El documento presenta un plan de desarrollo para reducir los costos energéticos en Baja California. Describe las características del servicio de energía en la región, incluyendo la generación, transmisión y suministro de gas natural, así como los precios de los combustibles y las tarifas eléctricas. El objetivo es analizar la situación actual para identificar oportunidades que permitan mejorar la eficiencia energética y reducir los costos.

1. 1
PLAN DE DESARROLLO PARA
REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
(Diagnostico previo)
2002-2007
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

2. GV MECA ENERGY
2
CARACTERÍSTICAS DE SERVICIO DE ENERGÍA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS ENFRENTAMOS”
GENERACIÓN CFE B.C.
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
Año 2004 Cap. Inst.
MW
Eficiencia
%
Indirectos
%
Generación
US/KWH
Inversión
US/KW
Ciclo
combinado
GN
985 50.00 15.00 0.275 434
Geotérmica 720
+ P 752
16.23 61.40 0.385 947
Turbogas GN 150 41.80 39.20 0.440 117
Térmica
Combustóleo
620 27.94 39.73 0.770 N/D
Turbo gas
DIESEL
177 16.57 86.00 N/D
Respaldo
N/D
Total/Prom. 2,652 33.99 0.4675
Nota: 900MW Ciclo Combinado Mexicali (INTERGEN) y 600MW Ciclo combinado
Mexicali (SEMPRA) con contratos de generación para exportación?
Eólica
Potencial
Potencial
2000MW a
10,000MW
30% 5% 1000
Est.
Micro-
hidráulica
Potencial.
Potencial
600MW
80% 15% 1000
Est.
Generación S/A C/A
0.39-0.56-$/kwh
Transmisión S/A C/A
0.09- 0.13$/kwh
Distrib. y Comerc.
S/A C/A
0.17-0.24$/kwh
Costos de
producción S/A C/A
0.65-0.94$/kwh
AC
2
AC
1
AC
3
En proceso de conversión a Gas Natural
Ciclo Combinado GN
Tenden
cia uso
Gas
Natural

3. GV MECA ENERGY
3
CARACTERÍSTICAS DE SERVICIO DE ENERGÍA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS ENFRENTAMOS”
RED DE TRANSMISION NOTAS
1. Baja California se encuentra aislada del sistema de transmisión
nacional, con una capacidad instalada de 2,652MW
2. Baja California con capacidad de interconexión limitada a
200MW entre Generación zona costa y zona valle.
3. Transmisión capacidad de exportación 800MW e Importación
400MW
SUMINISTRO DE GAS NATURAL NOTAS
1. Baja California presenta tendencia de generación a gas natural,
aislada del sistema de gasoductos nacionales con dependencia de
importación de mercado de Estados Unidos.
2. El proyecto Energía Costa Azul propiedad de SEMPRA-SHELL para
suministrar GAS NATURAL en la región con tendencia a
monopolización por SEMPRA al tener concesión de distribución y
comercialización para zona Mexicali
AC
4
AC
5
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

4. GV MECA ENERGY
Un bajo Factor de Planta (FP) (CFE reporta FP=30% en 2004)
representa Capacidad instalada sin utilidad que eleva los costos
operativos, financieros y necesidades de inversión en generación
de respaldo de manera proporcional.
•En el 2001 la Figura 3.1.1-6 presenta la demanda máxima diaria
de 1700MW y una demanda mínima diaria de 1,250MW que
representa un factor de planta mayor al 74% que seria ideal para
una operación anual.
•En el 2001 la Fig. 4.5 Demanda máxima mensual en Baja
California en % muestra una demanda máxima de 100% de la
capacidad instalada y una demanda mínima de solo el 50%.
•En la Figura 2.12 la Demanda máxima en Mexicali en el año
2001 con 780MW y una demanda mínima de 400MW presenta
la oportunidad de reducir 380MW con programas de
administración y generación de energía en sitio mas eficientes.
f
p
FP=51%
FP=50%
FP=74%
CARACTERÍSTICAS DE SERVICIO DE ENERGÍA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS ENFRENTAMOS”
GENERACIÓN CFE B.C.
OB
2
OB
1
OB
3
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

