Aspectos estratégicos... 4 Misión... 4 Visión... 4 Objetivos... 4 Valores corporativos Planificación del sistema eléctrico nacional...

Transcripción

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3 Contenido Aspectos estratégicos... 4 Misión... 4 Visión... 4 Objetivos... 4 Valores corporativos Planificación del sistema eléctrico nacional Ampliación de la infraestructura Centrales generadoras Red de transmisión y distribución Central hidroeléctrica El Cajón Suministro de gas natural licuado Capacidad de generación y energía generada Capacidad efectiva Consumo de combustibles Generación Productores independientes de energía Transmisión, transformación y distribución Longitud de líneas Capacidad de transformación Servicios de transmisión Sistema de distribución Comercialización Compromiso con los clientes Compromisos de servicio Ventas por tipo de servicio Usuarios por tipo de servicio Comercio exterior Precio medio global pagado por el usuario Indicadores de gestión Productividad laboral Eficiencia operativa Calidad del servicio Administrativo financieros Administración de recursos humanos y materiales Fuerza de trabajo Sistema de incentivos grupales vinculados con la productividad Seguridad en el trabajo Clima organizacional Capacitación Adquisiciones, arrendamientos y servicios La mejora regulatoria en la CFE Administración de riesgos

4 8. Otros temas institucionales Grupos de mejora continua y rediseño de procesos Implementación del proyecto SAP R/3 ASARE Transformación corporativa Transparencia, rendición de cuentas y acceso a la información pública Electrificación rural Protección ambiental Ahorro de energía Seguridad industrial Innovación y desarrollo tecnológico Enajenación de bienes no útiles Calidad total Finanzas Política de financiamiento Situación financiera (pesos de cierre de 2005) Indicadores financieros Ejercicio presupuestal Operaciones de crédito Operaciones de tesorería Nuevas áreas de oportunidad Nuevas áreas de oportunidad ESTADOS FINANCIEROS ANEXOS H. Junta de Gobierno... 1 Comité Técnico Delegado de la H. Junta de Gobierno... 2 Consejo de Vigilancia... 3 Grupo Directivo... 4 BALANCE DE ENERGÍA ELÉCTRICA... 1 GLOSARIO

5 Aspectos estratégicos Misión Visión Asegurar, dentro de un marco de competencia y actualizado tecnológicamente, el servicio publico de energía eléctrica, en condiciones de cantidad, calidad y precio, con la adecuada diversificación de fuentes de energía. Optimizar la utilización de la infraestructura física, comercial y de recursos humanos. Proporcionar una atención de excelencia a nuestros clientes. Proteger el medio ambiente, promover el desarrollo social y respetar los valores de las poblaciones donde se ubican las obras de electrificación. Una empresa de clase mundial que participa competitivamente en la satisfacción de la demanda de energía eléctrica nacional e internacional, que optimiza el uso de su infraestructura física y comercial, a la vanguardia de la tecnología, rentable, con imagen de excelencia, industria limpia y recursos humanos altamente calificados. Objetivos Mantener a CFE como la empresa de energía eléctrica más importante a nivel nacional. Operar sobre las bases de indicadores internacionales en materia de productividad, competitividad y tecnología. Ser reconocida por nuestros usuarios como una empresa de excelencia que se preocupa por el medio ambiente y que está orientada al servicio al cliente. Elevar la productividad y optimizar los recursos para reducir los costos y aumentar la eficiencia de la empresa, así como promover la alta calificación y el desarrollo profesional de los trabajadores. Valores corporativos Respeto Honestidad Responsabilidad Dignidad Justicia Honradez Equidad Integridad Bien común Actitud de servicio Lealtad 4

6 1. Planificación del sistema eléctrico nacional 5

7 La Comisión Federal de Electricidad (CFE) realiza la planificación del sistema eléctrico nacional aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía eléctrica que permitan satisfacer la demanda futura del servicio público de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Este proceso considera los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como las disposiciones nacionales en materia energética, financiera, ambiental y social. La planificación es una actividad dinámica, pues de manera continua se van incorporando las modificaciones en montos y alcances de los proyectos que imponen nuevas circunstancias. El ciclo de revisión integral es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER), coordinadora del sector. Las gráficas 1.1. y 1.2. muestran la tendencia de las ventas del sector público y del autoabastecimiento. Gráfica 1.1. Ventas de energía eléctrica y autoabastecimiento Escenario de planeación

8 Gráfica 1.2. Ventas de energía eléctrica y autoabastecimiento Escenario de planeación 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. Su información incluye un programa de expansión de referencia para dar a conocer la magnitud y ubicación regional de la capacidad adicional de generación, transmisión y transformación que requiere el sistema eléctrico nacional, con el fin de satisfacer la demanda del servicio público de energía eléctrica en los siguientes diez años. Tabla 1.1. Resumen de los programas de adiciones Rubro Total Generación (MW 1 ) Transmisión (km-c 2 ) Subestaciones (MVA 3 ) Mega-watts 2 Kilómetros-circuito 3 Mega volt-amperes 7

