Unimex sociedad y economía de méxico - estadísticas del cfe
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Estadísticas de la industria eléctrica.
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- 1. 1 Subdirección de ProgramaciónDirección General Subdirección de Programación El Sector Eléctrico Mexicano 14 octubre de 2005
- 2. 2 • Desagregar servicios • Privatización • Introducir competencia • Promover eficiencia en uso de recursos • Beneficios para la sociedad Tendencia mundial industria eléctrica
- 3. 3 • Países en Desarrollo • Financiamiento • Eficiencia • Países Desarrollados • Eficiencia Transformación global Industria eléctrica
- 4. 4 Objetivos de nuevas estructuras • Hacer atractiva y rentable la participación en el sector eléctrico • Promover el uso eficiente de recursos • Propiciar la evolución del sector • Reducir tarifas de servicios
- 5. 5 Modelos básicos • Sin competencia (M1) • Competencia en la generación (M2) • Competencia en la generación y suministro al mayoreo (M3) • Competencia total (M4) Mercados eléctricos
- 6. 6 Modelo con comprador único Productores Consumidores GA GB GC GZ…… AC D 1 2 3 D D Red de Transmisión 4 D N D
- 7. 7 GA GB GC GZ D1 D2 D3 DN. . . . . . Red de Transmisión Productores Consumidores Modelo de competencia al mayoreo
- 8. 8 GA GB GC . . . GZ C1 C2 C3 CN. . . . . . Red de Transmisión UFα UF UF UF UF Redes de Distribución β γ δ ω Modelo de competencia total
- 9. 9 En la implantación de mercados competitivos se requiere una regulación avanzada para evitar: • Poder de mercado • Desabasto de energía eléctrica • Congestionamiento de redes • Problemas de seguridad operativa Regulación
- 10. 10 • Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Reformada mediante decreto publicado en DOF el 23 de diciembre 1992 • Reglamento de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica Publicado en el DOF el 31 de mayo de 1993 Cambios Marco Legal
- 11. 11 Artículo 3 .- No se considera servicio público: I. La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento, cogeneración o pequeña producción. II. La generación de energía eléctrica que realicen los productores independientes para su venta a CFE. III. La generación de energía eléctrica para su exportación, derivada de cogeneración, producción independiente y pequeña producción. IV. La importación de energía eléctrica por parte de personas físicas o morales, destinada exclusivamente al autoabastecimiento para usos propios. V. La generación de energía eléctrica destinada a uso de emergencias derivada de interrupciones en el servicio público de energía eléctrica. Cambios importantes
- 12. 12 • Autoabastecimiento • Cogeneración • Producción independiente • Pequeña producción • Generación para exportación • Utilización de energía eléctrica de importación Modalidades de permisos
- 13. 13 Art. 154. Los permisionarios podrán solicitar el servicio de transmisión a la Comisión. La prestación de este servicio se hará mediante convenio e implición una contraprestación económica a favor de dicho organismo. Servicios de transmisión
- 14. 14 • En el nivel de transmisión el cargo por el servicio depende de la utilización de la infraestructura. La evaluación se realiza para cada caso específico • En el nivel de distribución el cargo unitario es uniforme para los usuarios de una zona de distribución con cargas dispersas. Metodología de porteo
- 15. 15 Estructura de los cargos COSTO VARIABLE POR USO DE LA RED (CVUR)* COSTO FIJO POR ADMINISTRACION DEL CONVENIO (CAC) COSTO POR SERVICIOS CONEXOS (CSC) COSTO ASOCIADO A LOS SERVICIOS DE TRANSMISION COSTO FIJO POR USO DE LA RED (CFUR)* * Cuando la suma de CFUR + CVUR por kWh de la transacción, resulta menor que el cargo mínimo establecido, entonces se aplica el Cargo Mínimo (m) por cada kWh transmitido, en su caso, ajustado por el factor de distancia.
