Retos y Oportunidades de la CFE ante la Reforma Energética Dr

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Retos y Oportunidades de la CFE ante la Reforma Energética Dr
Retos y Oportunidades de la CFE ante la
Reforma Energética
Dr. Enrique Ochoa Reza
Director General
Comisión Federal de Electricidad
Agosto de 2015
www.reformas.gob.mx
@EnriqueOchoaR
22 de agosto de 2015
00:00
En 2012, México no contaba con infraestructura suficiente para satisfacer sus
necesidades de transporte de gas natural. El Sistema Nacional de Gasoductos
tenía limitada capacidad de transporte, poca redundancia y no atendía a todas
las entidades federativas.
Longitud del Sistema Nacional de
Gasoductos en 2012: 11,342 km
Fuente: Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027, Secretaría de Energía, 2013.
Km: kilómetros
2
En 2012, la Red de Gasoductos en Estados Unidos era 43 veces más
grande que el Sistema Nacional de Gasoductos de México. Tan sólo el
estado de Texas tenía 8 veces más kilómetros de gasoductos que México.
_
Estados Unidos
Gasoductos
Longitud (km)
Intrastate
349,720
Interstate
142,665
Total
492,385
Estado de Texas
Gasoductos
Longitud (km)
Intrastate
72,420
Interstate
21,887
Total
94,307
México
Gasoductos
Existentes hasta 2012
Longitud (km)
11,342
NOTA: Intrastate Pipelines.- son gasoductos que operan solamente en un estado.
Interstate Pipelines.- son gasoductos que operan en más de un estado.
Fuente: Administración de Información de Energía, Oficina de Petróleo y Gas, División de Gas Natural, Sistema de Información de Transporte de Gas Natural, 2015. Km: kilómetros
3
La CFE ya ha puesto en operación 3 gasoductos, 1 más se encuentra en operación parcial y
otros 8 en construcción. En ellos, la CFE contrata capacidad de transporte de gas natural,
mientras que los particulares asumen el riesgo de su construcción y operación. Estos 12
gasoductos añaden más de 3,800 kilómetros al Sistema Nacional de Gasoductos y
representan una inversión de más de 5,100 millones de dólares.
Corredor Chihuahua
Longitud: 383 km
Inversión : 375 MDD
Entrada en operación: julio 2013
Desarrollador: Fermaca
Sásabe
Gasoducto Waha – San Elizario
Longitud: 290 km
Inversión : 596 MDD
Entrada en operación: enero 2017
Desarrollador: Energy Transfer Partners,
MasTec y Carso Energy
Waha
Samalayuca
Puerto
Libertad
Gasoducto Ojinaga – El Encino
Longitud: 205 km
Inversión : 192 MDD
Entrada en operación: marzo 2017
Desarrollador: IEnova
Presidio /
Ojinaga
El Encino
Guaymas
Gasoducto El Encino – La Laguna
Longitud: 423 km
Inversión : 530 MDD
Entrada en operación: marzo 2017
Desarrollador: Fermaca
El Oro
Gasoducto Sásabe
– Guaymas
Longitud: 544 km
Inversión : 382 MDD
Entrada en operación:
agosto 2015
Desarrollador: IEnova
Topolobampo
La Laguna
Gasoducto El Encino – Topolobampo
Longitud: 560 km
Inversión : 987 MDD
Entrada en operación: julio 2016
Desarrollador: TransCanada
Durango
Mazatlán
Gasoducto Guaymas – El Oro
Longitud: 364 km
Inversión : 386 MDD
Entrada en operación: julio 2016
Desarrollador: IEnova
Gasoducto El Oro – Mazatlán
Longitud: 462 km
Inversión : 386 MDD
Entrada en operación: diciembre 2016
Desarrollador: TransCanada
Red de gasoductos antes de 2012
Gasoducto Waha - Presidio
Longitud: 230 km
Inversión : 767 MDD
Entrada en operación: marzo 2017
Desarrollador: Energy Transfer
Partners, MasTec y Carso Energy
Tamazunchale
El Sauz
Tula
Tlaxcala
Gasoducto Tamazunchale – El Sauz
Longitud: 229 km
Inversión : 246 MDD
Entrada en operación: noviembre 2014
Desarrollador: TransCanada
Cuautla
Ramal Tula
Longitud: 17 km
Inversión : 66 MDD
Entrada en operación: octubre 2015
Desarrollador: ATCO
En operación o construcción
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
En operación
MDD: millones de dólares
Gasoducto Morelos
Longitud: 172 km
Inversión : 212 MDD
Entrada en operación:
Fase I: abril 2015
Fase II: noviembre 2015
Desarrollador: Enagás y Elecnor
Km: kilómetros *= Las inversiones se refieren al valor presente licitado.
4
Además, licita otros 4 gasoductos y 1 proyecto para llevar gas natural a Baja
California Sur. En total, representan alrededor de 4,800 millones de dólares
de inversión y cerca de 1,900 kilómetros.
