Resumen y algunas anotaciones del PRODESEN
PRODESEN 2021 DATOS A CONSIDERAR
Ramses Pech
DEFINICIONES ............................................................................................ 2 ESTADÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA .................................................... 3 Sistema de RNT ....................................................................................... 3 Subestaciones eléctricas de la RNT y RGD del MEM ............................ 4 Enlaces internacionales ............................................................................. 5 ESTADISTICA DE PLANTAS DE GENERACION ................................................ 6 Capacidad ............................................................................................... 6 GENERACION PLANTAS ............................................................................. 10 Infraestructura ....................................................................................... 10 Consumo bruto ...................................................................................... 12 El negocio del mercado Eléctrico ............................................................. 13 Analís entre capacidad, generación y utilización ........................................ 15 FUTURO DE LAS REDES ............................................................................. 18 Redes de transmisión ............................................................................. 18 Redes Generales de Distribución.............................................................. 19
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DEFINICIONES El SEN (Sistema eléctrico nacional) 1 Está conformado por nueve regiones de control, y un pequeño sistema eléctrico aislado 2.
El Sistema Interconectado Nacional (SIN) 3, está integrado por las siete regiones: Central, Oriental, Occidental, Noroeste, Norte, Noreste y Peninsular. Red Nacional de Transmisión (RNT): Sistema integrado por las redes eléctricas que se utilizan para transportar energía a las Redes Generales de Distribución y a los usuarios que por las características de sus instalaciones lo requieran, así como las interconexiones a los sistemas eléctricos extranjeros que determine la Secretaría de Energía. Incluye las tensiones iguales o mayores a 69 kV. Redes Generales de Distribución (RGD): Redes eléctricas que se utilizan para distribuir energía eléctrica al público en general; están integradas por las redes en media tensión, cuyo Suministro Eléctrico ocurre a niveles mayores a 1 kV y menores a 69 kV, así como las redes en baja tensión en las cuales el Suministro Eléctrico es igual o menor a 1 kV. 1 2 3
Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 19 Página de datos diarios del SEN https://www.cenace.gob.mx/Paginas/Publicas/Info/DemandaRegional.aspx Página de datos diarios del SIN https://www.cenace.gob.mx/GraficaDemanda.aspx
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ESTADÍSTICAS DE LA INFRAESTRUCTURA Sistema de RNT No ha habido un crecimiento de acuerdo con lo esperado, y esto podrá tener problemas en los próximos años, al no poder transmitir la electricidad generada en cada planta, y como una consecuencia, el incremento del costo en la electricidad, al tener momentos del día con una alta congestión por la demanda en picos en el tiempo, y originar en el tener una mayor cantidad de pérdidas y baja confiabilidad en el sistema. Ver la siguiente tabla adaptada 4: CUADRO 3.1 INFRAESTRUCTURA DE LÍNEAS DE TRANSMISIÓN POR NIVEL DE TENSIÓN TCA 20192020 (%)