- 16. 16 Señales de eficiencia PIE - Competencia AA- Competencia Licitación de capacidad (largo plazo) Despacho económico (corto plazo) Selección de tecnología y combustibles Despacho prioritario
- 18. 18 Generación bruta en 2004 Sector eléctrico nacional 229,098 GWh Autoabastecimiento 8.9% Servicio público 91.1%
- 19. 19 Evolución del consumo autoabastecido 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 Remoto Local GWh
- 20. 20 Productores independientes de energía (PIE) Generación bruta 0 5 000 10 000 15 000 20 000 25 000 30 000 35 000 40 000 45 000 50 000 2000 2001 2002 2003 2004 GWh
- 21. 21 Generación bruta en 2004 Servicio público 208,634 GWh PIE 22.8 % CFE 76.5 % LyFC 0.7 % 28 millones de usuarios
- 22. 22 Generación bruta por tecnología en 2004 Sector eléctrico nacional 229,098 GWh Termoeléctrica convencional 29.0% Nucleoeléctrica 4.0% Dual 3.5% Geotérmica y eólica 2.9% Carboeléctrica 7.8% Hidroeléctrica 10.9% Turbogás 1.2% Combustión interna 0.3% Ciclo combinado CFE 10.8% Ciclo combinado PIE 20.7% Autoabastecimiento local 5.6% Autoabastecimiento remoto 3.3%
- 23. 23 Generación bruta por tecnología en 2004 Servicio público 1/ 208,634 GWh 1/ No incluye autoabastecimiento ni cogeneración Termoeléctrica convencional 31.8% Nucleoeléctrica 4.4% Dual 3.8% Geotérmica y eólica 3.2% Carboeléctrica 8.6% Hidroeléctrica 12.0% Turbogás 1.3% Combustión interna 0.3% Ciclo combinado CFE 11.8% Ciclo combinado PIE 22.8%
- 24. 24 Eficiencia energética 33 34 35 36 37 38 39 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 CFE+LyFC+PIE A partir de junio de 2000, se incluyen los Productores Independientes de Energía PIE %
- 25. 25 • La planificación del SEN se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía eléctrica que permiten satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. • El Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE) es el resultado de estudios coordinados dentro del marco de la planificación integral del sistema eléctrico del país. Planificación del SEN
- 26. 26 • Se desarrollan planes óptimos considerando la evolución esperada del servicio público y del autoabastecimiento. • Se coordina la expansión de los sistemas de generación y transmisión para asegurar la confiabilidad del suministro. • Se planifica la integración de sistemas regionales al sistema interconectado nacional. Ventajas de la planificación integrada
- 27. 27 • La planificación central en la generación de energía tiende a desaparecer. • La empresa de transmisión debe ser responsable del desarrollo del sistema y los controles asociados. • Los precios de servicios son las señales para promover la inversión en la infraestructura del sistema. Mercados competitivos Planificación
- 28. 28 Generación bruta en 2014 Sector eléctrico nacional 373,175 GWh Autoabastecimiento 6.7% Servicio público 93.3%
