081
Solar
Fotovoltaica 1,176 2,603
150
2,398 1,358
7,685
Termosolar
14
14
Cogeneración
Eficiente 2,193
144 967
2,055
5,359
Convencional 931 0 0 5,277 4,713 171 2,740 7,043 20,876
Carboeléctrica 129 129
Ciclo
Combinado 470 5,136 3,862
60 2,740
18,950
6,681
Combustión
419
Interna 12
21
452
Lecho
Fluidizado 461
461
Termoeléctrica
Convencional 341
341
Turbogás 432
112
544
Total 6,895 2,193 301 10,821 15,377 2,942 2,740 14,570 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Por estatus de cada proyecto de generación eléctrica, el 36.3% se encuentra en construcción o por iniciar obra;
36.1% en proceso de trámites, en autorización o adjudicación; 27.5% corresponde a nuevos proyectos por
desarrollar, y 0.1% han iniciado operaciones o se encuentran en fase de pruebas (véase Cuadro 3.3).
80

CUADRO 3. 3. CAPACIDAD ADICIONAL POR SITUACIÓN DEL PROYECTO Y TECNOLOGÍA 2017-2031
(MW)
Tecnología
En construcción,
por iniciar obras
Adjudicado,
autorizado, en
proceso de
trámites
Por desarrollar
En operación, en
fase de pruebas
Limpia 11,989 12,254 10,664 57 34,964
Bioenergía 202 67 1,067 14 1,348
Eólica 5,313 5,457 2,728 0 13,498
Geotérmica 50 131 1,090 26 1,298
Hidroeléctrica 71 1,028 581 0 1,681
Nucleoeléctrica 0 0 4,081 0 4,081
Solar Fotovoltaica 5,044 2,488 150 3 7,685
Termosolar 14 0 0 0 14
Cogeneración Eficiente 1,296 3,083 967 14 5,359
Convencional 8,286 7,877 4,713 0 20,876
Carboeléctrica 129 0 0 0 129
Ciclo Combinado 7,336 7,752 3,862 0 18,950
Combustión Interna 20 13 419 0 452
Lecho fluidizado 461 0 0 0 461
Termoeléctrica
Convencional
Total
341 0 0 0 341
Turbogás 0 112 432 0 544
Total 20,275 20,131 15,377 57 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
La región Noreste, según lo estimado, concentra el 25.6% de las adiciones de capacidad, equivalente a 14,310
MW y siendo Tamaulipas el principal estado beneficiado con 6,559 MW de nueva capacidad a instalar.
En segunda posición se ubica la región Oriental con el 23.8% (13,273 MW), destacando el estado de Veracruz
con 5,808 MW, que equivale al 10.4% del total y concentrando la mayor cifra de adiciones de capacidad con
tecnologías limpias como bioenergía, cogeneración eficiente, eólica, hidroeléctrica, nuclear y solar.
Las regiones Occidental y Norte, concentraran el 12.7% y 12.1% respectivamente, mientras que Noroeste el
9.7%. Por su parte, las regiones Peninsular, Baja California, Central y Baja California Sur, en conjunto
adicionarán el 16.1% de nueva capacidad (véase Figura 3.16 y Tabla 3.4).
81

FIGURA 3. 16. ADICIONES DE CAPACIDAD POR REGIÓN DE CONTROL, 2017-2031
(MW)
3,093.5
7
5,396.3
935.2
4
6,741.3
Capacidad adicional
2017-2031
55,840 MW
8
5
14,310.5
6
7,119.0
1 Central
2 Oriental
3 Occidental
4 Noroeste
5 Norte
6 Noreste
7 Baja California
8 Baja California Sur
9 Peninsular
3
1
1,419.9
13,273.5
2
3,529.6
9
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
82

TABLA 3. 4. EVOLUCIÓN DE LAS ADICIONES DE CAPACIDAD POR ENTIDAD FEDERATIVA 2017-2031
(MW)
Entidad
Federativa
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 Total
Aguascalientes -
213 396
- - -
50 90
- -
183
- - -
60 991
Baja California
Baja California
Sur
30
8
-
41
66 25
-
-
- - - - -
-
352
1,031 565
-
50 143
30 82 197 43 73 117
301 375 2,695
-
122 956
Campeche
14
- - - - - - - - - - - - - -
14
Chiapas
50 30
- - - -
42 662 136 65
- - - - -
984
Chihuahua
Ciudad de
México
- - 3 -
-
-
121 993 257 389
50 1,010 402 30
80 3,336
8 - - - - - - - - - - - - - -
8
Coahuila
58 800 362 278 641
-
355 99 126
- -
100 300 400
-
3,518
Durango
31 234
-
30
-
23 50
-
175
-
30 983
- -
121 1,676
Estado de
México
-
660
- -
111
-
100 84
- - - - - -
226 1,181
Guanajuato
24 367 30 180 50
-
50
-
30
-
40
-
30
- -
801
Guerrero - - - - - -
50
- 4 -
230
- - - -
284
Hidalgo
99
- - -
55 25
- - - - - - - -
30 209
Jalisco
103 176 64 922 53
-
100 56 185 80 420 62 100 24 10 2,355
Michoacán -
25
- - - - - - - - -
56
- -
100 181
Morelos - -
70
- - - - - - - - - - - -
70
Nayarit - - - - -
25 43 60
- -
231
- - - -
358
Nuevo León
12 920 1,199
- -
90 50 82
-
267 380 998 240 140
-
4,377
Oaxaca
65 410 252 878
- - -
10 825 653 300 150 818
- -
4,361
Puebla
28
-
300
- - -
104
-
57 53
-
50
- - -
592
Querétaro
63 30
- - - -
50
- - - - - - - -
143
Quintana Roo - - -
60
- -
50
-
169
- - - - - -
279
San Luis Potosí 8
30 300 335 94
- -
250 772 1,013 30
- - -
350 3,182
Sinaloa - - 1,627
-
50
-
80
- - - - -
834
- -
2,591
Sonora
896 989 425 527 30
-
150 83
- - - -
104
- -
3,204
Tabasco
274
- - - - -
746
-
200 30
- - - - -
1,250
Tamaulipas
395 918 537 341
-
945
-
350
-
383
-
951 284 96 1,360 6,559
Veracruz 9
55
- -
208
-
423 1,000 338 45 200 450 1,720 1,360
-
5,808
Yucatán
133 844
-
70 76
-
532 259 169 76 539 539
- - -
3,237
Zacatecas
250
- - - - -
50 30 80
-
70 113
-
30 15 637
Total 2,677 7,761 5,885 4,011 1,770 1,251 3,078 4,176 3,399 3,869 2,696 5,492 4,577 2,350 2,849 55,840
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
83

Retiros de capacidad de generación eléctrica
El PIIRCE solo contempla el retiro programado de centrales eléctricas de CFE y se basa en el análisis de costos
de operación y los años de servicio de las unidades generadoras. Para dar cumplimiento al programa es
importante considerar una serie de condiciones como son la entrada en operación en la fecha programada de
las centrales que sustituirán a las centrales que se retirarán; la reducción de fallas prolongadas; la preservación
de la confiabilidad del SEN; la garantía del suministro de combustibles y el crecimiento pronosticado de la
demanda de energía eléctrica.
Para el final del período prospectivo se estima un retiro de capacidad de generación de 15,814 MW, asociado
al retiro de 137 unidades, en su mayoría de tecnologías convencionales con aproximadamente el 99.6% del
total (véase Figura 3.17).
FIGURA 3. 17. RETIROS DE CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍA 2017-2031
(MW)
Combustión
Interna
0.4%
Geotérmica
0.4%
Turbogás
8.4%
Carboeléctrica
12.2%
Ciclo
combinado
9.6%
Termoeléctrica
convencional
69.1%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Evolución esperada de la capacidad de generación eléctrica
Como se mostró en el capítulo anterior al cierre de 2016, la capacidad instalada del SEN se ubicó en 73,510
MW. Considerando que se tiene programado un retiro de capacidad de 15,814 MW y una adición de 55,840
MW, se espera que, para el 2031, la capacidad de generación eléctrica del SEN sea de 113,269 MW, de la cual
el 49.6% provendrá de tecnologías limpias y el 50.4% de tecnologías convencionales (véase Figura 3.18).
La reducción de la participación de las tecnologías convencionales de 71.2% a 50.4% se debe principalmente
al retiro de 55 unidades de centrales termoeléctricas convencionales (10,921 MW); 53 unidades de turbogás
con un total de 1,323 MW de capacidad; 13 unidades de ciclo combinado (2,043 MW); 5 unidades de
combustión interna con una capacidad de 66.6MW y 4 unidades de tecnología carboeléctrica con un retiro de
capacidad de 1,400 MW.
84

FIGURA 3. 18. COMPARATIVO DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2016 Y
2031
(Porcentaje)
2016
2031
Limpia
28.8%
Convencional
71.2%
Limpia
49.6%
Convencional
50.4%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Para las tecnologías limpias se espera un importante crecimiento particularmente de las centrales eólicas, que
concentrarán el 15.2% del total de capacidad de generación al 2031, seguido de las hidroeléctricas con el
12.6% y solar con 6.9% como se muestra en la Figura.3.19 y la Tabla 3.5.
FIGURA 3. 19. CAPACIDAD INSTALADA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍAS 2031
(Porcentaje)
Carboeléctrica
3.63%
Nucleoeléctrica
5.02%
Termoeléctrica
convencional
1.78%
Bioenergía
1.98%
Turbogás
3.43%
Geotérmica
1.89%
Combustión
Interna
1.61%
Lecho fluidizado
0.92%
Termosolar
0.01%
Frenos
regenerativos
0.01%
Cogeneración
eficiente
6.00%
Ciclo
combinado
39.01%
Solar
Fotovoltaica
6.91%
Hidroeléctrica
12.60%
Eólica
15.21%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
85

TABLA 3. 5. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA POR TIPO DE TECNOLOGÍA 2017-2031
(MW)
Tecnología 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Convencional
51,798 53,847 52,967 51,795 51,295 50,150 50,127 51,278 52,387 54,486 54,684 56,430 56,921 56,921 57,043
Ciclo
combinado 28,094 31,498 33,697 34,714 34,404 34,173 35,400 37,432 38,202 40,165 40,704 43,107 44,181 44,181 44,181
Termoeléctrica
convencional 12,088 10,722 7,748 5,559 5,239 4,371 3,313 2,353 2,353 2,353 2,012
2,012 2,012 2,012
2,012
Carboeléctrica
5,378 5,378 5,507 5,507 5,507 5,507 5,507 5,507 5,507 5,507 5,507
4,807 4,107 4,107
4,107
Turbogás
4,201 4,201 3,967 3,967 3,637 3,623 3,430 3,541 3,880 3,880 3,880
Combustión
Interna 1,456 1,467 1,467 1,467 1,467 1,436 1,436 1,404 1,404 1,541 1,541
Lecho
fluidizado 580 580 580 580 1,041 1,041 1,041 1,041 1,041 1,041 1,041
3,880 3,880 3,880
1,583 1,701 1,701
1,041 1,041 1,041
3,880
1,823
1,041
Limpia
22,917 27,246 30,425 32,822 33,982 35,139 36,989 39,022 41,313 43,082 45,239 47,763 51,149 53,499 56,225
Renovable 18,406 21,985 25,164 27,561 28,269 29,426 30,457 31,603 33,463 34,927 36,503 37,987 39,138 40,127 41,494
Hidroeléctrica
Eólica
12,604 12,633 12,633 12,633 12,660 12,660 13,176 13,176 13,503 13,689 13,919 14,270 14,270 14,270 14,270
4,329 5,505 6,957 8,050 8,500 9,444 9,800 10,710 11,601 12,627 13,640 14,581 15,602 16,388 17,233
Geotérmica
920 930 930 900 925 975 1,005 1,121 1,226 1,359 1,589
Solar
Fotovoltaica 539 2,903 4,630 5,965 6,170 6,332 6,462 6,582 7,119 7,239 7,341
1,671 1,701 1,731
7,451 7,551 7,725
2,146
7,830
Termosolar 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14 14
14 14 14 14
Otras 4,511 5,261 5,261 5,261 5,713 5,713 6,532 7,420 7,850 8,156 8,736
9,776
12,011 13,371 14,732
Nucleoeléctrica
1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608 1,608
1,608 2,968 4,329
5,689
Bioenergía
956 956 956 956 1,256 1,256 2,076 2,209 2,239 2,239 2,239
Cogeneración
eficiente 1,940 2,690 2,690 2,690 2,842 2,842 2,842 3,596 3,996 4,302 4,882
Frenos
regenerativos 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7 7
2,239 2,239 2,239
2,239
5,922 6,797 6,797
6,797
7 7 7 7
Total 74,715 81,093 83,392 84,617 85,277 85,289 87,116 90,300 93,699 97,568 99,923 104,193 108,070 110,420 113,269
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
3.3.2. Generación de Energía Eléctrica
A partir del Programa de Expansión del Sistema Eléctrico, es posible simular como participarán cada una de las
centrales actuales y futuras en la generación de electricidad, considerando los requerimientos de combustibles
y los costos de generación.
Generación eléctrica por tecnología
En el 2016, la generación de energía eléctrica se ubicó en 319,364 GWh de los cuales el 79.7% provino de
tecnologías convencionales y el 20.3% de tecnologías limpias. Para 2031, la generación se incrementará
43.0% para ubicarse en 456,683 GWh, de la cual el 54.1% provendrá de tecnologías convencionales y el
restante 45.9% será de tecnologías limpias.
Cabe destacar que aun cuando la participación de la tecnología de ciclo combinado en la matriz de generación
eléctrica presenta una disminución de 50.2% a 44.6%, esta tecnología se incrementará anualmente 1.3%
86

pasando de 160,378 GWh en 2016 a 203,822 GWh en 2031, siendo la tecnología predominante en el
sistema.
Por su parte, las tecnologías limpias incrementarán de manera exponencial su participación en la matriz de
generación eléctrica con un incremento en promedio anual de 8.1% en el período de proyección. Se destacan
tecnologías como solar y eólica las cuales crecerán a una tasa media anual, entre 2017 y 2031, de 29.3%, y
12.0% respectivamente, incrementando con ello su participación en la matriz (véase Figura 3.20 y Tabla 3.6).
FIGURA 3. 20. COMPARATIVO DE LA PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN TOTAL POR
TECNOLOGÍA 2016 Y 2031
(GWh)
Termoeléctrica
convencional
12.6%
Turbogás
Carboeléctrica
3.9%
10.7%
Combustión
Interna
1.0% Lecho
fluidizado
1.2%
Hidroeléctrica
9.7%
Eólica
3.3%
Geotérmica
1.9%
2016 real
319,364 GWh
Solar
0.1%
Cogeneración
eficiente
1.6%
Ciclo
combinado
50.2%
Nucleoeléctrica
3.3%
Bioenergía
0.5%
Generación
Distribuida
FIRCO 0.02%
0.01%
Combustión
Interna
1.1%
Lecho
fluidizado
1.6% Hidroeléctrica
8.5%
2031
456,683 GWh
Turbogás
0.4%
Carboeléctrica
6.3%
Termoeléctrica
convencional
0.1%
Eólica
14.8%
Nucleoeléctrica
8.5%
Bioenergía
2.8%
Cogeneración
eficiente
5.1%
Ciclo
combinado
44.6%
Solar
Fotovoltaica
2.9%
Geotérmica
3.3%
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
87

TABLA 3. 6. EVOLUCIÓN DE LA GENERACIÓN TOTAL DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR TECNOLOGÍA
2017-2031
(GWh)
Tecnología 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Convencional 232,729 231,630 230,583 234,891 233,897 237,037 236,451 235,754 239,642 244,947 249,943 254,659 251,339 251,747 247,175
Ciclo
combinado
Termoeléctrica
convencional
148,400 152,630 157,471 171,846 171,780 174,780 178,758 183,343 190,801 195,324 200,295 206,388 206,620 208,561 203,822
38,025 35,148 29,319 17,608 13,283 13,183 9,249 4,518 829 829 829 831 797 816 629
Carboeléctrica 34,496 34,496 35,294 35,524 35,445 35,445 35,445 35,524 35,445 35,445 35,445 33,918 30,523 28,841 28,841
Turbogás 4,629 2,618 2,021 3,187 2,900 2,905 2,475 1,995 2,363 2,257 2,293 2,211 1,580 1,868 1,740
Combustión
Interna
Lecho
fluidizado
3,354 2,912 2,653 2,901 3,271 3,504 3,304 3,146 2,985 3,874 3,862 4,084 4,601 4,444 4,924
3,825 3,825 3,825 3,825 7,218 7,218 7,218 7,228 7,218 7,218 7,218 7,228 7,218 7,218 7,218
Limpia 70,649 80,766 91,420 96,762 107,819 115,223 126,402 138,553 145,784 151,810 158,122 165,476 180,642 192,459 209,509
Renovable 49,445 55,186 66,624 70,505 78,043 85,034 90,889 97,233 102,982 108,899 114,628 120,271 123,712 126,683 135,027
Hidroeléctrica
31,930 32,177 32,235 32,280 32,132 31,795 33,910 34,211 35,425 36,622 37,347 38,923 38,874 38,863 38,865
Eólica 13,863 17,116 23,769 26,730 32,557 35,563 38,805 43,762 46,669 50,258 53,469 56,703 59,877 62,341 67,581
Geotérmica
Solar
Fotovoltaica
Termosolar
3,262 3,585 3,938 2,879 2,908 6,886 7,161 7,998 8,713 9,640 11,257 11,859 12,037 12,247 15,160
368 2,283 6,658 8,592 10,422 10,766 10,988 11,237 12,151 12,355 12,530 12,762 12,900 13,209 13,396
23 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24 24
Otras 21,204 25,580 24,796 26,257 29,775 30,189 35,513 41,319 42,801 42,912 43,494 45,205 56,930 65,776 74,482
Nucleoeléctrica
10,925 10,925 10,925 10,955 10,925 10,925 10,925 10,955 10,925 10,925 10,925 10,955 20,167 29,410 38,652
Bioenergía 3,412 3,412 3,412 3,422 5,585 5,585 11,491 12,486 12,671 12,671 12,671 12,705 12,671 12,669 12,666
Cogeneración
eficiente
6,867 11,243 10,459 11,881 13,265 13,678 13,097 17,878 19,206 19,316 19,898 21,544 24,092 23,697 23,165
Total 303,379 312,396 322,003 331,653 341,716 352,260 362,852 374,307 385,425 396,758 408,065 420,135 431,981 444,206 456,683
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Generación eléctrica por Región de Control
La generación total de energía eléctrica en el SEN, crecerá a un tasa media de crecimiento anual de 3.0% entre
2017 y 2031. Las regiones con mayores crecimientos son Baja California con 7.7% anual y Occidental con
6.1%, caso contrario las regiones Noroeste y Central decrecerán 0.6% y 0.2% respectivamente, para el mismo
período.
Respecto a la participación por regiones se espera que al 2017 Noreste genere el 30.6% del total, seguido de
la región Oriental con 28.0% y Occidental con 10.6% (véase Figura 3.21)
88

FIGURA 3. 21. EVOLUCIÓN Y PARTICIPACIÓN DE LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR
REGIÓN DEL SEN 2017-2031
(GWh, Porcentaje)
Fuente: Elaborado por SENER con información de la Subsecretaría de Electricidad.
Consumo de Combustibles
En el período 2017-2031 habrá un incremento de consumo de combustibles de 4.8%, pasando de 2,624,411
Tj en 2017, a 2,749,470 Tj en 2031. Los combustibles con mayor crecimiento son el uranio con 9.4% y el
conjunto de biogás, bagazo y los residuos sólidos con 9.1% anualmente.
Por su parte el gas natural crecerá un ritmo de 2.7% anualmente para ubicarse en 1,658,158 TJ al final del
período de proyección y será el combustible predominante concentrando el 60.3% del total del consumo para
la generación eléctrica. Este incremento se debe en gran medida a la entrada en operación de 14 gasoductos
en la red nacional y de internación que se encuentran actualmente en construcción y se estima inicien su
operación comercial en 2018 38 .
3,000,000
FIGURA 3. 22. CONSUMO DE COMBUSTIBLE 2017-2031
(Terajoule)
2,500,000
2,000,000
1,500,000
1,000,000
500,000
0
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Otros Diésel Biogás, Bagazo y Residuos Sólidos Uranio Carbón Combustóleo Gas natural
La categoría Otros incluye gas residual y reacción química exotérmica. Carbón incluye coque de petróleo.
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
38
Para mayor detalle consulte la Prospectiva de Gas Natural 2017-2031.
89

3.3.3. Margen de Reserva
De acuerdo a lo establecido en la Política de Confiabilidad 39 en cada una de las zonas de potencia vigentes al
2016, los valores del Margen de Reserva o Reserva de Planeación Eficiente del ejercicio 2017-2031, cumplen
los criterios estipulados y se muestran a continuación.
FIGURA 3. 23. RESERVA DE PLANEACIÓN EFICIENTE DEL SIN
(Porcentaje)
34% 35% 37% 31%
27%
24% 23% 23% 22%
23% 22%
24% 25% 24% 23%
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA 3. 24. RESERVAS DE PLANEACIÓN EFICIENTE EN BAJA CALIFORNIA Y BAJA CALIFORNIA SUR
(Porcentaje)
56% 55%
51%
46%
39%
43%
31%
27%
24%
27%
23%
2017 2018 2019 2020 2021 2022
SIBC
SIBCS
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
39
http://www.dof.gob.mx/nota_detalle.php?codigo=5473221&fecha=28/02/2017
90

3.3.4. Expansión de la Red de Transmisión y Distribución
Otro de los insumos importantes para el ejercicio de planeación del SEN es el Programa de Ampliación y
Modernización de la Red Nacional de Transmisión (RNT), cuyo propósito es minimizar los costos de prestación
del servicio, reducir los costos de congestión e incentivar una expansión eficiente de la generación,
considerando los criterios de calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad de la red.
Transmisión
El SEN se integra por 53 regiones de transmisión. Para el ejercicio de planeación se consideró la capacidad de
transmisión de los enlaces bajo condiciones de demanda máxima; cada unidad de generación y su
interconexión se asignan a una de las regiones de transmisión para representar el sistema eléctrico en el
modelo de optimización. Tanto las centrales de generación eléctrica como los proyectos de generación
considerados en el PIIRCE se clasifican de acuerdo a la región de control a la que pertenecen.
CUADRO 3. 4. REGIONES DE TRANSMISIÓN
No. Nombre No. Nombre No. Nombre
1 Hermosillo 21 Güémez 41 Lerma
2 Cananea 22 Tepic 42 Mérida
3 Obregón 23 Guadalajara 43 Cancún
4 Los Mochis 24 Aguascalientes 44 Chetumal
5 Culiacán 25 San Luis Potosí 45 Cozumel
6 Mazatlán 26 Salamanca 46 Tijuana
7 Juárez 27 Manzanillo 47 Ensenada
8 Moctezuma 28 Carapan 48 Mexicali
9 Chihuahua 29 Lázaro Cárdenas 49 San Luis Río Colorado
10 Durango 30 Querétaro 50 Villa Constitución
11 Laguna 31 Central 51 La Paz
12 Río Escondido 32 Poza Rica 52 Los Cabos
13 Nuevo Laredo 33 Veracruz 53 Mulegé
14 Reynosa 34 Puebla
15 Matamoros 35 Acapulco
16 Monterrey 36 Temascal
17 Saltillo 37 Coatzacoalcos
18 Valles 38 Tabasco
19 Huasteca 39 Grijalva
20 Tamazunchale 40 Ixtepec
Fuente: Elaborado por la SENER con información del CENACE.
El objetivo de la propuesta de ampliación de la infraestructura de la RNT es para permitir incrementar la
capacidad de transmisión entre las zonas de exportación y propiciar que los proyectos de generación eléctrica
tengan acceso abierto a la RNT, es decir, el programa tiene como objetivos: interconectar el SIN con los
91

sistemas aislados de Baja California y Baja California Sur; Interconectar la RNT con Norteamérica y
Centroamérica y, atender las necesidades de oferta y demanda de energía eléctrica.
Para alcanzar los objetivos, el Programa contempla tres modalidades de proyectos: Programados, En estudio y
En perspectiva de análisis (véase Cuadros A1-A4, Anexo Estadístico).
Proyectos programados e instruidos
Los proyectos programados son aquellos proyectos y obras plenamente evaluados e identificados en el proceso
de planeación, los cuales ya pueden ser programados para su ejecución.
Proyectos en estudio y en perspectiva de análisis
Los proyectos en estudio son proyectos y obras que están plenamente identificados en el proceso de
planeación, los cuales se encuentran en etapa de evaluación y estudio para determinar el posible beneficio neto
para el SEN por su realización. Por su parte los proyectos en perspectiva de análisis son aquellos potenciales
proyectos que estarán sujetos a evaluación y estudios de planeación para identificar las obras requeridas para
su ejecución y posteriormente cuantificar los beneficios para el SEN.
Adicional a los proyectos mencionados y para cumplir los objetivos del Programa se tiene considerado los
siguientes proyectos:
CUADRO 3. 5. NUEVOS PROYECTOS DE AMPLIACIÓN DE LA RNT Y LAS RGD
Objetivo Tipo de Proyecto Proyecto
Interconectar el SIN con los
Sistemas Aislados de la Península
de Baja California-SIN y Baja
California Sur-SIN
Interconectar la RNT con
Norteamérica y Centroamérica
Programado
Programado
En perspectiva de análisis
Interconexión Baja California Sur-SIN
Interconexión Baja California-Imperial Irrigation
District
Enlace asíncrono Back to Back Ciudad Juárez,
México-El Paso, Texas
Enlace asíncrono Back to Back México-Guatemala
Enlace asíncrono Back to Back en Reynosa,
Tamaulipas
Interconexión Sureste-Peninsular
El Arrajal Banco 1
Atender las necesidades de oferta
y demanda de energía eléctrica
Programado
En perspectiva de análisis
Suministro Oaxaca y Huatulco
Incremento de capacidad de transmisión entre las
regiones Puebla, Temascal, Coatzacoalcos, Grijalva
y Tabasco
Otros proyectos de transmisión, transformación y
compensación
Corredor de transmisión a lo largo de la frontera
con los EUA
Cambio de tensión en la red de suministro de la
Ciudad de Tijuana
Aplicaciones de Redes Eléctricas Inteligentes en el
Programa de Ampliación y Modernización
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
92