9 2. Ampliación de la infraestructura 8

10 Durante el año del 2005, la CFE cumplió con los programas de incremento a la capacidad instalada de generación, transmisión y transformación de energía eléctrica, en sus etapas de desarrollo, licitación, contratación y supervisión de obra de las nuevas instalaciones de infraestructura eléctrica. Adicionalmente, apoyó el cumplimiento de los programas de rehabilitación y modernización de centrales, mediante la licitación y contratación de las obras que permitirán hacer más eficiente el parque de generación de la CFE Centrales generadoras Proyectos que entraron en operación comercial (construidos bajo el esquema de PIDIREGAS): Durante el año 2005, con una inversión de 783 millones de dólares, se incrementó la capacidad instalada en MW, integrados por las siguientes centrales: CCI Baja California Sur I (OPF 1 ), 41 MW 2 CC Hermosillo Conversión de TG 3 a CC 4 (OPF), 88 MW 5 CC Río Bravo IV (PIE 6 ), 500 MW CC La Laguna II (PIE), 498 MW Adicionalmente, en agosto del mismo año, la Presa Reguladora Amata entró en operación con el objetivo de regular las extracciones de la CH Profesor Raúl J. Marsal, a fin de incrementar en 36,8 GWh la energía firme de dicha central. 1 Obra pública financiada 2 42,9 MW capacidad demostrada en operación comercial 3 Central turbogás 4 Central ciclo combinado 5 93,3 MW capacidad demostrada en operación comercial 6 Productor independiente de energía 9

11 Centrales en construcción Al cierre del periodo, se atienden en sus diferentes etapas constructivas ocho centrales con MW de capacidad, así como la rehabilitación y modernización de una central, que en su conjunto representan una inversión de millones de dólares. Tabla 2.1. Centrales en construcción Central Modalidad MW Millones de dólares Fecha programada de operación 63 CH El Cajón OPF de mayo de CC Conversión El Encino TG a CC OPF de agosto de CCI Baja California Sur II OPF de enero de RM CT Emilio Portes Gil 1 OPF de julio de CE La Venta II OPF de noviembre de CC Altamira V PIE de noviembre de CC Tamazunchale PIE de junio de CC Tuxpan V PIE de septiembre de CC Valladolid III PIE de junio de 2006 Total: No tiene capacidad, sin embargo, incrementará su factor de potencia. 10

12 Centrales en licitación A diciembre de 2005, se encontraban en licitación o adjudicadas cuatro centrales con MW de capacidad y una inversión de millones de dólares. Tabla 2.2. Centrales en licitación o adjudicadas Central Modalidad MW Millones de dólares Fecha programada de operación 62 CCE Pacífico 1 OPF de febrero de CCC Baja California OPF de julio de CC San Lorenzo de TG a CC OPF de agosto de CCC Norte PIE de abril de 2009 Total: Se firmó el contrato el 22 de diciembre de 2005 y se inicia su construcción en mayo de Con el propósito de ajustar el margen de reserva, se reprogramó la licitación de algunas centrales para que operen en las siguientes fechas: Tabla 2.3. Centrales cuya licitación fue reprogramada Central Fecha de operación comercial anterior Fecha de operación comercial reprogramada 62 CCE Pacífico 1 de febrero de de febrero de CC Agua Prieta II 1 de abril de de marzo de

13 Centrales en ejecución Figura 2.1. Centrales en construcción, licitación y a licitar LOCALIZACIÓN DE CENTRALES DE GENERACIÓN (Diciembre 2005) 147 CCC Baja California 252 MW (OPF) 106 CC Conversión El Encino de TG a CC 65 MW (OPF) Estado Número MW* MUSD En construcción En licitación A licitar Total CCC Norte II 647 MW (PIE) 113 RM Emilio Portes Gil Unidad 4 (OPF) 107 CCI Baja California Sur II 43 MW (OPF) Ciclo Combinado Carboeléctrica Combustión Interna Hidroeléctricas Eoloélectricas 63 CH El Cajón 750 MW (OPF) 146 CH La Yesca 746 MW (OPF) 171 CC Agua Prieta II 456 MW (OPF) 62 CCC Pacífico 648 MW (OPF) 29 CCC Norte 392 MW (PIE) 27 CCC Tamazunchale II 663 MW (PIE) 21 CC Tamazunchale MW (PIE) 131 CCE Pacífico II y III 1400 MW (OPF) 133 CH La Parota 905 MW (OPF) 20 CC Altamira V MW (PIE) 25 CC Tuxpan V 495 MW (PIE) 169 CC Tuxpan Conversión de TG a CC 89 MW (OPF) 167 CC San Lorenzo Conversión de TG a CC 130 MW (OPF) 132 CE La Venta II 83 MW (OPF) 26 CC Valladolid III 525 MW (PIE) * Es la capacidad meta contratada para proyectos en construcción y adjudicados y para proyectos en licitación y por licitar, es la capacidad consignada en el PEF Cifras cerradas a números enteros. 12