Diferencia en KM 2018 -2020
0.10%
844
1
0.00%
467
29,491
66
0.20%
376
519.2
0
0.00%
0
53,090
46
0.10%
160
LONGITUD (KM) 2018
LONGITUD (KM) 2019
Diferencia en KM 2018-2019
55,089
55,865
776
1.40%
55,933
400 kV
25,455
25,921
466
1.80%
25,922
230 kV
29,115
29,425
310
1.10%
161 kV
519
519
0
0.00% 0.20%
NIVEL DE TENSIÓN TRANSMISIÓN 161 A 400 KV
TRANSMISIÓN 69 A 138 KV
52,930
53,044
114
TCA 2018-2019 (%)
LONGITUD (KM) 2020
Diferencia en KM 2019 -2020 68
138 kV
1,779
1,779
0
0.00%
1,779
0
0.00%
0
115 kV
48,013
48,127
114
0.20%
48,174
47
0.10%
161
85 kV
795
795
0
0.00%
795
0
0.00%
0
69 kV
2,343
2,343
0
0.00%
2,343
0
0.00%
0
108,908
889
0.80%
109,023
115
0.10%
1,004
TOTAL
108,019
Fuente: SENER con información de CFE y CENACE
En 2 años, solo se ha incrementado 1,004 Km. La líneas de alta tensión fueron las de mayor construcción de infraestructura de 400 y 230 KV con 843 Km. Conforme a la gráfica siguiente 5:
4 5
Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 20 Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 20
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Subestaciones eléctricas de la RNT y RGD del MEM Crecimiento de 4,194 MVA en bancos de transformación de 2018 a 2020, de los cuales 1,664 MVA corresponden a transformación de la RNT y 2,530 MVA corresponde a transformación de la RGD del MEM en la siguiente tabla adaptada 6. CUADRO 3.2 ADICIONES EN INFRAESTRUCTURA DE SUBESTACIONES ELÉCTRICAS DE LA RNT Y RGD CAPACIDADDE TRANSFORMA CIÓN (MVA) 2018
CAPACIDAD DE TRANSFORMA CIÓN (MVA) 2019
Diferencia en KM 2018-2019
TCA 2018-2019 (%)
CAPACIDAD DE TRANSFORMA CIÓN (MVA) 2020
Diferencia en KM 2019-2020
TCA 2019-2020 (%)
Diferencia en KM 2018 -2020
RNT
113,143
114,707
1,564
1.40%
114,807
100
0.10%
1,664
RGD del MEM
72,662
74,007
1,345
1.90%
75,192
1,185
1.60%
2,530
185,805
188,714
2,909
1.60%
189,999
1,285
0.70%
4,194
NIVEL DE TENSIÓN
TOTAL
Fuente: SENER con información de CFE y CENACE
6
Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 21
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Enlaces internacionales Con Texas, Estados Unidos de América (EE. UU.), se tienen tres enlaces asíncronos con una capacidad total de 436 MW. Dos enlaces en el nivel de tensión de 115 kV que operan con carga aislada entre Ciudad Juárez, Chihuahua, y El Paso, Texas. En Matamoros, Tamaulipas se cuenta con dos enlaces que operan con carga aislada con Brownsville, Texas 7.
7
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ESTADISTICA DE PLANTAS DE GENERACION Capacidad Al cierre del 2020, la capacidad entregada a la red en operación comercial de Centrales Eléctricas de la CFE, los PIE y del resto de los permisionarios fue de 83,121 MW, mientras que al 30 de abril de 2021 se incrementó hasta 89,479 MW considerando las unidades de Central Eléctrica en operación y en pruebas, lo cual refleja un incremento de 7.65% con respecto al 2020 8. Este incremento se debe principalmente, a adiciones y Centrales Eléctricas periodo de pruebas; como ciclos combinados (3,113 MW), eólicas (1,187 MW) y fotovoltaicas (1,876 MW). Consideraciones La capacidad instalada, no significa que todas las plantas tienen una eficiencia de generación entregable del 100%. Las energías renovables como eólica y fotovoltaica están entre el 30 a 35%, y las demás pueden fluctuar entre el 45 a 55%. Capacidad instalada, no significa poder tener en un momento del tiempo del día la capacidad para generar el total de una planta. Esta dependerá del tipo de tecnología, y en función del tipo de arranque en un tiempo de reacción corto o largo, y aquellas que generan en tiempos cortos de