De este modo, para el período 2017-2029, el programa de Ampliación y Modernización de la RNT adicionará
a los recursos físicos: 410 obras de Transmisión con un total de 23,772.5 km-c; 256 obras de Transformación
con un total de 58,099 MVA y 259 obras de Compensación con un total de 11,930.7 MVAr (véase Cuadros
A5-A7 en Anexo Estadístico).
Estos recursos físicos adicionales los componen proyectos instruidos por la SENER y que fueron revaluados,
proyectos por instruir por parte de la SENER, proyectos enunciativos a propuestas del CENACE, y proyectos
legados y nuevos de las Subdirecciones de Distribución y Construcción de la CFE.
Respecto a los principales proyectos del Programa, se tiene contemplado 35 obras de transmisión con un total
de 4,554.6 km-c; 11 obras de transformación de aproximadamente 7,706.3 MVA y 10 obras de
compensación que representan 3,146.1 MVAr. Asimismo, se tienen contemplados en el mismo programa otros
proyectos de los cuales 6 son obras de Transmisión (102.6 km-c); 2 son obras de transformación (200 MVA)
y 10 son obras de compensación (1,618.8 MVAr).
CUADRO 3. 6. OTROS PROYECTOS
1 Donato Guerra
Nombre del Proyecto
2 Atlacomulco Potencia - Almoloya
3 Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera
4 Compensación reactiva Inductiva en Esperanza
5 Maneadero entronque Ciprés - Cañón
6 Kilómetro 110-Tulancingo
7 Izúcar de Matamoros MVAr
8 Alvarado II y San Andrés II MVAr
9 Ayutla-Papagayo
10 Compensación reactiva Inductiva en Seri
11 Rubí entronque Cárdenas - Guerrero
12 Ascensión II Banco 2
13 Frontera Comalapa MVAr
14 Esfuerzo MVAr
15 Amozoc y Acatzingo MVAr
16 Tabasco Potencia MVAr
17 El Habal Banco 2
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Distribución
El Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución, tiene como principal
objetivo abastecer de energía eléctrica a precios competitivos a los usuarios finales, bajo los criterios de
eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad, seguridad y sustentabilidad, considerando además la apertura a
la integración de la Generación Distribuida.
Más aún, el Programa contempla 5 objetivos particulares que son: Satisfacer la oferta y demanda de energía
eléctrica en las Redes Generales de Distribución (RGD); Incrementar la eficiencia en la distribución de energía
eléctrica; Incrementar la calidad, confiabilidad y seguridad en las RGD y en el suministro eléctrico; Cumplir con
93

los requisitos del mercado eléctrico para las RGD, y Transitar hacia una Red Eléctrica Inteligente (REI) a fin de
optimizar la operación de las RGD. Para cumplir dichos objetivos se llevarán a cabo los siguientes proyectos:
CUADRO 3. 7. PROYECTOS DE DISTRIBUCIÓN
Objetivo Tema Proyecto
Satisfacer la oferta y demanda
de energía eléctrica en las RGD
Incrementar la eficiencia en la
distribución de energía eléctrica
Incrementar la calidad,
confiabilidad y seguridad en las
RGD y en el suministro eléctrico
Cumplir los requisitos del
mercado eléctrico para las RGD
Transitar hacia una Red
Eléctrica Inteligente
Atender la demanda de
usuarios actuales y nuevos
usuarios
Garantizar el acceso abierto a
la Generación Distribuida
Electrificación de comunidades
rurales y zonas urbanas
marginales
Reducir las pérdidas técnicas y
no técnicas
Modernizar y ampliar la
infraestructura de las RGD
Construir la infraestructura
para participar en el Mercado
Eléctrico
Desarrollar e incorporar
sistemas y equipo que permitan
una transición a una REI
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031.
Instalación de acometidas y medidores
Reemplazo del cable submarino de la Isla de
Holbox
Análisis de la capacidad de las RGD
Fondo de Servicio Universal Eléctrico (FSUE)
Reducción de Pérdidas Técnicas
Reducción de Pérdidas No Técnicas
Incremento de la confiabilidad de las RGD
Modernización de las subestaciones de
distribución
Modernización de las RGD
Modernización de la Red Eléctrica de la Avenida
Paseo de la Reforma
Reemplazo del cable submarino para Isla
Mujeres
Gestión de Balance de Energía de las RGD para
el MEM
Sistema de Información Geográfica de las RGD
Infraestructura de medición avanzada
Sistema de Administración de Distribución
Avanzado
94

4. Ejercicio de Sensibilidad
Los ejercicios de sensibilidad tienen como principal objetivo, brindar un mayor entendimiento de las dinámicas
y tendencias del Sector Eléctrico, así como profundizar en el impacto que tiene la volatilidad de algunas
variables consideradas dentro de la planeación del sector.
El ejercicio mostrado en el presente capítulo fue elaborado con el modelo Balmorel 40 , en coordinación con
integrantes del Sistema Integral de Modelación (SIMISE 41 ), la Universidad Técnica de Dinamarca, Ea Energy
Analyses y la SENER. El modelo Balmorel ha sido utilizado con anterioridad durante diversos ejercicios de
modelización energética dentro del Programa de Colaboración México y Dinamarca para Energía y Cambio
Climático 42 , con la Dirección General de Planeación e Información Energética de la SENER.
El presente ejercicio toma como base los supuestos generales de la planeación del Sector Eléctrico, contenido
en el PRODESEN 2017-2031, y se encuentran en fase de investigación, por lo que no están considerados en
la planeación del SEN, de modo que son ejercicios indicativos que pueden o no ser considerados en la planeación
de largo plazo.
4.1. Estudio del impacto a largo plazo de los precios del gas natural
en el sector eléctrico
México se encuentra en un proceso de transición para el uso de energías más limpias en las técnicas de
producción del sector industrial y la generación de energía eléctrica. Para ello, se han implementado una serie
de políticas energéticas en México, para el fomento del uso de gas natural, como el desarrollo y expansión de
la infraestructura para el transporte de gas natural e incentivar el uso de éste, que también ha sido beneficiado
por los bajos precios en los últimos años.
El objetivo del presente estudio es mostrar y evaluar los impactos originados de la incertidumbre en los precios
de gas natural y sus posibles repercusiones en la planeación del sector eléctrico en México; considerando los
cambios en la capacidad, la generación de energía eléctrica y la expansión de la red nacional de transmisión de
electricidad, así como su impacto en las emisiones de gases de efecto invernadero.
4.1.1. Antecedentes
Durante el año 2016, los precios de importación de gas natural por medio de gasoducto cayeron cerca del
26.7% 43 respecto al año anterior, para los miembros de la Unión Europea, mientras que en Estados Unidos, los
precios de exportación por gasoducto disminuyeron cerca del 10.9% 44 . Los precios de importación de gas
natural licuado muestran un comportamiento similar, con una reducción general observada en todas las
regiones, particularmente en Estados Unidos de 56.9% 45 . Este comportamiento es parcialmente conducido
por el incremento en la capacidad global de licuefacción, especialmente en Australia.
40
Modelo de código abierto bajo licencia ISC: http://www.balmorel.com/
41
El Sistema de Modelación Integral del Sector Energético (SIMISE) contiene bases de datos y modelos para realizar las
principales actividades de la planeación energética: Macroeconomía, demanda, oferta y optimización de oferta
demanda. Considera diferentes regiones y períodos de tiempo.
42
Con participación de Ea Energy Analyses y la Universidad Técnica de Dinamarca.
43
http://tools.bp.com/energy-charting-tool.aspx?_ga=2.41547558.565553696.1504811029-
950178707.1501978422#/ep/natural_gas_prices/unit2/$-mBtu/view/line/
44
https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm
45
https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_a.htm
95

En la Figura 4.1 se observa el comportamiento esperado a 15 años de los precios del gas natural Henry Hub 46 ,
donde cada una de las fuentes de información tienen variaciones durante los primeros 6 años, resultado de la
incertidumbre de los precios con respecto al combustible. Estas proyecciones son una parte fundamental en la
obtención del costo que se tendría por la importación del gas en los próximos años.
FIGURA 4. 1. PRECIOS PROSPECTIVOS DE GAS NATURAL HENRY HUB, 2017-2031
(USD 2016 /MMBTU)
5.5
5
4.5
4
3.5
3
2.5
2
2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
World Bank EIA PRODESEN 2017-2031
Fuente: Elaborado por SENER.
El precio promedio de gas natural licuado para el mercado estadounidense en 2016 fue de 4.71 USD/Mpc 47 ,
mientras que el precio del gas natural importado por gasoducto para Europa fue de 4.78 USD/Mpc, lo que
muestra claramente la competitividad del gas natural licuado como una fuente de importación para Europa.
Además, el mercado de gas natural licuado continuó su globalización en 2016, con 18 países con capacidad
de licuefacción operativa y 40 países con capacidad de regasificación 48 .
Se prevé que Estados Unidos aporte el 40% de la producción excedente mundial para 2022, gracias al
crecimiento en su industria de extracción de gas natural. En otras palabras si se consumieron 3,630 Miles de
millones de metros cúbicos en 2016 y se espera que para 2022 el consumo sea de 4,000 Miles de millones
de metros cúbicos, EE.UU. aportará el 40% de los 370 Miles de millones de metros cúbicos. Así, para 2022, la
producción estadounidense de gas será de 890 Miles de millones de metros cúbicos, es decir, más de la quinta
parte de la producción mundial. Además, se espera que Marcellus, uno de los campos más grandes del mundo
situado en la parte oriental de los Estados Unidos, incremente su producción un 45% entre 2016 y 2022,
incluso con esta tendencia de precios bajos. 49
46
En los próximos años, con la entrada en operación de los nuevos gasoductos promovidos por CFE, se podrá tener acceso
a las cuencas de Waha, cuyo precio actualmente es más barato que el Henry Hub. En una posterior actualización del
presente estudio se incorporará esta premisa.
47
https://www.eia.gov/dnav/ng/ng_pri_sum_dcu_nus_m.htm
48 https://www.iea.org/publications/freepublications/publication/NaturalGasInformation2017Overview.pdf
49
https://www.iea.org/newsroom/news/2017/july/iea-sees-global-gas-demand-rising-to-2022-as-us-drives-markettransformation.html
96

Importancia del uso del GN en el Sector Eléctrico
México en los últimos años ha incrementado su demanda de gas natural, y la producción nacional de este
combustible ha decrecido significativamente, por lo que se ha recurrido a la importación, principalmente de
EE.UU por gasoducto.
Las importaciones de gas natural han aumentado a una tasa media anual de crecimiento de 15.1% en la última
década. En 2016, el nivel de importaciones sobrepaso a la producción nacional, derivado de una creciente
demanda en el país del combustible, además de bajos precios en Estados Unidos, que en relación a los costos
de extracción del gas natural producido nacionalmente son menores (Véase Figura 4.2).
FIGURA 4. 2. EVOLUCIÓN DE LA PRODUCCIÓN E IMPORTACIÓN DE GAS SECO, 2006-2016
(MMpcd)
1,018.4
1,103.6
1,336.1 1,257.7
1,458.9 1,749.4
2,129.8
2,516.6
2,861.1
3,548.0 4,168.1
4,685.0
4,967.0 4,919.9 4,971.0 5,004.0
4,812.7
4,603.1 4,492.4 4,392.8
4,066.8
3,568.1
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Importación
Producción nacional
Fuente: Prospectiva de Gas Natural 2017-2031, SENER.
La demanda nacional histórica de gas natural en los últimos diez años ha crecido a una tasa media anual de
3.0%, registrando al cierre de 2016, de 7,618.7 MMpcd. Por su parte, el sector eléctrico es el mayor
consumidor del combustible, concentrando al cierre del 2016, el 50.9% de la demanda total (3,878.5 MMpcd),
como se muestra en la siguiente figura.
FIGURA 4. 3. DEMANDA DE GAS NATURAL NACIONAL POR SECTORES, 2006-2016
(MMpcd)
5,672.9
5,925.9
6,109.9 6,104.0
6,340.9
6,512.2
6,678.4
6,952.4
7,209.3
7,504.1 7,618.7
2,389.6 2,645.9 2,794.0 2,932.8 2,936.3 3,088.4 3,111.5 3,322.7 3,500.3
3,797.6 3,878.5
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
Sector Autotransporte Sector Servicios Sector Residencial Sector Industrial
Sector Petrolero Sector Eléctrico Demanda nacional
Fuente: Elaborado por SENER.
97

Según lo reportado en el PRODESEN 2017-2031, al cierre de 2016, México tenía un consumo de energía
eléctrica de 298,792 GWh y para poder abastecer dicho consumo se contó con 73,510 MW de capacidad
instalada para la generación de energía eléctrica.
El gas natural tiene una relevante participación en el sector eléctrico, dado que es el combustible fósil más
empleado en el sector, principalmente en la tecnología de ciclo combinado, la cual en el 2016 concentró el
37.1% del total de la capacidad instalada, equivalente a 27,274 MW.
Gracias a su eficiencia, los ciclos combinados presentan un alto factor de planta de cerca de 85%, para plantas
mayores de 300 MW. Así, entre 2006 y 2016, la generación eléctrica por ciclos combinados creció un 5.7%
anualmente; de tal manera que, al cierre del período, concentró el 50.2% (160,378 GWh), del total de la
generación eléctrica reportado (319,364 GWh), (véase Figura 4.4).
FIGURA 4. 4. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD Y GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA DEL CICLO
COMBINADO, 2006-2016
(MW y GWh)
30,000
25,000
20,000
15,000
10,000
5,000
106,370
160,378
180,000
160,000
140,000
120,000
100,000
80,000
60,000
40,000
20,000
0
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
0
Fuente: Elaborado por SENER.
Capacidad CC
Generación CC
En relación a emisiones contaminantes, el gas natural es el combustible fósil con menores niveles y, además,
debido a una mayor eficiencia de las plantas de ciclo combinado, las emisiones por unidad de electricidad
generada son considerablemente inferiores a otras tecnologías, exceptuando NOx, como se muestra en el
siguiente cuadro.
98

CUADRO 4. 1. EMISIONES CONTAMINANTES POR COMBUSTIBLE
(Kg/MWh)
Tecnología
Contaminante
CO2 SO2 NOX Partículas
Carboeléctrica (≤ 350 MW) 818.7 9.9 6.1 0.5
Carboeléctrica (> 350 MW) 542.4 3.0 4.0 0.3
Ciclo combinado 417.3 0.2 1.4 0.0
Combustión Interna (≤ 20 MW) 757.7 14.7 16.5 0.2
Combustión Interna (> 20 MW) 619.4 14.5 11.6 0.3
Lecho fluidizado 860.0 2.6 0.0 0.1
Termoeléctrica convencional (≤ 115 MW) 805.7 14.7 1.3 1.0
Termoeléctrica convencional (≤ 250 MW) 600.5 9.7 0.9 0.6
Termoeléctrica convencional (> 250 MW) 678.4 12.7 1.1 0.8
Turbogás (diésel) 1408.3 47.2 8.2 0.1
Turbogás (gas) 525.5 0.0 1.8 0.0
Fuente: PRODESEN 2017-2031.
4.1.2. Metodología, Insumos y Descripción de los Escenarios
La influencia del precio de gas natural en la planeación óptima del sector eléctrico se analiza adoptando un
enfoque exploratorio. Se describen varios escenarios que exploran diferentes futuros, y los resultados
proporcionan conocimiento sobre el rango de posibles decisiones óptimas en la planeación del sector eléctrico
bajo unas condiciones determinadas de precios de gas natural 50 . El objetivo de los escenarios exploratorios es
sensibilizar sobre la incertidumbre y los riesgos asociados a ella en la planeación del sector eléctrico y promover
su integración en la toma estratégica de decisiones.
Metodología
Para la elaboración de este estudio se utilizó el Modelo de Optimización de Balmorel 51 , que es un modelo de
código abierto y permite la optimización simultánea de inversiones y del despacho en el sector eléctrico,
asumiendo libre competencia en el mercado. La optimización en Balmorel asegura que toda la demanda
nacional de electricidad se satisface cumpliendo con las metas de energías limpias 52 , minimizando los costos
totales de generación (costos de operación y de inversión anualizados) y sujeto a restricciones relativas a la
disponibilidad de los recursos, como la infraestructura para la transmisión y el suministro de gas natural o los
potenciales estacionales y/o horarios de la generación hidroeléctrica, eólica o solar.
En Balmorel, el SEN se representa agregado en 53 regiones de transmisión (Mapa 4.1), equiparables a las
definidas en el modelo de planeación que la SENER utiliza para realizar el PIIRCE, y también empleadas por el
CENACE para el proceso de Subastas de Largo Plazo. La transmisión de electricidad dentro de una misma región
se considera ilimitada y entre las distintas regiones está restringida por la capacidad de las líneas que las
conectan.
50
Todos los valores monetarios reportados en este ejercicio, están representados en USD 2016.
51
Véase Anexo B Metodológico.
52
Véase Ecuaciones 7 y 14 de Anexo B Metodológico
99

MAPA 4. 1. MAPA DE LAS REGIONES DE TRANSMISIÓN DEL SEN
46 48
47
49
1
2
3
53
50
51
52
4
7
8
5
12
9
13
11
16
17
14
15
10
21
19
6
24
25 18
20
22
23
30
32
26
27 28
31
29
34
35
33
36
40
37
39
38
41
42 43
44
45
1 Obregon
2 Los_Mochis 30 Lazaro_Cardenas
3 Obregon 31 Central
4 Los_Mochis 32 Poza_Rica
5 Culiacan 33 Veracruz
6 Mazatlan 34 Puebla
7 Juarez 35 Acapulco
8 Moctezuma 36 Temascal
9 Chihuahua 37 Coatzacoalcos
10 Durango 38 Tabasco
11 Laguna 39 Grijalva
12 Rio_Escondido 40 Ixtepec
13 Nuevo_Laredo 41 Campeche
14 Reynosa 42 Merida
15 Matamoros 43 Cancun
16 Monterrey 44 Chetumal
17 Saltillo 45 Cozumel
18 Valles 46 Tijuana
19 Huasteca 47 Ensenada
20 Tamazunchale 48 Mexicali
21 Guemez 49 San_Luis_Rio_Colorado
22 Tepic 50 Villa_Constitucion
23 Guadalajara 51 La_Paz
24 Aguascalientes 52 Los_Cabos
25 San_Luis_Potosi 53 Mulege
26 Salamanca
27 Manzanillo
28 Carapan
29 Queretaro
Fuente: Elaborado por SENER con el modelo Balmorel y con información de PRODESEN 2017-2031.
Insumos para la planeación y descripción de los escenarios
En este apartado se describen los principales insumos para la elaboración del ejercicio de sensibilidad con el
modelo de optimización Balmorel.
Demanda de Electricidad
La evolución de la demanda bruta de energía eléctrica del SEN desde el año 2018 hasta el año 2031 ha sido
estimada por el CENACE, considerando un crecimiento medio anual del PIB de un 2.9%, y pronosticando un
crecimiento medio anual del consumo bruto de electricidad en el SEN del 2.9% hasta el año 2031.
Plantas de generación de electricidad
La base de datos de plantas de generación en Balmorel cuenta con 828 plantas cuya capacidad, costos y
características técnicas operativas se define de manera exógena, según lo publicado en el PIIRCE 2017-2031
y considerándose las plantas con categoría de En Operación 53 y Firmes 54 definidas en él, así como las unidades
o centrales eléctricas notificadas por los generadores para su retiro.
El modelo Balmorel contiene un catálogo de veinte tecnologías en las que se puede invertir de acuerdo con el
resultado de la optimización, con unos costos y unas características operativas definidas, e incorporando las
curvas de aprendizaje relativas a los costos de inversión definidas en el PIIRCE 2017, que estiman una
53 En operación: corresponde a las centrales eléctricas del SEN, que operaron de forma regular o iniciaron operaciones
durante el año 2016, de acuerdo con la información reportada por la CFE, el CENACE y la CRE.
54 Firme: corresponde a los proyectos de generación que no están sujetos a la optimización del modelo de planeación, por
lo que se instalarán en la fecha indicada por los generadores, siempre y cuando cumplan con los criterios especificados en
el PIIRCE 2017-2031.
100

disminución de los costos de inversión de las plantas eólicas y solares del 24% en 2031 con respecto al valor
actual y del 5% para las plantas geotérmicas 55 .
La posibilidad de invertir en una tecnología en una determinada región, así como la capacidad máxima que se
puede instalar, está limitada por la disponibilidad de los recursos 56 , como la infraestructura de transmisión y
distribución de gas natural o la biomasa existente, y por los potenciales de generación de energías renovables:
hidroeléctrica con y sin embalse, geotérmica, eólica y solar. La inversión en plantas nucleoeléctricas sólo está
permitida en las regiones de transmisión de Hermosillo, Huasteca, Veracruz y La Paz, y de lecho fluidizado
únicamente en Río Escondido, de acuerdo con las plantas propuestas para optimización en el PIIRCE 2017-
2031.
Las plantas eólicas, solares e hidroeléctricas sin embalse tienen perfiles horarios de disponibilidad y la de
plantas hidroeléctricas con embalse se definió con perfiles mensuales. La disponibilidad horaria del resto de
tecnologías para el despacho eléctrico se ha representado a través de los factores de planta considerados en
el PIIRCE 2017-2031.
Transmisión de electricidad entre regiones
En Balmorel se integra el Programa de Ampliación y Modernización de la Red Nacional de Transmisión
propuesto por el CENACE en 2017, incluyéndose únicamente los proyectos definidos como programados para
su ejecución. La capacidad de transmisión entre las distintas regiones conectadas se define en condiciones de
demanda máxima.
Balmorel contiene un catálogo de inversiones en 57 líneas de transmisión para conectar o incrementar la
capacidad de transmisión entre regiones. El modelo optimiza las inversiones en líneas de transmisión cuando
el costo de inversión sea menor que el costo asociado a las congestiones en la transmisión de electricidad entre
regiones.
Red de Transmisión y Distribución de Gas Natural
Se han implementado restricciones al consumo de gas natural atendiendo a la infraestructura existente y al
Plan Quinquenal de Expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento Nacional Integrado de Gas Natural
2015-2020. En las regiones de transmisión se ha limitado el consumo de gas natural de acuerdo con la
capacidad actual y planeada de los gasoductos. En aquellas regiones que no cuentan con la infraestructura
para el suministro de gas natural, ni está contemplada una expansión de la misma en el Plan Quinquenal, no se
ha permitido la instalación de plantas que consuman gas natural.
Precios de Combustibles
Los insumos de los precios de combustible, considerando las diferencias regionales (véase Mapa 4.2), se
definen en el PIIRCE 2017 y se adoptan en el modelo Balmorel 57 .
En el Mapa 4.1 se observa que según las proyecciones para el año 2031 sobre el precio de gas natural, su
precio será mayor en aquellas regiones más alejadas de los puntos de inyección de gas natural 58 , como la costa
suroeste y la península de Yucatán, debido a un mayor costo asociado al transporte y distribución. Por el
contrario, se prevé que aquellas regiones de transmisión situadas cerca de los puntos de inyección de gas
natural, tanto por importación o de producción nacional, tendrán precios de gas natural menores.
55
Véase Cuadro A.8 en Anexo A Estadístico
56
Véase Ecuaciones 11 y 12 del Anexo B Metodológico.
57
Véase Figura A.1. en Anexo Estadístico
58
https://www.gob.mx/sener/articulos/mapa-infraestructura-nacional-de-gas-natural-2016
101

MAPA 4. 1. DISTRIBUCIÓN GEOGRÁFICA DE LOS PRECIOS DE GAS NATURAL EN 2031
(USD 2016/GJ)
Precio Gas Natural (USD/GJ)
6.3
5.9
5.5
5.1
Fuente: Elaborado por SENER, con datos de Balmorel.
Descripción de los Escenarios
Se definen cuatro escenarios con diferentes precios de gas natural, cuyos rangos de variación se han
determinado conforme a las desviaciones en distintas proyecciones y considerando las fluctuaciones históricas
en su precio.
Base, los precios de gas natural considerados son los definidos en la base de daros de precios del
combustible del PRODESEN 2017-2031 59 .
GN_0.5, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo
2018-2031 aumentan 0.5 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
GN_1, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo
2018-2031 aumentan 1 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
GN_2, los precios de gas natural en todas las regiones definidas en el Mapa 4.1 y durante el periodo
2018-2031 aumentan 2 USD/GJ respecto a los valores del escenario Base.
4.1.3. Análisis de los Resultados
Las siguientes secciones describen el impacto que los distintos escenarios de precios de gas natural tienen en
la optimización de la planeación y el despacho del SEN en México, según los resultados obtenidos con el modelo
de optimización Balmorel.
59
http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PreciosCombustibles.xlsx
102

Inversiones y Expansión de capacidad
En el escenario Base (véase Figura 4.5), durante los primeros años en los que se permite la adición de nueva
capacidad de generación eléctrica, es decir, desde el año 2021, se invierte en la zona de Baja California Sur, en
turbinas de gas que queman diésel, plantas de combustóleo, en plantas solares fotovoltaicas y en eólicas.
Actualmente el precio de la electricidad en esa zona es el más elevado del país y se dan situaciones críticas
para satisfacer la demanda total requerida. De igual manera, se producen adiciones de plantas solares
fotovoltaicas en la zona de Quintana Roo, pues también tiene precios de electricidad medios anuales un 30%
superior a la media nacional y una escasez de capacidad instalada.
En el resto del SEN, la capacidad actual instalada y la planeada cubre la demanda de electricidad y se dan
inversiones en plantas geotérmicas y de cogeneración, debido a que los costos de inversión anualizados y de
operación de dichas tecnologías implican un menor gasto para la generación eléctrica del SEN y de calor para
procesos industriales, además de contribuir a lograr las metas de energía limpia.
Desde el año 2022, se invierte en plantas hidroeléctricas sin embalse, porque también conllevan menos costos
para la generación eléctrica. A partir del año 2024 empiezan adiciones de capacidad de plantas eólicas en el
resto del SEN y de hidroeléctricas con embalse, y a partir del año 2025 en ciclos combinados. Esto es porque
estas tecnologías constituyen la manera eficiente, desde el punto de vista económico, de satisfacer una mayor
demanda, con una capacidad de generación eléctrica que disminuye debido a los retiros y asegurando que se
cumplen las metas de energía limpia.
Para los años 2030 y 2031 se observa un incremento en la capacidad acumulada, derivado de los resultados
de las curvas de aprendizaje donde se disminuyen los costos de inversión para las tecnologías eólica y solar,
por lo que es más favorable invertir a partir de esos años.
FIGURA 4. 5. EXPANSIÓN DE CAPACIDAD ACUMULADA EN PLANTAS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA
(ESCENARIO BASE)
(MW)
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
Geotérmica
Biomasa
Hidroeléctrica
Solar
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Lecho Fluidizado
Combustión Interna
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Turbogás
Ciclo Combinado
Fuente: Elaborado por SENER.
En el escenario GN_0.5, en el que el precio de gas natural en cada región de transmisión es 0.5 USD/GJ
superior al escenario Base, en la Figura 4.6 se observan mayores inversiones en plantas eólicas desde el año
2023 y menores inversiones en centrales de ciclo combinado, siendo en el año 2031 la capacidad eólica
instalada un 48% superior con relación al escenario Base y la de ciclo combinado un 6% inferior.
103