14 Rehabilitación y modernización de centrales generadoras Tabla 2.4. Proyectos de inversión financiada directa de rehabilitación y modernización Tipo Central Unidad módulo o fase Esquema Capacidad neta (MW) Fecha programada de operación comercial Comunidades 9 CH 74 RM Botello 1 OPF 9 Abril de 2004 En construcción 4,823 CC 75 RM Carbón II 1 y 3 OPF 700 Febrero de 2005 CT 80 RM Gómez Palacio 1, 2 y 3 OPF 240 Febrero de 2005 CT 94 RM CT Valle de México 1 OPF 150 Febrero de 2005 CCI 77 RM Dos Bocas 1 OPF 35 Abril de 2005 CT 78 RM Emilio Portes Gil 4 OPF 150 Abril de 2005 CT 91 RM Punta Prieta 1y 3 OPF 75 Abril de 2005 CCC 110 RM Tula (2ª. Convocatoria) 1, 2, 3 y 5 OPF 380 Abril de 2005 CT 72 RM Adolfo López Mateos 1 y 2 OPF 700 Mayo de 2005 CT 87 RM Gral. Manuel Álvarez Moreno 3 y 4 OPF 600 Mayo de 2005 CH 83 RM Ixtaoxoquitlán (2ª. Convocatoria) 1 y 2 OPF 2 Junio de 2005 CT 90 RM CT Puerto Libertad 1 OPF 158 Junio de 2005 CGT 111 RM CGT Cerro Prieto 5 OPF 30 Septiembre de 2005 CH 93 RM Tuxpango (2ª. Convocatoria) 1, 2, 3 y 4 OPF 36 Octubre de 2005 CT 92 RM CT Salamanca (2ª.Convocatoria) 3 y 4 OPF 600 Diciembre de 2005 CT 76 RM Carlos Rodríguez Rivero 1 y 3 OPF 242 Enero de 2006 CT 114 RM CT Francisco Pérez Ríos 5 OPF 300 Enero de 2006 CT 113 RM CT Emilio Portes Gil 4 OPF 225 Julio de 2006 En licitación 1,350 CCC 82 RM Huinalá Octubre de 2005 CT 73 RM CT Altamira 3 y Diciembre de 2005 CT 79 RM Francisco Pérez Ríos 3 y Diciembre de Red de transmisión y distribución En el año 2005, con una inversión de 413,5 millones de dólares, se concluyeron 2,140,4 kmc integrados por 43 líneas de transmisión, de las cuales 12 corresponden a Obra Pública Presupuestal (OPP), con 433,9 km-c, y 31 a la modalidad de Obra Pública Financiada (OPF), con 1 706,5 km-c. Adicionalmente, se terminaron 65 subestaciones con una capacidad conjunta de 3 433,3 MVA, 1 986,3 megavoltios amperes reactivos (MVA reactivos) y 147 alimentadores. En la modalidad de OPP se realizaron 19 subestaciones con 100 MVA, 433,8 MVA reactivos y 32 alimentadores, y bajo el esquema OPF, 46 subestaciones con 3 333,3 MVA, 1 552,5 MVA reactivos y 115 alimentadores. Al finalizar el año, con una inversión de 1 113,9 millones de dólares, se encuentran en construcción km-c, MVA, 1 717,1 MVA reactivos y 224 alimentadores. En licitación se tienen 497,6 km-c, 2 333,3 MVA, 54 MVA reactivos y 42 alimentadores. La inversión aproximada en este contexto es de 163,3 millones de dólares. 13

15 2.3. Central Hidroeléctrica El Cajón Este proyecto está localizado en el estado de Nayarit, al oriente de la ciudad de Tepic, en los municipios de La Yesca y Santa María del Oro, sobre el río Santiago, a 60 km aguas arriba de la central hidroeléctrica Aguamilpa; ocupa el segundo lugar en potencia y generación dentro del sistema, después de la central Aguamilpa-Solidaridad. Está concebido como una central que suministrará energía para picos de consumo de energía eléctrica, con una potencia total instalada de 750 MW con 2 unidades generadoras y una generación media anual de GWh. Esta magna obra representa un suministro importante y confiable de energía a futuro. En la actualidad genera grandes beneficios y una significativa derrama económica en la región, gracias a la creación tanto de empleos directos en la zona como de indirectos para pequeñas y medianas empresas de la región. La operación comercial de la primera unidad está prevista para febrero de El embalse contribuirá a regular los escurrimientos de su cuenca, beneficiando a la central Aguamilpa, ya que al recibir su vaso las aportaciones reguladas del río, incrementará 57 GWh su generación firme y se reducirán las probabilidades de derramar por el vertedor. Para los procesos de licitación, la CFE invita a asociaciones, colegios, cámaras, notarios públicos, entre otros, con el fin de que participen como testigos sociales y se compruebe su transparencia. Para este proyecto, en todos los actos relativos a la licitación y contratación, se contó con la presencia de Transparencia Mexicana, A.C. Al cierre de 2005, el proyecto presenta 75% de avance físico y 72% financiero. En la obra de contención, la colocación de materiales en la cortina ha avanzado 86,06%; además, concluyó la construcción de la segunda etapa de la cara de concreto e inició la tercera.. La obra electromecánica muestra 35% de avance. En la obra de excedencias, continúa la colocación de concretos en las pilas 4 y 5 y muro izquierdo, así como en la media sección derecha del vano número 4, etapa 2, del cimacio. Acciones de beneficio social Han sido conciliados y convenidos los proyectos de distribución de áreas y de las viviendas con los pobladores que serán reubicados. Ya fueron concluidas las plataformas, vialidades, viviendas, escuelas pre-primaria, primaria y telesecundaria, iglesia y salón de usos múltiples en el nuevo poblado El Ciruelo. Por otra parte, se construyen el camino de acceso a la comunidad de San Juan y las viviendas para los pobladores de La Playa y San Juan, ambos pertenecientes al municipio de La Yesca, y El Limón, en el municipio de Ixtlán del Río. 14