acuerdo, al poder de captación, ya sea de la radicación solar o las corrientes de aire, que puedan generar electricidad en forma constante. Aumentar capacidad en generación depende de la factibilidad de cubrir una demanda en el futuro, en función de poder trasmitir en una red de transmisión y distribución confiable, y en función del balance que pueda realizar el CENACE. El Mix de generación en Mexico el 60% son con gas natural, y que algunas plantas son de arranque rápido. Siendo por el momento las hidroeléctricas de rápida respuesta, y estas dependerán de la cantidad de agua captada que permita liberar y mantener un nivel de bajo riesgo para la planta. Construir nuevas plantas, y sumadas a la capacidad de generación, no significa que toda la generación, pueda ser enviadas a todo el país, y depende a que líneas están interconectadas, y algunos de los casos solo pueden llegar a una región o área específica. Todo de acuerdo con el balance que pueda realizar para no incrementar los precios de la electricidad por medio del componente de congestión. La generación de electricidad no depende de la capacidad. Dependerá de la eficiencia de la planta, en función del tipo de tecnología y energía primaria que requiere. En un intervalo en el tiempo de respuesta, 8
Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 24
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para poder subir la electricidad a la red, para su movilidad de esta en la zona u otra región, y que requiere equilibrar a el balance de acuerdo con la demanda; en un intervalo del tiempo durante algunas de las 24 horas del día, y a donde se observan picos de consumo, a los cuales deberán ser cubiertos por la generación. En la siguiente tabla observamos que el 35% del Mix de capacidad de generación es del 35%, y 65% convencional. Esto no significa que esta relación, es constante en la forma que es incorporada a la red, y esto dependerá de la demanda en el tiempo durante el día, y la disponibilidad de incorporar de acuerdo con el balance que realiza el Cenace, y evitando congestiones. Pero hay zonas que no tienen las suficientes plantas para cubrir el consumo, y requieren ser enviadas de otras regiones a esta 9. TECNOLOGÍA Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 2/ SUMA LIMPIA RENOVABLE Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ SUMA LIMPIA NO RENOVABLE TOTAL DE CAPACIDAD DE ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional 3/ Turbogás 4/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL TOTAL
2019
% Respecto al Total
2020 1/
% Respecto al Total
12,612 899 6,050 3,646 375 23,582 1,608 1,710
16% 1% 8% 5% 0% 30% 2% 2%
12,612 951 6,504 5,149 378 25,594 1,608 2,305
15% 1% 8% 6% 0% 31% 2% 3%
Diferencia 2020 a 2019 0 52 454 1,503 3 2,012 0 595
3,318
4%
3,913
5%
595
26,900
34%
29,506
35%
2,606
30,402 11,831 2,960 891 5,463
39% 15% 4% 1% 7%
31,948 11,809 3,545 850 5,463
38% 14% 4% 1% 7%
1,546 -22 585 -41 0
51,547
66%
53,615
65%
2,068
78,447
83,121
4,674
2020 a 2021 (30 de abril) hay un incremento en energías limpias. Teniendo ahora una capacidad del 36%. Pero no significa que todas generar en forma continua, y en un tiempo durante el día. TECNOLOGÍA
2020 1/
% Respecto al Total
2021 6/
% Respecto al Total
Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 2/ SUMA LIMPIA RENOVABLE Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ SUMA LIMPIA NO RENOVABLE TOTAL DE CAPACIDAD DE ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional 3/ Turbogás 4/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL TOTAL
12,612 951 6,504 5,149 378 25,594 1,608 2,305