FIGURA 4. 6. DIFERENCIAS EN CAPACIDAD INSTALADA PARA GENERACIÓN ELÉCTRICA ENTRE EL
ESCENARIO GN_0.5 Y EL ESCENARIO BASE
(MW)
40,000
30,000
20,000
10,000
0
-10,000
-20,000
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
GN_0.5 GN_1 GN_2
Biomasa
Hidroeléctrica
Solar
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Lecho Fluidizado
Combustión
Interna
Turbogás
Ciclo
Combinado
Fuente: Elaborado por SENER.
En el escenario GN_1, las inversiones en plantas eólicas comienzan en el año 2022, pese a haber suficiente
capacidad instalada para satisfacer la demanda, la generación eléctrica a partir de gas natural puede resultar
más costosa que la inversión en turbinas eólicas en zonas con elevado potencial y la transmisión de electricidad
hacia aquellas zonas con precios elevados de gas natural. En el escenario GN_1, en el año 2031, la capacidad
instalada de plantas eólicas es un 92% superior respecto al escenario Base y la de ciclo combinado un 12%
inferior.
En el escenario GN_2, las adiciones de capacidad en plantas eólicas se adelantan hasta el año 2021 por igual
motivo que en el escenario GN_1, el menor costo de generación, y para el año 2031 la capacidad eólica
instalada se prevé 132% superior respecto al escenario Base. De igual manera, desde el año 2021 se adiciona
una mayor capacidad de plantas solares y para 2031 se estima 13% superior comparado con el escenario
Base. En este escenario, en el que los precios de gas natural aumentan 2 USD/GJ, se invierte en tecnologías de
lecho fluidizado y en capacidad nucleoeléctrica, lo que no ocurría en el escenario Base. La capacidad instalada
en centrales de ciclo combinado disminuye un 21% respecto al escenario Base.
Los resultados de la Figura 4.6 muestran un descenso de inversiones en tecnologías de cogeneración eficiente
para los escenarios de variación de precios de gas natural, alcanzándose una disminución de la capacidad
instalada (en términos de potencia eléctrica) del 11% en el escenario GN_2. Esta disminución de capacidad,
relativamente pequeña, confirma que la cogeneración resulta una tecnología muy eficiente para proporcionar
de manera óptima electricidad y calor para procesos industriales, comparado con la generación separada de
ambos y pese a que la incertidumbre en los precios de gas natural pudiera afectar sus inversiones en aquellas
zonas que tengan acceso a electricidad más barata.
En los tres escenarios se observa que, aunque la variación en los precios de gas natural afecta a la capacidad
óptima de centrales de ciclo combinado, el modelo sigue invirtiendo en esta tecnología. Esto se debe a que hay
regiones de transmisión que se encuentran alejadas de zonas con alto potencial de energías renovables, como
eólico, hidroeléctrico o solar, y a que las plantas de ciclo combinado desempeñan un papel muy importante
para garantizar la estabilidad del sistema frente a fluctuaciones de generación eléctrica, lo cual se describe con
mayor detalle en los siguientes apartados.
Generación de Energía Eléctrica y Consumo de Combustible
En la Figura 4.7 se observa que, a partir del 2021 año en el que se permiten las adiciones de capacidad por
parte del modelo de optimización, aumenta considerablemente la producción de electricidad por plantas de
cogeneración y geotérmicas, disminuyendo la generación por ciclos combinados un 10% comparado con el año
104

2020. A partir del año 2022, y según lo indicado en la Figura, aumenta la producción por centrales
hidroeléctricas y a partir del año 2024 por plantas eólicas. En el año 2031 la generación de electricidad
mediante ciclos combinados es un 16% superior comparado con el año 2018 y considerando los supuestos
descritos en el apartado anterior.
FIGURA 4. 7. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN EL ESCENARIO BASE
(GWh)
500,000
400,000
Biomasa
Geotérmica
Hidroeléctrica
Solar
300,000
200,000
Eólica
Nucleoeléctrica
Cogeneración
Combustión Interna
Lecho Fluidizado
100,000
Carboeléctrica
Turbogás
0
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Termoeléctrica
Ciclo Combinado
Fuente: Elaborado por SENER.
En la Figura 4.8 se muestra que la generación de electricidad por ciclos combinados en los escenarios de
variación de precios de gas natural aumenta durante los primeros años hasta el 2020 respecto al año 2018,
puesto que el sistema no tiene la habilidad para reaccionar a un incremento de precios debido a la capacidad
de generación existente y al tiempo requerido para construir nuevas plantas con tecnologías alternativas.
El consumo de gas natural en los escenarios de variación de precios de gas natural es menor al del escenario
Base, porque aumenta la generación por carboeléctricas. En condiciones óptimas de suministro de gas natural,
sin ningún elemento disruptivo que afecte a su disponibilidad y/o suministro, el uso de las plantas
termoeléctricas de combustóleo es marginal, debido a su menor eficiencia y mayor costo y no se ve favorecido
por el incremento de precios de gas natural analizado.
En los tres escenarios se observa que la generación por energías renovables aumenta considerablemente hasta
el año 2031, que resultan competitivas en costos frente a centrales de ciclo combinado que presentan costos
de operación variables mayores debido al incremento de precios de gas natural.
105

FIGURA 4. 8. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD EN LOS ESCENARIOS DE VARIACIÓN DE PRECIOS DEL
GAS NATURAL
(GWh)
Fuente: Elaborado por SENER.
La generación de electricidad a partir de centrales de ciclo combinado desciende en el año 2031 respecto al
año 2018 para los tres escenarios de variación de precios de gas natural, disminuyendo el consumo de gas
natural para electricidad en el sistema hasta un 44% en el escenario GN_2 en comparación con el escenario
Base (véase Figura 4.9). Sin embargo, se observa que en el escenario GN_0.5 la disminución del consumo de
gas natural es inferior al 10% hasta el año 2028, año en el que se invierte en mayor capacidad alternativa,
como se indica en la Figura 4.6. De manera similar ocurre en el escenario GN_1, pero en este caso, al ser el
incremento del precio de gas natural mayor, las inversiones en energías renovables se adelantan y son mayores
que las del escenario GN_0.5. En el escenario GN_2, el incremento del precio de gas natural es lo
suficientemente elevado para que el sistema intente disminuir su consumo, sobre todo a partir del año 2021,
en el que puede empezar a invertir en nueva generación.
FIGURA 4. 9. DISMINUCIÓN DEL CONSUMO DE GAS NATURAL RESPECTO AL ESCENARIO BASE
(Porcentaje)
50%
GN_0.5 GN_1 GN_2
40%
30%
20%
10%
0%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER.
106

Como se mostró en la Figura 4.8, la generación de electricidad por ciclos combinados en el escenario GN_2
en el año 2031 es un 52% inferior al escenario Base; sin embargo, la capacidad total instalada en ese periodo
es sólo un 21% inferior (véase Figuras 4.5 y 4.6). Las centrales de ciclo combinado pese a operar durante
menos tiempo al año a medida que aumentan los precios de gas natural, como se indica en la Figura 4.10, en
donde se aprecia una disminución de su factor de capacidad 60 , proporcionan flexibilidad al SEN para responder
de manera eficiente y rápida a fluctuaciones en la generación de electricidad, garantizando la fortaleza del
sector eléctrico y una mayor integración de energías renovables.
FIGURA 4. 10. EVOLUCIÓN DE LOS FACTORES DE CAPACIDAD DE LAS CENTRALES DE CICLO
COMBINADO 61
80%
(Porcentaje)
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
70%
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER.
Expansión de la Red de Transmisión
Mayores precios de gas incentivan a disminuir su consumo y favorecen inversiones en energías renovables, sin
embargo, no todas las regiones del país presentan potenciales óptimos para la inversión en tecnologías eólicas,
solares o hidroeléctricas. Para asegurar que todo el SEN pueda beneficiarse de generación eléctrica a un menor
costo, a pesar de las fluctuaciones en los precios de combustibles, y a la misma vez garantizar la estabilidad
del sistema con una mayor integración de energías variables, es necesaria una expansión de la red de
transmisión de electricidad, como se indica en la Figura 4.11.
Sin una red de transmisión fortalecida, no es posible la integración de grandes cantidades de energías
fluctuantes en la matriz energética y se alcanzarían soluciones sub-óptimas a nivel regional en lugar de óptimas
a nivel nacional.
60
El factor de capacidad de una planta se calcula como el cociente entre la energía generada por la misma durante un año
y la energía generada si hubiera estado funcionando a plena carga durante ese período, conforme a los valores
nominales de potencia (potencia máxima).
61
En la Figura se representa el valor medio ponderado de todas las plantas instaladas en el país.
107

FIGURA 4. 11. EXPANSIÓN OPTIMIZADA DE LA CAPACIDAD DE LAS LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE
ELECTRICIDAD
(MW)
25,000
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
20,000
15,000
10,000
5,000
0
2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER.
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero
Un aumento de los precios de gas natural a corto plazo, es decir, en un lapso de tres años sin posibilidad de
reaccionar a los mismos diversificando la matriz energética, origina un ligero incremento de las emisiones de
gases de efecto invernadero (véase Figura 4.12) debido a la mayor generación por plantas carboeléctricas, que
tienen potenciales de emisión superiores 62 . A medida que las adiciones de capacidad de plantas renovables
aumentan, las emisiones de gases de efecto invernadero se reducen, siendo en el escenario GN_2 en el año
2031 un 25% inferior que en el escenario Base.
FIGURA 4. 12. EMISIONES DE GASES DE EFECTO INVERNADERO PARA LA GENERACIÓN ELÉCTRICA
(Mton CO2-eq)
140
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
120
100
80
60
40
20
0
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
62
Véase Tabla A.1 en Anexo metodológico
108

Fuente: Elaborado por SENER.
Una restricción del problema de optimización es lograr las metas de energía limpia establecidas por la LTE 63 .
En la Figura 4.13 se observa que estos objetivos se superan, por lo que se alcanzarían sin necesidad de la
restricción matemática, dado que las tecnologías limpias, constituyen la manera más eficiente de satisfacer la
demanda eléctrica del SEN.
Esta figura representa que cuanto mayor sea el precio de gas natural, mayor es la proporción de energías
limpias en una matriz energética optimizada, porque éstas resultan económicamente más competitivas frente
a centrales de ciclo combinado, las cuales siguen desempeñando un papel fundamental para garantizar la
estabilidad y la eficiencia del sistema eléctrico.
FIGURA 4. 13. PORCENTAJE DE GENERACIÓN DE ENERGÍA LIMPIA EN LOS DISTINTOS ESCENARIOS
(Porcentaje)
70%
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
60%
50%
40%
30%
20%
10%
0%
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030
Fuente: Elaborado por SENER.
Precios de electricidad
Según el Mercado del Día en Adelanto que forma parte del Mercado de Energía de Corto Plazo operado por el
CENACE 64 , activo desde finales de enero del 2016, se define el precio de la electricidad como el costo de
satisfacer una unidad más de demanda. Los precios de electricidad son precios nodales 65 , definidos como
Precios Marginales Locales, que incluyen componentes de energía, de congestión y de pérdidas; que capturan
el costo marginal de generar electricidad y la saturación y las pérdidas de las líneas de transmisión de
electricidad en el sistema.
El costo marginal de electricidad está dado por los costos variables de operación de los generadores, es decir,
aquellas tecnologías que tienen un costo variable más bajo, como por ejemplo plantas eólicas o solares, son
despachadas en primera instancia, y así sucesivamente. El precio de la electricidad en una hora determinada es
el costo variable de la última planta en ser despachada, que es aquella que tiene los costos variables más
elevados de todas las que se encuentran en operación.
63
Véase Figura 3.7 del presente documento, para mayor detalle.
64
http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/MercadoEnergia.aspx
65 Manual de Mercado de Energía de Corto Plazo:
http://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/MercadoOperacion/ManualesMercado.aspx
109

El precio medio de la electricidad en el SEN calculado en Balmorel representa el costo de suministrar una unidad
más de demanda de electricidad, teniendo en cuenta las congestiones a la transmisión de electricidad entre
las regiones 66 y las pérdidas asociadas a ella 67 ; mostrándose los resultados en la Figura 4.14, se observa que
el precio en el escenario Base es siempre inferior al de los escenarios con variación de precios de gas natural;
no obstante, esta diferencia se va reduciendo al instalarse nueva capacidad de generación.
Hasta el año 2021 no es posible adicionar nueva capacidad, por lo que el sistema se ve obligado a emplear
cantidades similares de gas natural, con un precio superior; por lo tanto, el precio de la electricidad aumenta
de manera proporcional al incremento del precio de gas natural. Al adicionar nueva capacidad de generación,
los precios de electricidad en los escenarios GN_0.5, GN_1 y GN_2 disminuyen, reduciéndose la diferencia
respecto al precio de la electricidad en el escenario Base; no obstante, continúan siendo generalmente
superiores.
A pesar de una mayor integración de energías renovables variables con un costo variable de cero 68 , la tecnología
que fija los precios marginales, es decir, la última unidad despachada, es en ciertas regiones y horas una planta
que quema gas natural, como una central de ciclo combinado o una unidad turbogás. Debido a la presencia de
congestiones y pérdidas en la red de transmisión, en determinadas regiones y horas, plantas con costos
variables inferiores estas pueden representar la tecnología marginal; por ejemplo, cuando hay una elevada
generación por energía eólica, disminuyendo considerablemente el precio de la electricidad en dicha región.
En la Figura 4.14 se observa como el escenario GN_2 presenta en algunos años precios de electricidad
inferiores a los escenarios GN_1 y GN_0.5, lo que es debido a que en dicho escenario GN_2 aumentan los
periodos de tiempo y/o el número de regiones donde el precio marginal de la electricidad está fijado por
tecnologías que no consumen gas natural, en comparación con los otros escenarios, disminuyendo su precio
medio de electricidad anual.
FIGURA 4. 14. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD PONDERADO POR REGIÓN DE TRANSMISIÓN EN EL
SEN
(USD/MWh)
90
Base GN_0.5 GN_1 GN_2
75
60
45
30
15
0
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Fuente: Elaborado por SENER.
66
Véase Mapa A.1 del Anexo estadístico
67
En los modelos de optimización del despacho eléctrico, el precio de la electricidad es el valor marginal o sombra de la
ecuación de balance de potencia.
68
Según los datos definidos en el Anexo Metodológico
110

En la Figura 4.15 se observa que la variación de precios en el escenario Base a lo largo del año 2031 es pequeña
en un sistema óptimo, sin considerar disrupciones en el suministro de combustibles o en la operación de plantas
y líneas de distribución y transmisión.
En el escenario GN_2 de la Figura 4.15, se observan mayores fluctuaciones en los precios de electricidad que
en el escenario Base y se evidencia que los momentos en los que los precios de electricidad son menores
coinciden con los periodos en los que la generación de electricidad por plantas eólicas y solares es superior.
Debido a una mayor integración de energías eólicas en el escenario GN_2, con una capacidad instalada un
132% superior al Base, hay ciertos periodos de tiempo y en determinadas regiones donde tecnologías con
costos variables muy pequeños son capaces de determinar el precio de electricidad.
En aquellas horas en las que los factores de capacidad de las plantas eólicas y solares son menores, la
tecnología que proporciona el precio marginal de electricidad son generalmente plantas que usan gas natural,
por lo que el incremento del precio de electricidad se corresponde con el del aumento de precio del gas natural,
ya que la capacidad de generación por energía hidroeléctrica no puede satisfacer toda la demanda.
FIGURA 4. 15. PRECIO MEDIO PONDERADO DE ELECTRICIDAD HORARIO 69 EN EL SEN Y GENERACIÓN
POR PLANTAS EÓLICAS, SOLARES E HIDROELÉCTRICAS
(USD/MWh)
100
Producción RE GN_2 Base GN_2
50000
Precio Medio Ponderado de
Electricidad en el SEN (USD/MWh)
90
80
70
60
50
40
30
20
10
40000
30000
20000
10000
Generación Eólica (MWh)
0
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dec
0
Fuente: Elaborado por SENER.
Pese a la integración de energías renovables variables en el escenario Base, cuya generación varía de manera
significativa a lo largo del año, e incluso entre periodos cortos de tiempo, la tecnología que fija el precio de la
electricidad, es decir, la última en ser despachada atendiendo a costos variables y asegurando la confiabilidad
del sistema, es mayoritariamente plantas que emplean gas, lo que se corrobora al comparar el Mapa 4.2 de
precios medios de electricidad en cada región de transmisión en el año 2031 con el Mapa 4.3 de distribución
geográfica de precios de gas natural en el mismo periodo de tiempo.
Contrastando ambos Mapas se observa que las regiones que presentan mayores precios de gas natural tienen
precios de electricidad mayores, que aquellas que tienen acceso a gas natural de menor precio; exceptuando
en algunas zonas, como en la región de Grijalva, donde debido a su capacidad hidroeléctrica y al gran potencial
eólico de la zona del istmo de Tehuantepec los precios de electricidad se mantienen inferiores pese a que
tendría acceso a gas natural de mayor precio en el año 2031.
69
Cada mes se define por medio de una semana representativa
111

MAPA 4. 2. PRECIO MEDIO DE ELECTRICIDAD POR REGIÓN DE TRANSMISIÓN 2031 (ESCENARIO
BASE)
Precio Electricidad (USD/MWh)
48.1
45.9
43.7
41.6
En el Mapa 4.3 se observa que en aquellas regiones que tienen un gran potencial eólico, hidroeléctrico y/o
solar 70 , o acceso a él a través de la red de transmisión de electricidad, los precios de electricidad presentan una
menor dependencia a las variaciones en los precios de gas natural. Sin embargo, aquellas regiones que se
encuentran más alejadas de las zonas con gran potencial de energías renovables, y en donde un aumento de
la infraestructura de transmisión de electricidad resultaría muy costoso para el sistema, los precios de
electricidad son muy dependientes de los precios del gas natural, pudiéndose incrementar hasta en un 31% en
el escenario GN_2 respecto al escenario Base en el año 2031.
MAPA 4. 3. DIFERENCIAS DE PRECIOS MEDIOS DE ELECTRICIDAD ANUALES POR REGIÓN DE
TRANSMISIÓN 2031 – ESCENARIO GN_2 VS. ESCENARIO BASE
70
Véase Mapas A.2 y A.3 en anexo estadístico.
112

Diferencia Precio Electricidad GN_2 vs. Base
31%
27%
22%
18%
4.1.4. Conclusiones
El propósito de este ejercicio de sensibilidad es proporcionar un análisis que permita identificar diferentes áreas
de oportunidad a los inversionistas y tomadores de decisiones, como la promoción de una mayor capacidad de
tecnologías limpias en la matriz de generación eléctrica, que disminuyan la dependencia del sector eléctrico
mexicano a factores externos no controlables, garantizando siempre la seguridad energética del sistema
La importancia y dependencia del gas natural en la demanda de energéticos, más específicamente en el sector
eléctrico, es muy alta en el presente y continuará así durante el periodo analizado hasta el año 2031. Por tal
motivo, la elaboración de ejercicios que muestren el comportamiento del sistema ante variaciones, ya sea del
precio o de la disponibilidad de gas natural, permite identificar los posibles impactos derivados de la
incertidumbre inherente al futuro que existe en los mercados internacionales y evitar transiciones sub-óptimas,
que encarezcan considerablemente la generación de electricidad en el país.
El estudio indica que, con una matriz de generación diversificada, con una mayor integración de energías
renovables y con una red de transmisión de electricidad fortalecida, se minimiza la vulnerabilidad del sector
eléctrico mexicano a incrementos en el precio de gas natural, reduciéndose así mismo las emisiones de gases
de efecto invernadero.
113

A. Anexo Estadístico
CUADRO A. 1. PROYECTOS EN ESTUDIO Y EN PERSPECTIVA DE ANÁLISIS EN 2015 QUE FORMAN
PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Estatus
Proyecto
Perspectiva
de Análisis
Estudio
Sin Beneficio
al SEN
Programado
PRODESEN 2015
Corredores de transmisión internos en corriente directa.
•
Identificación de necesidades de regulación dinámica de voltaje en
zonas de alta densidad de carga como: zona Bajío, Ciudad de
Monterrey y Ciudad de México
•
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de
transmisión San Bernabé – Topilejo.
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de
transmisión Tula – Querétaro Potencia Maniobras.
Repotenciación de las líneas de 400 kV en el corredor de
transmisión Tepic Dos – Cerro Blanco.
Interconexión del sistema aislado de Baja California con el SIN
Interconectar la RNT con las Redes de Energía Eléctrica de
Norteamérica y Centroamérica
•
•
•
•
• • •
1/ Un proyecto puede contener más de un estatus actual, porque éste, en su etapa de estudio, se convirtió en más de un proyecto; tal es el
caso de los corredores de transmisión de corriente directa y las líneas de interconexión con Norteamérica y Centroamérica. Fuente:
Elaborado por la SENER.
Fuente: PRODESEN 217-2031.
114

CUADRO A. 2. PROYECTOS EN ESTUDIO Y EN PERSPECTIVA DE ANÁLISIS EN 2016 QUE FORMAN
PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Estatus
Proyecto
Perspectiva
de Análisis
Estudio
Sin Beneficio
al SEN
Programado
PRODESEN 2016
Interconexión de Baja California Sur y Mulegé a SIN
•
Dos Bocas Banco 7
•
Banco de baterías 10 MW para integrar 90 MW adicionales de
capacidad de generación eléctrica renovable en Baja California Sur
•
Cambio de tensión de la línea de transmisión Nacozari –
Moctezuma
•
Revisión de la infraestructura de las interconexiones entre México-
Norteamérica y México-Centroamérica, entre los que destacan:
1. Enlace asíncrono Back to Back Ciudad Juárez, Chihuahua, – El
Paso, Texas
•
2. Enlace asíncrono Back to Back ubicado en Reynosa, Tamaulipas
3. Enlace asíncrono Back to Back entre México – Guatemala
Línea de transmisión Fronteriza en Corriente Directa que recorra la
frontera norte del país
•
Diseño de la red de transmisión y distribución de las principales
ciudades con alta densidad de carga y zonas turísticas
•
Cambio de tensión en la red de suministro de la ciudad de Tijuana
•
Red de transmisión de la ciudad de Chihuahua a La Laguna
•
Diseño de la red de transmisión para prever integración de
generación renovable en zonas de alto potencial
Análisis para continuar o incrementar las aplicaciones de redes
eléctricas inteligentes
•
•
1/ Un proyecto puede contener más de un estatus actual, porque éste, en su etapa de estudio, se convirtió en más de un proyecto; tal es el
caso de los corredores de transmisión de corriente directa y las líneas de interconexión con Norteamérica y Centroamérica. Fuente:
Elaborado por la SENER.
Fuente: PRODESEN 217-2031.
115

CUADRO A. 3. PROYECTOS PROGRAMADOS E INSTRUIDOS POR LA SENER EN 2015 QUE FORMAN
PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Transmisión Transformación Compensación
Obras
Gerencia
Tensión
kV
Equipo
Circuitos km-c MVA Transformación MVAr
Línea de Transmisión Corriente Directa Tehuantepec-Valle de México
FEOF: Ago-2020
Volcán Gordo-
Yautepec Potencia¹
Yautepec Potencia -
Topilejo 3, 6
Agustín Millan II -
Volcán Gordo 1,2
Volcán Gordo MVAr
(reactor de línea)
Xipe - Ixtepec
Potencia
Yautepec Potencia
Estación Convertidora
LCC
Ixtepec Potencia
Estación Convertidora
LCC
Central
400 1 CA 2 128.5
400 1 CA 1 68.8
400 1 CA 2 48.1
400 1 R 66.8
400 1 CA 2 100.8
500 1 EC 3600 500/400
500 1 EC 3600 500/400
Xipe Bancos 1, 2 y 3 Oriental 400 10 AT 1250 400/230
Xipe Banco 4 400 4 T 300 400/115
Xipe MVAr 400 1 R 100
Yautepec Potencia -
Ixtepec Potencia
Ixtepec Potencia -
Juile¹
+/- 500 1 CD Bipolo 1221
400 1 CA 2 138.7
Playacar -
Chankanaab II 4
Playa del Carmen -
Playacar 5
Chankanaab II Bancos
3 y 4
Línea de Transmisión Corriente Alterna Submarina Playacar - Chankanaab
Peninsular
FEOF: Abr-2020
115 1 CA 1 25
115 1 CA 1 2.5
115 2 T 120 115/34.5
Chankanaab II MVAr 34.5 1 CAP 6
Chankanaab MVAr 34.5 1 CAP 6
Cozumel MVAr 34.5 1 CAP 6
Línea de Transmisión Corriente Alterna en Puebla
FEOF: Dic-2019
Puebla Dos-Lorenzo
Potencia 1
Oriental 400 1 CA 2 21.2
Línea de Transmisión Corriente Alterna en Tapachula, Chiapas
FEOF: Sep-2019
Angostura -
Tapachula Potencia 2
Tapachula Potencia
MVAr (reactor de
línea)
Oriental
400 1 CA 2 193.5
400 1 R 100
Compensación de la zona Guanajuato
116

FEOF: Abr-2019
Guanajuato MVAr
115 1 CAP 22.5
Santa Fe II MVAr Occidental 115 1 CAP 30
Lagos Galera MVAr 115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Querétaro
FEOF: Abr-2019
Buenavista MVAr
115 1 CAP 22.5
Dolores Hidalgo MVAr 115 1 CAP 22.5
La Fragua MVAr Occidental 115 1 CAP 22.5
La Griega MVAr 115 1 CAP 22.5
Querétaro Oriente
MVAr
115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Apatzingán
FEOF:Abr-2018
Cerro Hueco MVAr
(traslado) 7
Occidental 69 1 CAP 8.1
Compensación de las zonas San Luis y Mexicali
FEOF:Sep-2018
Hidalgo MVAr
Baja
161 1 CAP 21
Packard MVAr
California
161 1 CAP 21
Compensación de las zona de Ensenada
FEOF:Sep-2018
San Simón MVAr
Baja
California
115 1 CAP 7.5
Compensación de las zonas Guasave
FEOF:Abr-2017
Guamúchil Dos MVAr Noroeste 115 1 CAP 22.5
Compensación de la zona Tijuana
FEOF: Sep-2018
Guerrero MVAr
Baja
69 1 CAP 16
México MVAr
California
69 1 CAP 16
Compensación de la zona Los Cabos y La Paz
FEOF: Sep-2018
Santiago MVAr
Baja 115 1 CAP 7.5
California
Bledales MVAr Sur 115 1 CAP 12.5
Notas:
1/Tendido del primer circuito. 2/Tendido del segundo circuito. 3/Recalibración. 4/Cable Submarino. 5/Circuito o tramos subterráneo.
6/Reemplazo de equipamiento serie y repotenciación del circuito en calibre 113 ACSR conductor de alta temperatura para incremento en
capacidad 1500 MVA. 7/ Obra por cambio de alcance
FEOF: Fecha de entrada en operación factible. CA: Corriente Alterna. CD: Corriente Directa. CAP: Capacitor. R: Reactor. T: Transformador.
AT: Autotransformador. EC: Estación Convertidora.
Fuente: Elaborado por la SENER.
117

CUADRO A. 4. PROYECTOS PROGRAMADOS E INSTRUIDOS POR LA SENER EN 2016 QUE FORMAN
PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
Obras
Gerencia
Tensi
ón kV
Equi
po
Transmisión
Circui
tos
kmc
Transformación
MV
A
Transform
ación
Compensa
ción
MVAr
Cucapah-Seri
Interconexión Baja California - SIN
FEOF: Abr-2021
± 500 1 CD Bipolo
Cucapah - Sánchez Taboada 2 230 1 CA 2 10
Cucapah entronque Centenario - Sánchez Taboada 230 1 CA 2 2
Baja
Cucapah entronque Wisteria - Cerro Prieto II 230 1 CA 2 2
California
Eólica Rumorosa-Cucapah 400 1 CA 2 170
Eólica Rumorosa - La Herradura 400 1 CA 2 120
La Herradura - Tijuana 3 400 1 CA 2 32
Santa Ana - Nacozari
400 1 CA 2 160
Noroeste
Seri Estación Convertidora VSC ± 500 1 EC
Cucapah Estación Convertidora VSC
± 500 1 EC
Cucapah Bancos 1 y 2 ± 400 7 AT
Baja
La Herradura Bancos 1 y 2
California
± 400 7 AT
1,4
00
18
00
18
00
87
5
87
5
± 500/400
± 500/400
± 400/230
± 400/230
Eólica Rumorosa MVAr (reactor en línea) 400 1 R 67
Eólica Rumorosa MVAr (reactor en línea) 400 1 R 50
Santa Ana MVAr (reactor en línea) Noroeste 230 1 R 21
Enlace asíncrono Back to Back de 150 MW en Nogales, Sonora – Arizona, EUA
FEOF: Abr-2019
Nogales Aeropuerto-Back to Back Nogales, EUA
Tramo 1 1
Nogales Aeropuerto-Back to Back Nogales, EUA
Tramo 1 2
Noroeste
Nogales Aeropuerto MVAr 230
230 1 CA 2 16
230 1 CA 2 11
1
CAP
Red de Transmisión para el Aprovechamiento de los Recursos Eólicos de Tamaulipas
35
FEOF: Jun-2021
Jacalitos - Regiomontano 1
400 1 CA 2 180
Reynosa Maniobras - Jacalitos 400 1 CA 2 66
Aeropuerto-Reynosa Maniobras 1 Noreste 400 1 CA 2 29
Jacalitos MVAr (reactor de bus) 400 1 R 133.3
Jacalitos MVAr (reactor de línea) 400 1 R 66.7
Chichi Suárez Banco 1
FEOF: Mar-2020
Chichi Suárez Entronque Norte - Kanasin Potencia Peninsular 230 1 CA 4
14.
8
118

Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Cholul 115 1 CA 2 0.2
Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Izamal 115 1 CA 2 9
Chichi Suárez Entronque Nachi-cocom - Itzimná 115 1 CA 2 0.2
Chichi Suárez Entronque Norte - Kopté 115 1 CA 2 1
Chichi Suárez Banco 1 230 4 T
Potrerillos Banco 4
FEOF: Transmisión Abr-2020 y Transformación Oct-2020
30
0
230/115
Potrerillos entronque León I - Ayala
115 1 CA 2 32
Potrerillos - San Roque 1 Occidenta
115 1 CA 2 8
Potrerillos Banco 4
l
400 4 T
León Tres Banco 3 (Traslado) 230 3 AT
Guadalajara Industrial - Bugambilias (tramo 1) 3, 5
Recalibración Guadalajara Industrial - Bugambilias
(tramo 3) 6
Guadalajara Industrial
FEOF: Abr-2019
230 1 CA 4 4.5
69 1 CA 1 1.8
Guadalajara Industrial - Bugambilias (tramo 2) 1 69 1 CA 2 4.5
Guadalajara Industrial entronque Miravalle-Álamos
69 1 CA 2 9
Higuerillas-Álamos
Occidenta
l
Guadalajara Industrial - Las Pintas 69 1 CA 1 2.9
Santa Cruz-Parques Industriales 1 69 1 CA 1 1.7
Santa Cruz entronque-San Agustín-Acatlán 69 1 CA 2 0.1
50
0
10
0
400/115
230/115
Guadalajara Industrial Banco 2
4 T
30
0
230/69
Zona La Laguna
FEOF: Abr-2023
Torreón Sur - Takata 6
115 1 CA 1 5.3
Takata - Torreón Oriente 6 115 1 CA 1 5.2
Torreón Sur - Maniobras Mieleras 6 115 1 CA 1 5
Maniobras Mieleras - Diagonal 6 Norte 115 1 CA 1 7.2
Torreón Sur - Torreón Oriente 6 115 1 CA 1
Torreón Oriente - California 115 1 CA 2 5.3
Torreón Sur Banco 3 400 3 T
13.
4
37
5
400/115
Notas:
1/Tendido del primer circuito. 2/Tendido del segundo circuito. 3/Recalibración. 4/Cable Submarino. 5/Circuito o tramos subterráneo.
6/Reemplazo de equipamiento serie y repotenciación del circuito en calibre 113 ACSR conductor de alta temperatura para incremento en
capacidad 1500 MVA. 7/ Obra por cambio de alcance
FEOF: Fecha de entrada en operación factible. CA: Corriente Alterna. CD: Corriente Directa. CAP: Capacitor. R: Reactor. T: Transformador.
AT: Autotransformador. EC: Estación Convertidora.
Fuente: Elaborado por la SENER.
119

CUADRO A. 5. PROYECTOS DE TRANSMISIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
(Kilovolt; kilómetro-circuito)
Clave o
Nombre del
Proyecto
Líneas de Transmisión
Tensió
n (kV)
Núm. de
Circuito
s
Longitu
d (km-c)
Fecha
Necesari
a
Fecha
Factibl
e
Gerencia
de
Control
Regional
PROYECTOS POR INSTRUIR
Atlacomulco
Potencia -
Almoloya
Veracruz II –
Tamarindo II
Cable
Subterráneo
Veracruz I-
Mocambo
Culiacán
Poniente
entronque
Choacahui – La
Higuera
Maneadero
entronque
Ciprés-Cañón
Kilómetro 110 -
Tulancingo
Ayutla -
Papagayo
Manuel Moreno
Torres – San
Cristóbal
Oriente
Incremento de
Capacidad de
Transmisión
entre las
Regiones
Puebla–
Temascal,
Temascal–
Coatzacoalcos,
Temascal–
Grijalva y
Grijalva-
Tabasco
Irapuato II
Banco 3
(traslado)
Líneas Conín –
Marqués
Oriente y San
Ildefonso -
Tepeyac
El Mayo
entronque
Navojoa
Industrial - El
Carrizo
Interconexión
SIN-BCS
Atlacomulco Potencia - Almoloya 2/ 400 2 28.0 abr-18 dic-18 Central
Veracruz II - Tamarindo II 1/ 115 2 36.0 abr-15 abr-20 Oriental
Veracruz I - Mocambo 8/ 115 1 4.3 abr-15 abr-20 Oriental
Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera (A3N40) 400 2 0.4 abr-18 abr-19 Noroeste
Maneadero entronque Ciprés - Cañón 115 2 6.0 abr-17 abr-19
Baja
California
Kilómetro 110 - Tulancingo 85 1 4.2 sep-16 sep-19 Central
Ayutla - Papagayo 115 1 56.0 abr-16 abr-20 Oriental
Manuel Moreno Torres - San Cristóbal Oriente 1/ 115 2 60.0 abr-16 abr-20 Oriental
Puebla II - San Lorenzo Potencia (A3930 y A3T20) 400 2 - abr-16 abr-20 Oriental
Juile - Ixtepec Potencia (A3V30 y A3V40) 400 2 - abr-16 abr-20 Oriental
Irapuato I - Irapuato II (recalibración) 3/ 115 2 18.0 abr-19 abr-20
Conin - Marqués Oriente 2/ 115 2 5.0 abr-20 abr-20
Tepeyac - San Ildefonso 2/ 115 2 9.5 abr-20 abr-20
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
El Mayo entronque Navojoa Industrial - El Carrizo 115 2 1.2 abr-18 abr-20 Noroeste
Coromuel entronque Punta Prieta II - Palmira 115 2 4.0 abr-22 abr-22
Villa Constitución - Olas Altas 230 2 394.0 abr-22 abr-22
Olas Altas - Pozo de Cota 1/ 230 2 130.0 abr-22 abr-22
Baja
California
Sur
Baja
California
Sur
Baja
California
Sur
El Infiernito - Mezquital 4/ ±400 Bipolo 300.0 abr-22 abr-22 Mulegé
El Infiernito - Bahía de Kino 4/, 7/ ±400 Bipolo 210.0 abr-22 abr-22 Mulegé
Mezquital - Villa Constitución 4/ ±400 Bipolo 698.0 abr-22 abr-22 Mulegé
Bahía de Kino - Esperanza 4/ ±400 Bipolo 100.0 abr-22 abr-22 Noroeste
Esperanza - Seri 400 2 110.0 abr-22 abr-22 Noroeste
120

Morelos - Tianguistenco 230 1 15.0 abr-20 abr-21 Central
Tlaltizapán Potencia - Yautepec Potencia 2/ 400 2 33.0 abr-20 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia entronque Yautepec Potencia - Volcán
Gordo
400 2 0.5 abr-20 abr-21 Oriental
Tlaltizapán
Potencia Banco
1
Yautepec Potencia - Zapata (93500 y 93190) 13/ 230 2 - abr-21 abr-21 Oriental
Yautepec Potencia - Cementos Moctezuma (93300) 13/ 230 1 - abr-21 abr-21 Oriental
Zapata - Cementos Moctezuma (93200) 13/ 230 1 - abr-21 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia entronque Tezoyuca - Jojutla 115 2 0.5 abr-20 abr-21 Oriental
Tlaltizapán Potencia - Tepalcingo 115 1 25.0 abr-20 abr-21 Oriental
Suministro de
energía en
Oaxaca y
Huatulco
Transformación
Guadalajara
Oriente y
Zapotlanejo
Valle del
Mezquital
Banco 1
Línea Silao
Potencia – Las
Colinas
Línea Calera –
Calera
Industrial
Hermosillo
Misión - Quirog
a
Línea Dynatech
– Rolando
García Urrea
Bácum - Ciudad
Obregón Dos
Las Mesas
Banco 1
El Arrajal Banco
1
Rubí entronque
Cárdenas -
Guerrero
LT Frontera
entronque
Industrial -
Universidad
Interconexión
Baja California
– Imperial
Irrigation
District
San Jacinto Tlacotepec - Pinotepa Nacional 1/ 115 2 77.0 abr-16 abr-21 Oriental
Jalapa de Díaz - Oaxaca Potencia 2/ 400 2 152.0 abr-21 abr-21 Oriental
Guadalajara Oriente entronque Puente Grande II - Guadalajara
II
69 2 10.0 abr-20 abr-20
Guadalajara Oriente - Zalatitlán 69 1 7.5 abr-20 abr-20
Guadalajara II - Parque Industrial 69 1 3.2 abr-20 abr-20
Guadalajara II - El Salto 69 1 5.7 abr-20 abr-20
Valle del Mezquital entronque C.H. Zimapán - Dañu (93050) 230 2 0.2 abr-20 abr-20
Valle del Mezquital entronque Zimapán - Tap Zimapán
(73260)
115 2 0.2 abr-20 abr-20
Valle del Mezquital - Tap Zimapán 115 1 3.0 abr-20 abr-20
Silao Potencia - Las Colinas 1/, 2/, 11/ 115 1 15.4 abr-21 abr-21
Calera - Calera Industrial 3/ 115 1 7.0 abr-20 abr-20
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Quiroga - Misión 8/ 115 1 7.5 abr-20 abr-20 Noroeste
Dynatech Rolando García Urrea 115 1 3.0 abr-21 abr-21 Noroeste
Bácum - Ciudad Obregón Dos 8/ 115 1 1.4 abr-21 abr-21 Noroeste
Las Mesas - Huejutla II 115 1 50.0 abr-21 abr-21 Noreste
Cerro Prieto II - El Arrajal 1/ 230 2 125.0 abr-22 abr-22
El Arrajal - San Felipe 1/ 115 2 50.0 abr-22 abr-22
Rubí entronque Cárdenas - Guerrero 8/, 9/ 115 2 8.0 abr-19 abr-19
Frontera entronque Industrial - Universidad 8/, 9/ 115 2 6.0 abr-20 abr-20
González Ortega entronque Mexicali Oriente - Cerro Prieto IV 161 2 0.6 abr-19 abr-19
Mexicali Oriente - Punto de Interconexión Frontera (Gateway)
1/, 15/
Parque Industrial San Luis - Punto de Interconexión Frontera
(Pilot Knob) 1/
161 2 3.0 abr-19 abr-19
230 2 5.0 abr-19 abr-19
Chapultepec entronque Cerro Prieto II - San Luis Rey 12/ 230 2 8.0 abr-19 abr-19
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Baja
California
Escárcega Potencia - Punto de inflexión Sabancuy 2/ 230 2 63.0 abr-21 abr-21 Peninsular
Puerto Real
Bancos 1 y 2
Punto de inflexión Sabancuy - Puerto Real 14/ 230 2 35.6 abr-21 abr-21 Peninsular
Puerto Real - Palmar 34.5 2 35.6 abr-21 abr-21 Peninsular
Manlio Fabio Altamirano - Olmeca 1/, 10/ 400 2 20.0 may-18 abr-22 Oriental
121

Olmeca - Temascal III 1/, 10/ 400 2 105.0 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Dos Bocas - Infonavit 10/ 115 2 0.5 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Dos Bocas - Veracruz I 10/ 115 2 0.5 may-18 abr-22 Oriental
Olmeca entronque Veracruz I - J.B. Lobos 10/ 115 2 3.0 may-18 abr-22 Oriental
Copainalá entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso
(A3050)
Copainalá entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso
(A3150)
400 2 2.0 abr-22 abr-22 Oriental
400 2 2.0 abr-22 abr-22 Oriental
Copainalá - Chicoasén II 400 2 1.0 abr-22 abr-22 Oriental
Interconexión
Sureste-
Peninsular
Kantenáh entronque Dzitnup - Riviera Maya (A3Q60) 400 2 60.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh entronque Dzitnup - Riviera Maya (A3Q70) 400 2 60.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Playa del Carmen 115 2 30.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario - Punto de Inflexión Balam 115 2 10.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Punto de Inflexión Balam - Balam 115 1 7.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Punto de Inflexión Balam - Punta Sam 115 1 9.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario - Yaxché 115 1 8.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Leona Vicario 1/ 400 2 70.0 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh - Copainalá 4/ ±500 Bipolo 1,800.0 abr-22 abr-22 Peninsular
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
Tecate II - El Encinal I 1/ 115 2 8.6 may-16 ene-17
Baja
California
Ixtapa Potencia - Pie de La Cuesta Potencia 400 2 415.4 nov-09 oct-17 Oriental
706C
Regiomontano - San Roque 115 2 40.8 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Lajas (A3740) 400 2 27.4 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano - Cadereyta 115 2 15.2 may-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Tecnológico 115 2 22.0 may-16 may-17 Noreste
718
Mexicali II - Tecnológico 230 2 18.8 feb-17 jun-17
González Ortega entronque Mexicali II - Ruiz Cortines 161 2 12.4 feb-17 jun-17
Derramadero entronque Ramos Arizpe Potencia - Primero de
Mayo
Baja
California
Baja
California
400 2 7.4 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero entronque Saltillo - Frightliner 115 2 5.0 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero entronque Álamo - Agua Nueva 115 2 8.6 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero - Chrysler 115 1 3.5 jul-17 jul-17 Noreste
Derramadero - Saltillo 115 1 4.1 jul-17 jul-17 Noreste
Mina - Central Diésel Santa Rosalía 34.5 2 2.2 oct-11 jun-18 Mulegé
Lago entronque Madero - Esmeralda 6/, 8/ 230 2 45.6 nov-15 nov-18 Central
1116D
Teotihuacán - Lago 6/ 400 2 29.4 nov-15 nov-18 Central
Monte Real entronque Aeropuerto San José del Cabo - San
José del Cabo
115 2 4.6 jun-13 dic-17
Baja
California
Sur
Victoria - Nochistongo 230 2 67.2 dic-16 dic-18 Central
Huehuetoca - PI Nochistongo 85 2 16.6 dic-16 dic-18 Central
1201E
Chimalpa II entronque Nopala - San Bernabé 400 2 3.2 oct-16 feb-17 Central
Chimalpa II entronque Remedios - Águilas 230 4 17.2 oct-16 feb-17 Central
122

El Fraile - Ramos Arizpe Potencia (L1) 400 2 105.4 oct-17 feb-18 Noreste
El Fraile - Ramos Arizpe Potencia (L2) 1/ 400 2 30.9 oct-17 feb-18 Noreste
El Fraile entronque Las Glorias - Villa de García 400 2 2.8 oct-17 feb-18 Noreste
Chicoasén II entronque Manuel Moreno Torres - Malpaso Dos 400 2 8.0 nov-17 dic-17 Oriental
Cereso - Terranova 1/ 230 2 12.9 abr-17 abr-18 Norte
Cereso entronque Samalayuca - Reforma (93280) 230 2 1.2 abr-17 abr-18 Norte
Cereso entronque Samalayuca - Reforma (93150) 230 2 0.9 abr-17 abr-18 Norte
Cereso entronque Samalayuca II - Paso del Norte 230 2 2.0 abr-17 abr-18 Norte
Cahuisori Potencia entronque CM Cahuisori - Gamón Lake 115 2 1.0 mar-17 mar-17 Norte
1302
Cahuisori Potencia entronque CM Cahuisori - Agnico Eagle 115 2 1.0 mar-17 mar-17 Norte
Canatlán II Potencia entronque Durango II - Canatlán II Tramo
1
115 2 2.8 feb-17 feb-17 Norte
Durango II - Canatlán II Potencia 1/ 230 2 3.6 feb-17 feb-17 Norte
Canatlán II Potencia entronque Durango II - Canatlán II Tramo
2
115 1 7.0 feb-17 feb-17 Norte
Cereso - Moctezuma 1/, 5/ 400 2 158.7 abr-17 abr-18 Norte
Champayán - Güémez 1/ 400 2 178.8 abr-16 may-17 Noreste
Güémez - Regiomontano 1/ 400 2 231.5 abr-16 may-17 Noreste
Regiomontano entronque Huinalá - Lajas (A3270) 400 2 30.0 abr-16 may-17 Noreste
1410
Guaymas Cereso - Bácum 2/ 400 2 94.7 nov-16 nov-17 Noroeste
Seri - Guaymas Cereso 400 2 236.8 nov-16 nov-17 Noroeste
Empalme CC - Guaymas Cereso 1/ 230 2 8.6 nov-16 nov-17 Noroeste
Empalme CC entronque Planta Guaymas II - Obregón III L1 230 2 17.1 nov-16 nov-17 Noroeste
Empalme CC entronque Planta Guaymas II - Obregón III L2 230 2 15.1 nov-16 nov-17 Noroeste
Hermosillo IV - Hermosillo V 2/ 230 2 36.1 nov-16 nov-17 Noroeste
Seri entronque Hermosillo IV - Hermosillo V 230 4 17.2 nov-16 nov-17 Noroeste
Choacahui - Bácum 400 2 249.1 jul-19 jul-19 Noroeste
1603
Choacahui entronque Louisiana - Los Mochis II 230 2 26.8 jul-19 jul-19 Noroeste
Santa Isabel - Mexicali II 2/ 161 4 13.5 abr-16 ago-17
Camino Real entronque Punta Prieta II - El Triunfo 115 2 0.4 abr-16 feb-17
Baja
California
Baja
California
Sur
Culiacán Poniente entronque Choacahui - La Higuera 400 2 0.4 mar-17 jun-17 Noroeste
Culiacán Poniente - Punto de Inflexión Culiacán I 115 2 32.6 mar-17 jun-17 Noroeste
Culiacán Poniente - Punto de Inflexión Culiacán Poniente 115 1 5.3 mar-17 jun-17 Noroeste
Culiacán Poniente entronque La Higuera - Navolato 115 2 31.9 mar-17 jun-17 Noroeste
1653
1655
Punto de Inflexión Culiacán I - LT Culiacán I - Tres Ríos 115 2 6.2 mar-17 jun-17 Noroeste
Querétaro Potencia Maniobras - Santa María 1/ 400 2 27.0 ene-17 jun-17
Tlajomulco entronque Acatlán - Atequiza 400 2 1.6 feb-17 may-17
Tlajomulco entronque Colón - Guadalajara II 230 2 1.6 feb-17 may-17
Tlajomulco entronque Guadalajara Industrial - Guadalajara II 230 2 1.8 feb-17 may-17
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Xpujil - Xul-Ha 230 2 208.0 mar-17 abr-17 Peninsular
123

Escárcega Potencia - Xpujil 2/ 230 2 159.0 mar-17 abr-17 Peninsular
Empalme CC entronque Bácum - Seri L1 400 2 15.4 nov-16 oct-17 Noroeste
Empalme CC entronque Bácum - Seri L2 400 2 16.4 nov-16 oct-17 Noroeste
Pueblo Nuevo - Obregón IV 1/ 400 2 87.1 nov-16 oct-17 Noroeste
Hermosillo Aeropuerto - Esperanza 2/ 230 2 58.7 abr-18 may-18 Noroeste
Esperanza entronque Punto P - Subestación Dos 115 2 0.3 abr-18 may-18 Noroeste
Bácum - Obregón IV 230 2 45.4 abr-17 may-18 Noroeste
Bácum entronque Empalme CC - Obregón III 230 2 18.0 abr-17 may-18 Noroeste
1701
Santa Ana - Nogales Aeropuerto 230 2 102.6 abr-17 may-18 Noroeste
Pozo de Cota - El Palmar 230 2 54.2 abr-18 ene-19
Central Diésel Los Cabos - Pozo de Cota 115 2 16.0 abr-18 ene-19
Silao Potencia entronque Romita - Silao I 115 2 1.0 abr-18 jul-18
Baja
California
Sur
Baja
California
Sur
Occidenta
l
El Encino - Moctezuma 2/ 400 2 207.0 sep-18 sep-18 Norte
Cuauhtémoc II - Quevedo 2/ 230 2 92.7 feb-19 feb-19 Norte
Cuauhtémoc II - Manitoba 115 2 56.0 feb-19 feb-19 Norte
1716
Quevedo - Campo 108 115 2 137.0 feb-19 feb-19 Norte
Azufres III (U-18 ) - Tap Azufres Switcheo 115 1 1.5 dic-17 feb-18
Azufres Switcheo - Azufres Switcheo Sur 115 1 6.0 dic-17 feb-18
Occidenta
l
Occidenta
l
Texcoco - La Paz 3/ 400 2 52.1 nov-15 dic-17 Central
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
Atotonilquillo entronque San Jorge - Poncitlán 115 2 0.6 jul-17 jul-18
Occidenta
l
Angostura - Comitán 115 2 80.0 sep-08 abr-22 Oriental
756
Laguna de Coyuca entronque Pie de La Cuesta - Mozimba 115 2 3.1 dic-18 dic-18 Oriental
Fundición - Navojoa Norte 115 1 24.5 jun-10 mar-17 Noroeste
Janos - Monteverde 115 1 38.9 jun-17 jul-17 Norte
Terranova - Rayón 115 1 4.3 jun-19 jun-19 Norte
914B
Oblatos entronque Colimilla - Guadalajara Oriente 69 2 3.3 dic-14 ene-18
Tepatitlán - Cuquio 115 1 38.7 may-16 dic-17
Occidenta
l
Occidenta
l
Comalcalco Sur entronque Comalcalco - Tulipán 115 2 4.0 nov-09 feb-18 Oriental
Ocotlán Oaxaca entronque La Cienega - Minera Cuzcatlán 115 2 0.3 nov-09 ago-20 Oriental
Xoxtla entronque San Lorenzo Potencia-Tonantzintla 115 2 0.1 dic-18 dic-18 Oriental
Xalostoc entronque Zocac - Cuauhtemoc 115 2 6.0 dic-20 dic-20 Oriental
1128C
Cuetzalan entronque Teziutlán II - Papantla Potencia 115 2 40.6 feb-17 may-17 Oriental
Villa Unión - Rosario - Esquinapa 115 2 61.0 jun-11 jun-19 Noroeste
Bamoa entronque San Rafael - Guasave 115 1 25.2 dic-11 ago-17 Noroeste
1210F
Progreso - Bacum 115 1 16.8 dic-10 ago-17 Noroeste
Kohunlich (Parque Industrial) entronque Popolnah - Canek 115 2 3.0 may-12 feb-18 Peninsular
124

Ucú entronque Poniente - Hunucmá 115 2 0.3 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella entronque Güémez - Victoria 115 2 0.6 dic-16 dic-17 Noreste
Rangel Frías entronque San Nicolás - Universidad 115 2 3.0 dic-21 dic-21 Noreste
Ruiz Cortinez entronque Juan José Ríos - Leyva Solano 115 2 2.0 sep-13 feb-18 Noroeste
Navojoa Oriente entronque Pueblo Nuevo - Navojoa Norte 115 2 1.1 dic-13 jun-17 Noroeste
1210I
Nainari entronque Ciudad Obregón II - Ciudad Obregón III 115 2 0.3 dic-13 ago-17 Noroeste
Yal-Kú entronque Aktun-Chen - Playa del Carmen 115 2 1.0 dic-13 jul-20 Peninsular
Mandinga entronque El Tejar - Paso del Toro 115 2 17.1 dic-13 jun-17 Oriental
Aeropuerto entronque Veracruz II - Dos Bocas 115 2 2.2 mar-17 nov-17 Oriental
Los Reyes entronque La Paz - Aurora 230 2 2.8 ago-13 abr-17 Central
Culhuacán - Xochimilco 230 2 8.6 ago-13 ago-17 Central
Aragón entronque Esmeralda - Xalostoc 230 2 3.0 ago-13 ene-18 Central
1211D
Morales - Jamaica 85 1 16.0 ago-13 ene-18 Central
Nonoalco - Buentono 85 1 3.1 ago-13 ene-18 Central
Jamaica - Buentono 85 1 4.1 ago-13 ene-18 Central
San Cristóbal entronque Jarachina - Pemex 138 2 0.4 jun-12 dic-18 Noreste
Lázaro Cárdenas - Meoqui 115 1 9.3 oct-17 oct-17 Norte
Meoqui - Francisco Villa 115 1 14.5 oct-17 oct-17 Norte
1212F
Conalep entronque Macuspana II - El Zopo 115 2 5.0 dic-13 jul-18 Oriental
El Castillo - Naolinco 115 2 12.0 dic-12 may-19 Oriental
Tecnológico Hillo entronque Hermosillo Loma - Ladrilleras 115 2 2.4 jun-14 jul-17 Noroeste
Quiroga - Bagotes 115 1 5.8 jun-13 may-18 Noroeste
Caracol entronque Cerro Gordo - Valle de México 230 2 1.0 dic-14 nov-17 Central
Chicoloapan entronque Chapingo - Aurora 230 2 18.0 dic-14 ago-19 Central
1212H
Cumbres - San Cristóbal - Santander 138 1 16.5 jun-15 dic-18 Noreste
Mirador entronque Plaza - Tecnológico 115 2 2.0 jul-15 dic-18 Noreste
Chávez Uno - Batopilas 1/ 115 2 17.2 ene-18 ene-18 Norte
Namiquipa entronque Ruiz Cortines - Nicolás Bravo 115 2 0.4 ene-18 oct-18 Norte
Villas del Cedro entronque La Higuera - Culiacán I 115 2 4.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Guamúchil - Angostura 115 1 10.0 jul-15 ene-20 Noroeste
1212I
San Carlos - Los Algodones 115 2 8.0 may-14 ene-20 Noroeste
Ocuca entronque Santa Ana - Cerro Cañedo 115 2 0.2 dic-14 feb-20 Noroeste
Balam - Kekén 115 1 4.3 mar-17 dic-18 Peninsular
Cosoleacaque entronque Chinameca II - Acayucan 115 2 4.0 mar-17 jul-18 Oriental
Xochitla entronque Victoria - Nochistongo 230 2 0.8 dic-14 abr-18 Central
1320E
Lago de Guadalupe entronque Cofradía - Remedios 230 2 0.4 mar-17 abr-18 Central
Condesa - Diana 230 1 1.2 mar-17 abr-18 Central
Condesa - Tacubaya 230 1 4.6 mar-17 abr-18 Central
125