16 Con la Secretaría de Desarrollo Rural de Nayarit, se desarrolla un programa integral de mejoramiento que considera construcción de bordos, inducción de pastizales, capacitación para manejo de ganado y mejoramiento genético del hato ganadero en el área de influencia del embalse de la presa, además de programas de capacitación para la pesca dirigidos a los habitantes de la zona. En la construcción de la central se emplea preferentemente mano de obra de los pobladores y vecinos de la región; asimismo, los trabajos de los programas de actividades productivas, salud y desarrollo comunitario en las localidades que serán reubicadas, continúan desarrollándose. Con la participación de núcleos agrarios localizados en la zona de influencia del embalse, parceleros y ayuntamientos, se promueve la reforestación de una superficie aproximada de hectáreas como parte de las actividades de compensación de superficies forestales, comprometidas en la autorización ambiental del Proyecto; asimismo, se realiza un programa de aprovechamiento forestal de los recursos localizados dentro del área del embalse, que beneficiará a los núcleos agrarios Suministro de gas natural licuado Durante los últimos cinco años, la demanda de gas natural en México ha crecido a una tasa anual de 5%, asociada principalmente a la demanda de las centrales de generación de energía eléctrica. Debido a la expectativa de desarrollo del sector eléctrico, se espera que, por lo menos durante la primera mitad de la próxima década, la demanda de gas continúe creciendo a un ritmo superior a la oferta. Por otra parte, como ha ocurrido en otros países productores y consumidores de gas natural, la necesidad de capital de la industria de exploración y explotación de hidrocarburos y los tiempos de maduración requeridos para incrementar la producción ocasionan desequilibrios temporales entre la oferta y la demanda. En el caso de México, se tiene previsto que para el año 2006 será necesario importar hasta millones de pies cúbicos diarios (pcd) de gas natural, motivo por el cual la CFE inició proyectos de abastecimiento de gas natural que aseguren el suministro de este combustible en sus centrales generadoras. Terminal de Gas Natural Licuado Altamira Mediante licitación pública internacional, la CFE contrató el suministro de gas natural proveniente de una planta de almacenamiento de gas natural licuado (GNL), con una capacidad de hasta 500 millones de pcd, ubicada en Altamira, Tamaulipas, con objeto de asegurar a corto y mediano plazos el abastecimiento de combustible a las centrales de la CFE y de los productores independientes de energía en la zona noreste de México, por un periodo de 15 años a partir de Abastecerá a las centrales de Altamira V, Tuxpan V y Tamazunchale. 15

17 Al 31 de diciembre de 2005, alcanzó un avance global de 77,67%. Gasoducto Tamazunchale Consiste en un gasoducto de cm (36 pulgadas) de diámetro y una longitud aproximada de 126 km, el cual suministrará gas natural a las tres centrales de Tamazunchale, que estarán ubicadas en el estado de San Luis Potosí. La estación se localizará cerca de los terrenos donde serán construidas las citadas centrales. Al 31 de diciembre de 2005, se ha suministrado 20% del total de las tuberías. Terminal de Almacenamiento y Regasificación en Manzanillo Está programada una terminal regasificadora de GNL que suministre en una primera etapa 500 millones de pcd y posteriormente llegue hasta millones de pcd, al concluir el gasoducto de Manzanillo a Guadalajara. En el año 2006 será publicada la convocatoria de licitación. 16

18 3. Capacidad de generación y energía generada 17

19 3.1. Capacidad efectiva La capacidad efectiva de generación descendió a MW; comparada con los que se tenían al 31 de diciembre de 2004 representa un decremento neto de MW, equivalente al 2,86%. Lo anterior es resultado de la entrada en operación comercial de la unidad 7 de la Central Dieseleléctrica Hol-Box (con una capacidad de 0,8 MW); de la nueva unidad 2 de la Central Hidroeléctrica Botello (9 MW); de la unidad 1 de la Central Dieseleléctrica Baja California Sur I (42,9 MW); de la unidad 4 de la Central Dieseleléctrica Yécora (0,7 MW); y de la unidad 1 de la Central Hidroeléctrica Ixtaczoquitlán (1,6 MW). También se debe a la recuperación de la capacidad efectiva de las unidades 1 y 2 de la Central de Ciclo Combinado El Sauz, con un total de 4 MW (2 MW c/u), para quedar con una capacidad de 52 MW cada unidad. Así mismo, se debe a la baja de las unidades 4, 5, 6 y 7 de la Central Dieseleléctrica Villa Constitución (con una capacidad total de 9,5 MW); de la unidad 3 de la Central Dieseleléctrica Hol-Box (0.2 MW); de la unidad 2 de la Central Hidroeléctrica Botello (4.05 MW); de las unidades 1, 4, 5, 6, 9 y 10 de la Central Dieseleléctrica Guerrero Negro (5.8 MW); y la baja de operación comercial de las unidades 3 y 4 de la Central Hidroeléctrica Ixtaczoquitlán (0,432 MW y MW, respectivamente). Es consecuencia también de la salida de operación comercial de la Central Termoeléctrica Monterrey (con un total de 465 MW); de la Central Termoeléctrica San Jerónimo (75 MW); de las unidades 1, 2, 3 y 4 de la Central Termoeléctrica Presidente Juárez (300 MW); de las unidades 3 y 4 de la Central Termoeléctrica Guaymas (70 MW); de las unidades 1, 2, y 3 de la Central Termoeléctrica Francisco Villa (99 MW); de la unidad 4 de la Central Termoeléctrica La Laguna (39 MW); de las unidades 4, 5, 6 y 7 de la Central Turbogás Chihuahua (64 MW); y de las unidades 1 y 2 de la Central Turbogás Nuevo Laredo (24 MW). Al cierre del periodo, la capacidad efectiva de generación se integró con 156 centrales y 533 unidades generadoras, las cuales utilizan diferentes fuentes de energía para producir electricidad. 18