15% 1% 8% 6% 0% 31% 2% 3%
12,614 976 7,691 7,026 408 28,714 1,608 2,309
14% 1% 9% 8% 0% 32% 2% 3%
Diferencia 2020 a 2019 2 25 1,187 1,877 30 3,120 0 4
3,913
5%
3,917
4%
4
29,506
35%
32,632
36%
3,126
31,948 11,809 3,545 850 5,463
38% 14% 4% 1% 7%
35,060 11,809 3,781 734 5,463
39% 13% 4% 1% 6%
3,112 0 236 -116 0
53,615
65%
56,847
64%
3,232
1/ Capacidad
83,121
89,479
6,358
instalada de la CFE y del resto de los permisionarios, 31 diciembre de 2020 2/ incluye uso de biomasa, bagazo de caña, biogás y licor negro como combustibles de acuerdo con la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos 3/ incluye Lecho Fluidizado 4/ incluye plantas móviles 5/ Con base a la información del 21-mar-2021, se modificaron las Centrales Eléctricas de cogeneración que tienen Certificado de Energía Limpia a cogeneración eficiente CEL. 6/ Capacidad instalada al 30 de abril de 2021, incluye Centrales Eléctricas en operación y en pruebas. Fuente: SENER con información CENACE
9
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En los últimos 5 años, ha incrementado la capacidad de plantas del tipo de energía limpias 10. En la siguiente tabla puede observar la diferencia de un año respecto al otro. Las de mayor crecimiento han sido en orden de importancia: 1. Fotovoltaica 2. Eólica 3. Ciclo combinado 4. Turbo gas Las que presentaron contracción fueron la Térmica Convencional y Combustión interna. Tecnología Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 4/ Suma limpia renovable Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ Suma limpia no renovable CAPACIDAD TOTAL ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional 6/ Turbogás 7/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL TOTAL
2017 2/ 12,612 899 3,898 171 374 17,954 1,608 1,322 2,930 20,883 25,340 12,665 2,960 739 5,463 47,167 68,050
2018 12,612 899 4,866 1,878 375 20,629 1,608 1,709 3,317 23,946 27,393 12,315 2,960 880 5,463 49,011 72,958
2019 12,612 899 6,050 3,646 375 23,582 1,608 1,710 3,318 26,900 30,402 11,831 2,960 891 5,463 51,547 78,447
2020 12,612 951 6,504 5,149 378 25,594 1,608 2,305 3,913 29,506 31,948 11,809 3,545 850 5,463 53,615 83,121
2021 3/ 12,614 976 7,691 7,026 408 28,714 1,608 2,309 3,917 32,632 35,060 11,809 3,781 734 5,463 56,847 89,479
En la gráfica siguiente las diferencias en forma anual de la capacidad instalada. ANEXO 3.3. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA (MW) DE LA CFE Y DEL RESTO DE LOS PERMISIONARIOS 2017 – 2021 1/ Tecnología Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 4/ Suma limpia renovable Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ Suma limpia no renovable CAPACIDAD TOTAL ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional 6/ Turbogás 7/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL
2018-2017
2019-2018
2020-2019
2021-2020
2021-2017
0 0 968 1,707 1 2,675 0 387 387
0 0 1,184 1,768 0 2,953 0 1 1
0 52 454 1,503 3 2,012 0 595 595
2 25 1,187 1,877 30 3,120 0 4 4
2 77 3,793 6,855 34 10,760 0 987 987
2021-2017 Porcentual 0% 9% 97% 4009% 9% 60% 0% 75% 34%
3,063
2,954
2,606
3,126
11,749
56%
2,053 -350 0 141 0
3,009 -484 0 11 0
1,546 -22 585 -41 0
3,112 0 236 -116 0
9,720 -856 821 -5 0
38% -7% 28% -1% 0%
1,844
2,536
2,068
3,232
9,680
21%
En la gráfica el % de cada tecnología en función del total de la capacidad instalada en cada año. ANEXO 3.3. EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD INSTALADA (MW) DE LA CFE Y DEL RESTO DE LOS PERMISIONARIOS 2017 – 2021 Tecnología Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 4/ Suma limpia renovable Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ Suma limpia no renovable CAPACIDAD TOTAL ENERGÍA LIMPIA