Aeropuerto entronque Aurora - Santa Cruz 230 2 17.0 dic-22 dic-22 Central
Sendero entronque Progreso - San Luis Potosí II 115 2 4.0 may-15 may-18
Occidenta
l
Acuitlapilco entronque Contla - Santa Ana Chiautempam 115 2 2.0 dic-18 dic-18 Oriental
Obispado entronque Jerónimo - Orión 115 1 2.0 jun-16 dic-18 Noreste
Revolución entronque Valle Verde - California 115 2 10.0 oct-17 oct-17 Norte
1323B
Aguascalientes I - Calvillo - Salitre 115 1 52.0 abr-15 dic-18
Aguascalientes Potencia Peñuelas - Encarnación 115 1 21.8 abr-15 abr-19
San Luis de la Paz - San José Iturbide 115 1 28.2 abr-15 abr-19
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Santa María entronque Guasave - Hernando de Villafañe 115 2 0.1 may-15 feb-20 Noroeste
Lomas de Anza - Industrial San Carlos 115 1 7.7 may-16 feb-20 Noroeste
La Reina entronque Las Trancas - Cementos Moctezuma 115 2 0.5 dic-16 mar-18 Oriental
1420C
Popular - Lucero 115 1 17.2 feb-18 oct-18 Norte
El Trébol entronque Mesteñas - Oasis 115 2 25.5 feb-18 oct-18 Norte
Elena entronque Polvorín - Enertek 115 2 1.3 dic-16 dic-17 Noreste
Parque Industrial Linares entronque Lajas - Linares 115 1 0.7 dic-17 dic-18 Noreste
Papantla Distribución entronque Tajín - Tepeyac 115 2 0.4 ago-18 ago-18 Oriental
1420F
La Manga entronque Hermosillo IV - SE Punto P 115 2 1.0 dic-16 mar-20 Noroeste
Domingo Viejo entronque Monterrey Potencia - Propasa 115 1 0.7 dic-16 dic-18 Noreste
San Vicente entronque Nuevo Vallarta - Jarretaderas 115 2 2.0 dic-17 dic-18
Juan José entronque Sayula - Ciudad Guzmán 115 2 12.0 dic-17 feb-18
Occidenta
l
Occidenta
l
Redes Atlacomulco (LT) 13.8 1 12.7 dic-17 may-19 Central
Redes reordenamiento Valle de Bravo (LT) 13.8 1 48.4 dic-17 jun-19 Central
Redes conversión aéreo-subterráneo Chapa de Mota Centro
(KM-C)
23 1 2.0 dic-17 sep-20 Central
Redes conversión aéreo-subterráneo Temoaya Centro (KM-C) 23 1 3.0 dic-17 oct-20 Central
Redes conversión aéreo Subterráneo Tejupilco (KM-C) 13.8 1 5.7 dic-17 oct-20 Central
1420G
Redes conversión aéreo-subterráneo Ciudad Altamirano
Centro (MVA)
13.8 1 9.9 dic-17 oct-20 Central
Redes SE Ruiz Cortinez 34.5 1 8.1 dic-17 sep-20
Baja
California
Redes Guerrero Negro 34.5 1 10.2 dic-17 sep-20 Mulegé
Chinitos entronque Pericos - Guamúchil 115 1 26.6 dic-17 mar-20 Noroeste
El Fuerte Penal entronque El Fuerte - Carrizo 115 2 0.2 dic-17 abr-20 Noroeste
El Fuerte Penal entronque Los Mochis II - El Fuerte 115 2 0.4 dic-17 abr-20 Noroeste
La Higuera - Costa Rica 115 1 20.2 dic-17 may-20 Noroeste
Isla de Tris entronque Sabancuy - Carmen 115 2 0.4 dic-17 abr-20 Peninsular
1520C
Zacatlán entronque Chignahuapan - Tetela de Ocampo 115 1 25.0 dic-17 dic-20 Oriental
Aluminio entronque Veracruz Dos - Jardín 115 2 0.2 mar-19 mar-19 Oriental
Gaviotas entronque Villahermosa II - Ciudad Industrial 115 2 2.4 oct-20 oct-20 Oriental
1520D
Pakal - Na entronque Los Ríos - Palenque 115 2 6.0 ene-19 ene-19 Oriental
Bonfil - Papagayo 115 1 24.0 dic-17 may-20 Oriental
126

Tuxtepec III entronque Cerro de Oro - Benito Juárez C1 115 2 26.0 dic-17 may-20 Oriental
Tuxtepec III entronque Cerro de Oro - Benito Juárez C2 115 2 20.0 dic-17 may-20 Oriental
Canticas - Vista Mar (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 1.6 dic-17 mar-18 Oriental
Canticas - López Mateos (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 3.2 dic-17 mar-18 Oriental
López Mateos - Pajaritos (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 5.0 dic-17 mar-18 Oriental
Pajaritos Dos - Puerto Franco (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 0.8 dic-17 mar-18 Oriental
1521D
Vistamar - Puerto Franco (Sust. Aéreo - Subterráneo) 115 1 6.2 dic-17 mar-18 Oriental
Pajaritos Dos - Puerto Franco - López Mateos 115 2 10.9 dic-17 mar-18 Oriental
Redes Tlalixtaquilla 13.8 1 12.4 dic-17 may-18 Oriental
Redes Zapotitlán 13.8 1 75.8 dic-17 may-18 Oriental
Redes Atlatlahuacan 13.8 1 11.0 dic-17 may-18 Oriental
1521E
Reducción de pérdidas Área Chalco (KM-C) 23 1 238.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ayotla (KM-C) 23 1 233.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Ixtapaluca (KM-C) 23 1 242.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Chalco Rural (KM-C) 23 1 220.0 may-17 jun-18 Central
Reducción de pérdidas Área Amecameca (KM-C) 23 1 252.0 may-17 jun-18 Central
1521F
Reducción de pérdidas Zona Villahermosa (KM-C) 13.8 1 158.0 may-17 sep-17 Oriental
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Atizapán (KM-C) 23 1 132.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Naucalpan (KM-C) 23 1 94.2 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Cuautitlán (KM-C) 23 1 88.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Ecatepec (KM-C) 23 1 154.0 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Tlalnepantla (KM-C) 23 1 30.0 jun-17 jul-17 Central
1620
Reducción de pérdidas no técnicas Cuautitlán
Atizapan,Ecatepec (KM-C)
23 1 280.9 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas no técnicas Zona Basílica (KM-C) 23 1 91.1 jun-17 jul-17 Central
Reducción de pérdidas Zona Nezahualcóyotl (KM-C) 23 1 156.0 jun-17 sep-17 Central
Juandho - Apasco 85 2 60.6 dic-16 jul-20 Central
Juandho - Actopan 85 2 80.6 dic-16 jul-20 Central
Portales entronque Hermosillo IV - Hermosillo II 115 2 0.3 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora - Salvador Alvarado 115 1 1.5 abr-18 jun-20 Noroeste
1620B
Évora entronque Guamúchil II - Guamúchil 115 2 3.0 abr-18 jun-20 Noroeste
Boca del Monte - Huatusco 115 1 17.0 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa entronque Topilejo - Iztapalapa 230 2 7.6 ago-13 ago-19 Central
Morales - Verónica 230 1 6.2 dic-13 sep-19 Central
Polanco - Morales 230 1 3.2 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Caimanero - Guasave 1/ 115 2 5.4 45017 45017 Noroeste
P16-NO3
Caimanero - Bamoa 1/ 115 2 17.5 45017 45017 Noroeste
Caimanero entronque Guamúchil II - Los Mochis II 230 2 31.4 45017 45017 Noroeste
127

Caimanero entronque Santa María - Guasave 115 2 10.6 45017 45017 Noroeste
La Choya - Oriente 8/ 115 1 9.3 44652 44652 Noroeste
P16-NO4
Mar de Cortés Puerto Peñasco - Playa Encanto 115 2 0.8 44652 44652 Noroeste
Mar de Cortés entronque Seis de Abril - Puerto Peñasco 230 2 0.6 44652 44652 Noroeste
Mar de Cortés entronque Seis de Abril - Puerto Peñasco 230 2 0.6 44652 44652 Noroeste
P17-NO1 Navojoa Centenario entronque Navojoa - Navojoa Norte 115 2 0.4 44287 44287 Noroeste
P17-NO3 Villa Mercedes entronque Hermosillo Misión - Quiroga 8/ 115 2 2 44348 44348 Noroeste
P17-NO6
P17-NT3
P17-NT4
Hermosillo Aeropuerto - Hermosillo Loma 115 2 34 45444 45444 Noroeste
Hermosillo Aeropuerto - Bagotes 115 2 0.6 45444 45444 Noroeste
Tres Hermanos - Nueva Holanda 115 1 39 44652 44652 Norte
Tres Hermanos entronque Mesteñas - Nueva Holanda 115 2 0.2 44652 44652 Norte
Vicente Guerrero II entronque Fresnillo - Jerónimo Ortiz 230 1 0.4 44652 44652 Norte
Vicente Guerrero II - Vicente Guerrero 115 1 14 44652 44652 Norte
P17-PE2 Ticul Potencia - Mérida Potencia 1/ 400 2 70 45748 45748 Peninsular
P17-MU1
Benito Juárez entronque Vizcaíno - Guerrero Negro I 34.5 2 6 44713 44713 Mulegé
Vizcaíno - Benito Juárez 1/ 115 2 60 44713 44713 Mulegé
P17-MR2D Jerónimo Ortiz - Mazatlán II 1/ 400 2 220 46478 46478 Norte
Tlaltizapán Potencia - Volcán Gordo 2/ 400 2 100 45383 45383 Oriental
Pachuca Potencia - San Martín Potencia 1/ 400 2 92 46113 46113 Central
San Martín Potencia - Tepetlixpa 400 2 166 46844 46844 Oriental
P17-MR3D
Tepetlixpa entronque Yautepec Potencia - Topilejo 400 2 2 46844 46844 Central
Tepetlixpa entronque Yautepec Potencia - Tecali 400 2 2 46844 46844 Central
Tepetlixpa - Chalco 1/ 230 2 26 46844 46844 Central
Pachuca Potencia - San Martín Potencia 2/ 400 2 92 46844 46844 Central
Tula - Pachuca Potencia 1/ 400 2 61 47209 47209 Central
PROYECTOS DE LA SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN-CFE
D15-NO2 Hermosillo V - Dynatech 115 1 1.0 abr-16 abr-21 Noroeste
D15-NT1 La Palma entronque Moctezuma - Valle Esperanza 115 2 0.2 dic-18 dic-18 Norte
D15-NT2 Felipe Pescador entronque Durango I - Jerónimo Ortiz 115 2 1.0 abr-23 abr-23 Norte
D16-CE1 Ferrocarril entronque Diana - Condesa 230 2 3.6 dic-21 dic-21 Central
D16-CE2 Santa Fe entronque Las Águilas - Contadero 230 2 5.6 nov-18 jul-19 Central
D16-OR1 Cholula II entronque Poniente - San Rafael 115 2 0.2 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR7 Ocuituco- Cuautla Dos 115 1 15.5 abr-21 abr-21 Oriental
D16-OR9 Berriozabal entronque Manuel Moreno Torres - Ocozocuautla 115 2 0.6 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales - Pijijiapan 115 1 26.5 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR11 Huautla - San Miguel Santa Flor 115 1 30.9 dic-18 abr-20 Oriental
D16-OR24 Tilapa - Zinacatepec 115 1 30.0 oct-19 ago-20 Oriental
D16-OC1 Nueva Jauja - Tepic Industrial 115 1 10.4 abr-20 abr-20
Occidenta
l
128

D16-OC3 Tapalpa - Sayula 1/ 115 2 16.0 abr-20 abr-20
D16-OC5
D16-OC12
Campos entronque Colomo Distribución - Terminal de gas
Manzanillo
Querétaro Industrial entronque Querétaro Maniobras -
Querétaro I
115 2 0.2 abr-18 abr-19
115 2 0.4 abr-19 abr-19
D16-OC13 Nueva Pedregal entronque Antea - Jurica 115 2 6.3 abr-20 abr-20
D16-OC17 Unión de San Antonio - San Francisco del Rincón 115 1 27.9 abr-20 abr-20
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
Occidenta
l
D16-NO6 Flores Magón entronque Louisiana - Mochis Centro 115 2 2.0 abr-25 abr-25 Noroeste
D16-NO7 Compuertas entronque Centenario - Los Mochis III 115 2 1.0 abr-20 abr-20 Noroeste
D16-NT2 Mitla entronque Terranova - Patria 115 2 1.0 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina entronque Boquilla - Abraham González 115 2 0.4 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4 Colonia Juárez - Nuevo Casas Grandes 115 1 35.0 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT6 Cuatro Siglos entronque Fuentes - Tecnológico 115 2 2.0 jun-18 jun-18 Norte
D16-BC4 La Encantada entronque Metrópoli - Tijuana I 9/ 115 2 0.3 abr-21 abr-21
Baja
California
1/ Tendido del primer circuito. 2/ Tendido del segundo circuito. 3/ Recalibración. 4/ Corriente Directa. 5/ Operación Inicial en 230 kV. 6/
Obra instruida a la CFE para su construcción. 7/ Cable Submarino. 8/ Circuito o tramo con cable subterráneo. 9/ Operación inicial en 69 kV.
10/ Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada. 11/ Tendido del cuarto circuito (3.7 km). 12/ Proyecto de
interconexión BC-IID. 13/ Sustitución de equipamiento serie para incremento de capacidad de transmisión a 386 MVA. 14/ Reconstrucción
de tramos aéreos y sobre ducto con ampacidad equivalente a conductor con calibre 1113 ACSR. 15/ Dos conductores Por fase
Fuente: Elaborado por la SENER
CUADRO A. 6. PROYECTOS DE TRANSFORMACIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-
2031
Clave o Nombre del
Proyecto
Subestación
Cant
idad
Eq
uip
o
Capacida
d (MVA)
PROYECTOS POR INSTRUIR
Relación de
Transformació
n
Fecha
Necesar
ia
Fecha
Factibl
e
Gerencia de
Control
Regional
Querétaro Banco 1
(sustitución)
Chihuahua Norte Banco 5
Irapuato II Banco 3
(traslado)
Querétaro I Banco 1 (sustitución) 3 AT 225.0 230/115 abr-18 abr-19 Occidental
Chihuahua Norte Banco 5 4 AT 400.0 230/115 abr-19 abr-20 Norte
Ávalos Banco 3 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 oct-19 oct-20 Norte
Irapuato II Banco 3 (traslado) 4 AT 133.0 230/115 abr-19 abr-20 Occidental
El Habal banco 2 (traslado) El Habal Banco 2 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 oct-19 abr-19 Noroeste
Coromuel Banco 1 4 AT 133.0 230/115 abr-22 abr-22
Baja California
Sur
Interconexión SIN-BCS
Tlaltizapán Potencia Banco
1
Transformación
Guadalajara Oriente y
Zapotlanejo
Villa Constitución Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-22 abr-22
Villa Constitución Estación
Convertidora VSC
Mezquital Estación Convertidora
VSC
Esperanza Estación Convertidora
VSC
1 EC 840.0 ±400/230 abr-22 abr-22
Baja California
Sur
Baja California
Sur
1 EC 180.0 ±400/115 abr-22 abr-22 Mulegé
1 EC 1,020.0 ±400/400 abr-22 abr-22 Noroeste
Tlaltizapán Potencia Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-20 abr-21 Oriental
Guadalajara Oriente Banco 3 4 T 300.0 230/69 abr-20 abr-20 Occidental
Zapotlanejo Banco 2 3 AT 375.0 400/230 abr-20 abr-20 Occidental
Valle del Mezquital Banco 1
Valle del Mezquital Banco 1
(traslado)
4 AT 133.0 230/115 abr-20 abr-20 Occidental
Ascensión II Banco 2 Ascensión II Banco 2 (traslado) 3 AT 100.0 230/115 abr-18 abr-18 Norte
Nuevo Casas Grandes
Banco 3
Nuevo Casas Grandes Banco 3
(traslado)
3 AT 100.0 230/115 abr-21 abr-21 Norte
Francisco Villa Banco 3 Francisco Villa Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-20 abr-20 Norte
129

Nueva Rosita Banco 2 Nueva Rosita Banco 2 3 AT 100.0 230/115 abr-20 abr-20 Noreste
Las Mesas Banco 1 Las Mesas Banco 1 (traslado) 4 T 133.0 400/115 abr-21 abr-21 Noreste
El Arrajal Banco 1 El Arrajal Banco 1 4 AT 133.3 230/115 abr-22 abr-22 Baja California
Puerto Real Bancos 1 y 2
Puerto Real Bancos 1 y 2 7 AT 525.0 230/115 abr-21 abr-21 Peninsular
Puerto Real Banco 3 (Traslado) 1 T 6.3 115/34.5 abr-21 abr-21 Peninsular
Olmeca Banco 1 1/ 4 T 500.0 400/115 may-18 abr-22 Oriental
Interconexión Sureste-
Peninsular
Copainalá Estación Convertidora
VSC
1 EC 1,800.0 ±500/400 abr-22 abr-22 Oriental
Kantenáh Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-22 abr-22 Peninsular
Leona Vicario Banco 1 4 T 500.0 400/115 abr-22 abr-22 Peninsular
Kantenáh Estación Convertidora
VSC
1 EC 1,800.0 ±500/400 abr-22 abr-22 Peninsular
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
El Encinal I Banco 1 1 T 30.0 115/69/34.5 may-16 ene-17 Baja California
Tecate I SF6 Banco 1 1 T 30.0 115/69/13.8 may-16 mar-17 Baja California
Regiomontano Banco 1 4 T 500.0 400/115 may-16 may-17 Noreste
Derramadero Banco 1 4 T 500.0 400/115 jul-17 jul-17 Noreste
Central Diésel Santa Rosalía Banco
2
1 T 20.0 34.5/13.8 oct-11 jun-18 Mulegé
706C
Lago Bancos 1 y 2 2/ 2 AT 660.0 400/230 nov-15 nov-18 Central
Monte Real Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-13 dic-17
Baja California
Sur
Chimalpa II Banco 1 4 AT 500.0 400/230 oct-16 feb-17 Central
Cahuisori Potencia Banco 1 4 AT 133.0 230/115 mar-17 mar-17 Norte
Canatlán II Potencia Banco 1 4 AT 133.0 230/115 feb-17 feb-17 Norte
Puebla II Banco 4 4 AT 300.0 400/230 oct-14 ene-17 Oriental
Tecali Banco 3 3 AT 225.0 400/230 oct-14 ene-17 Oriental
Santa Isabel Banco 4 4 AT 225.0 230/161 abr-16 ago-17 Baja California
Camino Real Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-16 feb-17
Baja California
Sur
Culiacán Poniente Banco 1 4 AT 500.0 400/115 mar-17 jun-17 Noroeste
Tlajomulco Banco 1 4 AT 500.0 400/230 feb-17 may-17 Occidental
Bácum Bancos 3 y 4 7 AT 875.0 400/230 nov-16 oct-17 Noroeste
Seri Bancos 1 y 2 7 AT 875.0 400/230 nov-16 oct-17 Noroeste
1116D
Esperanza Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-18 may-18 Noroeste
Guaymas Cereso Banco 2
(ampliación)
4 AT 300.0 230/115 abr-18 may-18 Noroeste
Bácum Banco 2 3 AT 225.0 230/115 abr-17 may-18 Noroeste
Nogales Aeropuerto Banco 2 3 AT 125.0 230/115 abr-17 may-18 Noroeste
Pozo de Cota Banco 1 2 AT 300.0 230/115 abr-18 ene-19
Baja California
Sur
Silao Potencia Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-18 jul-18 Occidental
Moctezuma Bancos 5 y 6 7 AT 875.0 400/230 sep-18 sep-18 Norte
Quevedo Banco 2 3 AT 100.0 230/115 feb-19 feb-19 Norte
130

1302 Cuauhtémoc II Banco 3 3 AT 100.0 230/115 feb-19 feb-19 Norte
PROYECTOS LEGADOS POISE SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
Atotonilquillo Banco 1 1 T 9.4 115/23 jul-17 jul-18 Occidental
Huixtla Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 sep-09 nov-18 Oriental
756
Laguna de Coyuca Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
Monteverde Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 jun-17 jul-17 Norte
Rayón Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-19 jun-19 Norte
Oblatos Banco 1 1 T 40.0 69/23 dic-14 ene-18 Occidental
Cuquio Banco 1 1 T 20.0 115/23 may-16 dic-17 Occidental
914B
Comalcalco Sur Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 nov-09 feb-18 Oriental
Ocotlán Oaxaca Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 nov-09 ago-20 Oriental
Xoxtla (Coronango) Banco 1 SF6 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
Xalostoc Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-20 dic-20 Oriental
Cuetzalan Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 feb-17 may-17 Oriental
Bamoa Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 dic-11 ago-17 Noroeste
Progreso Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-10 ago-17 Noroeste
1128C
Kohunlich (Parque Industrial)
Banco 1
1 T 30.0 115/13.8 may-12 feb-18 Peninsular
Ucú Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 dic-17 Noreste
Rangel Frías Banco 1 2 T 40.0 115/13.8 dic-21 dic-21 Noreste
Rangel Frías Banco 2 2 T 40.0 115/13.8 dic-23 dic-23 Noreste
Ruiz Cortinez Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 sep-13 feb-18 Noroeste
Industrial San Carlos Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-12 ago-20 Noroeste
Navojoa Oriente Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jun-17 Noroeste
1210I
Nainari Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 ago-17 Noroeste
Yal-Kú Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jul-20 Peninsular
Mandinga Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-13 jun-17 Oriental
Aeropuerto Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 mar-17 nov-17 Oriental
Los Reyes Bancos 1 y 2
(sustitución)
2 T 120.0 230/23 ago-13 abr-17 Central
Culhuacán Bancos 1 y 2 SF6 2 T 120.0 230/23 ago-13 ago-17 Central
1211D
Aragón Bancos 1 y 2 SF6
(sustitución)
Pensador Mexicano Bancos 1 y 2
SF6 (sustitución)
Moctezuma Bancos 1, 2, 3, y 4
SF6 (sustitución)
Pachuca Bancos 1 y 2 SF6
(sustitución)
2 T 120.0 230/23 ago-13 ene-18 Central
2 T 120.0 230/23 ago-13 ene-18 Central
4 T 120.0 85/23 ago-13 ene-18 Central
2 T 120.0 85/23 ago-13 ene-18 Central
San Cristóbal Banco 1 1 T 30.0 138/13.8 jun-12 dic-18 Noreste
1212F
Conalep Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-13 jul-18 Oriental
Naolinco Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-12 may-19 Oriental
131

Tecnológico Hillo Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-14 jul-17 Noroeste
Quiroga Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-13 may-18 Noroeste
Caracol Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-14 nov-17 Central
Chicoloapan Banco 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-14 ago-19 Central
Santander Banco 1 1 T 30.0 138/13.8 jun-19 dic-18 Noreste
Cumbres Poniente Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 jun-19 dic-18 Noreste
1212H
Mirador Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jul-15 dic-18 Noreste
Namiquipa Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 ene-18 oct-18 Norte
Villas del Cedro Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Angostura Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 jul-15 ene-20 Noroeste
Los Algodones Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-14 ene-20 Noroeste
Ocuca Banco 1 (sustitución) 1 T 12.5 115/13.8 dic-14 feb-20 Noroeste
1212I
Kekén Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 mar-17 dic-18 Peninsular
Cosoleacaque Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 mar-17 jul-18 Oriental
Xochitla Banco 1 1 T 60.0 230/23 dic-14 abr-18 Central
Lago de Guadalupe Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 mar-17 abr-18 Central
Condesa Banco 1 SF6
(sustitución)
1 T 60.0 230/23 mar-17 abr-18 Central
Aeropuerto Banco 1 1 T 60.0 230/23 dic-22 dic-22 Central
1320E
Toluca Bancos 1 y 2
modernización
2 T 120.0 230/23 dic-14 abr-18 Central
Sendero Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 may-15 may-18 Occidental
Laguna del Conejo Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 may-14 dic-17 Noreste
Mirador Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 jun-16 dic-20 Noreste
Río Verde Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 may-14 dic-17 Noreste
Acuitlapilco Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-18 dic-18 Oriental
Obispado Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-16 dic-18 Noreste
1323B
Revolución Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 oct-17 oct-17 Norte
Haciendas Banco 2 1 T 30.0 115/23 oct-17 oct-17 Norte
Rosario Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 jun-14 jun-17 Noroeste
Cajeme Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 may-16 jun-17 Noroeste
Santa María Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 may-15 feb-20 Noroeste
Lomas de Anza Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 may-16 feb-20 Noroeste
1420C
Cumbres Poniente Banco 3 1 T 30.0 115/13.8 jun-23 jun-23 Noreste
La Reina Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-16 mar-18 Oriental
Laguna de Términos Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 mar-20 Peninsular
Lucero Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 feb-18 oct-18 Norte
1420F
El Trébol Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 feb-18 oct-18 Norte
Elena Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 dic-17 Noreste
132

Parque Industrial Linares Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 dic-18 Noreste
Papantla Distribución Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 ago-18 ago-18 Oriental
La Manga Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-16 mar-20 Noroeste
Domingo Viejo Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 dic-16 dic-18 Noreste
Chinitos Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 mar-20 Noroeste
1420G
El Fuerte Penal Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Noroeste
Isla de Tris Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Peninsular
Mayakobá Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 abr-20 Peninsular
Zacatlán Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-17 dic-20 Oriental
Aluminio Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 mar-19 mar-19 Oriental
1520A
Gaviotas Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 oct-20 oct-20 Oriental
Pakal-Na Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 ene-19 ene-19 Oriental
Matehuala Banco 2 (sustitución) 1 T 30.0 115/34.5 dic-17 may-17 Occidental
San Vicente Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 dic-17 dic-18 Occidental
Juan José Arreola Banco 1 1 T 30.0 115/23 dic-17 dic-18 Occidental
1520C
1520D
1521D
1521E
Conversión aéreo-subterráneo
Chapa de Mota Centro (MVA)
Conversión aéreo-subterráneo
Temoaya Centro (MVA)
Conversión aérea Subterráneo
Tejupilco (MVA)
Conversión aéreo-subterráneo
Ciudad Altamirano Centro (MVA)
Reducción de pérdidas Área
Chalco (MVA)
Reducción de pérdidas Área
Ayotla (MVA)
Reducción de pérdidas Área
Ixtapaluca (MVA)
Reducción de pérdidas Área
Chalco Rural (MVA)
Reducción de pérdidas Área
Amecameca (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Villahermosa (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Atizapán (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Naucalpan (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Cuautitlán (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Ecatepec (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Tlalnepantla ( MVA)
Reducción de pérdidas Cuautitlán,
Atizapán, Ecatepec (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Basílica (MVA)
Reducción de pérdidas Zona
Nezahualcóyotl (MVA)
1 T 0.5 23/0.24 dic-17 sep-20 Central
1 T 1.4 23/0.24 dic-17 oct-20 Central
1 T 2.0 13.8/0.24 dic-17 oct-20 Central
1 T 5.6 13.8/0 dic-17 oct-20 Central
1 T 28.4 23/0.12 may-17 jun-18 Central
1 T 28.4 23/0.12 may-17 jun-18 Central
1 T 27.6 23/0.12 may-17 jun-18 Central
1 T 26.1 23/0.12 may-17 jun-18 Central
1 T 24.9 23/0.12 may-17 jun-18 Central
1 T 62.1 13.8/0.12 may-17 sep-17 Oriental
1 T 44.2 23/0.22 jun-17 jul-17 Central
1 T 36.4 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 60.2 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 59.0 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 16.7 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 63.4 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 29.7 23/0.12 jun-17 jul-17 Central
1 T 46.5 23/0.22 jun-17 sep-17 Central
Portales Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora Banco 1 9 T 30.0 115/13.8 abr-18 jun-20 Noroeste
1521F
Mochis Centro Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Ah-Kim-Pech Banco 2 2 T 20.0 115/13.8 abr-18 abr-23 Peninsular
133