Gasoducto San Isidro–Samalayuca
Longitud: 23 km
Capacidad: 1,135 MMPCD
Diámetro: 42 pulgadas
Inversión estimada / licitada: 194 / 148 MDD
Ahorro para la CFE: 26%
Prebases: 21 de julio 2014
Bases: 2 de diciembre 2014
Fallo: 14 de julio 2015
Entrada en operación: enero 2017
Desarrollador: IEnova
San Elizario /
San Isidro
Sásabe
Samalayuca
Puerto
Libertad
Guaymas
Webb
Topolobampo
Escobedo
Gasoducto Samalayuca
- Sásabe
Longitud: 650 km
Capacidad: 472 MMPCD
La Paz
Diámetro: 36 pulgadas
Inversión estimada: 961 MDD
Prebases: 27 de febrero 2015
Bases: 30 de marzo 2015
Fallo: 11 de septiembre 2015
Entrada en operación: noviembre 2017
Mazatlán
Aguascalientes
Suministro a Baja California Sur
Capacidad: 228 MMPCD
Inversión estimada: 600 MDD
Prebases: 19 de junio 2015
Bases: 24 de agosto 2015
Fallo: 21 de enero 2016
Entrada en operación: junio 2018
Ramal Villa de Reyes
Longitud: 19 km
Capacidad: 276 MMPCD
Diámetro: 24 pulgadas
Inversión estimada / licitada: 30 / 17 MDD
Ahorro para la CFE: 68%
Prebases: 22 de agosto 2014
Bases: 13 de noviembre 2014
Fallo: 27 de julio 2015
Entrada en operación: julio 2016
Desarrollador: Gas Natural de Zacatecas, Distribuidora de
Gas Natural México, Distribuidora de Gas Natural del
Noreste, Gas Natural Industrial y Gas Natural del Noroeste
Gasoducto Tula – Villa de Reyes
Longitud: 295 km
Capacidad: 550 MMPCD
Diámetro: 36 pulgadas
Inversión estimada: 420 MDD
Prebases: 3 de julio 2015
Bases: 5 de agosto 2015
Fallo: 3 de diciembre 2015
Entrada en operación: diciembre 2017
Villa de
Reyes
Guadalajara
Tuxpan
Tula
Gasoducto Villa de Reyes
– Aguascalientes – Guadalajara
Longitud: 355 km
Capacidad: 1,000 MMPCD
Diámetro: 36 pulgadas
Inversión estimada: 555 MDD
Prebases: 3 de julio 2015
Bases: 10 de agosto 2015
Fallo: 7 de diciembre 2015
Entrada en operación: marzo 2018
Red de gasoductos antes de 2012
+
En operación o construcción
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
Gasoducto Nueva Era
Longitud: 321 km
Capacidad: 504 MMPCD
Diametro: 30 pulgadas
Inversión contratada: 1,632 MDD
Entrada en operación: junio 2017
La CFE participó en una temporada abierta de
Howard Energy Midstream Partners y
reservó esta capacidad para la generación de
energía eléctrica en Escobedo, Nuevo Leon.
En licitación
Licitado
MDD: millones de dólares MMPCD: millones de pies cúbicos diarios
Gasoducto Tuxpan – Tula
Longitud: 263 km
Capacidad: 886 MMPCD
Diámetro: 36 pulgadas
Inversión estimada: 400 MDD
Prebases: 30 de enero 2015
Bases: 27 de febrero 2015
Fallo:26 de octubre 2015
Entrada en operación: diciembre 2017
5
Adicionalmente, durante el segundo semestre de 2015, la CFE licitará 3
gasoductos y 3 ramales, los cuales representan más de 1,700 kilómetros y más
de 5,800 millones de dólares de inversión. Transparencia Mexicana acompañará
todas las licitaciones.
San Elizario /
San Isidro
Sásabe
Waha
Samalayuca
Puerto
Libertad
Presidio /
Ojinaga
Hermosillo
Guaymas
Ramal Hermosillo
Longitud: 48 km
Capacidad: 100 MMPCD
Diámetro: 16 pulgadas
Inversión estimada: 68 MDD
Prebases: 14 de septiembre 2015
Bases: 14 de octubre 2015
Fallo: febrero 2016
Entrada en operación: junio 2017
El Encino
Webb
Nueces
Topolobampo
El Oro
Brownsville
Escobedo
La Laguna
Ramal Centrales Empalme
La Paz
Longitud: 20 km
Capacidad: 228 MMPCD
Diámetro: 20 pulgadas
Inversión estimada: 35 MDD
Prebases: 31 de agosto 2015
Bases: 30 de septiembre 2015
Fallo: enero 2016
Entrada en operación: marzo 2017
Durango
Zacatecas
Mazatlán
Villa de
Reyes
Aguascalientes
Guadalajara
Ramal Centrales Topolobampo
Longitud: 32 km
Capacidad: 248 MMPCD
Diámetro: 24 pulgadas
Inversión estimada: 55 MDD
Prebases: 30 de octubre 2015
Bases: 30 de noviembre 2015
Fallo: abril 2016
Entrada en operación: enero 2018
Red de gasoductos antes de 2012
Gasoducto La Laguna – Durango - Aguascalientes
Longitud: 600 km
Capacidad: 1,190 MMPCD
Diámetro: 42 pulgadas
Inversión estimada: 1,000 MDD
Prebases: 21 de agosto 2015
Bases: 18 de septiembre 2015
Fallo: enero 2016
Entrada en operación: diciembre 2017
En operación o construcción
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
Altamira
Tamazunchale
Naranjos
El Sauz
Tuxpan
Tula
Tlaxcala
Cuautla
En licitación
Gasoducto Nueces - Brownsville
Longitud: 225 km
Capacidad: 2,600 MMPCD
Diámetro: 42 pulgadas
Inversión estimada: 1,550 MDD
Prebases: No aplica
Bases: 17 de julio 2015
Fallo: enero 2016
Entrada en operación: junio 2018
Gasoducto Marino Sur de Texas - Tuxpan
Longitud: 800 km
Capacidad: 2,600 MMPCD
Diámetro: 42 pulgadas
Inversión estimada: 3,100 MDD
Prebases: No aplica
Bases: 28 de agosto 2015
Fallo: 18 de diciembre 2015
Entrada en operación: junio 2018
Por licitar
MDD: millones de dólares MMPCD: millones de pies cúbicos diarios
Km: kilómetros
6
En suma, en el marco del Programa Nacional de Infraestructura, y
coordinados por la SENER, la CFE y Pemex licitan gasoductos que
incrementarán el Sistema Nacional de Gasoductos en más de 75%.