20 Tabla 3.1. Capacidad efectiva por tipo CAPACIDAD EFECTIVA POR TIPO (MW 1 ) 2005 Tipo Centrales Unidades Total Hidrocarburos Combustóleo y/o gas Ciclo combinado Turbogas Combustión interna Fuentes alternas Hidroeléctrica Carboeléctrica Dual Nucleoeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica Al 31 de diciembre de La central de Petacalco, a partir del año 2001 inició la quema de carbón en cuatro de sus seis unidades. 3 Cifras revisadas del cierre de Consumo de combustibles Al cuantificar el consumo de combustibles en valores equivalentes de energía, el combustóleo se colocó en primer lugar durante el periodo con 15,0 millones de metros cúbicos (258 mil barriles diarios), lo que representa 47,9% de la energía consumida. No obstante, tuvo un decremento de 1,7% respecto al año anterior. El segundo lugar lo ocupa el gas natural, con 22,3% y un volumen de millones de metros cúbicos (1 084 millones de pies cúbicos diarios). El consumo de este combustible disminuyó 3,5%. El carbón se ubica en tercer lugar, con 14,9 millones de toneladas ( toneladas diarias), es decir, 21,8%; durante el año tuvo un crecimiento de 29,7%. En cuarto sitio se encuentra el uranio, con un consumo de 27,5 toneladas equivalentes de uranio enriquecido, que representan 7,0% del total. El último lugar lo ocupa el diesel, con 343 mil metros cúbicos (5 918 barriles diarios), con 1,0%. Tabla 3.2. Consumos de combustibles Combustible Unidad Hidrocarburos Combustóleo Mm Gas Natural Mm Diesel Mm Carbón Mton Uranio 1 ton Toneladas equivalentes de uranio enriquecido. 19

21 3.3. Generación Durante el periodo, la generación de energía eléctrica alcanzó GWh, equivalentes a un incremento de 6,6% respecto al año anterior. La participación de la generación de la CFE con hidrocarburos fue de 54,4%, mientras que las fuentes alternas aportaron el 45,6% restante. Los tipos de centrales que tuvieron incrementos fueron: dual, con 80,3%; combustión interna, con 27,9%; nucleoeléctrica, con 17,5%; hidroeléctrica, con 11,2%; geotermoeléctrica, con 11,0%; ciclo combinado, con 4,9%; y carboeléctrica, con 2,8%. Las unidades con mayor contribución en el proceso de generación son las que utilizan combustóleo o gas (vapor convencional), con una participación de 37,9%; hidroeléctricas, con 15,8%; ciclo combinado, con 15,3%; carboeléctricas, con 10,8%; dual, con 8,4%; y nucleoeléctrica, con 6,4%. Tabla 3.3. Generación bruta por tipo GENERACIÓN BRUTA POR TIPO (GWh) Tipo Total Hidrocarburos Combustóleo y/o gas Ciclo combinado Turbogas Combustión interna Fuentes alternas Hidroeléctrica Carboeléctrica Dual Nucleoeléctrica Geotermoeléctrica Eoloeléctrica La central de Petacalco durante 2004, el 72,75 de su generación fue con carbón Productores independientes de energía A partir de junio de 2000, con la entrada en operación comercial de la Central Ciclo Mérida III, iniciaron las aportaciones de los productores independientes de energía (PIE) a la red eléctrica de la CFE; actualmente éstas ascienden a GWh en energía eléctrica y a MW en capacidad. 20

22 Cabe señalar que la central Bajío, de acuerdo con el contrato de generación complementaria, modificó su capacidad en 12 MW al pasar de 577 a 565 MW en el año Tabla 3.4. Productores independientes de energía (capacidades y aportaciones de energía eléctrica a la red de servicio público) Central Capacidad Aportación a la red efectiva MW GWh Total Mérida III Hermosillo Saltillo Tuxpan II Anáhuac Bajío Monterrey III Altamira II Mexicali Campeche Tuxpan III y IV Naco-Nogales Chihuahua III Altamira III y IV Río Bravo III La Laguna II Río Bravo IV Capacidad Neta demostrada de los cuales 100 MW se derivan del contrato de compromiso de generación Complementaria de energía eléctrica y compraventa de energía asociada. El productor declaró una capacidad de 70 MW vigente para todo el año

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24 4. Transmisión, transformación y distribución 23