Boca del Monte Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa Bancos 1 y 2 (SF6) 2 T 120.0 230/23 ago-13 ago-19 Central
Morales Bancos 1 y 2 2 T 120.0 230/23 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS ENUNCIATIVOS
P16-NO3 Caimanero Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-23 abr-23 Noroeste
P16-NO4 Mar de Cortés Banco 1 4 AT 300.0 230/115 abr-22 abr-22 Noroeste
P17-OC10 Querétaro Potencia Banco 4 3 AT 225.0 230/115 abr-23 abr-23 Occidental
P17-NO2 Mazatlán Oriente Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO3 Villa Mercedes Banco 1 1 T 40.0 115/13.8 jun-21 jun-21 Noroeste
P17-NO4 Tecnológico Hillo Banco 2 1 T 40.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
P17-NO6 Hermosillo Aeropuerto Banco 1 4 AT 300.0 230/115 jun-24 jun-24 Noroeste
P17-NT3 Mesteñas Banco 3 3 AT 100.0 230/115 abr-22 abr-22 Norte
P17-NT4 Vicente Guerrero II Banco 1 4 AT 133.0 230/115 abr-22 abr-22 Norte
P17-PE2 Mérida Potencia Banco 1 4 AT 500.0 400/230 abr-25 abr-25 Peninsular
P17-MU1 Benito Juárez Banco 1 1 T 20.0 115/34.5 jun-22 jun-22 Mulegé
P17-MR3D Tepetlixpa Banco 1 4 AT 500.0 400/230 abr-28 abr-28 Central
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
D15-OR1 El Porvenir Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-16 dic-19 Oriental
D15-NT1 La Palma Banco 1 1 T 30.0 115/34.5 dic-18 dic-18 Norte
D15-NT2 Felipe Pescador Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-23 abr-23 Norte
D15-NT3
Conejos Medanos Banco 1
(sustitución)
1 T 20.0 115/34.5 jun-20 jun-20 Norte
D15-NT4 Arenales Banco 2 1 T 20.0 115/34.5 jun-17 jun-17 Norte
D16-CE1 Ferrocarril Banco 1 (SF6) 1 T 60.0 230/23 dic-21 dic-21 Central
D16-CE2 Santa Fe Bancos 1, 2 y 3 (SF6) 3 T 180.0 230/23 nov-18 jul-19 Central
D16-OR1 Cholula II Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR6 Lomas Banco 1 (SF6) 1 T 30.0 115/13.8 dic-21 dic-21 Oriental
D16-OR7 Ocuituco Banco 1 1 T 12.5 115/13.8 abr-21 abr-21 Oriental
D16-OR8 Ocosingo Banco 3 (sustitución) 1 T 12.5 115/34.5 dic-16 dic-18 Oriental
D16-OR9 Berriozabal Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR11 Huautla Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 dic-18 abr-20 Oriental
D16-OR13 Mapastepec Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR14 Mazatán Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR17 Salina Cruz Banco 1 (sustitución) 1 T 20.0 115/13.8 sep-17 ene-19 Oriental
D16-OR19 Sarabia Banco 1 (sustitución) 1 T 9.4 115/13.8 jul-17 dic-18 Oriental
D16-OR20 Tapachula Aeropuerto Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 oct-17 dic-18 Oriental
D16-OR21
Tapachula Oriente Banco 1
(sustitución)
1 T 30.0 115/13.8 oct-17 jul-18 Oriental
134

D16-OR22
Tehuantepec Banco 1
(sustitución)
1 T 12.5 115/13.8 feb-18 dic-18 Oriental
D16-OR23 Tenosique Banco 2 (sustitución) 1 T 20.0 115/34.5 ene-17 may-18 Oriental
D16-OR24 Tilapa Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 oct-19 ago-20 Oriental
D16-OC1 Nueva Jauja Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC2 Tlajomulco Banco 2 1 T 60.0 230/23 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC3 Tapalpa Banco 1 1 T 20.0 115/23 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC5 Campos Banco 1 (SF6) 1 T 20.0 115/13.8 abr-18 abr-19 Occidental
D16-OC8 Santa Cruz Banco 2 1 T 12.5 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC10 Cimatario Banco 2 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC11 Estadio Corregidora Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC12 Querétaro Industrial Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-19 Occidental
D16-OC13 Nueva Pedregal Banco 1 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC14 Satélite Banco 2 3/ 1 T 20.0 115/13.8 abr-19 abr-20 Occidental
D16-OC16 Jesús del Monte Banco 2 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-OC17 Unión de San Antonio Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Occidental
D16-NO3 Río Sonora Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Noroeste
D16-NO6 Flores Magón Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-25 abr-25 Noroeste
D16-NO7 Compuertas Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Noroeste
D16-NT1 Saucito Banco 2 1 T 30.0 115/23 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT2 Mitla Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4 Colonia Juárez Banco 1 1 T 20.0 115/13.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT5 Monteverde Banco 2 1 T 30.0 115/34.5 abr-23 abr-23 Norte
D16-NT6 Cuatro Siglos Banco 1 1 T 30.0 115/13.8 jun-18 jun-18 Norte
D16-NE5 Las Torres Banco 2 1 T 30.0 138/13.8 jun-17 jun-18 Noreste
D16-NE8 La Silla Apodaca Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 jun-21 jun-21 Noreste
D16-BC1 Carranza Banco 2 1 T 40.0 161/13.8 abr-20 abr-20 Baja California
D16-BC3 Pacífico Banco 2 1 T 30.0 115/69 abr-21 abr-21 Baja California
D16-PE1 Bonfil Banco 2 1 T 30.0 115/13.8 oct-18 oct-18 Peninsular
1/Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada. 2/Obra instruida a la CFE para su construcción. 3/Obra con
recursos por aportaciones.
Fuente: Elaborado por la SENER.
135

CUADRO A. 7. PROYECTOS DE COMPENSACIÓN QUE FORMAN PARTE DEL PRODESEN 2017-2031
(Kilovolt; Megavoltsamperesreactivo)
Clave o Nombre del
Proyecto
Compensaci
ón
Equipo
Tensión
(kV)
Capacidad
(MVAr)
Fecha
Necesaria
Fecha
Factible
Gerencia de Control
Regional
PROYECTOS POR INSTRUIR
Donato Guerra MVAr
(traslado)
Compensación Reactiva
Inductiva en Esperanza
Izúcar de Matamoros
MVAr
Alvarado II y San Andrés II
MVAr
Incremento de Capacidad
de Transmisión entre las
Regiones Puebla–
Temascal, Temascal–
Coatzacoalcos, Temascal–
Grijalva y Grijalva-Tabasco
Compensación Reactiva
Inductiva en Seri
El Carrizo MVAr (traslado)
Camino Real MVAr
Interconexión SIN-BCS
Tabasco Potencia MVAr
(traslado)
Suministro de energía en
Oaxaca y Huatulco
Amozoc y Acatzingo MVAr
Esfuerzo MVAr
Frontera Comalapa MVAr
Valle de Guadalupe MVAr
Valle del Mezquital Banco
1
Donato
Guerra MVAr
(traslado) 1/
Esperanza
MVAr
Izúcar de
Matamoros
MVAr
Alvarado II
MVAr
San Andrés II
MVAr
Puebla II C.S.
Bancos 1 y 2
(A3910 y
A3920) 2/
Temascal II
C.S. Bancos 1
y 2 (A3260 y
A3360) 2/
Juile C.S.
Bancos 1, 2y
3 (A3T90,
A3040 y
A3140) 2/
Reactor 400 63.5 dic-15 dic-19 Central
Reactor 13.8 21.0 oct-18 abr-19 Noroeste
Capacitor 115 12.5 abr-16 abr-19 Oriental
Capacitor 115 7.5 abr-16 abr-19 Oriental
Capacitor 115 7.5 abr-16 abr-19 Oriental
Capacitor 400 532.2 abr-19 abr-20 Oriental
Capacitor 400 885.6 abr-19 abr-20 Oriental
Capacitor 400 754.1 abr-19 abr-20 Oriental
Seri MVAr Reactor 400 100.0 oct-18 abr-19 Noroeste
El Carrizo
MVAr
(traslado)
Camino Real
MVAr
Olas Altas
MVAr
Villa
Constitución
MVAr
Central
Diesel Los
Cabos
Condensador
Síncrono
Punta Prieta
II
Condensador
Síncrono
Tabasco
Potencia
MVAr
(traslado)
Ciénega
MVAr
(reactor de
línea 93740)
Amozoc
MVAr
Acatzingo
MVAr
Esfuerzo
MVAr
Frontera
Comalapa
MVAr
Valle de
Guadalupe
MVAr
Humedades
MVAr
Huichapan
MVAr
Capacitor 115 15.0 abr-18 abr-19 Noroeste
Capacitor 115 7.5 abr-20 abr-20 Baja California Sur
Capacitor 115 15.0 abr-22 abr-22 Baja California Sur
Capacitor 115 12.5 abr-22 abr-22 Baja California Sur
Condensa
dor
Condensa
dor
115 40 Ind./75 Cap. abr-22 abr-22 Baja California Sur
115 40 Ind./75 Cap. abr-22 abr-22 Baja California Sur
Reactor 400 63.5 dic-17 dic-19 Oriental
Reactor 400 28.0 abr-21 abr-21 Oriental
Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Capacitor 115 15.0 abr-19 abr-19 Oriental
Capacitor 115 7.5 abr-17 abr-20 Oriental
Capacitor 115 30.0 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 115 15.0 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 115 15.0 abr-20 abr-20 Occidental
136

Loreto y Villa Hidalgo
MVAr
Ascensión II Banco 2
Nuevo Casas Grandes
Banco 3
Loreto MVAr
(traslado)
Villa Hidalgo
MVAr
La Salada
MVAr
Nuevo Casas
Grandes
MVAr
Capacitor 115 10.0 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 115 22.5 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 115 7.5 abr-18 abr-18 Norte
Capacitor 115 30.0 abr-21 abr-21 Norte
Loreto MVAr Loreto MVAr Capacitor 115 7.5 abr-20 abr-20 Baja California Sur
Interconexión Sureste-
Peninsular
Kantenáh
MVAr
(reactor de
línea 1)
(traslado)
Kantenáh
MVAr
(reactor de
línea 2)
(traslado)
Ojo de Agua
Potencia
STATCOM
Derramadero
MVAr
(traslado)
Monte Real
MVAr
Güémez
MVAr
Champayán
MVAr
Reactor 400 66.7 abr-22 abr-22 Peninsular
Reactor 400 50.0 abr-22 abr-22 Peninsular
STATCOM 400
300 Ind./300
Cap.
SUBDIRECCIÓN DE CONSTRUCCIÓN CFE
abr-23 abr-23 Oriental
Reactor 400 75.0 jul-17 jul-17 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 jun-13 dic-17 Baja California Sur
Reactor 400 100.0 abr-16 may-17 Noreste
Reactor 400 62.0 abr-16 may-17 Noreste
Bácum MVAr Reactor 400 75.0 jul-19 jul-19 Noroeste
Camino Real
MVAr
Escárcega
Potencia
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-16 feb-17 Baja California Sur
Reactor 230 24.0 mar-17 abr-17 Peninsular
Xul-Ha MVAr Reactor 230 24.0 mar-17 abr-17 Peninsular
1302
Bácum MVAr Reactor 400 100.0 nov-16 oct-17 Noroeste
Moctezuma
MVAr
Quevedo
MVAr
Reactor 400 100.0 sep-18 sep-18 Norte
Reactor 13.8 18.0 feb-19 feb-19 Norte
León III MVAr Capacitor 115 45.0 abr-18 abr-19 Occidental
León IV
MVAr
Cachanilla
MVAr
Capacitor 115 45.0 abr-18 abr-19 Occidental
Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
Centro MVAr Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
Mexicali II
MVAr
González
Ortega MVAr
Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
Capacitor 161 21.0 abr-19 abr-19 Baja California
SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN CFE
Huixtla MVAr Capacitor 13.8 1.2 sep-09 nov-18 Oriental
914B
Laguna de
Coyuca
MVAr
Monteverde
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Capacitor 34.5 1.8 jun-17 jul-17 Norte
Rayón MVAr Capacitor 13.8 1.8 jun-19 jun-19 Norte
Oblatos
MVAr
Capacitor 23 2.4 dic-14 ene-18 Occidental
137

Cuquio MVAr Capacitor 23 1.2 may-16 dic-17 Occidental
1128C
Comalcalco
Sur MVAr
Ocotlán
Oaxaca
MVAr
Xoxtla
(Coronango)
MVAr
Xalostoc
MVAr
Cuetzalan
MVAr
Capacitor 13.8 1.2 nov-09 feb-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 nov-09 ago-20 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 dic-20 dic-20 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 feb-17 may-17 Oriental
Bamoa MVAr Capacitor 34.5 1.2 dic-11 ago-17 Noroeste
Kohunlich
(Parque
Industrial)
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-12 feb-18 Peninsular
Ucú MVAr Capacitor 13.8 1.2 may-12 ene-18 Peninsular
Estrella MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-16 dic-17 Noreste
1210I
Rangel Frías
MVAr
Rangel Frías
MVAr
Ruiz Cortinez
MVAr
Industrial San
Carlos MVAr
Navojoa
Oriente
MVAr
Capacitor 13.8 2.4 dic-21 dic-21 Noreste
Capacitor 13.8 2.4 dic-23 dic-23 Noreste
Capacitor 34.5 1.2 sep-13 feb-18 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 dic-12 ago-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jun-17 Noroeste
Nainari MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-13 ago-17 Noroeste
Yal-Kú MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jul-20 Peninsular
1211D
1212F
1212H
Mandinga
MVAr
Aeropuerto
MVAr
Los Reyes
MVAr
Culhuacán
MVAr
Aragón
MVAr
Pensador
Mexicano
MVAr
Moctezuma
MVAr
Pachuca
MVAr
San Cristóbal
MVAr
Conalep
MVAr
Naolinco
MVAr
Tecnológico
Hillo MVAr
Quiroga
MVAr
Caracol
MVAr
Chicoloapan
MVAr
Santander
MVAr
Cumbres
Poniente
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-13 jun-17 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 mar-17 nov-17 Oriental
Capacitor 23 18.0 ago-13 abr-17 Central
Capacitor 23 18.0 ago-13 ago-17 Central
Capacitor 23 18.0 ago-13 ene-18 Central
Capacitor 23 18.0 ago-13 ene-18 Central
Capacitor 23 25.2 ago-13 ene-18 Central
Capacitor 23 12.6 ago-13 ene-18 Central
Capacitor 13.8 1.8 jun-12 dic-18 Noreste
Capacitor 13.8 1.2 dic-13 jul-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 dic-12 may-19 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 jun-14 jul-17 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 jun-13 may-18 Noroeste
Capacitor 23 9.0 dic-14 nov-17 Central
Capacitor 23 18.0 dic-14 ago-19 Central
Capacitor 13.8 1.8 jun-19 dic-18 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 jun-19 dic-18 Noreste
138

1212I
Mirador
MVAr
Namiquipa
MVAr
Villas del
Cedro MVAr
Angostura
MVAr
Algodones
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 jul-15 dic-18 Noreste
Capacitor 34.5 1.8 ene-18 oct-18 Norte
Capacitor 13.8 1.8 dic-14 ene-20 Noroeste
Capacitor 34.5 1.2 jul-15 ene-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 jul-15 ene-20 Noroeste
Ocuca MVAr Capacitor 13.8 0.7 dic-14 feb-20 Noroeste
Kekén MVAr Capacitor 13.8 2.4 mar-17 dic-18 Peninsular
1320E
Cosoleacaqu
e MVAr
Xochitla
MVAr
Lago de
Guadalupe
MVAr
Condesa
MVAr
Aeropuerto
MVAr
Capacitor 13.8 2.4 mar-17 jul-18 Oriental
Capacitor 23 9.0 dic-14 abr-18 Central
Capacitor 23 18.0 mar-17 abr-18 Central
Capacitor 23 9.0 mar-17 abr-18 Central
Capacitor 23 9.0 dic-22 dic-22 Central
Toluca MVAr Capacitor 23 18.0 dic-14 abr-18 Central
1323B
1420C
1420F
Sendero
MVAr
Laguna del
Conejo MVAr
Mirador
MVAr
Río Verde
MVAr
Acuitlapilco
MVAr
Obispado
MVAr
Revolución
MVAr
Haciendas
MVAr
Rosario
MVAr
Cajeme
MVAr
Santa María
MVAr
Lomas de
Anza MVAr
Cumbres
Poniente
MVAr
La Reina
MVAr
Laguna de
Términos
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 may-15 may-18 Occidental
Capacitor 13.8 1.8 may-14 dic-17 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 jun-16 dic-20 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 may-14 dic-17 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 dic-18 dic-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 jun-16 dic-18 Noreste
Capacitor 13.8 1.8 oct-17 oct-17 Norte
Capacitor 23 1.8 oct-17 oct-17 Norte
Capacitor 34.5 1.2 jun-14 jun-17 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 may-16 jun-17 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 may-15 feb-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 may-16 feb-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 jun-23 jun-23 Noreste
Capacitor 13.8 1.2 dic-16 mar-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 dic-16 mar-20 Peninsular
Lucero MVAr Capacitor 13.8 1.2 feb-18 oct-18 Norte
El Trébol
MVAr
Capacitor 34.5 1.8 feb-18 oct-18 Norte
Elena MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-16 dic-17 Noreste
1420G
Parque
Industrial
Linares MVAr
Papantla
Distribución
MVAr
La Manga
MVAr
Domingo
Viejo MVAr
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 dic-18 Noreste
Capacitor 13.8 1.2 ago-18 ago-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 dic-16 mar-20 Noroeste
Capacitor 13.8 2.4 dic-16 dic-18 Noreste
139

1520A
1520C
Matehuala
MVAr
San Vicente
MVAr
Juan José
Arreola
MVAr
Chinitos
MVAr
El Fuerte
Penal MVAr
Isla de Tris
MVAr
Mayakobá
MVAr
Zacatlán
MVAr
Aluminio
MVAr
Gaviotas
MVAr
Pakal-Na
MVAr
San Quintín
MVAr
Portales
MVAr
Capacitor 34.5 1.8 dic-17 may-17 Occidental
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 dic-18 Occidental
Capacitor 23 1.8 dic-17 dic-18 Occidental
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 mar-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 abr-20 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 abr-20 Peninsular
Capacitor 13.8 1.8 dic-17 abr-20 Peninsular
Capacitor 13.8 1.2 dic-17 dic-20 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 mar-19 mar-19 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 oct-20 oct-20 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 ene-19 ene-19 Oriental
Capacitor 115 7.5 jun-19 abr-25 Baja California
Capacitor 13.8 2.4 abr-18 feb-18 Noroeste
Évora MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-18 jun-20 Noroeste
1520D
Mochis
Centro MVAr
Ah-Kim-Pech
MVAr
Boca del
Monte MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-18 feb-18 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 abr-18 abr-23 Peninsular
Capacitor 13.8 1.2 jun-20 jun-20 Oriental
Fisisa MVAr Capacitor 23 18.0 ago-13 ago-19 Central
1521D
Morales
MVAr
Capacitor 23 18.0 dic-13 sep-19 Central
PROYECTOS ENUNCIATIVOS
P16-NO4
P17-NO1
P17-NO2
P17-NO3
P17-NO4
P17-NT3
P17-BC3
P17-PE3
Mar de
Cortés MVAr
Navojoa
Centenario
MVAr
Mazatlán
Oriente
MVAr
Villa
Mercedes
MVAr
Tecnológico
Hillo MVAr
Mesteñas
MVAr
Tres
Hermanos
MVAr
Cañón
Compensado
r Estático de
VAr
Leona Vicario
MVAr
Reactor 13.8 21.0 abr-22 abr-22 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Noroeste
Capacitor 13.8 2.4 abr-21 abr-21 Noroeste
Capacitor 13.8 1.2 jun-21 jun-21 Noroeste
Capacitor 13.8 2.4 abr-21 abr-21 Noroeste
Capacitor 115 30.0 abr-22 abr-22 Norte
Capacitor 115 15.0 abr-22 abr-22 Norte
CEV 115 65.0 abr-20 abr-20 Baja California
Capacitor 115 30.0 abr-25 abr-25 Peninsular
Yaxché MVAr Capacitor 115 30.0 abr-25 abr-25 Peninsular
P17-MR2D
P17-MR3D
Mazatlán II
MVAr
(reactor de
línea 1)
Volcán Gordo
MVAr
(reactor de
línea 2)
Reactor 400 75.0 abr-27 abr-27 Noroeste
Reactor 400 50.0 abr-24 abr-24 Central
140

San Martín
Potencia
MVAr
(reactor de
línea 1)
Tepetlixpa
MVAr
(reactor de
línea 1)
Tepetlixpa
MVAr
(reactor de
línea 2)
San Martín
Potencia
MVAr
(reactor de
línea 2)
Reactor 400 66.7 abr-26 abr-26 Oriental
Reactor 400 66.7 abr-28 abr-28 Central
Reactor 400 50.0 abr-28 abr-28 Central
Reactor 400 50.0 abr-28 abr-28 Oriental
D15-NT1
D15-NT2
D16-CE1
D16-CE2
D16-OR1
La Palma
MVAr
Felipe
Pescador
MVAr
Ferrocarril
MVAr
Santa Fe
MVAr
Cholula II
MVAr
PROYECTOS SUBDIRECCIÓN DE DISTRIBUCIÓN
Capacitor 34.5 1.8 dic-18 dic-18 Norte
Capacitor 13.8 1.8 abr-23 abr-23 Norte
Capacitor 23 9.0 dic-21 dic-21 Central
Capacitor 23 27.0 nov-18 jul-19 Central
Capacitor 13.8 1.8 abr-19 abr-19 Oriental
D16-OR6 Lomas MVAr Capacitor 13.8 1.8 dic-21 dic-21 Oriental
D16-OR7
D16-OR9
Ocuituco
MVAr
Berriozabal
MVAr
Capacitor 13.8 0.9 abr-21 abr-21 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 sep-19 ene-20 Oriental
D16-OR10 Cales MVAr Capacitor 13.8 1.2 dic-20 dic-20 Oriental
D16-OR13
D16-OR14
D16-OR20
D16-OR21
D16-OR22
D16-OC1
D16-OC2
D16-OC3
D16-OC8
D16-OC10
D16-OC11
D16-OC12
D16-OC13
D16-OC14
D16-OC17
D16-NO3
Mapastepec
MVAr
Mazatán
MVAr
Tapachula
Aeropuerto
MVAr
Tapachula
Oriente
MVAr
Tehuantepec
MVAr
Nueva Jauja
MVAr
Tlajomulco
MVAr
Tapalpa
MVAr
Santa Cruz
MVAr 8/
Cimatario
MVAr
Estadio
Corregidora
MVAr
Querétaro
Industrial
MVAr
Nueva
Pedregal
MVAr
Satélite
MVAr
Unión de San
Antonio
MVAr
Río Sonora
MVAr
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 dic-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 dic-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 oct-17 jul-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.2 feb-18 dic-18 Oriental
Capacitor 13.8 1.8 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 23 3.6 abr-19 abr-19 Occidental
Capacitor 23 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 13.8 0.9 abr-19 abr-19 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-19 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-19 abr-20 Occidental
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Occidental
Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Noroeste
141

D16-NO6
D16-NO7
D16-NT1
Flores Magón
MVAr
Compuertas
MVAr
Saucito
MVAr
Capacitor 13.8 1.8 abr-25 abr-25 Noroeste
Capacitor 13.8 1.8 abr-20 abr-20 Noroeste
Capacitor 23 1.8 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT2 Mitla MVAr Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Norte
D16-NT3 Colina MVAr Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Norte
D16-NT4
D16-NT5
D16-NT6
D16-NE5
D16-NE8
D16-BC1
D16-BC3
D16-BC4
Colonia
Juárez MVAr
Monteverde
MVAr
Cuatro Siglos
MVAr
Las Torres
MVAr
La Silla
Apodaca
MVAr
Carranza
MVAr
Pacífico
MVAr
La Encantada
Banco 1 3/
Capacitor 13.8 1.2 abr-20 abr-20 Norte
Capacitor 34.5 1.8 abr-23 abr-23 Norte
Capacitor 13.8 1.8 jun-18 jun-18 Norte
Capacitor 13.8 1.8 jun-17 jun-18 Noreste
Capacitor 13.8 2.4 jun-21 jun-21 Noreste
Capacitor 13.8 2.4 abr-20 abr-20 Baja California
Capacitor 13.8 1.8 abr-21 abr-21 Baja California
1 T 30.0 115/69/13.8 abr-21 abr-21
D16-PE1 Bonfil MVAr Capacitor 13.8 1.8 oct-18 oct-18 Peninsular
1/Proyecto con cambio de alcance. 2/Reemplazo del equipo de Compensación Serie existente por equipo con capacidad a 1350
MVA.3/Reemplaza proyecto PRODESEN Dos Bocas Banco 7 y red asociada.
Fuente: Elaborado por la SENER.
90,000
FIGURA A. 1. CAPACIDAD DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DEFINIDA DE MANERA EXTERNA EN
BALMOREL
(MW)
Termosolar
80,000
70,000
60,000
50,000
40,000
30,000
20,000
10,000
0
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031
Biomasa
Geotérmica
Solar fotovoltaica
Eólica
Hidroeléctrica
Cogeneración Eficiente
Nucleoléctrica
Combustión Interna
Turbogás
Lecho Fluidizado
Carboeléctrica
Termoeléctrica
Ciclo Combinado
Fuente: Elaborado por SENER.
142

FIGURA A. 2. RANGO DE PRECIOS DE GAS NATURAL EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE GAS
NATURAL PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
7
6
5
4
3
2
1
0
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
Fuente: Elaborado por SENER
FIGURA A. 3. RANGO DE PRECIOS DE COMBUSTÓLEO EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE
COMBUSTÓLEO PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
14
12
10
8
6
4
2
0
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
Fuente: Elaborado por SENER
143

FIGURA A. 4. PRECIOS DEL URANIO
(USD 2016/GJ)
0.525
0.52
0.515
0.51
0.505
0.5
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA A. 5. PRECIO DE DIÉSEL
(USD 2016/ GJ)
35
30
25
20
15
10
5
0
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
FIGURA A. 6. RANGO DE PRECIOS DE CARBÓN EN MÉXICO, ATENDIENDO AL PRECIO DE CARBÓN
PRONOSTICADO PARA CADA REGIÓN DE TRANSMISIÓN 201-2031
(USD 2016/GJ)
3.5
3
2.5
2
1.5
1
0.5
0
2017 2019 2021 2023 2025 2027 2029 2031
Fuente: Elaborado por SENER, con Información de PRODESEN 2017-2031.
144

MAPA A. 1. LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DEL SEN EXISTENTES Y PLANIFICADAS HASTA EL 2024
1000
315
255
1500
1020
870
1260
380
1230
965
815
500
330
2100
Conexiones Presente + Planificado 2024 (MW)
400
5500
3700
1900
100
180
840
180
1700
2810 100
1400
550 1600
550
1800
1800
1450
600
1500
1050
300 1300 1500
1380
1200
300
1000
1450
1400 1750
1200
700
1500 1400
4000
2100 700 700
750
310
600
5500 1200
600
3000
350 300 3000 440
1750 2100
3000
2800
2800
800
800 150
206
1200
1400
194
Fuente: Elaborado por SENER con información de PRODESEN 2017-2031
145