10
2017 2/ 19% 1% 6% 0% 1% 26% 2% 2% 4% 31%
2018 17% 1% 7% 3% 1% 28% 2% 2% 5% 33%
2019 16% 1% 8% 5% 0% 30% 2% 2% 4% 34%
2020 15% 1% 8% 6% 0% 31% 2% 3% 5% 35%
2021 3/ 14% 1% 9% 8% 0% 32% 2% 3% 4% 36%
Capítulo 8 PRODESEN 2021 – Pagina 195
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Ciclo combinado Térmica convencional 6/ Turbogás 7/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL
37% 19% 4% 1% 8% 69%
38% 17% 4% 1% 7% 67%
39% 15% 4% 1% 7% 66%
38% 14% 4% 1% 7% 65%
39% 13% 4% 1% 6% 64%
Aumento la capacidad en 14% pero en la parte de líneas de transmisión solo el 0.93%. Esto significa, que no hay una relación de lo instalado con las carreteras para mover la electricidad. Recomendación Es importante que el CENACE en conjunto con la SENER, pudieran completar del ANEXO 3.1 11 de enlaces entre regiones, adicionando un mapa o en el reporte de los unifilares, determinar a donde presente problemas de congestión en las líneas de trasmisión, y determinar los puntos donde requerirán reforzamiento o construir nuevas líneas por parte de particulares que pretendan invertir en un proyecto. Esto podría ayudar a determinar con anticipación la factibilidad, y dejar un mayor tiempo al CENACE para dar respuesta, a las que tienen una mayor posibilidad de ser instaladas con la red actual o aquellas que asuman el costo que se determine de los tres estudios vinculantes para poder interconectar una planta. TECNOLOGÍA Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 2/ SUMA LIMPIA RENOVABLE Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 5/ SUMA LIMPIA NO RENOVABLE TOTAL DE CAPACIDAD DE ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional 3/ Turbogás 4/ Combustión interna Carboeléctrica TOTAL DE CAPACIDAD CONVENCIONAL TOTAL
2019
% Respecto al Total
2021 6/
% Respecto al Total
Diferencia 2021 a 2019
12,612 899 6,050 3,646 375 23,582 1,608 1,710
16% 1% 8% 5% 0% 30% 2% 2%
12,614 976 7,691 7,026 408 28,714 1,608 2,309
14% 1% 9% 8% 0% 32% 2% 3%
2 77 1,641 3,380 33 5,132 0 599
Diferencia 2021 a 2019 Porcentual 0.02% 8.57% 27.12% 92.70% 8.80% 21.76% 0.00% 35.03%
3,318
4%
3,917
4%
599
18.05%
26,900
34%
32,632
36%
5,732
21.31%
30,402 11,831 2,960 891 5,463
39% 15% 4% 1% 7%
35,060 11,809 3,781 734 5,463
39% 13% 4% 1% 6%
4,658 -22 821 -157 0
15.32% -0.19% 27.74% -17.62% 0.00%
51,547
66%
56,847
64%
5,300
10.28%
11,032
14.06%
78,447
89,479
1/ Capacidad
instalada de la CFE y del resto de los permisionarios, 31 diciembre de 2020 uso de biomasa, bagazo de caña, biogás y licor negro como combustibles de acuerdo con la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos 3/ incluye Lecho Fluidizado 4/ incluye plantas móviles 5/ Con base a la información del 21-mar-2021, se modificaron las Centrales Eléctricas de cogeneración que tienen Certificado de Energía Limpia a cogeneración eficiente CEL. 6/ Capacidad instalada al 30 de abril de 2021, incluye Centrales Eléctricas en operación y en pruebas. Fuente: SENER con información CENACE 2/ incluye
Observación de la capacidad instalada del 2019 a 2021 (Abril). Incrementaron: • Eólica 27% • Fotovoltaica 93% • Turbo gas 27% • Ciclo Combinado 15% La de mayor reducción fue la de combustión interna en un 18%.
11
Capítulo 8 PRODESEN 2021 – Pagina 179 a 188.
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GENERACION PLANTAS Infraestructura Al 30 de abril de 2021 centrales Eléctricas en operación y en pruebas 12. CFE PIE Privado PEMEX
12
44,835 MW 16,689 MW 27,034 MW 921 MW
Capítulo 3 PRODESEN 2021 – Pagina 26.