Gasoductos
Existentes hasta 2012
Tucson
Puerto
Libertad
Waha
Samalayuca
Total
Presidio /
Ojinaga
Hermosillo
Guaymas
En operación y en
construcción (CFE y
Pemex)
En licitación (CFE)
Por licitar(CFE)
San Elizario /
San Isidro
Sásabe
Longitud Inversión Aumento del
(kilómetros) (MDD)
SNG
11,342
-
-
5,289
10,537
47%
1,926
1,725
20,282
4,792
5,808
21,237
14%
15%
79%
Webb
El Encino
Agua Dulce
Nueces
Topolobampo
El Oro
Escobedo
Brownsville
LaLa
Laguna
Laguna
La Paz
Durango
Zacatecas
Villa de
Reyes
Mazatlán
Aguascalientes
Los Ramones
Altamira
Tamazunchale
Naranjos
Tuxpan
Guadalajara
Tula
Morelos
Mayakán
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
MDD: millones de dólares.
SNG: Sistema Nacional de Gasoductos.
7
Entre 2014 y 2015, la CFE convirtió 3 centrales de generación para que puedan funcionar con
gas natural, además de combustóleo. La conversión de otra central concluirá en septiembre
de 2015 y la de 3 más en 2016. Estas 7 conversiones representan alrededor de 4,600
Megawatts de capacidad instalada y una inversión mayor a 200 millones de dólares.
Etapa
Puerto Libertad (632 MW)
Ubicación: Pitiquito, Sonora
Inversión estimada: 51 MDD
Entrada en operación: 26 de mayo
de 2015
Unidades: U1, U2, U3 y U4
Desarrollador: Cerrey, Emerson
No.
MW
MDD
Convertidas
3 1,632
69
En conversión
4 2,926
139
Total
7
208
4,558
Presidente Emilio Portes Gil (300 MW)
Ubicación: Río Bravo, Tamaulipas
Inversión estimada: 6 MDD
Entrada en operación: 22 de junio de 2015
Unidades: U3
Desarrollador: RIMMSA
Juan de Dios Bátiz Paredes (320 MW)
Ubicación: Topolobampo, Sinaloa
Inversión estimada: 54 MDD
Entrada en operación: 19 de julio 2016
Avance Programado: 21% Real: 21%
Unidades: U1 y U2
Desarrollador: Cerrey
Francisco Pérez Ríos (1,606 MW)
Ubicación: Tula de Allende, Hidalgo
Inversión estimada: 31 MDD
Entrada en operación: 20 de septiembre de 2015
Avance Programado: 89% Real: 87%
Unidades: U1, U2, U3, U4 y U5
Desarrollador: Cromanza, RIMMSA, Profamsa
José Aceves Pozos (300 MW)
Ubicación: Mazatlán, Sinaloa
Inversión estimada: 40 MDD
Entrada en operación: 21 de diciembre 2016
Avance Programado: 14% Real: 14%
Unidades: U3
Desarrollador: Cerrey y Mitsubishi
Villa de Reyes (700 MW)
Ubicación: Villa de Reyes, San Luis Potosí
Inversión estimada: 14 MDD
Entrada en operación: 1 de septiembre 2016
Avance Programado: 51% Real: 51%
Unidades: U1 y U2
Desarrollador: Mitsubishi, Siemens
Innovaciones
Anunciados
En licitación
Manzanillo (700 MW)
Ubicación: Manzanillo, Colima
Inversión estimada: 12 MDD
Entrada en operación: 17 de diciembre de 2014
Unidades: U11 y U12
Desarrollador: Mitsubishi, Siemens Innovaciones
En operación o construcción
Fuente: Dirección de Operación, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
Sistema Nacional de Gasoductos (Pemex)
MDD: Millones de dólares. MW: Megawatts.
8
La CFE concluyó la conversión de la Central Manzanillo en
Colima en diciembre de 2014.
Fuente: Comisión Federal de Electricidad, 2014.
9
La CFE concluyó la conversión de la Central Puerto Libertad, Sonora, en
mayo de 2015. Ahora, Puerto Libertad puede generar energía eléctrica
utilizando combustóleo o gas natural, combustible de menor costo y
más amigable con el medio ambiente.
Central Puerto Libertad antes de la conversión operando con combustóleo
Fuente: Comisión Federal de Electricidad, 2014 - 2015.
Central Puerto Libertad después de la conversión operando con gas natural
10
La CFE licitó la construcción de 3 centrales de Ciclo Combinado a tres empresas diferentes, 4
más se licitarán el último cuatrimestre de 2015 y otras 2, incluyendo una de Combustión Interna,
durante el primer semestre de 2016. En total, estas 9 centrales representan una inversión
estimada de más de 6,900 MDD y una capacidad instalada mayor a 6,100 Megawatts.