5. GV MECA ENERGY
10.67%
88.58%
0.01%
0.32% 0.42%
IndustrialesHS,HSL,HT,HTL,HT-FR
Comercialesypequeñaindustria2,3,7,OM,HM,HMC
Residencial 1yDAC
Agrícolas 9
Municipal 5y6
INFORMACIÓN COMERCIAL DE CONSUMOS EN SISTEMA BAJA CALIFORNIA 2003
10.66%
1.51%
3.27%
32.19%
52.37%
Industriales HS,HSL,HT,HTL,HT-FR
Comerciales ypequeñaindustria2,3,7,OM,HM,HMC
Residencial 1yDAC
Agrícolas 9
Municipal 5y6
CARACTERÍSTICAS DE SERVICIO DE ENERGÍA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS ENFRENTAMOS”
GENERACIÓN CFE B.C.
OB
4
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

6. GV MECA ENERGY
6
0.00
1.00
2.00
3.00
4.00
5.00
6.00
7.00
8.00
9.00
Ene
Feb
Mar
Abr
May
Jun
Jul
Ago
Sep
Oct
Nov
Dic
$ lt Precios de petroliferos en 2007
Diesel $xlt
Combustoleo $xlt
Gasolina Magna $/lt
Gasolina Premium $/lt
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
18.00
4.90
5.91
3.74
17.77
14.96
8.68
10.20
8.65
PRECIOS DE
COMBUSTIBLES
COMPARATIVO
OCT/2007 US11.00
MXP/LT
PRECIOS DE
COMBUSTIBLES
COMPARATIVO
OCT/2007 US11.00
USD/MMBTU
Precios de petrolíferos por mandato con precio
base mas “Incremento mensual porcentual “.
Precios de Gas Natural con “Fluctuación en base a
oferta y demanda de mercado“.
CARACTERÍSTICAS DE SERVICIO DE ENERGÍA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS ENFRENTAMOS”
PETROLÍFEROS Y GAS NATURAL EN B.C.
AC
6
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

7. GV MECA ENERGY
7
PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
0.00
2.00
4.00
6.00
8.00
10.00
12.00
14.00
16.00
2003 2007 2011 2015 2019 2023 2027
Residential
Commercial
Industrial 4/
Electric Power 5/
Transportation 10/
GN RESIDENCIAL MEXICALI US/MBTU
GN PRECIO PROMEDIO US/MBTU
GN RESIDENCIAL MEXICO US/MBTU
GN COMERCIAL MEXICALI US/MBTU
GN INDUSTRIAL MEXICALY US/MBTU
GN PRECIOS USA 2003-2030 US/MBTU
Oportunidad
cogeneración
en verano?
Oportunidad
cogeneración
en verano?
GN Tendencia
a bajar de
precio en
verano
GN Diferencia en precio muy marcada
sector Mexicali-México
AC
6
OB
5

8. 0.637
0.751
0.637
1.046
2.22
2.67
2.29
$1.85
$2.20
$1.53
$1.82
$1.31
$2.19
$1.73
$1.21
$0.91
$0.99$0.93$0.90
1.12
1.02
0.23
0.38
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
Series1
Lineal (Series1)
GV MECA ENERGY
8
CARGOS EN TARIFAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN B.C.
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS”
RESIDENCIAL T1 COM-IND
PUBLICA
DAC
AGRÍCOLAS
Tarifa T1: TIJUANA, TECATE,
ROSARITO, ENSENADA
Tarifa
Horaria
INDUSTRIAL
Ep=$
0.68
Ep=$1.51
Costos de
producción
S/A C/A
0.65-0.94$/kwh
Tarifas
subsidiadas:
1. T1 Menor a
140kwh.
2. T9N Y T9CU
Agrícolas de
riego nocturno
o estimulo.
Notas:
1. Solo las tarifas
residenciales
se asignan en
base a
temperatura
promedio
anual de la
región y
tienen un
cargo
incremental en
base al
consumo
2. Las tarifas
industriales tienen
un cargo en base a
horarios
establecidos.
<140kwh >140kwh<250kwh >250kwh
Tarifa
Publica:
Bombeo,
Alumbrado
Costos de
producción
S/A C/A
0.65-0.94
OB
6
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

