Este documento resume la evolución de la participación de los Productores Externos de Energía en el mercado eléctrico mexicano durante los últimos 10 años. Detalla el marco legal que permitió su participación, el aumento en la capacidad instalada proveniente de diferentes tecnologías como termoeléctricas, eólicas, de ciclo combinado y otras. Finalmente, localiza geográficamente las 22 centrales de Productores Externos.

1. Los Productores Externos de
Energía. Un balance a 10 años de su
participación en el mercado
eléctrico mexicano.
Ing. Humberto Peniche Cuevas
Noviembre de 2010
Gerente de la División para la Administración de
Contratos con Productores Externos de Energía
1

2. CONTENIDO
1.- Marco legal y antecedentes
2.- Evolución de la participación de los Productores Externos de Energía
3.- Estructura general de los pagos
4.- Recursos Económicos
5.- Programa de incremento en la capacidad instalada
6.- Fortalezas y debilidades del programa
7.- Conclusión
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3. 1.- Marco legal y antecedentes
 A partir del 14 de agosto de 1937 se constituyó formalmente la Comisión
Federal de Electricidad (CFE), con el objetivo “organizar y dirigir un sistema
nacional de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica,
basado en principios técnicos y económicos, sin propósito de lucro y con la
finalidad de obtener con un costo mínimo, el mayor rendimiento posible
en beneficio de los intereses generales”.
 Hacia 1960, la CFE aportaba el 54% de la capacidad instalada y sólo el 44%
de la población contaba con electricidad, razón por la cual el presidente
Adolfo López Mateos presentó al Senado de la República el 25 de octubre
de 1960, una iniciativa para adicionar el párrafo sexto del artículo 27
constitucional, con el fin de nacionalizar la industria eléctrica, es decir
para reservar de manera exclusiva a la nación la generación, conducción,
transformación, distribución y abastecimiento de energía eléctrica.
3

4. 1.- Marco legal y Antecedentes
En este contexto, el 22 de diciembre de 1975 se publicó en el Diario Oficial de la
Federación la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, misma que ha sufrido
diversas modificaciones ocurridas en 1983, 1986, 1989, 1992, hasta llegar a su
última reforma del 22 de diciembre de 1993, en la que se establece en su artículo
tercero que ya no se considera servicio público lo siguiente:
• La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento,
cogeneración o pequeña producción;
• La generación de energía eléctrica que realicen los productores
independientes para su venta a la Comisión Federal de Electricidad;
• La generación de energía eléctrica para su exportación, derivada de
cogeneración, producción independiente y pequeña producción;
• La importación de energía eléctrica por parte de personas físicas o
morales, destinada exclusivamente al abastecimiento para usos propios;
• La generación de energía eléctrica destinada a uso en emergencias
derivadas de interrupciones en el servicio público de energía eléctrica.
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5. 1.- Marco legal y Antecedentes
 En diciembre de 1995 se reformó la Ley General de Presupuesto,
Contabilidad y Gasto Público Federal y la Ley General de Deuda Pública en
sus artículos 30 y 18 respectivamente. Estas reformas dieron lugar a los
proyectos de infraestructura productiva de largo plazo también conocidos
como PIDIREGAS. Bajo este esquema de financiamiento se definió como
PIDIREGAS CONDICIONADO el apartado específico para productores
independientes de energía dado que en realidad se trata de la compra de
servicios en materia de capacidad y energía.
 La contratación de productores externos de energía se sustenta en la Ley
del Servicio Público de Energía Eléctrica y la adjudicación de la licitación
pública correspondiente se determina de conformidad con el precio
nivelado de energía propuesto en pesos/kwh.
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6. 1.- Marco legal y Antecedentes
 La presencia de productores externos de energía se asoció, en un
principio, a la propuesta de Reforma Eléctrica del Ejecutivo Federal donde
se planteó la posibilidad de la creación de un mercado eléctrico con
independencia de despacho de la CFE, sin embargo, no fue aprobada
integralmente la citada Reforma Eléctrica, quedando pendiente este
asunto.
6

7. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía.
Centrales Tipo Termoeléctrica Convencional, Combustión Interna y Eólica
T OTAL
1 CENTRAL U's
MW
CI TERMOELÉCTRICAS
25 1
2
PRESIDENTE JUÁREZ
PUNTA PRIETA II
6
3
320.00
112.50
8 3
4
PUERTO LIBERTAD
GUAYMAS II
4
4
632.00
484.00
5 GUAYMAS I 2 0.00
3 6
7
TOPOLOBAMPO
MAZATLÁN II
3
3
320.00
616.00
8 SAMALAYUCA 2 316.00
28 9 FRANCISCO VILLA 5 300.00
CI 10 LA LAGUNA 1 0.00
CI LERDO 2 320.00
9
11
CI
26 4-5
12
13
SAN JERÓNIMO
MONTERREY
2
6
0.00
0.00
27 @ RÍO BRAVO 1 300.00
14 MANZANILLO I 4 1200.00
15 MANZANILLO II 2 700.00
12 16 VILLA DE REYES 2 700.00
6 13 @
17
18
SALAMANCA
TULA
4
5
866.00
1605.60
10 - 11 19
20
VALLE DE MÉXICO
ALTAMIRA
3
4
450.00
800.00
2 21 TUXPAN 6 2100.00
22 POZA RICA 3 117.00
7 23
24
LERMA
NACHI-COCOM
4
2
150.00
0.00
25 MÉRIDA II 2 168.00
20 26 CARRILLO PUERTO dentro 2 una Central 75.00
@ Paquete Ciclo Combinado de Termoeléctrica
TOTAL
CENTRAL U's 16 CI
MW
21 29 26
COMBUSTION INTERNA 24-25
25 BAJA CALIFORNIA SUR 2 78.90 17 18
26 GUERRERO NEGRO 3 10.80 22 23
STA. ROSALIA 11 13.00 14-15 19
27
28 YÉCORA 4 1.80
29 HOL-BOX 8 3.20
EOLICA
30 LA VENTA 104 84.65
E 30
7

8. T
Centrales Tipo Ciclo Combinado , Turbogás y Dual
T CC
TOTAL
T CENTRAL U's
MW
1 T CICLO COMBINADO
T 1 PDTE. JUÁREZ 4 773.00
17 2 HERMOSILLO 2 227.022
6 3 EL SAUZ 7 603.00
T 14 4 TULA 6 489.00
T @ VALLE DE MÉXICO 4 549.30
15
10
2
CC
T 5 SAN LORENZO POTENCIA 3 432.12
T T 6 GÓMEZ PALACIO 3 239.80
T
7 SAMALAYUCA II 6 521.76
T
18 T 8 HUINALÁ 5 377.66
T
9 HUINALÁ II 2 450.20
T
6 8-9 10 CHIHUAHUA II (ENCINO) 5 619.40
T CC 11
T CC RÍO BRAVO 3 211.12
11 12 DOS BOCAS 6 452.00
13 VALLADOLID 3 220.00
T
@ Paquete Ciclo Combinado dentro de una Central Termoeléctrica
T
T
19 13 T
TOTAL T
CENTRAL U's
MW
3 5
CARBÓN
4 T CC T
14 RIO ESCONDIDO 4 1,200.00 T
CCc @
15 CARBÓN II 4 1,400.00 12
DUAL 16
16 PETACALCO 7 2,778.36
TURBOGAS T
17 TIJUANA 3 150.00
18 HUINALA 6 150.00
19 TUXPAN 7 163.00
El proceso cuenta con 31 unidades turbogas
8

9. Centrales Tipo Hidroeléctrica y Geotermoeléctrica
G TOTAL
CENTRAL U's
MW
21-24
HIDROELÉCTRICAS
1 EL NOVILLO 3 135.00
2 HUITES 2 422.00
3 BACURATO 2 92.00
4 HUMAYA 2 90.00
1-4 7 5 COMEDERO 2 100.00
1 6 FALCÓN 3 31.50
1-4 7
8
LA AMISTAD
AGUAMILPA
2
3
66.00
960.00
G
25 2 9
10
AGUA PRIETA
VILLITA
2
4
240.00
300.00
11 INFIERNILLO 6 1120.00
3 6 12 EL CAJÓN 1 750.00
13 EL CARACOL 3 600.00
4 14 ZIMAPÁN 2 292.00
15 PEÑ ITAS 4 420.00
5 5 16
17
MALPASO
CHICOASÉN
6
8
1080.00
2400.00
5 18
19
ANGOSTURA
TEMASCAL
5
6
900.00
354.00
20 MAZATEPEC 4 220.00
8
El proceso cuenta
27
12
H
26 14 adicionalmente con
9 G
20
G 45 centrales pequeñas
que aportan 578.822
TOTAL
CENTRAL U's
MW 10 11 MW.
13 15
GEOTERMOELECTRICAS 19 16 17
21 CERRO PRIETO II 5 180.00
22 CERRO PRIETO II 2 220.00
6 7 18
23 CERRO PRIETO III 2 220.00
24 CERRO PRIETO IV 4 100.00 6 7
25 TRES VIRGENES 2 10.00
26 LOS AZUFRES 15 194.50
27 HUMEROS 8 40.00
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10. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía- Localización
TOTAL FECHA DE
CENTRAL U's
Capacidad Efectiva: 11,906.900 MW 1 C.C. MERIDA III 3
MW
484.000
OPERACIÓN COMERCIAL
09/09/2000
22 Centrales 2 C.C. HERMOSILLO 2 250.000 01/10/2001
3 C.C. SALTILLO 2 247.500 19/11/2001
74 Unidades 4 C.C. TUXPAN II 3 495.000 15/12/2001
5 C.C. RIO BRAVO II (ANAHUAC) 3 495.000 18/01/2002
6 C.C. BAJIO (EL SAUZ) 4 495.000 09/03/2002
7 C.C. MONTERREY III 2 449.000 27/03/2002
11 8 C.C. ALTAMIRA II 3 495.000 01/05/2002
9 C.C. TUXPAN III Y IV 6 983.000 23/05/2003
13 12 10 C.C. CAMPECHE 2 252.400 28/05/2003
11 C.C. MEXICALI 3 489.000 20/07/2003
12 C.C. CHIHUAHUA III 3 259.000 09/09/2003
13 C.C. NACO NOGALES 2 258.000 04/10/2003
14 C.C. ALTAMIRA III Y IV 6 1,036.000 24/12/2003
2 15 C.C. RIO BRAVO III 3 495.000 01/04/2004
16 C.C. LA LAGUNA II 3 498.000 15/03/2005
17 C.C. RIO BRAVO IV 3 500.000 01/04/2005
18 C.C. TUXPAN V 3 495.000 01/09/2006
16 7 17 19 C.C. VALLADOLID III 3 525.000 27/06/2006
3 20 C.C. ALTAMIRA V 6 1,121.000 22/10/2006
22 8 15 21 C.C. TAMAZUNCHALE 6 1,135.000 21/06/2007
22 C.C. NORTE (DURANGO) 3 450.000 07/08/2010
20
21 14
5 1 19
18
9 4
6
10
10

11. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía- Capacidad
Instalada
11

12. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía- Generación
12

13. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía- Capacidad
Instalada por Proceso. Agosto 2010
13

14. 2.- Evolución de la Participación de los Productores Externos de Energía- Capacidad
Instalada por Gerencia Regional. Septiembre de 2010
La DACPEE es la división con mayor capacidad instalada en el Sistema Eléctrico Nacional,
lo cual se acentuará conforme avance el Programa de retiro de centrales que opera y
mantiene CFE y entren en operación comercial más PEE´s.
14

15. 2.- Participación de los Productores Externos de Energía vs CFE en Eficiencia Térmica
La eficiencia térmica es la relación entre la cantidad de energía consumida (gas natural) y
la energía eléctrica generada en las Centrales de Ciclo Combinado. En el caso de la CFE el
promedio es de 41.33% y en el de los Productores es del 47.17%, lo que representa que
estas últimas son 14.13% más eficientes que las primeras.
15

16. 2.- Participación de los Productores Externos de Energía vs CFE en Disponibilidad
Se define como disponibilidad la relación entre las horas que está la Central en condiciones
para generar energía eléctrica y las horas totales del mes. En el caso de la CFE su promedio
es de 90.30% y el de los Productores Externos de Energía es de 94.20%, lo que representa
que estas últimas tienen una disponibilidad del 4.3% mayor que las primeras.
16

17. 3.- Estructura General de los Pagos
* Estos cargos se pagan independientemente del
despacho de la Central
17

18. 4.- Recursos Económicos
MILLONES DE PESOS
(1)
AÑO SEPTIEMBRE
Nota:
(1) La caída a partir del 2009 del precio del Gas Natural ha causado una reducción en el costo que tiene
para la CFE el KWh generado por los Productores Externos de Energía.
El precio promedio de la energía fue de $0.723; $0.397 y $0.451 por KWh, para 2008, 2009 y hasta
septiembre de 2010, respectivamente.
18

19. 5.- Programa de incremento en la capacidad instalada
Con base en los lineamientos de política energética formulados por la SENER para las
fuentes de generación, se ha limitado la dependencia del gas natural en el sector
eléctrico, por lo que la capacidad adicional de generación para licitaciones futuras por
parte de la CFE se han definido como tecnología libre.
Aún cuando para la planeación de largo plazo se toman en cuenta los lineamientos de
política energética para elaborar los requerimientos futuros de generación, la tecnología
de ciclo combinado mantiene una participación importante. El atractivo de esta opción es
la alta eficiencia y la limpieza en el proceso de conversión de la energía.
Se tiene previsto incrementar la capacidad instalada de centrales de Productores
Externos de Energía, en 405 MW en 2011 mediante la construcción de Centrales Eólicas
en el Estado de Oaxaca y 459 MW para el 2013 con la construcción de una Central de
Ciclo Combinado en el Estado de Chihuahua (Norte II).
19