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La tabla siguiente 13 indican en cada empresa o tipo de alianza como están las capacidades instaladas, y colocamos las tres de mayor ponderación del total que tiene cada grupo. CFE 1. Hidroeléctricas 27% 2. Ciclo Combinado 24% 3. Térmica Convencional 23% CFE-PIE 1. Ciclo Combinado (96%) Privados 1. Eólica 26% 2. Fotovoltaica 26% 3. Térmica Convencional 30% CAPACIDAD INSTALADA (MW) DE LA CFE Y DEL RESTO DE LOS PERMISIONARIOS AL 30 DE ABRIL DE 2021 1/
Tecnología Hidroeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Fotovoltaica Bioenergía 2/ Suma limpia renovable Nucleoeléctrica Cogeneración Eficiente 7/ Frenos Regenerativos Suma limpia no renovable CAPACIDAD TOTAL DE ENERGÍA LIMPIA Ciclo combinado Térmica convencional Turbogás Combustión interna Carboeléctrica CAPACIDAD TOTAL TIPO CONVENCIONAL LIMPIA TOTAL
CFE 5/ 12,125 951 86 6
% Respecto al Total de CFE
CFE-PIE 5/
% Respecto al Total de CFE-PIE
PRIVADO 6/
% Respecto al Total de PRIVADOS
1,608
27% 2% 0% 0% 0% 29% 4% 0% 0% 4%
14,776
33%
613
4%
16,876
62%
10,959 10,448 2,834 355 5,463
24% 23% 6% 1% 12%
16,076
96% 0% 0% 0% 0%
8,025 939 815 379
30% 3% 3% 1% 0%
30,059
67%
16,076
96%
10,158
38%
13,168 1,608
44,835
489 25 6,993 7,020 408 14,934
0
0% 0% 4% 0% 0% 4% 0% 0% 0% 0%
1,942
2% 0% 26% 26% 2% 55% 0% 7% 0% 7%
613 613
16,689
1,942
27,034
% Respecto al Total de PEMEX
TOTAL 1/
% Respecto al Total del Total
367
0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 40% 0% 40%
12,614 976 7,691 7,026 408 28,714 1,608 2,309 0 3,917
14% 1% 9% 8% 0% 32% 2% 3% 0% 4%
367
40%
32,632
36%
0% 46% 14% 0% 0%
35,060 11,809 3,781 734 5,463
39% 13% 4% 1% 6%
60%
56,847
64%
PEMEX
0 367
422 131
553 920
89,479
Capacidad instalada de la CFE y del resto de los permisionarios, al 30 de abril de 2021. Incluye centrales en operación y en pruebas. 2/ incluye uso de biomasa, bagazo de caña, biogás y licor negro como combustibles, de acuerdo con la Ley de Promoción y Desarrollo de los Bioenergéticos 3/ incluye Lecho Fluidizado 4/ incluye plantas móviles 5/ Con información de la SCER y SNNR de CFE al mes de junio 2020 6/ Incluye: Autoabastecimiento, Pequeña Producción, Cogeneración, Usos Propios Continuos, Exportación y Excedentes PIE 7/ Con base a la información del 21-ene-2021, se modificaron las centrales eléctricas de cogeneración que tienen Certificado de Energía Limpia a cogeneración eficiente CEL Fuente: CRE https://www.cre.gob.mx//Permisos/index.html, https://www.cre.gob.mx//Resoluciones/index.html FUENTE: SENER con información de CENACE y CFE 1/
13
Capítulo 8 PRODESEN 2021 – Pagina 189
Grupo Caraiva y Asociados. Leon & Pech Architects 11 of 19
Consumo bruto Refiere a la integración de la energía eléctrica de ventas del Suministro Básico, Suministro Calificado y Suministro Último Recurso, autoabastecimiento remoto, la importación, la exportación, las pérdidas de energía eléctrica, los usos propios del Distribuidor, Transportista y Generadores. La de mayor consumo bruto es la zona Occidental y la de menor la peninsular, en esta última prevalece el problema de la falta de generación en la región, y el CENACE, tiene que enviar electricidad para poder cubrir 14. CONSUMO BRUTO GWH
2019
MWH en el Dia SISTEMA
SEN
324,927
37,092
SIN
307,327
35,083
Baja California (BC) Baja California Sur (BCS) Mulegé (MUL)
14,621 2,823 155
2020
GWH 315,968
36,069
298,150
34,035
14,938 2,722 159
1,705 311 18
1,669 322 18 GERENCIAS DE CONTROL REGIONAL 69,697 7,956 60,853 6,947 57,418 6,555 51,655 5,897 28,868 3,295 24,966 2,850 13,872 1,584
Occidental (OCC) Central (CEL) Noreste (NES) Oriental (ORI) Norte (NTE) Noroeste (NOR) Peninsular (PEN)
MWH en el Dia
68,154 57,429 54,239 50,436 29,291 26,104 12,497
7,780 6,556 6,192 5,758 3,344 2,980 1,427
Pronostico del 2021 a 2035, la de mayor demanda será la parte Peninsular, y después la noroeste 15.