CC Empalme I (770 MW)
Ubicación: Empalme, Sonora
Inversión estimada / licitada:
738/ 477 MDD
Ahorro para la CFE: 35%
Fallo: 31 de marzo de 2015
Entrada en operación: noviembre 2017
Desarrollador: Senermex Ingeniería y
Sistemas, Sener Ingeniería y Sistemas,
IEPI México y OHL Industrial
CC Norte III (906 MW)
Ubicación: Ciudad Juárez, Chihuahua
Inversión estimada / licitada: 1,028 MDD / 700 MDD
Ahorro para la CFE: 13% respecto a la primera convocatoria
Fallo: 9 de enero de 2015
Entrada en operación: noviembre 2017
Desarrollador: Abeinsa y Abener
CC Noreste / Escobedo (889 MW)
Ubicación: Escobedo, Nuevo León
Inversión estimada: 1,473 MDD
Prebases: 22 de agosto de 2014
Bases: 23 de septiembre de 2014
Fallo: 22 septiembre de 2015
Entrada en operación: julio 2018
CC Empalme II (717 MW)
Ubicación: Empalme, Sonora
Inversión estimada: 725 MDD
Prebases: 31 de julio de 2014
Bases: 28 de agosto de 2014
Fallo: 8 de octubre de 2015
Entrada en operación: abril de 2018
CC San Luis Potosí (790 MW)
Ubicación: Villa de Reyes, SLP
Inversión estimada: 864 MDD
Prebases: 30 de julio de 2015
Bases: 21 de agosto de 2015
Fallo: 6 de junio 2016
Entrada en operación: abril 2019
CI Baja California Sur VI (42 MW)
Ubicación: La Paz, Baja California Sur
Inversión estimada: 105 MDD
Prebases: 17 de julio de 2015
Bases: 31 de julio de 2015
Fallo: 9 de febrero 2016
Entrada en operación: mayo 2018
CC Topolobampo III (666 MW)
Ubicación: Ahome, Sinaloa
Inversión estimada: 631 MDD
Prebases: 22 de octubre de 2014
Bases: 18 de noviembre de 2014
Fallo: 5 de noviembre de 2015
Entrada en operación:
septiembre 2018
Anunciados
CC Noroeste
Topolobampo II (778 MW)
Ubicación: Ahome, Sinaloa
Inversión estimada: 656 MDD
Prebases: 11 de agosto de 2014
Bases: 23 de septiembre de 2014
Fallo: 14 octubre de 2015
Entrada en operación: septiembre 2018
En licitación
CC Valle de México II (615 MW)
Ubicación: Acolman, Edo. Mex
Inversión estimada / licitada: 699 MDD / 425 MDD
Ahorro para la CFE: 39%
Fallo: 19 de mayo de 2015
Entrada en operación: diciembre 2017
Desarrollador: Cobra, Avanzia Instalaciones e Initec Energía
En operación o construcción
Fuente: Dirección de Proyectos de Inversión Financiada y Unidad de Promoción de Inversiones,
Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015
Licitado
Sistema Nacional de Gasoductos (Pemex)
MDD: millones de dólares MW: Megawatts CC: Ciclo Combinado
CI: Combustión Interna
11
A julio de 2015, generar 1 Megawatt-hora de energía eléctrica en una central que
utiliza combustóleo cuesta 1,388 pesos. Generar ese mismo Megawatt-hora en
una central de generación convertida a gas natural cuesta 587 pesos y hacerlo en
una central de ciclo combinado de gas natural cuesta solamente 370.
2,500
jun-14
dic-14
Costo Incremental de Generación
($/MWh)
ene-15
2,000
1,997
1,946
1,891
feb-15
mar-15
abr-15
may-15
1,522
1,500
1,388
jun-15
1,335
1,314
1,288
jul-15
1,065
1,000
780
636 620
606
575 559
541 531
500
587
478
438
406
370 367 358
338 392
370
0
Combustóleo
Conversiones
Ciclos Combinados
Nota: Entre junio y julio de 2015, el costo incremental de generación con combustóleo creció de 1,314 a 1,388 pesos por Megawatt-hora (pesos/MWh) debido a un incremento
de 12% en el precio de este combustible. El costo incremental de generación en las conversiones y ciclos combinados disminuyó entre junio y julio debido a que el precio de
gas natural nacional disminuyó 0.6% y el precio del gas natural importado bajó 0.4% . El costo incremental de generación considera únicamente costos variables.
Fuente: Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Agosto 2015.
13
De 2012 a 2014, la CFE redujo en 45% su consumo de combustóleo. De
2012 a 2018, la CFE estima habrá reducido su consumo de combustóleo
en 90%.
Miles de barriles de combustóleo diarios
250
200
150
100
50
Promedio anual de consumo diario de combustóleo
183
201
167
169
177
157
- 45%
- 90%
111
77 *
40
29
23
19
0
2016 2017
2008 2009
2009 2010
2010 2011
2011 2012
2012 2013
2013 2014
2014 Julio 2015 2016
201720182018
2008
2015
*Al 31 de julio de 2015, el consumo de combustóleo de la CFE es de 77 miles de barriles de combustóleo diarios.
Nota: La información de 2012 a 2014 corresponde al consumo real de la CFE durante dicho periodo. De agosto 2015 a 2018, corresponde a una
proyección del consumo estimado.
Fuente: Subdirección de Programación y la Subdirección de Generación de la Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
13
De acuerdo al Centro Mario Molina, entre 2012 y 2014, la CFE redujo sus
emisiones de CO2 relacionadas al uso del combustóleo en 45%. Hacia 2018, se
estima la CFE evitará la emisión de 33 millones de toneladas anuales de CO2
gracias a que reducirá 90% su uso de combustóleo.
• Entre 2012 y 2014, la CFE redujo sus emisiones totales de CO2 en 15%.
• Hacia 2018, las emisiones totales de CO2 de la CFE bajarán 32%, al pasar de 94 a 63 millones de toneladas
anuales de CO2.
Millones de toneladas anuales de CO2
15%
94
90
87
80
25
68
27
70
69
63
28
60
36
33
30
20
45%
38
39
7
30
40
5
4
3
33
30
32
28
27
25
21
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
90%
0
Carbón, diésel y coque
Combustóleo
Gas Natural
Nota: Datos de la CFE sin incluir Productores Independientes de Energía.