25 4.1. Longitud de líneas Para conducir la generación de electricidad, la CFE cuenta con una red de transmisión, conformada por los niveles de tensión de 400, 230 y 161 kilo volts (kv), que en 2005 se incrementó en km, alcanzando la cifra de km. En subtransmisión, donde los niveles de tensión son de 138, 115, 85 y 69 kv, el incremento fue de 678 km, con lo cual se llegó a los km. Con la integración de km adicionales a la red de distribución en 2005, ésta alcanzó los km en tensiones de 34,5; 23; 13,8; 6,6; 4.16 y 2,4 kv, incluyendo baja tensión. Con todo lo anterior, la longitud total de la red eléctrica alcanzó los km, 1,8% mayor que en Tabla 4.1. Longitud de líneas LONGITUD DE LÍNEAS (km) Nivel de tensión (kv) Total Transmisión Subtransmisión Distribución , , , Baja tensión Incluye tensiones de 4,16 y 2,4 kv. La CFE planea y analiza las necesidades de mantenimiento del parque de generación y del sistema de transmisión con objeto de contar con la disponibilidad de la infraestructura eléctrica que permita atender los requerimientos de energía eléctrica del país. Adicionalmente, para lograr una operación segura y económica del sistema eléctrico, se cuenta con ocho áreas de control encargadas de establecer las políticas, criterios y normas de operación Capacidad de transformación Como parte complementaria al sistema de transmisión y de su interconexión, la empresa realizó actividades que permiten incrementar la capacidad de transformación en subestaciones. A finales de 2005 contaba con MVA, de las cuales, el 75% 24

26 corresponde a subestaciones reductoras y 25% elevadoras. La tasa de crecimiento con respecto a 2004 fue de 4,1%. Tabla 4.2. Capacidad en subestaciones CAPACIDAD EN SUBESTACIONES (MVA) Tipo Total Elevadoras Reductoras Servicios de transmisión La CFE brinda el servicio público de transmisión a permisionarios de autoabastecimiento. En el cuadro siguiente se observa la evolución por este concepto, donde sobresale el incremento de 9% en el último año del periodo. Tabla 4.3. Energía porteada Año Energía porteada GWh , , , , , , Sistema de distribución El sistema de distribución está constituido por kilómetros de líneas de subtransmisión y distribución, y tiene una tasa de crecimiento anual de 1,6%. Además, cuenta con subestaciones de distribución con MVA, cuya tasa de crecimiento anual promedio es de 2,4%. Con el fin de atender de manera eficaz los requerimientos de energía eléctrica de los nuevos clientes, la empresa aplica procesos de ingeniería con tecnologías de vanguardia que permiten analizar las diferentes opciones disponibles y seleccionar las mejores para la institución, tanto técnica como económicamente viables. 25

27 Figura 4.1. Sistema de la distribución 156 PLANTAS DE GENERACIÓN CAPACIDAD EFECTIVA: MW 62 SERVICIOS CON SUBESTACIONES PARTICULARES EN 230 kv Y 400 kv 757 LÍNEAS DE TRANSMISIÓN DE 161 kv A 400 kv CON km 1,912 LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN DE 69 kv A 138 kv CON km 327 SUBESTACIONES DE TRANSMISIÓN CON MVA 553 SERVICIOS CON SUBESTACIONES PARTICULARES EN 69 kv Y 138 kv 1,524 SUBESTACIONES DE DISTRIBUCIÓN CON MVA 6,605 CIRCUITOS DE MEDIA TENSIÓN DE 2,4 kv A 34,5 kv CON km 232,950 km DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN SERVICIOS CON TRANSFORMADORES PARTICULARES HASTA DE 34,5 kv TRANSFORMADORES DE DISTRIBUCIÓN CON MVA km DE ACOMETIDAS Y MEDIDORES TOTALES km DE LÍNEAS DE ALTA TENSIÓN Y DISTRIBUCIÓN; CON MVA DE Ó 26

28 5. Comercialización 27

29 5.1. Compromiso con los clientes La CFE continuó las acciones para cumplir con sus compromisos con los clientes mediante instalación de módulos de auto-atención (CFEmáticos), atención telefónica y atención personal a grandes clientes para elevar la calidad: Al cierre de 2005, funcionan CFEmáticos, en los cuales se realizaron más de 41,7 millones de operaciones. El número telefónico 071 continúa operando en todas las zonas de la República donde la CFE proporciona el servicio de energía eléctrica. En 2005, la entidad atendió más de 21,1 millones de llamadas en los 110 Centros de Servicio a Clientes, de los cuales 61 operan con Respuesta Interactiva de Voz (IVR). Mediante atención personal, más de empresas reciben servicios de apoyo, consulta y asesoría. A través del portal, la CFE pone a disposición de sus clientes los servicios de pago y consulta del recibo; contrato del servicio de suministro de energía eléctrica; reporte de fallas en el servicio; solicitud de aclaración del recibo; solicitud de una libranza; solicitud de una modificación en las instalaciones de la CFE; solicitud de revisión del medidor; y consulta del estado que guarda su solicitud en línea. En 2005, el organismo realizó la encuesta de percepción sobre el servicio que brinda, en la que fueron entrevistados clientes domésticos, clientes comerciales y clientes industriales. De acuerdo con las respuestas, 80% manifestó estar satisfecho con el servicio o estarlo en parte. Asimismo, 80% evalúa a la CFE como la entidad que ofrece mejor servicio, superando a los de agua potable y basura, compañías telefónicas, instituciones bancarias y tesorería Compromisos de servicio Durante 2005, además de contar con indicadores de control de gestión para dar seguimiento a diferentes procesos, la CFE estableció 17 compromisos de servicio cuya finalidad es lograr la mejora continua y asegurar que el cliente reconozca y reciba el mismo nivel y calidad en el servicio. Por quinto año consecutivo, los compromisos de servicio se concertaron de manera nacional. La tabla siguiente presenta las metas establecidas y la gráfica muestra el resultado alcanzado para cada uno de ellos por área urbana y rural. 28