9. 0
200
400
600
800
1,000
Jan-00
Apr-00
Jul-00
Oct-00 Base
Int
Punta
S-P
GV MECA ENERGY
9
0
200,000
400,000
600,000
800,000
Jan-00
Mar-00
May-00
Jul-00
Sep-00
Nov-00
S-P
Punta
Int
Base
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
Jan-00
Mar-00
May-00
Jul-00
Sep-00
Nov-00
KWH p
KWH sp
KWH I
KWH b
$0
$200,000
$400,000
$600,000
$800,000
$1,000,000
FBM DEMANDA+CONSUMO
CARGOS EN TARIFAS CFE “EJERCICIO TARIFA HT INDUSTRIAL”
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS”
DEMANDA 1000KW
CONSUMOS KWH $ CARGO X KWH
$0.00
$0.20
$0.40
$0.60
$0.80
$1.00
$1.20
$1.40
$ Costo promedio
Promedio= $0.90
0
500
1,000
KW FACTURABLE
120.000
130.000
140.000
150.000
160.000
Jan-00
Mar-00
May-00
Jul-00
Sep-00
Nov-00
$ KW DEMANDA FACTURABLE
$0
$50,000
$100,000
$150,000
$200,000
Jan-00
Mar-00
May-00
Jul-00
Sep-00
Nov-00
$ CARGO POR DEMANDA
Importación
de energía?
Cogeneración?
0.0
100,000.0
200,000.0
300,000.0
400,000.0
500,000.0
600,000.0
700,000.0
800,000.0
$KWHp
$KWHsp
$KWHi
$KWHb
Energía
$ CARGO X CONSUMO
AC
7
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

10. GV MECA ENERGY
10
Cuando el consumo mensual promedio registrado en los últimos
12 meses sea superior al consumo permitido en su tarifa DAC
(KWH/mes), se reclasificará el servicio en la Tarifa Doméstica de
Alto Consumo (DAC) que le corresponda, de acuerdo a tu
localidad
D D
D
D D
D
D
D
D
D
D
T1 T1E
T1D
T1B
T1A T1C
3,000kwh/A 3,600kwh/A
4,800kwh/A
10,200kwh/A
12,000Kwh/A
24,000Kwh/A
250kwh/M
2000kwh/M
1000kwh/M
850kwh/M
400kwh/M
300kwh/M
RANGOS DE CONSUMOS EN TARIFAS CFE BC“RESIDENCIALES”
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS” (CONSUMO MENSUAL PROMEDIO)
TARIFAS ASIGNADAS REGIONALMENTE EN BASE A TEMPERATURA DE LOCALIDADES
Se considerará que una localidad alcanza la temperatura media mínima indicada en grados centígrados, cuando alcance el límite indicado durante tres o
más años de los últimos cinco de que se disponga de la información correspondiente. Se considerará que durante un año alcanzó el límite indicado cuando
registre la temperatura media mensual durante dos meses consecutivos o más, según los reportes elaborados por la Secretaría de Medio Ambiente y
Recursos Naturales.
Tarifa T1:
TIJUANA,
TECATE,
ROSARITO,
ENSENADA,
OB
7