20. Asimismo, existen proyectos de centrales que se licitarán en función de su fecha
programada de entrada en operación comercial, quedando pendiente en la mayoría de
los casos la definición de la tecnología a utilizar así como esquema bajo los cuales serán
construidos y operados. De acuerdo con el Programa de Obras e Inversiones del Sector
Eléctrico, 2010-2024, elaborado por al CFE, se tiene previsto incrementar la capacidad
instalada en centrales de ciclo combinado y de tecnología libre como se indica a
continuación:
23,057
864
460
11,907
20

21. 6.- Fortalezas y Debilidades del Programa
Fortalezas
La inversión en la elaboración del Proyecto y en la construcción de las Centrales,
es íntegramente financiado por los Productores Externos de Energía; Comisión
1 Federal de Electricidad realiza el primer pago después de haber recibido y
comercializado la energía generada durante la etapa de pruebas y la del primer
mes de operación comercial.
Corresponde a los PEE’s la operación de las Centrales; por lo tanto, están
2 garantizados los mantenimientos preventivos así como aquellos correctivos ante
la presencia de fallas y su ejecución no depende de una autorización de recursos
por la Secretaría de Hacienda y Crédito Público.
21

22. 6.- Fortalezas y Debilidades del Programa
Fortalezas
Los Productores Externos de Energía han garantizado valores de disponibilidad y
eficiencia térmica durante la vida útil de las Centrales, lo que permite una mejor
3
programación del despacho de Centrales y mayor certeza en que la eficiencia de
las mismas no se perderá al paso de los años.
El esquema de Productores Externos de Energía ha tenido un reconocimiento a
nivel internacional, lo que se evidencia con la entrada de nuevos participantes a
4
través de ventas de Centrales las que, en términos generales, se han llevado a
cabo en valores más altos del que contablemente tienen las instalaciones.
22

23. 6.- Fortalezas y Debilidades del Programa
Fortalezas
En esta última década, con la participación de los Productores Externos de
Energía, se ha generado un ambiente de confianza y certidumbre en los
inversionistas tanto nacionales como extranjeros ya que la Comisión Federal de
5
Electricidad ha pagado en tiempo y forma todas las facturas que le han
presentado; asimismo, ante la seriedad de la CFE se ha generado con los PEE’s
un trato justo y equitativo, honrando en todo momento lo pactado
contractualmente.
Al ser Proyectos de Impacto Diferido en el Registro del Gasto (PIDIREGAS) los
6 costos que significan los contratos son recuperados con los ingresos que las
Centrales generan y en la mayoría de los casos se tiene un remanente a favor
de la CFE.
23

24. 6.- Fortalezas y Debilidades del Programa
Debilidades
En caso de que se presente alguna falla y ésta ocasione que la Central deje de
generar electricidad y, como consecuencia, salga del Sistema Eléctrico Nacional,
la Comisión Federal de Electricidad tiene que restablecer, en el menor tiempo
1
posible, el servicio público de la energía eléctrica, en tanto que los Productores
Externos de Energía, dan prioridad a los aspectos económicos que menos
afecten sus utilidades.
En virtud de tratarse de contratos de largo plazo (25 años) de absoluta rigidez,
2 cualquier cambio de circunstancias hace prácticamente imposible adecuar el
contenido de los mismos, debido a las repercusiones que se presentan mediante
observaciones de los organismos fiscalizadores.
La capacidad y generación de energía eléctrica por los Productores Externos de
3 Energía se encuentra en los niveles cercanos a los máximos convenientes de
acuerdo a las políticas públicas fijadas.
24

25. 6.- Fortalezas y Debilidades del Programa
Debilidades
No se aprobó integralmente la reforma eléctrica y por tanto hay indefiniciones
4 en cuanto al futuro de las instalaciones propiedad de los PEE’s a la terminación
de los Contratos
A finales de 2009 el Balance entre las reservas probadas de gas natural y el
consumo de dicho combustible es de 8.2 años por lo que de no fortalecerse el
5 esquema de importaciones de Gas Natural Licuado o incrementar el desarrollo
de nuevos campos de extracción de este combustible no habrá suficiente gas
para alimentar la producción de energía eléctrica de PEE’s.
25

26. 7.- Conclusión
De acuerdo a la experiencia acumulada durante estos 10 años de participación de
los productores externos de energía en el Sistema Eléctrico Nacional el saldo de
dicha participación es sumamente positivo ya que el país ha podido enfrentar
exitosamente la demanda de energía eléctrica sin hacer inversión de recursos
federales garantizando la eficiencia de las centrales generadoras, comprando la
energía a un precio sumamente competitivo menor que el costo producido por la
CFE en su conjunto y generando beneficios económicos a la propia CFE,
permitiendo abatir el nivel de subsidio que se otorga en el precio de la energía
eléctrica
26