Fuente: Centro Mario Molina, con datos de la Dirección de Operación y la Subdirección de Programación de la Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
14
En comparación con agosto 2014, los cargos de las tarifas eléctricas han
disminuido entre 28% y 38% para la industria, entre 12% y 24% para los
comercios, y en 11.9% para los hogares de alto consumo. Por su parte, la tarifa
eléctrica de bajo consumo tuvo una reducción de 2% respecto a diciembre 2014.
Reducción de Tarifas entre
agosto 2014 y agosto 2015
(Pesos por Kilowatt-hora)
Variación: -37.6%
1.15
Variación: -27.5%
0.72
1.5
Variación: -24.4%
1.09
Variación: -11.9%
1.81
2.30
1.37
2.03
Variación: -11.9%
3.86
3.40
ago-14
ago-15
ago-14
ago-15
Industrial horaria Industrial ordinaria
media tensión1
media tensión
ago-14
ago-15
ago-14
ago-15
Comercial
Comercial2
Demanda mayor a Demanda hasta
25 kW
25 kW
ago-14
ago-15
Doméstico de alto
consumo
Variación: -2.0%
0.83
dic-14
0.81
ago-15
Doméstico de bajo
consumo3
La variación de -37.6% corresponde a la energía base e intermedia, los niveles mostrados son de la energía base.
Se muestran los valores de la tarifa para la energía consumida en el intervalo de 0 a 50 kWh. La variación porcentual también corresponde a este intervalo.
3 El 1 de enero de 2015, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo mediante el cual se suspendió el mecanismo de aumento de las tarifas residenciales de bajo
consumo y se declaró su reducción de 2%, con respecto a la tarifa de diciembre de 2014.
1
2
Fuente: Subdirección de Distribución, Comisión Federal de Electricidad. Agosto, 2015.
15
Entre 2012 y 2014, las pérdidas de energía eléctrica en distribución han
disminuido un punto porcentual al año, pasando de 16% a 14%. En 2015, la
meta es alcanzar niveles de pérdidas de 13% y, hacia 2018, entre 10% y 11%.
20%
18%
16%
Pérdidas en distribución (%)
16%
15%
México
14%
13%
14%
12%
10%
8%
Promedio Países OCDE
6%
6%
4%
2%
Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), 1980 – 2014.
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
1989
1988
1987
1986
1985
1984
1983
1982
1981
1980
0%
16
215 SLT 1201 Transmisión y
Transformación de Baja California
(5ª fase, Baja California)
Longitud: 31 km-c
Inversión estimada: 19 MDD
Prebases: 23 de junio de 2015
Bases: 4 de agosto de 2015
Fallo: octubre 2015
Operación comercial: abril 2017
Entre 2014 y 2015, la CFE licitó 4 proyectos de transmisión a 4 consorcios
diferentes. En el próximo trimestre se licitarán otros cinco proyectos. En
total, estos proyectos representan inversiones de alrededor de 550
millones de dólares.
104 SLT 706 Sistemas
Norte (3ª Fase, Baja California)
Longitud: 9 km-c
Valor presupuestado: 15 MDD/
Licitado: 12 MDD
BC
Ahorro para la CFE: 20%
Prebases: 9 de diciembre de 2014
Bases: 20 de enero de 2015
Fallo: 29 abril de 2015
Entrada en operación: diciembre 2016
Desarrollador: Ingeniería y Servicios ADM /
Constructora Electromecánica Tasal
307 SLT 1802 Subestaciones y Líneas de
Transmisión Norte (2ª fase, Chihuahua)
Longitud: 159 km-c
Inversión estimada: 71 MDD
234 SLT 1302 Transformación del Noreste
Prebases: 17 de julio de 2014
(Coahuila)
Bases: 1 de agosto de 2014
Longitud: 25 km-c
304 LT 1805 Línea de Transmisión HuastecaFallo: noviembre de 2015
Inversión estimada: 37 MDD
Monterrey (Nuevo León y Tamaulipas)
Entrada en operación: julio 2017
Prebases: 28 de abril de 2015
Longitud: 442 km-c
Bases: 28 de mayo de 2015
Inversión estimada: 182 MDD / Licitada: 127 MDD
Fallo: 24 de septiembre de 2015
Ahorro para la CFE: 30%
Chihuahua Entrada en operación: septiembre 2017 Prebases: 17 de julio de 2014
297 LT 1811 Red de Transmisión Asociada al
CC Empalme I (Sonora)
Longitud: 426 km-c
Inversión estimada: 122 MDD / Licitada: 87 MDD
Ahorro para la CFE: 30%
Prebases: 27 de enero de 2015
Bases: 10 de marzo de 2015
Fallo: 20 de agosto de 2015
Entrada en operación: noviembre 2017
Desarrollador: Exclusive High Tech/ Castco de
México/ DINA Camiones/ Obras Especializadas del
Pacífico/ RA Construcciones y Adaptaciones/
Actividades de Construcción y Servicios El Roble
314 LT 1911 Red de Transmisión Asociada al
CC Empalme II (Sonora y Sinaloa)
Longitud: 119 km-c
Inversión estimada: 116 MDD
Prebases: 3 de febrero de 2015
Bases: 7 de abril de 2015
Fallo: noviembre 2015
Entrada en operación: febrero 2017
Bases: 11 de agosto de 2014
Fallo: 18 noviembre de 2014
Entrada en operación: julio 2016
Desarrollador: Isolux de México/ Isolux
Ingeniería/ Isolux Corsán
Nuevo
León
Durango
Zacatecas
Tamaulipas
320 LT 1905 Transmisión Sureste-Peninsular
(2ª Fase, Campeche y Quintana Roo)
Longitud: 367 km-c
Inversión estimada: 53 MDD / Licitada: 39 MDD
Ahorro para la CFE: 26%
Prebases: 24 de febrero de 2015
Bases: 11 de marzo de 2015
Fallo: 17 junio de 2015
Entrada en operación: abril 2017
Desarrollador: Eléctricas de Medellín
Ingeniería y Servicios / Edemtec
TG
Campeche
317 SLT 1902 Subestaciones y
Compensación del Noroeste (3ª fase,
Sinaloa)
Longitud: 76 km-c
Inversión estimada: 35 MDD
Prebases: 14 de abril de 2015
Bases: 26 de mayo de 2015
Fallo: 10 de septiembre de 2015
Entrada en operación: junio 2017
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: Millones de dólares. Subrayado: Licitados
Quintana
Roo
Licitado
km-c: kilómetros-circuito
17
Entre 2014 y 2015, la CFE licitó 10 proyectos de distribución a 9
consorcios diferentes. Éstos representan inversiones de alrededor de
1,400 millones de dólares.