11. GV MECA ENERGY
11
0
0.5
1
1.5
2
2.5
3
3.5
T
1
<
140KWH
Básico
1-75
T1
>
140KWH
Básico
1-75
T1
>140KWH
Excedente
DAC
NO
VERANO
PROM
ANUAL
<250KWH
T1A
VERANO
>150KWH
Intermedio
T1A
VERANO
>150KWH
Intermedio
101-150
DAC
VERANO
PROM
ANNUAL
>
300KWH/MES
T1A
NO
VERANO
>150KWH
Intermedio
T1A
NO
VERANO
>150KWH
Intermedio
76-125
DAC
NO
VERANOPROM
ANNUAL
>300KWH/MES
T1B
VERANO
<
225
KWH
Intermedio
T1B
VERANO
>225
KWH
Intermedio
126-200
DAC
VERANO
PROM
ANNUAL
>
400
KWH/MES
T1B
NO
VERANO
>175
KWH
Intermedio
T1B
NO
VERANO
>
175
WKH
Intermedio
76-150
DAC
NO
VERANO
PROM
ANNUAL
>
400
KWH
T1C
VERANO
<
300
KWH
Intermedio
T1C
VERANO
>
300
KWH
Intermedio
151-450
DAC
VERANO
PROM
ANNUAL
>
850KWH
T1C
NO
VERANO
<
175
KWH
Intermedio
T1C
NO
VERANO
>
175
KWH
Intermedio
76-150
DAC
NO
VERANO
PROM
ANNUAL
>
850
KWH
T1D
VERANO
<
400KWH
Intermedio
T1D
VERANO
>
400
KWH
Intermedio
176-600
DAC
VERANO
PROM
ANNUAL
>
1000
KWH
T1D
NO
VERANO
<
200
KWH
Intermedio
T1D
NO
VERANO
>
200
KWH
Intermedio
76-175
DAC
NO
VERANO
PROM
ANNUAL
>
1000
KWH/MES
T1E
<
VERANO
<
750
KWH
Intermedio
T1E
VERANO
>
750
KWH
Intermedio
301-900
DAC
VERANO
PROM
ANNUAL
>
2000
KWH/MES
T1E
NO
VERANO
<
250
KWH
Intermedio
76-200
T1E
NO
VERANO
>
250
KWH
Básico
1-75
T1E
NO
VERANO
>
250
KWH
Excedente
T1F
VERANO
<
1200
KWH
MES
Básico
1-300
T1F
VERANO
>
1200
KWH
Básico
1-300
T1F
VERANO
>
1200
KWH
Intermedio
Alto
1,201-…
T1F
NO
VERANO
<
250
KWH
MES
Básico
1-75
Excedente
T1F
NO
VERANO
>
250
KWH
Intermedio
76-200
DAC
NO
VERANO
PROM
ANNUAL
>
2500KWH/MES
Series1
Series2
Series3
Series4
Series5
Series6
Series7
Series8
Series9
Series10
Series11
Series12
D
D
D
D
D
D D
D
D D
D
D
T1 T1F
T1E
T1D
T1B
T1A T1C
DAC
MES
1-12
30,000 Kwh/A
CARGOS EN TARIFAS CFE BC “RESIDENCIALES”
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS”
2,500 KWH/M
Tarifa 1F:
MEXICALY
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

12. GV MECA ENERGY
12
CARGOS EN TARIFAS CFE BC
“EJERCICIO TARIFA T1 RESIDENCIAL APLICABLE EN TIJUANA, ENSENADA, TECATE, ROSARITO”
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS”
Sin DAC en T1
con 836KWH el
cargo seria de
1,580.00
<140KWH SIN REFRIG >140KWH hasta 250KWH Y DAC CARGO MINIMO SIN REFRIGERACION DAC VERANO +2TR REFRIG
$ x KWH = 0.6899 $ x KWH = 2.4867 $ x KWH = 2.8467 $ x KWH = 2.6740
$ x KWH = 1.5103
OB
7