30 Tabla 5.1. Compromisos de servicio Proyecto Área Unidad Urbano Rural Tiempo máximo para restablecer el suministro a dientes servidos con acometida individual en baja tensión. Hora Tiempo máximo para restablecer el suministro a todos los clientes alimentadados de un sector o área de Hora 4 10 distribución fallada. 1. Restablecimiento de suministro individual. (RSI) 2. Restablecimiento de suministro sector fuera.(rss) 3. Restablecimiento de suministro en alimentador de media tensión. (RSM) 4. Máxima espera en fila. (MEF) 5. Atención de solicitudes de suministro para servicios especiales y electrificación. (SSE) 6. Atención de solicitudes de suministro para servicios en media tensión y fraccionamientos. (SMT) 7. Conexión de nuevos suministros en tarifas 1 y 2. (CT1) 8. Conexión de nuevos suministros en tarifas de media tensión. (CMT) 9. Atención de inconformidades por alto consumo. (IAC) 10. Reconexión de servicios cortados por falta de pago. (RSC) 11. Construcción de obras y conexión de suministros derivados de solicitud de servicio especial. (COC) 12. Atención a solicitudes de servicio para reparar farlsos contactos en acometida. (FCA) 13. Atención a reportes por deficiencias en el voltaje de suministro. (VOL) 14. Revisión del medidor 15. Atención a solicitudes para incrementar la carga en servicios con suministro en baja tensión 16. Atención a solicitudes para incrementar la carga en servicios con suministro en baja tensión (3 hilos) o en media tensión. (IC3) 17. Atención a solicitudes para incrementar la carga en servicios de alta tensión. (ICT) Tiempo máximo para restablecer el suministro a todos los clientes alimentados de un circuito, o un servicio individual, de media tensión Tiempo máximo que un cliente debe esperar en fila para recibir atención. Tiempo máximo para dar una respuesta por escrito a una solicitud de suministro especial o de electrificación. Tiempo máximo para dar una respuesta por escrito a una solicitud de suministro en tensiones mayores de 1 kv y menores a 35 kv o a una solicitud de fraccionadores, en ambos casos para cargas hasta de 500 Kva. Tiempo máximo para conectar nuevos suministros en tarifas 1 y 2, cuando no es necesario construir o modificar la red de distribución. Tiempo máximo para conectar un suministro en tensiones mayores de 1 kv, pero menores o iguales a 35 kv, cuando no es necesario construir o modificar la red de distribución. Tiempo máximo para dar respuesta a un cliente que presenta en la unidad comercial, el centro de servicios al cliente o e módulo CFEmático-una inconformidad por alto consumo. Tiempo máximo para reconectar un suministro en baja o en media tensión que fue cortado por falta de pago. Tiempo máximo para la construcción de obras y conexión de suministros que requirieron una solicitud especial, en baja o en media tensión, individual o colectiva, para cargas hasta 500 kva. Tiempo máximo para restablecer un suministro en las condiciones contratadas de continuidad y voltaje. Tiempo máximo para dar respuesta de los trabajos que se requieren para que el voltaje en el Tiempo máximo para realizar una verificación del medidor solicitada por el cliente. Tiempo máximo para atender un incremento de carga para suministros en baja tensión (2 hilos) Tiempo máximo para dar respuesta de los trabajos y costos que se requieren para satisfacer un incremento de carga para suministro en baja tensión (3 hilos) o suministro en media tensión. Tiempo máximo para dar respuesta de los trabajos y costos que se requieren para satisfacer un incremento de carga conectada en un servicio con suministro en alta tensión. Hora 2 5 Minuto Días Días Días 2 7 Días 3 5 Días 4 5 Días 1 3 Días Días 2 3 Días 5 8 Días 5 10 Días 5 10 Días Días

31 La gráfica siguiente muestra el porcentaje de los eventos que en 2005 cumplieron con las metas establecidas. Figura 5.1. Compromisos de servicio (porcentaje de cumplimiento nacional) 5.3. Ventas por tipo de servicio Durante el periodo, las ventas directas al público ascendieron a GWh, 4,3% más que las registradas en Destacan las ventas al sector agrícola, que creció 15,7%, seguido por el de la empresa mediana, con 5,6%; el doméstico, con 4,9%; el de servicios, con 3,2%; el comercial, con 0,8%; y la gran industria, con 0,8%. Las ventas a Luz y Fuerza del Centro aumentaron en GWh, para llegar a GWh, lo cual representó un incremento de 3,5%. Tabla 5.2. Ventas en GWh VENTAS (GWh) Tipo de servicio Total Venta directa al público Industrial Empresa mediana Gran industria Doméstico Comercial Agrícola Servicios LFC