CUADRO A. 8. CATÁLOGO DE INVERSIÓN DE PLANTAS EN BALMOREL
Eficiencia Costo de
Costos
Vida
Nombre en
Costos Fijos
Tecnología Combustible Eléctrica Inversión
Variables Económica
Balmorel
(k$/MW/año)
(%)
(M$/MW)
($/MWh)
(Años)
Biomass_
Bagazo de
Bioenergía
33.9% 2.01 44.12 3.92 30
SugarCane
caña
Biomass_
Bioenergía Aserraderos 33.9% 2.01 44.12 3.92 30
WoodWaste
Biomass_
Bioenergía Biogás 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Biogas
Ciclo
CCGT
Gas natural 48.2% 0.96 15.69 2.76 30
Combinado
Cogeneration Cogeneración Bagazo de
33.9% 2.01 44.12 1.40 30
_SugarCane Eficiente caña
Cogeneration Cogeneración
Biogás 41.2% 2.77 62.35 3.51 25
_Biogas Eficiente
Cogeneration Cogeneración
Diésel 22.2% 0.80 5.00 1.10 30
_Diesel Eficiente
Cogeneration Cogeneración
Gas natural 47.5% 0.78 15.69 1.38 30
_NG
Eficiente
Engine_Fueloi Combustión
Combustóleo 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
l
Interna
Combustión
Engine_Diesel
Diésel 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Interna
Combustión
Engine_NG
Gas natural 41.2% 3.02 33.44 3.18 25
Interna
Wind Eólica 1.40 37.50 0.00 25
Geothermic Geotérmica 1.86 82.28 0.05 30
Hydro_small
Hydro_
reservoir
Fluidized_bed
Nuclear
SolarPV
Hidroeléctrica
sin embalse
1.90 30.34 0.00 60
Hidroeléctrica
con embalse
1.90 17.92 0.00 60
Lecho
fluidizado
Carbón 28.0% 1.42 34.03 2.45 40
Nucleo
eléctrica
Uranio 33.5% 3.92 99.45 2.38 60
Solar
fotovoltaica
1.38 10.50 0.00 30
GT_NG Turbogás Gas natural 40.3% 0.80 5.00 4.70 30
GT_Diesel Turbogás Diésel 39.8% 0.80 5.00 4.70 30
Fuente: Elaborado por SENER con información de BALMOREL
146

MAPA A. 2. FACTORES DE CAPACIDAD DE PLANTAS EÓLICAS
Factores de Capacidad - Plantas Eólicas
47%
39%
32%
24%
Fuente: Elaborado por SENER
MAPA A. 3. FACTORES DE CAPACIDAD DE PLANTAS SOLARES
Factores de Capacidad - Plantas Solares
21.5%
20.0%
18.4%
16.8%
Fuente: Elaborado por SENER.
147

B. Anexo Metodológico
Balmorel es un modelo de optimización simultánea de inversiones y despacho eléctrico, incluyendo transmisión
de electricidad y cogeneración, cuyas principales características se describen a continuación.
Los modelos de optimización se caracterizan por una función objetivo, que busca maximizar o
minimizar, sujeta a una serie de restricciones, que generan una región convexa de soluciones viables.
En este ejercicio Balmorel minimiza los costos totales de satisfacer la generación eléctrica, incluyendo
la posibilidad de que plantas de cogeneración puedan substituirse a calderas de gas natural para
proporcionar calor de proceso. Esta optimización es equivalente a maximizar el excedente social, si
se considera que las demandas de energía son inelásticas y que no se ven afectadas por los precios
de generación.
La función objetivo y las restricciones son ecuaciones lineales, que pueden incorporar variables
binarias (0,1) o enteras en la optimización, con el objetivo de representar factores de economía de
escala e incorporar la disponibilidad de las plantas térmicas, teniendo en cuenta sus características
operativas y su flexibilidad.
El modelo es de equilibrio parcial, ya que solo considera la parte del mercado relativa a la generación
de electricidad y cogeneración, ceteris paribus para logar el equilibrio. Por el contrario, un modelo de
equilibrio general incluiría toda la economía en sus análisis; por ejemplo, considerando el impacto que
una mejora tecnológica tendría en los precios de electricidad, lo que afectaría a la economía y como
ésta a su vez influiría en las demandas.
Balmorel tiene una estrategia bottom-up (de abajo arriba), enfocándose en las tecnologías de
generación, incluyendo transmisión de electricidad, y en la implementación de ciertas políticas
energéticas, como la incorporación de las metas de energía limpia. Para mantener la simplicidad de la
optimización, asegurando que las diferentes tecnologías se modelen con cierto grado de precisión;
incluyendo costos, eficiencias, disponibilidad, etc.
El modelo es determinista, no contemplándose la existencia de incertidumbre durante la optimización.
La incertidumbre del sistema se evalúa planteándose diversos escenarios, que ilustren diferentes
alternativas de futuro, y a través de análisis de sensibilidad de aquellos parámetros que puedan influir
más a la optimización y que presenten estocasticidad, como por ejemplo precios de combustibles,
generación hidroeléctrica, costo de las plantas solares, etc.
Este ejercicio el modelo Balmorel se ha desarrollado con las siguientes características:
Enfoque miópico entre años, cada año se optimiza sin considerar cómo el sistema va a evolucionar en
un futuro.
Anticipación perfecta en el mismo año, en donde se optimiza el funcionamiento de las plantas y el
embalse hidroeléctrico conociendo como la demanda y la generación va a evolucionar a lo largo del
año.
Optimización con algoritmos de barrera, también denominados métodos de puntos interiores.
A continuación se describe de manera simplificada la formulación matemática del modelo de optimización
Balmorel 71 empleado para la realización del ejercicio, incluyendo la función objetivo y las limitaciones más
71
Más información puede encontrarse en http://www.balmorel.com/index.php/balmorel-documentation
148

influyentes durante la optimización. Posteriormente, se describe la nomenclatura de todos los índices, insumos
y variables representados en las ecuaciones, siguiendo un orden alfabético.
La función objetivo de Balmorel minimiza los costos totales de generación y la inversión en nueva capacidad,
incluyendo líneas de transmisión.
A continuación se describe de manera simplificada la formulación matemática del modelo de optimización
Balmorel empleado para la realización del ejercicio, incluyendo la función objetivo y las limitaciones más
influyentes durante la optimización. Posteriormente, se describe la nomenclatura de todos los índices, insumos
y variables representados en las ecuaciones, siguiendo un orden alfabético.
La función objetivo de Balmorel minimiza los costos totales de generación y la inversión en nueva capacidad,
incluyendo líneas de transmisión.
z = ∑ ∑ C ,, + C ,
,
∈ ∈
,, + C ,,
+ C ,,
+ ∑ C ,, ∀ a ∈ A (1)
(,)∈ ,
Donde cada componente de costo se calcula de la siguiente manera:
Costos variables de operación,
= 1 ∙ 10 ∑ ∈ G ,,, ∙ VOP ∀ a ∈ A, t ∈ T (2)
C ,,
Costos de Combustible,
= 1 ∙ 10 ∑ ∈ ∙ COMB , ∀ a ∈ A, t ∈ T (3)
C ,,
,,,
Costos fijos de operación,
C ,, = G ,, + G ,, ∙ FOP ∀ a ∈ A, t ∈ T (4)
Costos de inversión anualizados en nuevas tecnologías de generación,
C , ,, =
() G ,,
∙ INV , ∀ a ∈ A, t ∈ T (5)
Costos de inversión en nuevas líneas de transmisión de electricidad
C , ,, =
()
,
E
,, ∙ INV ,,
∀ a ∈ A, t ∈ T (6)
La optimización de la función objetivo está sujeta a las siguientes restricciones.
Balance de demanda de electricidad, es un balance de potencia por el cual la demanda de electricidad en cada
región de transmisión y espacio temporal debe ser igual a la electricidad generada en la región más la
electricidad importada menos la exportada.
∑ ∈ G ,,, − ∑ E ,, , + ∑ 1 − p , ,, ∙ E , ,,
∈ ,
∈ ,
= d ,,
∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H (7)
Límite operativos de las plantas despachables, el cual depende de la capacidad total instalada y del factor de
disponibilidad de la planta.
G ,,, ≤ k
,,,
∙ G ,, + G
,, ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ T (8)
149

Generación proveniente de plantas no despachables, la cual se determina según la disponibilidad de generación
en un momento determinado y de la capacidad instalada y considerando la posibilidad de recortar la producción
si no resulta óptimo para el sistema.
G ,,, + G ,,,
= k ,,, ∙ G ,, + G
,, ∀ a ∈ A, r ∈ R, h ∈ H, t ∈ T (9)
Límite de las líneas de transmisión, que representa las limitaciones físicas a la transmisión de electricidad en
una línea de transmisión y un momento determinado, dada la capacidad de transmisión y su disponibilidad.
E ,, , ≤ k ,,
∙ E , ,, + E ,, ∀ a ∈ A, h ∈ H, (r, r′) ∈ L ,
(10)
Limitaciones regionales al consumo de combustibles, que representan el máximo consumo que puede haber
de un combustible en una región determinada.
∑
∈|(,)∈ ,
,,,
∑∈
≤ M ,,
∀ a ∈ A, r ∈ R (11)
Limitaciones regionales al consumo de combustibles por espacio de tiempo, que representan el máximo
consumo que puede haber de un combustible en una región determinada en un espacio de tiempo determinado.
∑
∈|(,)∈ ,
,,,
≤ N ,,,
∀ a ∈ A, r ∈ R , h ∈ H (12)
Potenciales máximos de instalación de plantas renovables, que representan la capacidad máxima instalable en
una región determinada atendiendo al potencial de generación por tipo de tecnología.
G ,, + G
,, ≤ G ,, ∀ a ∈ A, r ∈ R, t ∈ T (13)
Metas de energías limpias, donde la generación de electricidad por tecnologías de generación limpias en la
matriz energética debe ser igual o superior a las metas de energía limpia especificadas.
∑ ∑ ∑
∈
∈ ∈ ,,,
∑ ∑ ∈ ∑ ∈ ,,,
∈
≥ EL ∀ a ∈ A (14)
Nomenclatura
Índices
a, Año de optimización
f, Combustible
h, Espacio temporal
L , , Líneas de transmisión de electricidad desde la región r hasta la región r′
L ,,
Líneas de transmisión de electricidad desde la región r′ hasta la región r
L , , Líneas de transmisión de electricidad entre regiones r y r′
r, Región de transmisión
R , ,
Combustible f utilizado en la tecnología t
t, Tecnología de generación
150

T ,
T ,
T ,
Tecnologías t que pueden ser despachadas para la generación de energía
Tecnología t definida como energía limpia
Tecnologías t que no pueden ser despachadas para la generación de energía
Parámetros, insumos al modelo Balmorel
COMB , , Costo del combustible empleado por la tecnología t en la región r [USD/GJ]
ds, Tasa de descuento (10%)
d ,, , Demanda de electricidad en el año a, en la región r y en el tiempo h [MW]
e ,
E ,, ,
Eficiencia en el consumo de combustible de la tecnología t [MWh/GJ]
Capacidad existente de transmisión entre las líneas L , [MW]
EL , Meta de Energía Limpia en el año a [-]
FOP , Costos fijos de operación de la tecnología t [MUSD/MW/año]
G ,, ,
G ,, ,
Capacidad existente de la tecnología t en la región r en el año a [MW]
Máximo potencial de capacidad instalada de la tecnología t en la región r y en el año a [MW]
INV , , Costo de inversión en la tecnología t en el año a [MUSD/MW]
INV ,, , Costo de la inversión en líneas de transmisión L , [MUSD/MW]
k
,,
, Factor de disponibilidad de la línea de transmisión entra la región r y r′ en el año a y en el espacio
,
temporal h [-]
k ,,,
, Factor de disponibilidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h [-
]
k ,,, , Factor de capacidad de la tecnología t situada en la región r en el año a en el espacio temporal h [-]
M ,, , Máximo consumo de combustible f en la región r en el año a [GJ]
p , ,,, Pérdidas a la transmisión de electricidad desde la región r′ a la región r ′ en el año a en el tiempo h [-]
V ,
V ,
Vida económica de las inversiones en tecnologías t [años]
Vida económica de las inversiones en nuevas líneas de transmisión L , [años]
VOP , Costos variables de operación de la tecnología t [USD/MW]
Variables, resultados de la optimización con Balmorel
C ,, , costos de combustible en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
C ,, ,
costos fijos de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
151

C , ,, ,
costos de inversión anualizados en nueva capacidad de generación en el año a en la región r por la
tecnología t [MUSD]
C ,
,, , costos de inversión anualizados en nuevas líneas de transmisión en el año a entre L , [MUSD]
C ,, ,
costos variables de operación en el año a en la región r por la tecnología t [MUSD]
E ,, ,, Electricidad exportada desde la región r hasta la región r′ en el año a en el tiempo h [MW]
E , ,,, Electricidad exportada desde la región r′ hasta la región r en el año a en el tiempo h [MW]
E ,, , Inversiones en nueva capacidad de transmisión entre las líneas L , [MW]
G ,,, ,
G ,,, ,
Generación de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]
Recorte de energía en el año a en la región r por la tecnología t en el tiempo h [MW]
G ,, , Capacidad nueva de la tecnología t en la región r en el año a [MW]
z,
Costo total del sistema en el año a [MUSD]
152

Glosario
Adiciones de
capacidad por
modernización
Capacidad adicional que se obtiene en una central existente mediante
mejoras en los procesos de generación o mediante la incorporación de
adelantos tecnológicos.
Adiciones de
capacidad por
rehabilitación
Capacidad que podrá recuperarse mediante programas de reparación o
sustitución de los componentes dañados en centrales cuya capacidad se ha
degradado.
Arrendamiento
Es una forma de financiamiento en la cual el arrendador (cliente) acuerda
pagar una cantidad a la compañía arrendadora de equipo(s), por el derecho
de usarlo(s) durante un periodo determinado
Autoabastecimiento
Es el suministro de los requerimientos de energía eléctrica de los miembros
de una sociedad de particulares mediante una central generadora propia.
Como modalidad definida por la CRE se entiende como: la generación de
energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha
energía se destine a satisfacer las necesidades de personas físicas o
morales y no resulte inconveniente para el país.
Bases del Mercado
Eléctrico
Disposiciones administrativas de carácter general que contienen los
principios del diseño y operación del Mercado Eléctrico Mayorista
incluyendo las subastas a que se refiere la Ley de la Industria Eléctrica
Calidad
Grado en el que las características y las condiciones de Suministro Eléctrico
cumplen con los requerimientos técnicos determinados por la CRE con el fin
de asegurar el correcto desempeño e integridad de los equipos y
dispositivos de los Usuarios Finales
Capacidad
Es la potencia máxima a la cual puede suministrar energía eléctrica una
unidad generadora, una central de generación o un dispositivo eléctrico, la
cual es especificada por el fabricante o por el usuario.
Capacidad adicional no
comprometida
Capacidad adicional necesaria para satisfacer la demanda futura, cuya
construcción o licitación aún no se ha iniciado. De acuerdo con la LSPEE y su
Reglamento, estas adiciones de capacidad podrán ser cubiertas con
proyectos de generación privados o la propia CFE.
Capacidad adicional
total
Suma de la capacidad comprometida y de la capacidad adicional no
comprometida.
153

Capacidad ajustada
Capacidad máxima de una unidad generadora ajustada por los efectos de
altitud y temperatura
Capacidad bruta
Es igual a la capacidad efectiva de una unidad, central generadora o sistema
de generación.
Capacidad efectiva
Es la capacidad de una unidad generadora que se determina tomando en
cuenta las condiciones ambientales y el estado físico de las instalaciones, y
corresponde a la capacidad de placa corregida por efecto de degradaciones
permanentes debidas al deterioro o desgaste de los equipos que forman
parte de la unidad
Capacidad firme
Capacidad de una unidad generadora garantizada para estar disponible en
un momento o periodo determinado
Capacidad existente
Capacidad de los recursos disponibles en el sistema eléctrico (centrales de
generación y compras de capacidad firme entre otras) al inicio del periodo
decenal que comprende el estudio.
Capacidad de placa
Es la capacidad definida por el fabricante en la placa de la unidad generadora
o dispositivo eléctrico. Esta capacidad se obtiene generalmente cuando la
unidad es relativamente nueva y opera bajo condiciones de diseño.
Capacidad de
transmisión
Es la potencia máxima que se puede transmitir a través de una línea de
transmisión, tomando en cuenta restricciones técnicas de operación como:
límite térmico, caída de voltaje, límite de estabilidad, etc.
Capacidad máxima
Potencia mediad en una unidad generadora, incluye la requerida para usos
propios. La capacidad máxima para las centrales eléctricas en operación
corresponde al valor reportado por la CFE, la CRE y el CENACE. Para los
proyectos de generación de la CFE y PIE es la capacidad bruta estimada a
partir de la capacidad bruta estimada a partir de la capacidad neta
reportada en los avances constructivos. Para los proyectos de los
permisionarios se consideró la capacidad que reportan los permisos de
generación otorgados por la CRE
Capacidad neta
Es igual a la capacidad bruta de una unidad, central generadora o sistema
eléctrico, a la cual se le ha descontado la capacidad que se requiere para los
usos propios de las centrales generadoras
Capacidad retirada
Capacidad que se pondrá fuera de servicio a lo largo del periodo, por
terminación de la vida útil o económica de las instalaciones o por
vencimiento de contratos de compra de capacidad.
154

Carga
Es la potencia requerida por los dispositivos de consumo y se mide en
unidades de potencia eléctrica (Watts); cada vez que un usuario acciona un
interruptor para conectar o desconectar un aparato de consumo eléctrico
produce una variación en su demanda de electricidad.
Central Eléctrica
Instalaciones y equipos que, en un sitio determinado, permiten generar
energía eléctrica y Productos Asociados.
Central Eléctrica
Legada
Central Eléctrica que, a la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica:
a) es propiedad de los organismos, entidades o empresas del Estado y se
encuentra en condiciones de operación, o
b) cuya construcción y entrega se haya incluido en el Presupuesto de
Egresos de la Federación en modalidad de inversión directa.
Central Externa
Legada
Central Eléctrica que, a la entrada en vigor de la Ley de la Industria Eléctrica:
a) se incluye en un permiso para generar energía eléctrica bajo la modalidad
de producción independiente, o
b) cuya construcción y operación se haya incluido en el Presupuesto de
Egresos de la Federación en modalidad de inversión condicionada.
Centro de carga
Instalaciones y equipo que, en un sitio determinado, permiten que un
usuario Final se suministre de energía eléctrica.
Certificado de
Emisiones
Contaminantes
Título emitido por la CRE para su venta en el Mercado Eléctrico Mayorista
y que sirve para cumplir los requisitos obligatorios relativos al monto de
gases de efecto invernadero emitido por las Centrales Eléctricas.
Certificado de
Energías Limpias
Título emitido por la CRE que acredita la producción de un monto
determinado de energía eléctrica a partir de fuentes renovables o
tecnologías limpias y que sirve para cumplir los requisitos obligatorios
asociados al consumo de los Centros de Carga
Cogeneración
Procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente energía
eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente, etc.). Como
modalidad, es la producción de energía eléctrica en conjunto con vapor y/o
energía térmica secundaria de otro tipo. Puede ser la producción directa e
indirecta de energía eléctrica a partir de energía térmica residual de
procesos que utilizan combustibles, o viceversa.
Comercializador
Titular de un contrato de Participante del Mercado que tiene por objeto
realizar las actividades de comercialización.
155

Confiabilidad
Habilidad del Sistema Eléctrico Nacional para satisfacer la demanda
eléctrica de los Usuarios Finales, conforme a los criterios respectivos que
emita la CRE.
Continuidad
Satisfacción de la demanda eléctrica de los Usuarios Finales con una
frecuencia de interrupciones menor a la establecida en los criterios
respectivos que emita la CRE.
Contrato de
Cobertura Eléctrica
Acuerdo entre Participantes del Mercado mediante el cual se obligan a la
compraventa de energía eléctrica o Productos Asociados, o a la realización
de pagos basados en los precios de los mismos, que serán efectuados en
una hora o fecha futura y determinada.
Contrato de
Interconexión Legado
Contrato de interconexión o contrato de compromiso de compraventa de
energía eléctrica para pequeño productor celebrado o que se celebra abajo
las condiciones vigentes con anterioridad la entrada en vigor de la Ley de la
Industria Eléctrica.
Contrato Legado para
el Suministro Básico
Contrato de Cobertura Eléctrica que los Suministradores de Servicios
Básicos tendrán la opción de celebrar, con precios basados en las Centrales
Eléctricas Legadas y las Centrales Externas Legadas.
Control Operativo del
Sistema Eléctrico
Nacional
La emisión de instrucciones relativas a:
a) la asignación y despacho de las Centrales Eléctricas y de la Demanda
Controlable;
b) la operación de la Red Nacional de Transmisión que corresponda al
Mercado Eléctrico Mayorista, y
c) la operación de las Redes Generales de Distribución que corresponda al
Mercado Eléctrico Mayorista
Curva de aprendizaje
Evolución esperada de los costos de inversión para los proyectos de
generación, asociada a alas mejoras tecnológicas en el desarrollo para los
sistemas y equipos, las economías de escala como resultado de dichas
mejoras y a la disponibilidad de recurso primario para la producción y
suministro de energía eléctrica
Consumo de Energía
(GWh)
Total anual de ventas de energía, autoabastecimiento remoto, ventas
asociadas a la reducción de pérdidas no-técnicas, importación reducción de
pérdidas y usos propios
Consumo Final (GWh)
Total anual de ventas de energía eléctrica y autoabastecimiento remoto,
consumidos por los usuarios finales del sector eléctrico
156

Costo de construcción
Costo asociado a la ingeniería, supervisión, pruebas, construcción y
derechos de vía, de las líneas de transmisión, de acuerdo con el tipo de
tensión (kV), número de circuitos y conductores por fase
Consumo Bruto
El consumo bruto se integra por las ventas de energía a través del
suministro básico, suministro calificado, suministro de último recurso, el
autoabastecimiento remoto, la importación, las pérdidas de electricidad,
los usos propios de los transportistas, distribuidores y generadores
Curva de carga
Gráfica que muestra la variación de la magnitud de la carga a lo largo de un
periodo determinado.
Curva de demanda
horaria o Curva de
carga (MWh/h)
Variación secuencial de la demanda de potencia horaria en un intervalo de
tiempo determinado
Curva de duración de
carga (MWh/h)
Demanda de energía eléctrica que forma la curva de carga, y se encuentra
de mayor a menor
Curva de referencia
(MWh/h)
Curva de duración de carga que excluye los valores atípicos de demanda
causados por efectos aleatorios como huracanes u otras situaciones
meteorológicas extraordinarias, condiciones de emergencia, efectos por
falla en equipo eléctrico, entre otros.
Degradación
Es la reducción obligada de la capacidad de una unidad como consecuencia
de la falla o deterioro de uno de sus componentes o por cualquier otra
condición limitante
Demanda
Es la potencia a la cual se debe suministrar la energía eléctrica requerida en
un instante dado. El valor promedio dentro de cierto intervalo es igual a la
energía requerida entre el número de unidades de tiempo del intervalo
(MWh/h).
Demanda base
Demanda horaria mínima dentro de cierto periodo (en la prospectiva se
indica el promedio de las demandas mínimas diarias).
Demanda máxima
Valor máximo de las demandas horarias en el año (MWh/h).
Demanda máxima
bruta (MWh/h)
Potencia que debe ser generada o importada para satisfacer los
requerimientos de los usuarios, las pérdidas de la trasmisión y los usos
propios de centrales generadoras
157

Demanda Controlable
Demanda de energía eléctrica que los Usuarios Finales ofrecen reducir
conforme a las Reglas del Mercado.
Demanda Controlable
Garantizada
Demanda Controlable que los Usuarios Finales o sus representantes se
hayan comprometido a ofrecer en el Mercado Eléctrico Mayorista en un
periodo dado, a fin de que dicha demanda se utilice para cumplir los
requisitos de potencia a que se refiere el artículo 54 de la LIE
Demanda máxima
coincidente
Es la demanda máxima de un conjunto de sistemas en combinación;
equivale a la demanda máxima que se tendría si el conjunto fuera un
sistema único. La DMC es menor que la suma de las demandas máximas
anuales observadas en cada región, debido a que los valores máximos
regionales no suceden en el mismo instante
Demanda máxima
integrada (MWh/h)
Es la integración de la carga horaria durante un año
Demanda máxima no
coincidente
Es la suma de las demandas máximas de las áreas de un sistema eléctrico,
sin considerar el tiempo en que se presentan. La demanda máxima no
coincidente es mayor o igual a la demanda máxima coincidente.
Demanda media
Es igual a la energía necesaria en MWh en el año dividida entre el número
de horas del año (MWh/h).
Derechos Financieros
de Transmisión
El derecho y la obligación correlativa de recibir o pagar la diferencia que
resulte de los componentes de congestionamiento de los Precios
Marginales Locales en dos nodos del Sistema Eléctrico Nacional. Para los
efectos de documentar los Derechos Financieros de Transmisión, los
estados de cuenta que emita el CENACE serán titules ejecutivos.
Disponibilidad
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que una unidad generadora
estuvo disponible para dar servicio, independientemente de que se haya
requerido o no su operación. Este índice se calcula como el cociente entre
la energía que la unidad produce anualmente con la capacidad disponible y
la que generaría si estuviera utilizable 100%.
Disposiciones
Operativas del
Mercado
Bases operativas, criterios, guías, lineamientos, manuales, procedimientos
y demás disposiciones emitidas por el CENACE, en los cuales se definirán
los procesos operativos del Mercado Eléctrico Mayorista, de conformidad
con las Bases del Mercado Eléctrico.
Eficiencia térmica
Relación de energía calorífica y trabajo útil generado
158

Emisiones
Emisiones de bióxido de carbono (CO2), bióxido de azufre (SO2), óxidos de
nitrógeno (NOx) y partículas sólidas, por el uso de combustibles fósiles en
las unidades generadoras
Energía almacenada
Energía potencial susceptible de convertirse a energía eléctrica en una
central hidroeléctrica, en función del volumen útil de agua almacenado y del
consumo específico para la conversión de energía.
Energía bruta
Es la energía que debe ser suministrada por los diferentes recursos de
capacidad con que cuenta el sistema eléctrico (generación propia,
importación, excedentes de autoabastecedores), incluye la energía de las
ventas, las pérdidas en transmisión, los usos propios de las centrales y la
energía de exportación.
Energía eléctrica de
autoabastecimiento
remoto (GWh)
Suministro de carga a través de la red de transmisión al servicio público, a
proyectos de autoabastecimiento, localizados en un sitio diferente a la
central generadora
Energías Limpias
Aquellas fuentes de energía y procesos de generación de electricidad cuyas
emisiones o residuos, cuando los haya, no rebasen los umbrales
establecidos en las disposiciones reglamentarias que para tal efecto se
expidan. Entre las Energías Limpias se consideran las siguientes:
a) El viento;
b) La radiación solar, en todas sus formas;
c) La energía oceánica en sus distintas formas: maremotriz,
maremotérmica, de las olas, de las corrientes marinas y del
gradiente de concentración de sal;
d) El calor de los yacimientos geotérmicos;
e) Los bioenergéticos que determine la Ley de Promoción y
Desarrollo de los Bioenergéticos;
f) La energía generada por el aprovechamiento del poder calorífico
del metano y otros gases asociados en los sitios de disposición
de residuos, granjas pecuarias y en las plantas de tratamiento de
aguas residuales, entre otros;
g) La energía generada por el aprovechamiento del hidrógeno
mediante su combustión o su uso en celdas de combustible,
siempre y cuando se cumpla con la eficiencia mínima que
establezca la CRE y los criterios de emisiones establecidos por la
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales en su ciclo
de vida;
h) La energía proveniente de centrales hidroeléctricas;
i) La energía nucleoeléctrica;
159

j) La energía generada con los productos del procesamiento de
esquilmos agrícolas o residuos sólidos urbanos (como
gasificación o plasma molecular), cuando dicho procesamiento
no genere dioxinas y furanos u otras emisiones que puedan
afectar a la salud o al medio ambiente y cumpla con las normas
oficiales mexicanas que al efecto emita la Secretaría de Medio
Ambiente y Recursos Naturales;
k) La energía generada por centrales de cogeneración eficiente en
términos de los criterios de eficiencia emitidos por la CRE y de
emisiones establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y
Recursos Naturales;
l) La energía generada por ingenios azucareros que cumplan con los
criterios de eficiencia que establezca la CRE y de emisiones
establecidos por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos
Naturales;
m) La energía generada por centrales térmicas con procesos de
captura y almacenamiento geológico o biosecuestro de bióxido
de carbono que tengan una eficiencia igual o superior en
términos de kWh-generado por tonelada de bióxido de carbono
equivalente emitida a la atmósfera a la eficiencia mínima que
establezca la CRE y los criterios de emisiones establecidos por la
Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales;
n) Tecnologías consideradas de bajas emisiones de carbono
conforme a estándares internacionales, y
o) Otras tecnologías que determinen la Secretaría y la Secretaría de
Medio Ambiente y Recursos Naturales, con base en parámetros y
normas de eficiencia energética e hídrica, emisiones a la atmósfera
y generación de residuos, de manera directa, indirecta o en ciclo
de vida;
Energía neta
Es la energía total entregada a la red y es igual a la generación neta de las
centrales del sistema más la energía de importaciones de otros sistemas
eléctricos, más la energía adquirida de excedentes de autoabastecedores y
cogeneradores.
Energía solar
fotovoltaica
La energía solar fotovoltaica se define a partir del “efecto fotovoltaico”, que
ocurre cuando los fotones de la luz del sol excitan a niveles de energía más
altos a los electrones “sueltos” de los átomos del material semiconductor
sobre el cual incide. Cuando esta propiedad de la luz es combinada con las
propiedades de dichos materiales, los electrones fluyen a través de una
interfaz y se crea una diferencia de potencial.
Energía solar térmica
La tecnología termosolar produce electricidad concentrando la radiación
solar para calentar y producir vapor de agua y hacerlo pasar por una turbina
de la misma forma que se realiza en una central termoeléctrica o de ciclo
combinado.
160