13. GV MECA ENERGY
13
PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
CARGOS EN TARIFAS CFE BC
“EJERCICIO TARIFA T1F RESIDENCIAL APLICABLE EN MEXICALI”
“CONTRA QUE NOS MEDIMOS”
El consumo promedio en Mexicali :
-180kwh a 360kwh en Invierno
-1260 a 2260kwh en verano
A1
Tarifa T1F Residencial, Region temperatura minima
de 33 Grados centigrados:
Servicio doméstico Para localidades con
temperatura media mínima en verano de 33 grados
centígrados
Se considerará que una localidad alcanza la temperatura media mínima en verano de 33 grados
centígrados, cuando alcance el límite indicado durante tres o más años de los últimos cinco de que se
disponga de la información correspondiente. Se considerará que durante un año alcanzó el límite
indicado cuando registre la temperatura media mensual durante dos meses consecutivos o más, según
los reportes elaborados por la Secretaría de Medio Ambiente y Recursos Naturales.
$ x KWH = 0.5525 $ x KWH = 1.047 $ x KWH = 1.0106 $ x KWH = 2.1138 $ x KWH = 2.6944
OB
6
$ Ep= 1.87

14. 14
ESTRATEGIAS DE REDUCCIÓN DE COSTOS
“ALTERNATIVAS DE MEJORA GENERALES “
RESPUESTAS EN DEMANDA:
Acciones temporales de reducción de
demanda en horarios pico. Usadas
normalmente cuando las practicas de
eficiencia y conservación de energía
no son suficientes para reducir la
demanda.
CONSERVACION DE ENERGIA:
Acciones de hábitos o cultura
de ahorro de energía.
EFICIENCIA ENERGETICA:
Acciones de reducción
permanente en consumo de
energía
1. Mejorar Factores de carga en operación usuarios.
2. En horarios pico: Subir ajuste termostatos aire
acondicionado a 78F, Cambiar horarios uso
equipos, Etc.
3. Instalación de sistemas de control de demanda
automáticos equipos no prioritarios, Generación
y Cogeneración en sitio temporadas pico, Etc.
1. Hábitos de apagar iluminación al desocupar
aéreas, Apagar PC’s cuando no se usen o ajustar a
ahorro de energía, Etc.
2. Limitar uso de energía para funciones esenciales
como apagar aires acondicionados en días mas fríos,
uso de alumbrado natural, apagar equipos
innecesarios, Etc.
1. Mejorar Factor de potencia en instalaciones.
2. Instalación de equipos de alta eficiencia(Motores,
Refrigerador, Iluminación Fluorescente, Aire
Acondicionado, Etc.
3. Remplazo de equipos de baja eficiencia
aislamiento térmico en construcción, Etc.
LA ADMINISTRACIÓN DE LA ENERGÍA
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

15. GV MECA ENERGY
15
ESTRATEGIAS PRIMARIAS DE REDUCCIÓN DE COSTOS
“ALTERNATIVAS DE MEJORA GENERALES“
SITUACION ACTUAL PLANEACION SUSTENTABLE
Continuidad en programas y
Normatividad mandatorio de
aislamiento térmico residencial.
Continuidad en programas e incentivos de
remplazo de equipos de baja eficiencia.
Descentralizar y Extender centros
de capacitación e implementar
programas de incentivos regionales
en reducción de demanda.
Continuidad en programas de mejora de
factor de potencia y Normatividad
mandatorio en instalación de equipos de
alta eficiencia.
Eficiencia energética:
•Equipamiento de edificaciones no
consideran la instalación de equipos
y accesorios de alta eficiencia.
•Sector construcción residencial no
considera aislamiento térmico.
•Arquitectura y construcción sin
normatividad mandatorio.
Conservación de energía:
•Centros de capacitación en
conservación y ahorro de energía
insuficientes en la región.
Respuestas en demanda:
•No se cuenta con certificación de
auditores en energía. Falta de promoción
en beneficios para empresas y ESCO’s
con generación distribuida.
•Falta de planes de promoción de
reducción de demanda pico.
NECESIDADES DEL SECTOR
Promover el desarrollo de auditores y
empresas ESCO suministradoras de energía
para autoabastecimiento en sitio con:
cogeneración, demanda pico, etc.
Validación y análisis de factibilidad
o evaluación de alternativas de
inversión.
Incertidumbre en veracidad de
tecnologías y alternativas para
reducción de costos energéticos.
AC
9
AC
8
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