1721 Distribución Norte (3ª Fase Chih)
Inversión: 14 MDD / Licitada 11 MDD.
Ahorro para la CFE: 21%
Fallo: 20 de mayo de 2015.
Entrada en operación: junio 2016.
Desarrollador: Electroservicios HR, Actividades de
Construcción y Servicios El Roble, Electroredes de Querétaro.
1921 Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (5ª fase: Coah, Chih y Dgo)
Inversión: 10 MDD / Licitada 9 MDD.
Ahorro para la CFE: 10%
Fallo: 6 de enero 2015.
Entrada en operación: enero de 2016
Desarrollador : Hola Innovación, Tecnologías
EOS.
1420 Distribución Norte
(2ª Fase Son)
Inversión: 5 MDD / Licitada 4 MDD.
Ahorro para la CFE: 20%
Fallo: 14 de mayo de 2015.
Entrada en operación: mayo 2016.
Desarrollador: Grose Ingenieros.
1921 Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (7ª Fase: Méx)
Inversión: 57 MDD / Licitada: 57 MDD.
Fallo: 26 de enero de 2015.
Entrada en operación: septiembre 2016.
Desarrollador : Troy T&D, Construcciones
Electromecánicas Milenio, Construcciones
Puentes y Asfaltos del Golfo.
1921 Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (4ª Fase: Méx. y DF)
Inversión: 140 MDD / Licitada 140 MDD.
Fallo: 15 de enero de 2015.
Entrada en operación: agosto 2016.
Desarrollador: Eléctricas de Medellín,
Edemtec, Siemens, Siemens Innovaciones.
1921 Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (3ª Fase: Méx)
Inversión: 109 MDD / Licitada 101 MDD.
Ahorro para la CFE: 7%
MDD: Millones de dólares.
Fallo: 20 de febrero de 2015.
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones y
Entrada en operación: septiembre 2016.
Dirección de Proyectos de Inversión Financiada,
Desarrollador: Aldesem, ADM, Gimsa.
Comisión Federal de Electricidad. Julio 2015.
1321 Distribución Noreste (5ª Fase Zac Coah)
Inversión: 17 MDD / Licitada 7 MDD.
Ahorro para la CFE: 58%
Fallo: 12 de enero de 2015.
Entrada en operación: marzo 2016.
Desarrollador: Electroservicios HR,
Actividades de Construcción y Servicios El
Roble, Electroredes de Querétaro.
1211 Noreste Central (5ª fase: Tamps)
Inversión: 25 MDD / Licitada 19 MDD.
Ahorro para la CFE: 24%
Fallo: 7 de abril de 2015.
Entrada en operación: agosto 2016.
Desarrollador: FCC Servicios Industriales y Energéticos
México, FCC Industrial e Infraestructuras Energéticas y
Elextra Ingeniería.
1621 Distribución Norte-Sur (6ª Fase Yuc)
Inversión: 10 MDD / Licitada 9 MDD.
Ahorro para la CFE: 10%
Fallo: 7 de julio de 2015.
Entrada en operación: julio 2016.
Desarrollador: Sademex Ingeniería y Construcción,
SDV Energía e Infraestructura
TG
1921 Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (6ª Fase: DF)
Inversión: 119 MDD / Licitada 106 MDD.
Ahorro para la CFE: 11%
Fallo: 8 de diciembre de 2014
Entrada en operación: julio 2016.
Desarrollador: Hola Innovación, Tecnologías
EOS, Mega Cable.
Licitado
18
Entre agosto y noviembre de 2015, la CFE licitará 9 proyectos de
distribución, los cuales representan una inversión estimada de más de
850 millones de dólares.
1920 Subestaciones y Líneas de Distribución
(6a Fase Son)
Inversión estimada: 6 MDD.
Fallo: 7 de octubre de 2015.
Entrada en operación: octubre 2016.
2021 Reducción de Pérdidas de Energía en
Distribución (8ª Fase D.F.)
Inversión estimada: 116 MDD.
Fallo: 23 de noviembre de 2015.
Entrada en operación: junio 2017.
2021 Reducción de Pérdidas de Energía en
Distribución (3a Fase Ver)
Inversión estimada: 8 MDD.
Fallo: 31 de agosto de 2015.
Entrada en operación: septiembre 2016.
2021 Reducción de Pérdidas de
Energía en Distribución (2a Fase Sin)
Inversión estimada: 5 MDD.
Fallo: 13 de octubre de 2015.
Entrada en operación: octubre 2016.
2021 Reducción de Pérdidas de Energía en
Distribución (6a Fase Chis Tab)
Inversión estimada: 95 MDD.
Fallo: 27 de octubre de 2015.
Entrada en operación: junio 2017.
2021 Reducción de Pérdidas de
Energía en Distribución (5ª Fase Méx)
Inversión estimada: 276 MDD.
Fallo: 10 de noviembre de 2015.
Entrada en operación: junio 2017.