Exportación
(modalidad)
Es la generación de energía eléctrica para destinarse al comercio exterior, a
través de proyectos de cogeneración, producción independiente y pequeña
producción que cumplan las disposiciones legales y reglamentarias
aplicables según los casos.
Los permisionarios en esta modalidad no pueden enajenar dentro del
territorio nacional la energía eléctrica generada, salvo que obtengan
permiso de la CRE para realizar dicha actividad en la modalidad de que se
trate.
Factor de carga
Es la relación entre la demanda media y el valor de la demanda máxima
registrada en un periodo determinado. El factor de carga se acerca a la
unidad a medida que la curva de carga es más plana. Recuérdese que si el
factor de carga es cercano a la unidad significa un uso más intensivo y
continuo de los equipos.
Factor de diversidad
Es la relación entre la suma de las demandas máximas individuales de dos
o más cargas y la demanda máxima del conjunto. Un factor mayor a uno
significa que las demandas máximas no ocurren simultáneamente
Factor de participación
de carga
Es la distribución de la demanda máxima anual en cada región de trasmisión
por región de control
Factor de planta
Relación entre la energía eléctrica producida por una unidad generadora y
la energía posible de producir por la misma la operar a su potencia máxima
durante un periodo determinado
Falla
Valor promedio por unidad de energía eléctrica demanda no suministrada,
por razones de racionamiento o interrupción forzada en el suministro
(perdida de utilidad de los usuarios por unidad de energía eléctrica no
suministrada).
Fijos de operación y
mantenimiento
Incluye los conceptos de sueldos y salarios, mantenimiento , servicios
generales, administración, entre otros
Flujo máximo
Potencia máxima de energía eléctrica que se transmite a través de una o
varias líneas de transmisión, desde un enlace emisor hasta un enlace
receptor
Flujo mínimo
Límite de flujo de potencia la dirección contra-referencia del flujo máximo
Gas natural
Mezcla de hidrocarburos constituida principalmente por metano que se
encuentra en los yacimientos en solución o en fase gaseosa con el crudo, o
bien en yacimientos que no contienen aceite.
161

Gas natural licuado
Gas natural compuesto predominantemente de metano (CH4), que ha sido
licuado por compresión y enfriamiento, para facilitar su transporte y
almacenamiento.
Generador
Permiso otorgado al amparo de LIE para generar electricidad en centrales
eléctricas con una capacidad mayor a 0.5 MW, o bien, contrato de
Participante del Mercado para representar en el MEM a estas centrales o,
con autorización de la CRE, a centrales ubicadas en el extranjero.
Generador Exento
Propietario o poseedor de una o varias Centrales Eléctricas que no requieren
ni cuenten con permiso para generar energía eléctrica en términos de la LIE;
Generación bruta
Es la energía que se produce en las centrales eléctricas, medida en las
terminales de los generadores. Una parte pequeña de esta energía es
utilizada para alimentar los equipos auxiliares de la propia central (usos
propios) y el resto es entregado a la red de transmisión (generación neta).
Generación neta
Es la energía eléctrica que una central generadora entrega a la red de
transmisión y es igual a la generación bruta menos la energía utilizada en
los usos propios de la central.
Importación
(modalidad)
Es la adquisición de energía eléctrica proveniente de plantas generadoras
establecidas en el extranjero mediante actos jurídicos celebrados
directamente entre el abastecedor de la energía eléctrica y el consumidor
de la misma.
Indisponibilidad
Estado donde la unidad generadora está inhabilitada total o parcialmente
para suministrar energía por causa de alguna acción programada o fortuita
tal como: mantenimiento, falla, degradación de capacidad y/o causas
ajenas.
Indisponibilidad por
causas ajenas
Indicador del porcentaje de tiempo que una unidad generadora está fuera
de operación a causa de la ocurrencia de algún evento o disturbio ajeno a
la central como: falla en las líneas de transmisión, fenómenos naturales,
falta de combustible, etc.
Indisponibilidad por
degradación
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central
generadora disminuyó su potencia máxima, sin salir de línea, por problemas
de funcionamiento en algunos de sus componentes.
Indisponibilidad por
fallas
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad o central
generadora estuvo fuera de operación, debido a la salida total de una unidad
generadora, por la ocurrencia de fallas en los equipos de la central.
162

Indisponibilidad por
mantenimiento
Factor que indica el porcentaje de tiempo en que la unidad estuvo no
disponible debido a las salidas para realizar los trabajos propios de
conservación del equipo principal.
Ingresos Recuperables
Costos que los Suministradores Básicos tendrán derecho a recuperar por la
prestación del Suministro Básico y que incluyen energía eléctrica, Productos
Asociados, Contratos de Cobertura Eléctrica y operación propia.
Margen de reserva
Diferencia entre la capacidad efectiva y la demanda máxima coincidente de
un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda máxima.
Margen de reserva
operativo
Diferencia entre la capacidad disponible y la demanda máxima coincidente
de un sistema eléctrico, expresada como porcentaje de la demanda
máxima. Donde la capacidad disponible es igual a la capacidad efectiva del
sistema, menos la capacidad fuera de servicio por mantenimiento, falla,
degradación y causas ajenas.
Megawatt (MW)
Unidad de potencia igual a 1,000,000 de Watts.
Megawatt hora (MWh)
Unidad de energía. En electricidad es la energía consumida por una carga
de un MW durante una hora.
Mercado Eléctrico
Mayorista
Mercado operado por el CENACE en el que los Participantes del Mercado
podrán realizar las transacciones señaladas en el artículo 96 de la LIE.
Participante del
Mercado
Persona que celebra el contrato respectivo con el CENACE en modalidad
de Generador, Comercializador, Suministrador, Comercializador no
Suministrador o Usuario Calificado.
Pequeña producción Es la generación de energía eléctrica destinada a:
La venta a CFE en su totalidad, en cuyo caso los proyectos no podrán tener
una capacidad total mayor que 30 MW en un área determinada, o al
autoabastecimiento de pequeñas comunidades rurales o áreas aisladas
que carezcan del servicio de energía eléctrica, en cuyo caso los proyectos
no podrán exceder de 1 MW, o a la exportación, dentro del límite máximo
de 30 MW.
Pérdidas
Término aplicado a la energía (MWh) o a la potencia eléctrica (MW), que
se pierde en los procesos de transmisión y distribución. Las pérdidas se
deben principalmente a la transformación de una parte de la energía
eléctrica en calor disipado en los conductores o aparatos.
163

Perdidas no-técnicas
Energía que pierde un sistema eléctrico por usos ilícitos, errores de
medición o de facturación
Pérdidas técnicas
Energía que se disipa a causa de las propiedades físicas del sistema y de
los conductores en transmisión, trasformación y distribución
Permisionario
Los titulares de permisos de generación, exportación o importación de
energía eléctrica.
Población
Número total de habitantes en el territorio nacional
Potencial de energías
renovables
Corresponde a los recursos de fuentes renovables y limpias que pueden ser
aprovechados para la generación de energía eléctrica, atreves del
desarrollo de proyectos de centrales eléctricas que son técnica y
económicamente factibles para su ejecución.
Precio Marginal Local
Precio de la energía eléctrica en un nodo determinado del SEN para un
periodo definido, calculado de conformidad con las Reglas del Mercado y
aplicable a las transacciones de energía eléctrica realizadas en el Mercado
Eléctrico Mayorista.
Precio medio de
electricidad
Promedio anual del precio que paga un usuario final por una unidad de
energía recibida, de acuerdo con el sector tarifario en cada regio de control
Productos Asociados
Productos vinculados a la operación y desarrollo de la industria eléctrica
necesarios para la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad
y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, entre los que se
encuentran: potencia, Servicios Conexos, Certificados de Energías Limpias,
Derechos Financieros de Transmisión, servicios de transmisión y
distribución y Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, así como
los otros productos y derechos de cobro que definan las Reglas del
Mercado
Producto interno bruto
Valor anual de la producción de bienes y servicios del país
Producción
independiente
Es la generación de energía eléctrica proveniente de una planta con
capacidad mayor que 30 MW, destinada exclusivamente a su venta a la
CFE o -previo permiso de la Secretaría de Energía en los términos de la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica-, a la exportación.
Programa de Desarrollo
del Sistema Eléctrico
Nacional
Documento expedido por la Secretaría que contiene la planeación del
Sistema Eléctrico Nacional, y que reúne los elementos relevantes de los
programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas,
164

así como los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional
de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución
Proyectos en estudio
Proyectos y obras que están plenamente identificados en el proceso de
planeación, los cuales se encuentran en etapa de evaluación y estudio para
determinar el posible beneficio neto para el SEN por su realización.
Proyectos en
perspectiva de análisis
Potenciales proyectos que estarán sujetos a evaluación y estudios de
planeación para identificar las obras requeridas para su ejecución y
posteriormente cuantificar los beneficios para el SEN
Proyecto de
autoabastecimiento
Desarrollo de una unidad de generación construida por particulares, con la
finalidad de abastecer los requerimientos de energía eléctrica propia o
entre los miembros de una sociedad de particulares.
Proyectos de
generación genérico
Corresponde a posibles centrales eléctricas candidatas asignadas en las
diferentes regiones de transmisión en función del potencial de generación
disponible y factibilidad de desarrollo, para cumplir con las Metas de
Energías Limpias y enviar señales de mercado a los desarrolladores de
proyectos interesados en realizar inversiones productivas dentro del sector
eléctrico, sujetos a la optimización del modelo de planeación
Proyectos de
generación firme
Corresponde a los proyectos de generación que no están sujetos a la
optimización del modelo de planeación, por lo que se instalaran en la fecha
indicada por los Generadores, siempre y cuando cumplan los siguientes
criterios:
a) Contar con un Contrato de Interconexión y permiso de
generación en el que se contemple la entrada en operación
comercial a partir del 1 de enero de 2016
b) Que el CENACE haya instruido al Transportista o Distribuidor la
celebración de un Contrato de Interconexión
c) Haber concluido el estudio de instalaciones y realizando el pago
de la garantía financiera, para los proyectos que optaron por el
esquema individual de interconexión
d) Haber realizado el pago de la garantía financiera para los
proyectos que optaron por ser incluidos como parte del proceso
de planeación
e) Haber presentado garantía de cumplimiento, para los proyectos
asignados en las Subastas de Largo Plazo, en términos
Proyectos de
Generación en
operación
Corresponde a las centrales eléctricas del SEN, que operaron de forma
regular o iniciaron operaciones durante el 2016, de acuerdo con la
información reportada por la CFE, el CENACE y la CRE
165

Proyectos de
generación de
optimización
Corresponde a los proyectos de generación que no cumplen con la
categoría firme, que pueden contar o no, con permiso de generación ante
la CRE, sujetos a la optimización del modelos de planeación
Proyectos por
Particulares
Sustituye a la figura de permisionarios a la entrada en vigor de la Ley de la
Industria Eléctrica.
Proyectos programados
Proyectos y obras plenamente evaluados e identificados en el proceso de
planeación, los cuales ya pueden ser programados para su ejecución. Estos
proyectos incluyen nuevas obras y obras con asignación en PEF, en etapa
de licitación y construcción
Proyectos de
transmisión en
operación
Corresponde a los enlaces actuales de transmisión del SEN
Proyectos de
transmisión firme
Corresponde a los proyectos de líneas de transmisión propuestos por la
CENACE para evaluar la interconexión de los sistemas aislados de la
Península de Baja California con el SIN
Proyectos de
transmisión propuesto
Corresponde a los enlaces que incrementaran su capacidad, derivado de la
entrada en operación de nuevos proyectos de líneas de transmisión
Proyectos de
transmisión genérico
Corresponde a posibles proyectos de líneas de transmisión en nivel de
tensión de 230 kV y 400 kV, circuitos y conductores por fase, los cuales
están sujetos a la optimización de la modelación
Red
Conjunto de elementos de transmisión, transformación y compensación,
interconectados para el transporte de energía
Red Eléctrica
Sistema integrado por líneas, subestaciones y equipos de transformación,
compensación, protección, conmutación, medición, monitoreo,
comunicación y operación, entre otros, que permiten la transmisión y
distribución de energía eléctrica.
Red Eléctrica Inteligente
Red Eléctrica que integra tecnologías avanzadas de medición, monitoreo,
comunicación y operación, entre otros, a fin de mejorar la eficiencia,
Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional.
Red Nacional de
Transmisión
Sistema integrado por el conjunto de las Redes Eléctricas que se utilizan
para transportar energía eléctrica a las Redes Generales de Distribución y
al público en general, así como las interconexiones a los sistemas
eléctricos extranjeros que determine la Secretaría.
166

Redes Generales de
Distribución
Redes Eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público
en general.
Redes Particulares
Redes Eléctricas que no forman parte de la Red Nacional de Transmisión
o de las Redes Generales de Distribución.
Reglas del Mercado
Conjuntamente, las Bases del Mercado Eléctrico y las Disposiciones
Operativas del Mercado, que rigen al Mercado Eléctrico Mayorista.
Retorno Objetivo
La tasa esperada de rendimiento para las inversiones del Estado en la
industria eléctrica, utilizada para efectos de lo dispuesto en los artículos
31, 148, 149 y 150 de la LIE.
Régimen térmico
Relación entre la energía suministrada al ciclo termodinámico de la unidad
generadora en GJ/h, dado el consumo de combustible y la energía que se
obtiene a la salida del generador eléctrico en MW
Resistencia por unidad
de línea
Parámetro técnico que mide la oposición al paso de la corriente eléctrica
de la línea de transmisión con base en la longitud, material y temperatura
del conductor
Seguridad de Despacho
Condición operativa en la cual se pueden mantener la Calidad y
Continuidad de la operación del Sistema Eléctrico Nacional, en el corto
plazo, frente a la falla de un elemento o múltiples elementos del mismo,
conforme a los criterios respectivos que emita la CRE
Servicio Público de
Transmisión y
Distribución de Energía
Eléctrica
Las actividades necesarias para llevar a cabo la transmisión y distribución
de energía eléctrica en la Red Nacional de Transmisión y en las Redes
Generales de Distribución.
Servicios Conexos
Sistema Eléctrico
Nacional (SEN)
Los servicios vinculados a la operación del Sistema Eléctrico Nacional y que
son necesarios para garantizar su Calidad, Confiabilidad, Continuidad y
seguridad, entre los que se podrán incluir: las reservas operativas, las
reservas rodantes, la regulación de frecuencia, la regulación de voltaje y el
arranque de emergencia, entre otros, que se definan en las Reglas del
Mercado
El sistema integrado por:
a) La Red Nacional de Transmisión;
b) Las Redes Generales de Distribución;
c) Las Centrales Eléctricas que entregan energía eléctrica a la Red
Nacional de Transmisión o a las Redes Generales de
Distribución;
167

d) Los equipos e instalaciones del CENACE utilizados para llevar a
cabo el Control Operativo del Sistema Eléctrico Nacional, y
e) Los demás elementos que determine la Secretaría;
Sistema Interconectado
Nacional (SIN)
Sistemas eléctricos regionales que comparten a través de sus enlaces sus
recursos de capacidad y funcionamiento económico, confiable y eficiente
en su conjunto
Sistema mallado
Un sistema eléctrico se considera fuertemente mallado cuando las
subestaciones que lo integran están conectadas entre sí mediante
múltiples enlaces, lo que permite preservar la operación estable del
sistema ante la desconexión súbita de algunos de sus elementos. Es una
medida de la redundancia del sistema.
Subestación
Instalación destinada a modificar y regular los niveles de tención de la
infraestructura eléctrica para facilitar el transporte de la energía eléctrica
entre las líneas de transmisión y distribución
Subestación de
Elevadoras (o de
Generación)
Están asociadas a centrales generadoras, elevan la tensión y dirigen el flujo
de potencia al sistema eléctrico, en tenciones iguales o mayores a 69 kV
Subestación Reductora
(o Transformación)
Reduce el nivel de tensión y dirigen el flujo de potencia a las RGD
Subestación de
Switcheo (o Maniobra)
Conectan varios circuitos o líneas para orientar distribuir el flujo de
potencia de transformación
Suministrador
Empresa encargada del suministro de energía eléctrica en México.
Comisión Federal de Electricidad
Suministrador de
Servicios Básicos
Permisionario que ofrece el Suministro Básico a los Usuarios de Suministro
Básico y representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores
Exentos que lo soliciten.
Suministrados de
Servicios Calificados
Permisionario que ofrece el Suministro Calificado a los Usuarios Calificados
y puede representar en el Mercado Eléctrico Mayorista a los Generadores
Exentos en un régimen de competencia.
Suministrador de Último
Recurso
Permisionario que ofrece el Suministro de Último Recurso a los Usuarios
Calificados y representa en el Mercado Eléctrico Mayorista a los
Generadores Exentos que lo requieran.
168

Suministro Básico
El Suministro Eléctrico que se provee bajo regulación tarifaria a cualquier
persona que lo solicite que no sea Usuario Calificado.
Suministro Calificado
El Suministro Eléctrico que se provee en un régimen de competencia a los
Usuarios Calificados.
Suministro de Último
Recurso
Suministro Eléctrico
El Suministro Eléctrico que se provee bajo precios máximos a los Usuarios
Calificados, por tiempo limitado, con la finalidad de mantener la
Continuidad del servicio cuando un Suministrador de Servicios Calificados
deje de prestar el Suministro Eléctrico.
Conjunto de productos y servicios requeridos para satisfacer la demanda
y el consumo de energía eléctrica de los Usuarios Finales, regulado
cuando corresponda por la CRE, y que comprende:
a) Representación de los Usuarios Finales en el Mercado Eléctrico
Mayorista;
b) Adquisición de la energía eléctrica y Productos Asociados, así
como la celebración de Contratos de Cobertura Eléctrica, para
satisfacer dicha demanda y consumo;
c) Enajenación de la energía eléctrica para su entrega en los
Centros de Carga de los Usuarios Finales, y
d) Facturación, cobranza y atención a los Usuarios Finales.
Tarifas Reguladoras
Las contraprestaciones establecidas por la CRE para los servicios de
transmisión, distribución, operación de los Suministradores de Servicios
Básicos, operación del CENACE y Servicios Conexos no incluidos en el
Mercado Eléctrico Mayorista.
Transportista
Los organismos o empresas productivas del Estado, o sus empresas
productivas subsidiarias, que presten el Servicio Público de Transmisión de
Energía Eléctrica.
Tasa de actualización
Se considera una tasa de descuento del 10% para evaluar el valor presente
de los costos esperados del sistema eléctrico
Tasa de retorno
Se considera una tasa del 10%, para los proyectos de generación y de
transmisión. Esta tasa equivale al costo de capital de los proyectos o
costos de oportunidad de capital propio de empresa, la cual es la tasa anual
que una empresa debe recibir sobre el valor de su inversión para mantener
sus créditos, pagar rendimientos y garantizar la atracción de capital
169

Tiempo medio de
reparación
Tiempo promedio que tarda una unidad generadora que ha fallado, en
volver a condiciones operativas normales. En el modelo de optimización s
indico un valor medio de 24 horas para las unidades generadoras
Unitarios de inversión
Costo asociado al desarrollo de un proyecto de generación, el cual incluye
los conceptos de ingeniería, suministro y construcción de la unidad
generadora, más los conceptos de estudio, diseño, permisos y otras
actividades relacionadas
Usuario Calificado
Usuario Final que cuenta con registro ante la CRE para adquirir el
Suministro Eléctrico como Participante del Mercado o mediante un
Suministrador de Servicios Calificados.
Usuario de Suministro
Básico
Usuario Final que adquiere el Suministro Básico.
Usuarios finales
Número total anual de usuarios finales del sector eléctrico por sector
tarifario en cada región de control
Usos propios
Proporción de energía eléctrica consumida por los equipos auxiliares de las
unidades generadoras
Variables de operación y
mantenimiento
Incluyen los conceptos de materias primas e insumos, equipos, materiales
y refacciones, mantenimiento mayor, entre otros
Ventas
Energía eléctrica anual facturada a los usuarios finales del sector eléctrico
por sector tarifario en cada región de control
Vida económica
Periodo en el que se recuperan los costos fijos de las líneas de transmisión,
considerándose una vida útil de 40 años para cada proyecto de línea de
transmisión
Vida útil
Tiempo estimado que una unidad generadora opera en condiciones
eficientes
Voltaje
Potencial electromotriz entre dos puntos medido en voltios.
170

Abreviaturas, acrónimos y siglas
AIE
APF
AT
AUT
BP
CAR
CAC
CAT
CC
CENACE
CFE
CI
CONAGUA
CO2
COG
CONUEE
CONAPO
COPAR
CRE
CSP
CTCP
DAC
DOE
DOF
EIA
EOL
Agencia Internacional de Energía (International Energy Agency-IEA)
Administración Pública Federal
Alta tensión
Autoabastecimiento
British Petroleum
Carboeléctrica
Capacidad de plantas de autoabastecimiento y cogeneración
Construcción Arrendamiento-Transferencia
Ciclo combinado
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Combustión Interna
Comisión Nacional del Agua
Dióxido de carbono
Cogeneración
Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía
Consejo Nacional de Población
Costos y Parámetros de Referencia para la Formulación de Proyectos de Inversión
Comisión Reguladora de Energía
Capacidad de plantas para el servicio público
Costo Total de Corto Plazo
Tarifa Doméstica de Alto Consumo
Departamento de Energía (Department of Energy)
Diario Oficial de la Federación
Energy Information Administration
Eoloeléctrica
171

EPE
ERCOT
EUA
FIDE
FIRCO
FRCC
GEO
GNL
GW
GWh
HID
IMP
INEEL
ININ
km-c
kV
kW
kWh
LIE
LSPEE
MEM
mmpcd
MR
MRO
MT
MVA
MW
MWe
El Paso Electric Company
Electric Reliability Council of Texas
Estados Unidos de América
Fideicomiso para el Ahorro de Energía Eléctrica
Fideicomiso de Riesgo Compartido
Florida Reliability Coordinating Council
Geotermoeléctrica
Gas Natural Licuado
Gigawatt
Gigawatt-hora
Hidroeléctrica
Instituto Mexicano del Petróleo
Instituto Nacional de Electricidad y Energías Limpias
Instituto Nacional de Investigaciones Nucleares
Kilómetro-circuito
Kilovolt
Kilowatt
Kilowatt-hora
Ley de la Industria Eléctrica
Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica
Mercado Eléctrico Mayorista
Millones de pies cúbicos diarios
Margen de Reserva
Margen de Reserva Operativo
Media tensión
Megavolt ampere
Megawatt
Megawatt eléctrico
172

MWh
n.d.
NERC
NOM
OCDE
OLADE
PIIRCE
PRODESEN
PRONASE
PIB
PIE
RGD
RNT
SE
SEN
SENER
SERC
SIN
SOx
TC
TG
TGM
Tmca
TWh
VFT
WECC
Megawatt-hora
No disponible
North American Electric Reliability Corporation
Norma Oficial Mexicana
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
Organización Latinoamericana de Energía
Programa Indicativo para la Instalación y Retiro de Centrales Eléctricas
Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional
Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía
Producto Interno Bruto
Productor Independiente de Energía
Red General de Distribución
Red Nacional de Transmisión
Secretaría de Economía
Sistema Eléctrico Nacional
Secretaría de Energía
Southeastern Electric Reliability Council
Sistema Interconectado Nacional
Óxidos de azufre
Termoeléctrica Convencional
Turbogás
Turbogás Móvil
Tasa media de crecimiento anual
Terawatt-hora
Variable Frequency Transformer
Western Electricity Coordinating Council
173

Referencias
BP Statistical Review of World Energy June, 2017.
Criterios Generales de Política Económica 2017, Secretaria de Hacienda y Crédito Público, México 2016.
Programa de Desarrollo del Sector Eléctrico Nacional, 2017-2031, SENER, Ciudad de México, 2017.
Direcciones electrónicas nacionales e internacionales de interés general y específico:
http://www.banxico.org.mx
https://www.bp.com
https://www.gob.mx/cenace
http://www.cfe.gob.mx
http://www.dof.gob.mx
http://energy.gov
http://www.eia.gov
http://www.nrel.gov
http://www.iea.org
http://www.oecd.org
http://www.olade.org.ec/intro
https://www.gob.mx/hacienda
Banco de México
BP Global
Centro Nacional de Control de Energía
Comisión Federal de Electricidad
Diario Oficial de la Federación
U.S. Department of Energy
U.S. Energy Information Administration
National Renewable Energy Laboratory
International Energy Agency
Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico
Organización Latinoamericana de Energía
Secretaria de Hacienda y Crédito Público
http://base.energia.gob.mx/prodesen/PRODESEN2017/PRODESEN-2017-2031.pdf
174

Notas aclaratorias:
La suma de los datos numéricos o porcentuales en el texto, cuadros, tablas, gráficas o figuras, podría
no coincidir con exactitud con los totales, debido al redondeo de cifras.
La información correspondiente al último año histórico está sujeta a revisiones posteriores.
De manera análoga al caso de suma de cifras, el cálculo manual de tasas de crecimiento promedio
anual podría no coincidir en forma precisa con los valores reportados debido al redondeo de cifras.
Referencias para la recepción de comentarios
Los lectores interesados en aportar comentarios, realizar observaciones o formular consultas pueden dirigirse
a:
Subsecretaría de Planeación y Transición Energética
Secretaría de Energía
Insurgentes Sur 890, piso 3, Col. del Valle
Ciudad de México, 03100
Tel: +(5255) 5000-6000
Coordinación de la publicación:
Dirección General de Planeación e Información Energéticas
Tel: +(5255) 5000-6000 ext. 1353, 2217, 2097
E-mail: prospectivas@energia.gob.mx
aubaldo@energia.gob.mx
Encuesta de Satisfacción:
https://es.surveymonkey.com/r/V7QNQD6
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