Año / GWh
Central
Oriental
Occidental
Noroeste
Norte
Noreste
Peninsular
Baja California
Baja California Sur
Mulegé
SIN
SEN
2021
59,220
52,156
70,831
26,899
30,378
56,905
13,485
15,386
2,794
158
309,875
328,213
2022
60,614
53,702
73,009
27,457
31,409
59,151
14,086
15,936
2,944
163
319,430
338,473
2023
61,582
55,198
74,739
28,107
32,229
61,310
14,590
16,436
3,079
166
327,755
347,435
2024
62,564
56,701
76,798
28,743
33,049
63,532
15,542
16,995
3,194
169
336,930
357,289
2025
63,417
58,288
78,920
29,206
33,683
65,764
16,095
17,528
3,288
173
345,372
366,361
2026
64,594
59,981
81,303
29,913
34,485
67,927
16,651
18,025
3,381
176
354,854
376,437
2027
65,790
61,530
83,672
30,602
35,330
70,139
17,224
18,562
3,490
180
364,288
386,519
2028
67,047
63,046
86,213
31,416
36,089
72,441
17,842
19,158
3,603
184
374,092
397,037
2029
68,280
64,598
88,938
32,193
36,812
74,850
18,530
19,699
3,722
188
384,201
407,811
2030
69,531
65,962
91,692
32,979
37,724
77,353
19,225
20,294
3,848
191
394,468
418,801
2031
70,793
67,635
94,380
33,588
38,524
79,906
19,900
20,861
3,973
196
404,726
429,756
2032
72,169
69,176
97,483
34,657
39,320
82,708
20,685
21,506
4,115
199
416,197
442,016
2033
73,505
70,767
100,600
35,449
40,293
85,590
21,497
22,145
4,269
204
427,701
454,318
2034
74,907
72,473
103,895
36,534
41,081
88,509
22,290
22,845
4,428
208
439,689
467,171
2035
76,354
74,212
107,263
37,439
42,036
91,556
23,152
23,580
4,591
212
452,012
480,396
Promedio anual
1.83%
2.55%
3.01%
2.39%
2.35%
3.46%
3.94%
3.10%
3.61%
2.12%
2.73%
2.76%
14 15
Capítulo 4 PRODESEN 2021 – Pagina 38 Capítulo 4 PRODESEN 2021 – Pagina 51
Grupo Caraiva y Asociados. Leon & Pech Architects 12 of 19
El negocio del mercado Eléctrico El consumo final de energía eléctrica 16 se refiere a la energía utilizada por los diferentes Usuarios Finales de la industria eléctrica —Usuarios del Suministro Básico, Usuarios del Suministro Calificado y autoabastecimiento remoto—.
Consideraciones En el mercado eléctrico, el de mayor consumo son la empresa mediana, y tienen tan solo 410 mil usuarios. La parte residencial la de segundo mayor consumo pero la más problemática para poder llegar a todos los clientes. CFE podría dejar este mercado, su pudieran compartir la responsabilidad de la distribución con alguna otra empresa del sector privado. Realmente para CFE, es el negocio la parte residencial o deberá cuidar a la empresa mediana y la gran industria a donde hay empresas dentro del mercado que están buscando a estos tipos de cliente de alto consumo.
16
Capítulo 4 PRODESEN 2021 – Pagina 40
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Total Empresa Mediana Residencial Gran Industria Comercial Agrícola Servicios
GWh anual
MWh por Hora promedio
Núm. Usuarios
266,602 96,777 72,249 63,718 14,930 14,663 4,266
30,434 11,048 8,248 7,274 1,704 1,674 487
45,600,000 410,400 40,582,176 912 4,286,400 136,800 182,400
Tabla realizada propia con datos de PRODESEN 2021.