- 29. 29 Evolución del consumo autoabastecido 0 2 000 4 000 6 000 8 000 10 000 12 000 14 000 16 000 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Remoto Local GWh
- 30. 30 Generación bruta en 2014 Servicio público 348,170 GWh PIE 36.2 % CFE 54.8 % LyFC 0.3 % Libre 8.7 %
- 31. 31 Termoeléctrica convencional 12.5% Nucleoeléctrica 2.4% Dual 3.9% Geotérmica y eólica 2.4% Carboeléctrica 6.3% Hidroeléctrica 8.3% Turbogás 0.1% Combustión interna 0.3% Ciclo combinado CFE 15.2% Ciclo combinado PIE 33.8% Libre 8.1% Autoabastecimiento 6.7% Generación bruta por tecnología en 2014 Sector eléctrico nacional 373,175 GWh
- 32. 32 Objetivos principales • Operación económica del sistema • Seguridad operativa • Calidad de frecuencia y voltaje Operación del SEN
- 33. Central generadora Subestación 400 KV 230 KV 115 KV 138 KV Sistema de transmisión principal CTSMID CBD REC CHD SYC VJZ PKP (U.S.A.) C.PL (U.S.A.) CNC PCN TZM KOP CEK KBL TIU NCM SUR CRE MDA IZL VDD PTE NTE PJU BNP HAA HBK MPS MMT ANG KNP VAD TIC NRI CDY PAP MXI U.S.A. (MIGUEL) (IMPERIAL V.) U.S.A. EDO ALT DOG ANP GUE DAÑ LNT CNI HRC SLD AGS TCL JAL TMU PPCZMN ALD JEP CGD APC HYM ATP MTP LVI C.PL (U.S.A.) ENO CRP CEY ABA SIP TAP INF RUM CEL RAP THP REY CUM CUF TMO EBR CHM YTP CBR IGN SUC BLM ITP CPY PAE PZA RIB ATC EAA HCP FVLAVL MCZ TRNREA CUN NGC AMI AUA C.PL NAV PKP (U.S.A.) PNE AZCARATE (U.S.A.) DIABLO CDD KLV ESA CNR CTE LRA CNC PYU XUL INSCRE CMO SBY MAX KUK PEA NIZ SAM KAL VHN LCF CNN COT PGD HLI HLT SCNSTA LCD ICA TJI CRO CPUPJZ CIP CSC CPD APD OZA CTYTEKSTB RZC HGO CHQ TOYOTA WIS SVE SAF SQN KON TRI SMN PLD SSA HLC ROA JUI OJP PBD APT AGM LAJ CAL SAU SPAVDR CHR SLP ZCD JOM TMD TMT LAV PRD TUV ZAP CRL QMD MZL LAT JUD OXP ZOC VRD JDN DBC ATD MZT ELC PRI MIA TPC MAN LRP AGT ALD TAMSA MZD HUI LAM MON FRO ESC VDG CED GPL LED SGD PEL HBL DGD TRS SAL NIC ADC NUR AER CPR OJC NUL MTM INV TEC CCL FAM CUT GMD LMD HTS C.PL (U.S.A.) SCP CID MDP ATN TED ATQ SLM TSN QRP MTA ATE CGM OCN MRP QRO IRA VTP GDO GDU APR GUN ALS ZPA UPT MAM MND LCP SID COL CMD VIL NKS CPT CBN APZ FTM LNC LPI THP MCD KDA HAE FEH MEP DDN MMP TTE YCP BAJ CZA GUD BELICE PIC DOG PMY EFR EPS SLC LMI COC TPO PNO LRO VIO GAO DOM INS PES LOU BLE LPZ PUP ETR CAD TDS TCB PAA CRE SNT PML SJC CAB PDN RBT SEN SAB MPT SMD POS LNU CYA FSO NAZ SYD AND STF COZUMEL LRS LOS PIS CPC CPT TIA HLM HCL JUZ RYC CEL HAP CAH RBC 2005
- 34. 34 Centros de control 1 2 3 4 5 6 7 8 * 1 2 3 4 5 6 7 8 CENTRAL ORIENTAL OCCIDENTAL NOROESTE NORTE NORESTE BAJA CALIFORNIA PENINSULAR * CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERGÍA
- 35. 35 • Sistema de información en tiempo real • Control automático de generación • Funciones de aplicación avanzada • Estimador de estado • Despacho económico • Análisis de seguridad • Pronóstico de la demanda • Flujos de carga del operador Operación del SEN