16. GV MECA ENERGY
16
ESTRATEGIAS ALTERNAS DE REDUCCIÓN DE COSTOS
“ALTERNATIVAS EN BASE A MARCO REGULATORIO MEXICANO”
1.- AUTOABASTECIMIENTO
Sociedades de
autoabastecimiento para
generar energía eléctrica
exclusivamente para el
consumo de sus socios.
2.- COGENERACION
Cogeneración de energía
eléctrica y térmica para
usos propios o de
sociedades para su
autoabastecimiento.
3.- PRODUCCION DE
PEQUENA ESCALA
4. PRODUCTOR
INDEPENDIENTE
6.- IMPORTACION USOS
PROPIOS
5. – EXPORTACION
ALTERNATIVAS EN EL SECTOR DE ENERGIA EN MEXICO
EL MARCO REGULATORIO MEXICANO OFRECE LA OPORTUNIDAD DE INVERSION EN EL SECTOR DE ENERGIA
CON OPORTUNIDAD DE GENERACION DISTRIBUIDA EN TODAS SUS MODALIDADES PROMOVIENDO LA
INVERSION EN ENERGIAS RENOBALES Y ENERGIAS LIMPIAS COMO EOLICA, HIDRAULICA, GEOTERMICA, SOLAR
y COGENERACION EN SITIO ENTRE OTRAS .
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

17. GV MECA ENERGY
17
1- “Mejorar
Ingreso familiar”
2- Calidad de vida
”Confort
Ambiental”
IDENTIFICAR NECESIDADES
“EXIGENCIAS DE CONSUMIDORES ”
BAJEN
COSTOS
Hace Frio
COSTOS
ACCESIBLES
NO PAGO
Hace
Calor
CALIDAD
DE
ENERGIA
RESPALDO
DE
SUMINISTRO
IMPORTO
ENERGIA
EXPORTO
ENERGIA
GENERO
ENERGIA
MEJORA
AMBIENTAL DESARROLLO
DE
COMUNIDADES
Calentamiento
global
Consumo de Electricidad + Ingreso + Cap. Inst. Generación =IDH
EXIGENCIAS NECESIDADES
Mejorar ingreso familiar. Validación de costos de
esquemas tarifarios en
servicio eléctrico
residencial.
Favorecer mayor consumo
de energía a precios
bajos.
Reducción de costos de
energía eléctrica en
sector residencial.
Reducción de costos de
Gas Natural residencial.
Favorecer consumo de
gas natural validando
costos tarifarios para
mejorar calidad de vida.
Arquitectura y
construcción que
favorezca el“Confort a
costos bajos adecuados a
temperaturas de cada
región”
Aislamiento térmico para
acondicionamiento en
edificaciones.
Oportunidades laborales
estables, de calidad y
mejor remuneradas.
Generación de empleos
en sector de energía
mejor calificados y
remunerados.
Mejora PIB/Habitante
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

18. GV MECA ENERGY
18
PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
OBJETIVOS GENERALES
#
OBJETIVOS PRINCIPALES Un. Actual Meta % de
Mejora
Mejorar el 50% de Factor de Planta (FP) en Baja
California.
% 50 70 20%
Reducir demanda máxima en verano en región
Mexicali que mejore el 51% de Factor de Planta en
la región.
% 51 70 19%
Reducir demanda máxima en Baja California de
1970MW registrados en el año 2005.
MW 1970 197 10%
Reducir consumos de energía en Baja California con
programas de eficiencia y conservación de energía.
Mwh 8’390,318 839,031 10%
Gestiones para validación de tarifas de Gas Natural
que reduzcan su costo en sector residencial.
US/MBTU
Promedio
17.50 13.20 24.57%
Gestiones para validación de costos de tarifas
eléctricas en Baja California disminuyendo costos
promedios anuales mayores a $1.50.
$ KWH 2.30 Tijuana
(1.87 Mexicali)
1.51 34.34%
Gestiones para validación de cambio de tarifa
eléctrica T1 aplicada para regiones TIJUANA-
ENSENADA-ROSARITO y especialmente “TECATE”
para aplicar Tarifa T1C que permita 850KWH de
consumo mensual considerando la necesidad del
uso de calefacción o aire acondicionado.
KWH/MES 250 850 340%
OB
1
OB
2
OB
3
OB
4
OB
5
OB
6
OB
7