2021 Reducción de Pérdidas de Energía
en Distribución (7ª Fase Méx)
Inversión estimada: 283 MDD.
Fallo: 3 de noviembre de 2015.
Entrada en operación: junio 2017.
2021 Reducción de Pérdidas de Energía en
Distribución (1a Fase Mor)
Inversión estimada: 14 MDD.
Fallo: 29 de septiembre de 2015.
Entrada en operación: octubre 2016.
MDD: Millones de dólares.
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones y Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Julio 2015.
TG
2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución
(4a Fase Q. Roo, Camp)
Inversión estimada: 48 MDD.
Fallo: 17 de septiembre de 2015.
Entrada en operación: abril 2017.
19
Retos y Oportunidades de la CFE ante la
Reforma Energética
Dr. Enrique Ochoa Reza
Director General
Comisión Federal de Electricidad
Agosto de 2015
www.reformas.gob.mx
@EnriqueOchoaR
La Reforma Energética establece un nuevo modelo eléctrico con
múltiples generadores, acceso universal y operación eficiente de
las redes de transmisión y distribución.
Generación
Se eliminan las barreras de
entrada y se fortalece la
competencia.
Control Operativo y
Mercado Eléctrico
El Centro Nacional de Control de
Energía se independiza de la CFE
para operar el Sistema Eléctrico
Nacional y el mercado spot.
Comercialización
Consumo
Los usuarios calificados pueden pactar precios
libremente con los generadores mediante contratos
bilaterales. La CRE fija las tarifas de usuarios de
suministro básico y la CFE provee el servicio.
Usuario calificado
Cogeneración
Productores
Independientes
de Energía
contratados por
Administrador
Operador
independiente
del Sistema
Usuarios estándar
Particulares
Transmisión
Distribución
Áreas estratégicas exclusivas del Estado, con posibilidad de contratar con particulares.
Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, 2014.
21
En 2015, el punto más alto de demanda de energía eléctrica en México
fue de 40,000 Megawatts (MW). Esto es 4 MW superior a la demanda
máxima de 2014 y 976 MW mayor a la registrada en 2013.
42,000
11 de junio de 2015, 16:28 hrs: 40,000 MW
40,000
Megawatts (MW)
38,000
36,000
34,000
32,000
30,000
28,000
Domingo
Lunes
Martes
Miércoles
Jueves
Fuente: Centro Nacional de Control de Energía, Comisión Federal de Electricidad, Semana del 7 al 13 de junio de 2015.
Viernes
Sábado
22
En 2015, la CFE puso en operación 2 centrales de generación renovable. Además, tiene
3 centrales en construcción, 1 en licitación y 8 por licitar. En total, estas obras agregan
alrededor de 2,200 Megawatts de capacidad instalada y aumentarán la capacidad
renovable de la CFE en 16%. La inversión aproximada es de 3,700 millones de dólares.
Geotérmica
Eólica
Santa Rosalía
(2 MW)
Ubicación: Mulegé,
Baja California Sur
Inversión estimada:
9 MDD
Hidroeléctrica
Fuente de energía
Geotérmica
Hidroeléctrica
Eólica
Total
No.
MW
5
2
7
14
130
254
1,798
2,182
Tamaulipas IV (296 MW)
En licitación
Inversión estimada: 462 MDD
Ubicación: Hidalgo y Zinapécuaro,
Michoacán
Inversión estimada: 63 MDD
Prebases: 19 de mayo de 2015
Bases: 8 de julio de 2015
Fallo: 25 de noviembre de 2015
Entrada en operación: junio de 2018
Tamaulipas III (200 MW)
Inversión estimada: 308 MDD
En construcción
En operación
Tamaulipas II (200 MW)
Inversión estimada: 308 MDD
Tamaulipas I (200 MW)
Los Azufres III Fase I (53 MW)
Ubicación: Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán
Inversión: 70 MDD
Entrada en operación: 26 de febrero de 2015
Desarrollador: Diamante Azufres / Mitsubishi
Inversión estimada: 308 MDD Los Humeros III Fase A (25 MW)
Ubicación: Chignautla, Puebla
Inversión: 43 MDD
Entrada en operación: abril de 2016
Desarrollador: Alstom Mexicana
Los Humeros III Fase B (25 MW)
Ubicación: Chignautla, Puebla
Inversión estimada: 67 MDD
Sureste I Fase II (102 MW)
Ubicación: Cd. Ixtepec, Oaxaca
Inversión: 157 MDD
Entrada en operación: 13 de junio de 2015
Desarrollador: Enel Green Power Mexico
Ubicación: Oaxaca
Inversión estimada: 1,064 MDD
252
412
3,013
3,677
Incremento en la
capacidad instalada
de la CFE por fuente
15%
2%
301%
16%
Por licitar
Los Azufres III Fase II
(25 MW)
Sureste IV y V (600 MW)
MDD
Sureste I Fase I (200 MW)
Ubicación: Oaxaca
Inversión estimada: 406 MDD
Chicoasén II (240 MW)
Rehabilitación y Modernización de la
Central Temascal Unidades 1 a 4*
Ubicación: San Miguel Soyaltepec, Oaxaca
Inversión: 26 MDD
Entrada en operación: septiembre de 2018
Desarrollador: Andritz Hydro
* Al término de la RM la central Temascal aumentará su capacidad instalada en 14 MW, pasando de 354 MW a 368 MW.
Fuente: Subdirección de Programación y Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015.
Ubicación: Chicoasén, Chiapas
Inversión: 386 MDD
Entrada en operación: septiembre de 2018
Unidad 1: julio 2018
Unidad 2: agosto: 2018
Unidad 3: septiembre 2018
Desarrollador: Omega / Sinohydro
MW: Megawatts
MDD: Millones de dólares.