- 36. 36 Despacho de generación 0 200 400 600 800 1,000 1,200 1,400 1,600 1,800 2,000 0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 REC02 CBD03 PEO05 TUV03 MDP03 ALT01 MZD01 TCC03 TUL02 PLD01 FEH01 FVL05 CDU01 SYD06 MDA02 RBC01 RBT01 LRA01 RIB04 VAE03 LGA04 Autoabastecimiento Geotérmica Nuclear Hidroeléctrica $/MWh 23/06/2005 hora 22 Sistema Interconectado Nacional
- 37. Centro nacional de control de energía CENTRO NACIONAL DE CONTROL DE ENERG ÍA Precios regionales promedio $/ MWh Enero -Diciembre 2004 REGIONES 1 SONORA NORTE 2 SONORA SUR 3 SINALOA 4 MAZATLAN 5 DURANGO 6 JUAREZ 7 CHIHUAHUA 8 LAGUNA 9 COAHUILA 10 MONTERREY 11 BRAVO 12 HUASTECA 13 ORIENTAL 14 CENTRAL 15 VERACRUZ 16 SURESTE 17 ACAPULCO 18 BALSAS 19 COLIMA 20 OCCIDENTAL 21 CAMPECHE 22 YUCATAN 23 CHETUMAL 24 PETACALCO 25 MEXICALI 26 LA PAZ 27 TEPIC COZ CPU CPT CPD PJZ CIP GAO PUP CAB FVL NVL SYC MPS PEA MMT ANG MDA VAD CNC NCM MND MAM CRC LAV RUM ROA TJI SVE KON SON TRJ SAF LRO PES INS VIO DOM LPZ ETR SNT SJC PLD SSA ICA STA SCN NRI HLE HLD HLT HLS HLU HLO HLC REA VJZ MOZ NCG PGD PGU COT COC SPP EPM COD CGD SGD HCL CUN AVL CHC PNO MRI HTS EFUNVJ LMI LMD BRT HYA SLA CMR TPO LMU GSV GML CUT GMD MZD DGD DGS GPL AND LED TRS TED VIP COL CGM CMD TPX CAL ZCD AGM SLP SLD AGS VDR SPA APT LNU GUN APR IRA CYA QRP MRP ATQ OCN CRP ATN TSN MTA QRO SAU ZMN DAÑ REC CBD ADC LAM FRO SAL VDG RIB PZA HUI AER LAJ GUE ANP ALT TMO TUV PBD TCL DOG VIL PEO CRL MZL QMD LAT VRD JDN DBC TMU TMD OXP CTS MID JUI KLV JUD SBY CMO LRA ISG XUL KBL ESA SUR KNP TIC NTZ PCN 25 491 1 511 2 523 3 508 4 501 8 526 7 524 6 509 NAV NUR MON ESC 9 434 10 455 11 446 12 445 SLM GDO ABA 20 491 27 507 19 500 INF 18 502 CEL 14 505 PRD 13 488 24 502 17 526 15 492 16 504 PYU 21 588 23 649 22 592 26 856 CENTRAL GENERADORA SUBESTACION LINEA DE 400 KV LINEA DE 230 KV LINEA DE 115 KV HLI ZPA ZAP MXI 5 549 Precios regionales promedio $/MWh enero – junio 2005 REGIONES 1 SONORA NORTE 2 SONORA SUR 3 SINALOA 4 MAZATLAN 5 DURANGO 6 JUAREZ 7 CHIHUAHUA 8 LAGUNA 9 COAHUILA 10 MONTERREY 11 BRAVO 12 HUASTECA 13 ORIENTAL 14 CENTRAL 15 VERACRUZ 16 SURESTE 17 ACAPULCO 18 BALSAS 19 COLIMA 20 OCCIDENTAL 21 CAMPECHE 22 YUCATAN 23 CHETUMAL 24 PETACALCO 25 MEXICALI 26 LA PAZ 27 TEPIC COZ CPU CPT CPD PJZ CIP GAO PUP CAB FVL NVL SYC MPS PEA MMT ANG MDA VAD CNC NCM MND MAM CRC LAV RUM ROA TJI SVE KON SON TRJ SAF LRO PES INS VIO DOM LPZ ETR SNT SJC PLD SSA ICA STA SCN NRI HLE HLD HLT HLS HLU HLO HLC REA VJZ MOZ NCG PGD PGU COT COC SPP EPM COD CGD SGD HCL CUN AVL CHC PNO MRI HTS EFUNVJ LMI LMD BRT HYA SLA CMR TPO LMU GSV GML CUT GMD MZD DGD DGS GPL AND LED TRS TED VIP COL CGM CMD TPX CAL ZCD AGM SLP SLD AGS VDR SPA APT LNU GUN APR IRA CYA QRP MRP ATQ OCN CRP