19. GV MECA ENERGY
19
PLAN DE DESARROLLO
“COMO LO VAMOS A LOGRAR ACCIONES”
PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
AC
1
AC
2
AC
3
AC
4

20. GV MECA ENERGY
20
PLAN DE DESARROLLO
“COMO LO VAMOS A LOGRAR ACCIONES”
PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
AC
6
AC
5
AC
7
AC
8
AC
9

21. 21
POTENCIAL DE GENERACIÓN EÓLICO E HIDRAULICO EN B.C.
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
PLAN DE DESARROLLO

22. 22
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC
PLAN DE DESARROLLO
POTENCIAL DE GENERACIÓN EÓLICO EN B.C.

23. 23
Anexo A: Autoabastecimiento de Energía Eólica para el Municipio de Tijuana.
Sociedad para autoabastecimiento de energía entre Ayuntamiento municipal, Sector Residencial o
Industriales: Evaluacion previa de beneficios de un proyecto eolico considerando la instalación en la región de Baja
California turbinas de viento con capacidad de 850KW y un factor de planta de 35%(298KW Reales para
suministro a sector de alumbrado público con 08horas de operación por día y sector Industrial con 16horas de
operación por día estimado.
Project scope Savings
(KW)
Savings/ (KWH) Savings ($) Costs Simple
pay back
IRR VPN Before taxes
850KW WIND
TURBINE 35% FP
298
2,570,760 $294,875.02
$1,000,000.00 17% 1,396,845.49
Installation $150,000.00
TOTAL $294,875.02 $1,150,000.00 3.90
Consideraciones:
1. Monto total del proyecto a financiar = US 1.0 Millones.
2. Tasa considerada = 6.5%
3. Periodo considerado = 20 Años.
4. Aportación de socios = US 314,626.67
5. Inversión diferida = US 250,000.
6. Beneficios de venta de energía en base a 08 Horas de operación diaria en uso de alumbrado público
a un costo promedio de $ 1.79 pesos por KWH y 16 Horas de operación diaria en uso Residencial o
Industrial a un costo de $ 01.00 peso por KWH en base a tarifas de alumbrado público y tarifas
promedios residenciales o Industriales de la Comisión Federal de Electricidad con cargos en el
periodo 2007.
7. Se considero para interconexión un costo proporcional del 5% para línea de distribución y
subestación necesaria.
8. Se considero 04 hectáreas de uso de suelo con pago de renta de US 3000.00 por Hectárea.
9. Pago de porteos y permisos US 100,000.00
10. Evaluación antes de impuestos y utilidades del ejercicio.
 Se buscaría asistencia del Ayuntamiento para la certificación del proyecto de tal manera de facilitar el acceso
al financiamiento por parte del Banco de desarrollo de América del Norte y la Comisión de Cooperación
Ecológica Fronteriza (NADBANK-COCEF)
 Se buscaría asistencia del Ayuntamiento y del programa de desarrollo de proyectos del NADBANK-COCEF
los cuales ofrecen 1:1 a fondo perdido US 200,000.00 a US 300,000.00 para lo mismo.
“ANEXO: EVALUACION PROYECTO DE INVERSION SOCIEDAD EOLICA”
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

24. 24
Co-Generación C/A
0.56-$/kwh
Costos de producción C/A
0.94$/kwh
Ahorro Mínimo C/A
0.38 $/kwh
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

25. CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

26. 26
Reducción de costos de
energía de $ 1.20 a $
0.50 por KWH Mínimo.
BENEFICIOS
CALIDAD DEL
AIRE Impacto
ambiental
reducción de
emisiones X
95,447.48 BEP
anuales
•región reduciendo costos de energía de $ 1.20 a $ 0.50 por KWH estimados.
CO-GENERACIÓN
ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD
CO-GENERACION EN PERIODOS DE VERANO
Generación de
empleos
calificados al
menos 240
directos y 120
indirectos
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

27. 27
Que es Cogeneración?
I. Aprovechamiento de Energía
Eléctrica y Energía Térmica.
II. Enfriamiento, Calentamiento
y Potencia Eléctrica.
III. Sistemas de Energía Total.
IV. Reciclamiento de Energía.
I. Suministra potencia eléctrica
II. Utiliza energía térmica para
acondicionamiento de espacios y uso
de agua con calentamiento o
enfriamiento, des humidificación o
calentamiento de procesos.
III. Se instala en sitio o cerca de usuario
final.
IV. se utiliza para autoabastecimiento de
un cliente o sociedades de consumo.
V. Capacidades de unos cuantos KW a
mas de100MW.
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

28. 1.- Generación Eléctrica:
•Combustión /Turbinas de vapor
•Maquinas reciprocantes o combustión.
•Celdas de Hidrogeno.
2.- Recuperador de calor/Generador de Vapor
3.-Tecnologías de activación térmica (si es necesario enfriamiento)
•Chillers de absorción
•Deshumidificadores desecantes
Cogeneración incluye 2 o tres partes básicas de
equipos:
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

29. 29
Balance de Energía
Maquinas Reciprocantes
Enfoque en sistemas de cogeneración de bajo costo
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

30. 30
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

31. 31
CO-GENERACIÓN
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC

32. 32
Anexo C: Proyectos de Autoabastecimiento con cogeneración en sitio para alumbrado público y/o los
diferentes sectores productivos.
Evaluacion previa de beneficios: Se presenta evaluacion previa con capacidades indefinidas considerando en Opcion 01
Proyecto de cogeneracion con capacidad de 985KW para sociedad de autoabastecimiento entre Ayuntamientos e Industriales; en
Opcion 02 Proyecto de cogeneracion con capacidad de 365KW para autoabastecimiento de sectores industriales. Se especifica las
consideraciones realizadas para lo mismo al final de cada ejercicio.
Proyecto de cogeneracion con capacidad de 985KW para sociedad de autoabastecimiento entre Ayuntamientos e
Industriales.
Project scope Savings
(KW)
Savings/ (KWH) Savings/
Thermal load
(MMBTU/YEAR)
Savings ($) Costs Simple
pay back
IRR VPN Before taxes
Co-generation
unit
985
8,510,400 40,564.80 $1,315,367.76
$494,500.00 90% 3,838,296.14
Installation $120,000.00
TOTAL $1,315,367.76 $614,500.00 0.47
Consideraciones:
1. Monto total del proyecto a financiar = US 494,500.00
2. Tasa considerada = 6.5%
3. Periodo considerado = 20 Años.
4. Aportación de socios = US 181,785.55
5. Inversión diferida = 150,000.
6. 08 Horas de operación diaria en uso de alumbrado público a un costo promedio de $ 1.79 pesos por
KWH y 16 Horas de operación diaria en uso Industrial a un costo de $ 01.00 peso por KWH en base a
tarifas de alumbrado público y tarifas promedios Industriales de la Comisión Federal de Electricidad
con cargos en el periodo 2007.
7. Evaluación antes de impuestos y utilidades del ejercicio.
“ANEXO: EVALUACIÓN PROYECTO DE INVERSION COGENERACION EN SITIO A
GAS NATURAL”
(Diagnostico previo) PLAN DE DESARROLLO PARA REDUCCIÓN DE COSTOS ENERGÉTICOS EN BC