La evolución de la producción de energía eléctrica estimada de 2021 a 2035, seguirá siendo predominante el consumo de gas natural, con una incorporación gradual de la participación de las Energías Limpias con el objetivo de cumplir las metas establecidas, garantizando la Confiabilidad en condiciones de viabilidad económica. Los hidrocarburos seguirán siendo parte del MIX de la generación de la electricidad con la parte gaseosa, como observa en la imagen siguiente 17: FIGURA 5.6 EVOLUCIÓN DE LA CAPACIDAD (MW) PIIRCE 2020-2035
Fuente: SENER
17
Capítulo 5 PRODESEN 2021 – Pagina 88
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El total instalado en el 2021 del total de la capacidad 36% corresponde a energías limpias, y 64% convencional 18.
Analís entre capacidad, generación y utilización Realizando una interrelación entre la capacidad y la generación, podemos determinar el porcentaje de utilización posible en general entre las plantas de energías limpias, y convencional en las siguientes gráficas, que resultaron de las dos anterior y correlacionada con la energía bruta. Escenarios A Pero al revisar la generación por este rubro observamos que de acuerdo con la información del PRODESEN, tendremos una utilización de la capacidad total instalada de no más del 40 a 45%.
18
Capítulo 5 PRODESEN 2021 – Pagina 88
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Refiere a la parte de energías limpias seria la utilización del 35 a 50%, siempre y cuando todos los proyectos puedan tener baterías de almacenamiento en las de tipo fotovoltaicas u todas aquellas que requieran almacenar.
Tipo convencional disminuirían su utilización en un 11%, al aumentar en mayor proporción la entrada de plantas de tipo renovables, y dependerá de las líneas de trasmisión e distribución, y que existe una mayor infraestructura, siendo las de tipo de ciclo combinado las de mayor predominación.
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Escenario B Suponiendo que no hay inversión o adaptación de tecnologías que permitan almacenar la energía generada por las limpias. El total mantendría entre el 40 a 45%.
Energías limpias seria la utilización del 35 a 37%
Tipo convencional disminuirían mantendría entre 40 a 45%.
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FUTURO DE LAS REDES Redes de transmisión Pretende tener un incremento del 2020 a 2027 de 3,349 Km-circuitos, representan un incremento del 3% respecto al total al cierre del 2020. Siendo el de mayor KM la de tensión de 440Kv. Pero a esto requerirá, visualizar los puntos de ampliación para poder interconectar a nuevas plantas. Tabla porcentaje incremental conforme al total del 2020, con base a la gráfica 19. Año
400 kV
230 kV
Total DEL 2021 A 2026
1,338
820
0
38
1,097
0
56
3,349
5.16%
2.78%
0.00%
2.11%
2.28%
0.00%
0.05%
3.07%
% Respecto al Total al cierre del 2020
161 kV
138 kV
115 kV
85 kV
69 kV
Total
Mapa del programa de RNT 20
19 20
Capítulo 6 PRODESEN 2021 – Pagina 104. Capítulo 6 PRODESEN 2021 – Pagina 111 a 160. Visualizar todo el programa a detalle.
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Redes Generales de Distribución Durante el año 2020 la pérdida de energía eléctrica en las RGD ascendió a 32,583 GWh que representó el 13.84% de la energía recibida en media tensión, de los cuales el 5.59% corresponde a pérdidas técnicas y el 8.25% a pérdidas no técnicas. Las principales actividades para abatir y controlar las pérdidas técnicas son las siguientes y requiere de una inversión de 4,951 millones de pesos en el período 2021-2025. • Construir nuevas troncales de alimentadores en la Red de Distribución de Media Tensión. • Instalar equipos de compensación de potencia reactiva (fijos y controlados). • Reconfigurar la red de media tensión. • Recalibrar los conductores de circuitos. • Dar seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución. • Crear nuevas áreas de distribución y mejorar las existentes.
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