ATN TSN MTA QRO SAU ZMN DAÑ REC CBD ADC LAM FRO SAL VDG RIB PZA HUI AER LAJ GUE ANP ALT TMO TUV PBD TCL DOG VIL PEO CRL MZL QMD LAT VRD JDN DBC TMU TMD OXP CTS MID JUI KLV JUD SBY CMO LRA ISG XUL KBL ESA SUR KNP TIC NTZ PCN 25 519 1 509 2 517 3 508 4 51 0 8 543 7 551 6 539 NAV NUR MON ESC 9 483 10 511 11 493 12 514 SLM GDO ABA 20 541 27 561 19 553 INF 18 554 CEL 14 563 PRD 13 543 24 552 17 594 15 553 16 565 PYU 21 647 23 682 22 644 26 992 CENTRAL GENERADORA SUBESTACION LINEA DE 400 KV LINEA DE 230 KV LINEA DE 115 KV HLI ZPA ZAP MXI 5 569
- 38. 38 Corredores de transmisión Invierno 2005 Región Sur Región Huasteca PV Mazatlán Durango II Nacozari N Casas Grandes Hércules Pot Cañada Altamira Andalucía Torreón Sur Tepic II Durango Sur Fresnillo Pot Poza Rica II 69 MW 121 MW 311 MW 107 MW 946 MW 1151 MW 553 MW 980 MW TamosAnáhuac Pot El Potosí Región Noroeste Región Norte Región Noreste Río Escondido Saltillo Huinala
- 39. 39 340 Límites de transmisión entre regiones 27 28 29 30 31 32 10 11 13 16 20 24 1) Sonora Norte 2) Sonora Sur 3) Mochis 4) Mazatlán 5) Juárez 6) Chihuahua 7) Laguna 8) Río Escondido 9) Monterrey 10) Huasteca 11) Reynosa 12) Guadalajara 13) Manzanillo 14) AGS - SLP 15) Bajío 16) Lázaro Cárdenas 17) Central 18) Oriental 19) Acapulco 20) Temascal 21) Minatitlán 22) Grijalva 23) Lerma 24) Mérida 25) Chetumal 26) Cancún 27) Mexicali 28) Tijuana 29) Ensenada 30) C. Constitución 31) La paz 32) Cabo San Lucas 1 2 3 4 5 6 7 8 9 12 14 15 17 18 21 22 23 25 26 500 220 750 300 350 500 260 1000 2100 1150 1000 1300 1550 2200 2200 4500 1900 400 1000 400 460 650 850 750 1700 320 435 435 435 150 388 350 65 110 REGIONES 225 19 250 1500 200 380 1000 2000 2004 MW
- 40. 40 • Respaldo de generación por mantenimiento y falla • Control de frecuencia y voltaje • Compra de excedentes de energía Servicios a autoabastecedores
- 41. 41 Modelo con comprador único Productores Consumidores GA GB GC GZ…… AC D 1 2 3 D D Red de Transmisión 4 D N D
- 42. 42 GA GB GC GZ D1 D2 D3 DN. . . . . . Red de Transmisión Productores Consumidores Modelo de competencia al mayoreo
- 43. 43 • Los objetivos principales de un mercado competitivo deben ser la promoción de la eficiencia y la atracción de inversión al sector. • La apertura de un mercado de electricidad a la competencia debe ser un proceso gradual con reglas precisas que permitan garantizar el control de la energía y la seguridad del suministro. • Se debe buscar tener una estructura competitiva pero con una base sólida de planificación del sistema. • Al pasar a modelos más competitivos el operador del mercado eléctrico debe ser independiente de todos los participantes. Comentarios finales
- 44. 44 Subdirección de ProgramaciónDirección General Subdirección de Programación El Sector Eléctrico Mexicano 14 octubre de 2005