23
Las energías renovables se dividen en constantes e intermitentes. Las energías
hidroeléctrica y geotérmica son constantes porque pueden generar electricidad
de manera continua. Las energías solar y eólica son intermitentes, porque
dependen del sol y del viento, cuya fuerza varía durante el día.
Generación de energía 12 horas diferentes paneles, día soleado
Generación de energía 12 horas, diferentes paneles, día nublado
Fuente: Grupo IUSA, 2015.
18
En el periodo de enero a mayo de 2012, la tarifa promedio era 50% más alta en
México que en Estados Unidos. En el mismo periodo de 2015, esta diferencia
se redujo en 32 puntos porcentuales, a sólo 18%.
Centavos de peso / Kilowatt-hora
Comparativo de tarifas promedio de México vs. Estados Unidos
(2012 y 2015)
202
171
18%
145
50%
153
145
135
2012
Estados Unidos
Fuente: CFE y Administración de Información de Energía (EUA).
2015
México
Subsidio
En 2012, la tarifa promedio de la electricidad en
México fue 25% superior a la de Estados Unidos.
• Sin subsidios, la tarifa promedio en México en 2012 fue 73% más alta que
la de Estados Unidos.
Estados Unidos
México
Subsidio
+149%
+135%
+73%
+84%
+25%
Residencial
Alto Consumo
Comercial
Industrial
Promedio
Fuente: Sistema de Información Energética, Administración de Información de Energía (EUA). Tarifas de EUA convertidas a pesos a un tipo de cambio de 12.60 pesos/dólar.
26
En el periodo de enero a mayo de 2012, la tarifa eléctrica promedio en México fue
50% más alta que en Estados Unidos, sin contar subsidios. En los primeros cinco
meses de 2015, la tarifa eléctrica promedio en México fue 18% mayor a la de
Estados Unidos, sin contar subsidios.
Entre los primeros cinco meses de 2012 y el mismo periodo de 2015, la tarifa eléctrica
promedio tuvo una reducción de 32 puntos porcentuales.
Pesos / Kilowatt - hora
•
2.00
1.80
1.60
1.40
1.20
ene-12
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene-13
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene-14
feb
mar
abr
may
jun
jul
ago
sep
oct
nov
dic
ene-15
feb
mar
abr
may
1.00
Tarifa México
Tarifa EUA
Fuente: Comisión Federal de Electricidad (CFE) Subdirección de Programación. Agosto, 2015.
Tarifa México (sin subsidios)
27
Participación porcentual de combustibles en la energía generada
El precio de los combustibles utilizados para generar energía
eléctrica representa 80% del costo de generación eléctrica.
0.2 %
3%
6%
Nuclear
10 %
Carbón
2%
Geotérmica
Combustoleo
53%
3%
3%
12%
12%
21%
19%
12%
10%
48%
51%
3%
3%
12%
13%
14%
Hidroeléctrica
Gas Natural
18 %
52%
10 %
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
Nota: La participación porcentual se basa en los combustibles utilizados por la Comisión Federal de Electricidad y los Productores Independientes de
Energía en la generación de energía eléctrica.
Fuente: Registro Histórico del Proceso de Estadística del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Comisión Federal de Electricidad, 1999-2014.
28
Mientras la producción de gas natural en el país caía, el
consumo nacional creció. Esto causó un incremento en las
importaciones de gas natural.
9,000
(100%)
7,991
Millones de pies cúbicos por día
8,000
7,000
5,000
(100%)
4,576
4,000
(97%)
4,467
6,534
5,724
Consumo de Gas Natural
6,000
(70%)
5,561
Producción de Gas Natural
(30%)
2,430
3,000
2,000
Importaciones de Gas Natural
1,000
1,258
(3%)
109
2015*
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
0
* Periodo enero-julio de 2015
La línea de “Consumo de Gas Natural” refleja la suma de la producción total de gas natural de Pemex y las importaciones. La línea de
“Producción de Gas Natural” refleja el total de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que auto consume y la oferta a los
usuarios finales.
Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos 1997-2015
29
Gracias a la acción coordinada del Estado Mexicano, llevamos 26
meses sin alertas críticas que limiten el consumo de gas natural.
De enero de 2012 a junio de 2013 se presentaron 35 alertas críticas en territorio
nacional. La última alerta crítica terminó el 22 de junio de 2013.
0
-100
-200
-300
-138
-300
-373
-400
-500
-600
-545
-700
-800
-900
Millones de pies cúbicos diarios
Millones de pies cúbicos diarios
0
2012: 22 alertas críticas, que se
tradujeron en costos adicionales de
generación por 750 millones de
dólares.
-100
-200
-276
-300
-400
-500
-476
-600
-700
-800
-781
-900
2013: 13 alertas críticas, que se
tradujeron en costos adicionales de
generación por 360 millones de
dólares.
Nota: Los costos adicionales representan el uso de combustibles más caros debido a la falta de Gas Natural.
Fuente: Dirección de Modernización, Comisión Federal de Electricidad. Agosto, 2015.
30
En la zona del Istmo de Tehuantepec, en días de vientos altos, se han
alcanzado factores de planta de entre 55% y 70%. En días de vientos bajos,
se alcanza un factor de planta de al menos 35%.
Perfil de generación diaria de energía, día vientos altos
80
70
5 de enero de 2014
MW
60
50
40
30
20
10
0
Perfil de generación diaria de energía, día vientos bajos
80
70
3 de mayo de 2014
MW
60
50
40
30
20
10
0
Fuente: Central Eólica, La Venta II de 83 Megawatts de capacidad efectiva instalada, Comisión Federal de Electricidad, 2015. MW: Megawatt
31

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