32 5.4. Usuarios por tipo de servicio El número de usuarios se incrementó 4,3%, donde el sector doméstico participó con 87,9%, seguido del comercial, con 10,3%, que alcanzó un crecimiento de 3,7% durante el año. Durante el año, el sector servicios tuvo un crecimiento de 4,2% y la empresa mediana de 9,9%; el número de usuarios de la gran industria varió de 596 en 2004 a 615 en El sector agrícola incrementó su número de usuarios en Tabla 5.3. Usuarios USUARIOS 1 Tipo de servicio Total Doméstico Comercial Servicio Industrial Empresa mediana Gran industria Agrícola Al 31 de diciembre Comercio exterior Las exportaciones alcanzaron un total de GWh, superiores en 28,4%, mientras que las importaciones fueron de 87 GWh. Tabla 5.4. Comercio exterior COMERCIO EXTERIOR (GWh) 1 Rubro Importaciones Exportaciones Energía facturada Precio medio global pagado por el usuario Las tarifas domésticas, agrícolas y de servicios municipales se ajustaron con factores fijos, y las demás, conforme a la cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de los combustibles y la inflación nacional. Los incrementos en los precios del combustóleo importado (8,7%), gas natural (6,0%), diesel (21,9%), carbón importado (59,2%) e índice de precios productor de las industrias metálicas básicas (41,1%) se reflejaron en las tarifas eléctricas sujetas a la cláusula mencionada. El efecto sobre el precio medio global fue un incremento de 6,1% en términos reales. 31

33 Figura 5.2. Precio medio al usuario final Tabla 5.5. Precio medio al usuario final 1 Precio medio /kwh 2005/kWh ,3 74, ,5 73, ,0 79, ,1 89, ,6 96, ,6 99, ,3 74, ,5 73, ,0 79,7 1 No incluye impuesto al valor agregado (IVA). El precio está deflactado con el Índice Nacional de Precios al Consumidor (INPC). No incluye exportación ni ventas a LFC.. 32

34 6. Indicadores de gestión 33

35 6.1. Productividad laboral El crecimiento de personal de operación pasó de 0,12% a 1,45% del año 2004 al Los usuarios por trabajador de operación se incrementaron en 2,81%; las ventas por trabajador de operación aumentaron en 3,01%; la capacidad instalada por trabajador de generación fue superior en 5,73%; las líneas de transmisión por trabajador disminuyeron en 0,48%; y los usuarios por trabajador de distribución presentaron un incremento de 0,81%. Tabla 6.1. Productividad laboral Indicador Unidades Crecimiento de personal de operación % 1,13 2,09 2,85 1,66 0,12 1,45 Usuarios por trabajador de operación Usuarios/trabajador 312,81 320,28 325,70 334,54 349,33 359,15 Ventas por trabajador de operación GWh/trabajador 2,158 2,148 2,146 2,131 2,177 2,243 Capacidad instalada por trabajador en generación MW/trabajador 1,98 2,01 2,04 2,02 2,10 2,22 Líneas de transmisión por trabajador de líneas de Km/trabajador 46,37 48,78 52,23 51,96 55,53 55,27 transmisión Usuarios por trabajador de distribución Usuarios/trabajador 528,59 537,45 541,85 557,40 578,67 583, Eficiencia operativa La disponibilidad de las centrales termoeléctricas base durante el periodo presentó una disminución de 3,22 puntos porcentuales con respecto al resultado del año anterior, mientras que las centrales hidroeléctricas tuvieron un comportamiento favorable de 0,32 puntos porcentuales respecto al mismo periodo. La eficiencia térmica aumentó en 0,19 puntos porcentuales. Las pérdidas de energía observan un incremento de 0,20 puntos porcentuales respecto al mismo periodo del año anterior, al pasar de 10,64% a 10,84%. Tabla 6.2. Eficiencia operativa Indicador Disponibilidad promedio centrales termoeléctricas base 82,80 83,18 78,68 81,96 82,97 79,75 Disponibilidad promedio centrales hidroeléctricas 89,01 91,18 89,30 86,69 87,74 88,06 Eficiencia térmica centrales termoeléctricas base 35,08 34,84 34,84 35,004 35,71 35,90 Pérdida de energía 1 10,60 10,74 10,25 10,48 10,64 10,84 1 Los porcentajes están referidos a la energía neta recibida de generación y considera procesos de transmisión, transformación y distribución, así como los ciclos de facturación. 34

36 6.3. Calidad del servicio El tiempo de interrupción por usuario (TIU) resultante fue de 240,70 minutos por usuario. El TIU considerado sin causas ajenas en 2005 fue de 77,34 minutos por usuario, que comparado con el de 2004, que fue de 88,57 minutos por usuario, refleja una disminución de 11,23 minutos por usuario. Las inconformidades por cada usuarios se elevaron al pasar de 3,75 en 2004 a 3,93 en El plazo de conexión a nuevos usuarios alcanzó un valor de 1,05 días al cierre de Tabla 6.3. Calidad del servicio Indicador Unidades Tiempo de interrupción por 1 usuario Min/usuario 138,01 151,80 472,03 147,56 98,06 240,70 Tiempo de interrupción por usuario Min/usuario 128,76 127,97 124,42 119,79 88,57 77,34 Inconformidades por 1000 Inconformidades/1000 usuarios - mes usuarios 4,92 4,53 4,23 4,09 3,75 3,93 Plazo de conexión a nuevos usuarios Días 1,30 1,22 1,18 1,12 1,10 1,05 1 Incluye terremotos y meteoros Administrativo financieros La relación de gastos administrativos entre productos de explotación presentó un incremento de 0,34 puntos porcentuales en el año 2005 respecto a La cobertura de inventarios tuvo un resultado desfavorable en 31,37%, al aumentar de 23,78 a 31,24 meses. El indicador de crecimiento de personal de oficinas nacionales presentó un ligero incremento de 1,98 puntos porcentuales en relación con el registrado en

37 7. Administración de recursos humanos y materiales 36

38 7.1. Fuerza de trabajo Al término del año 2005, laboraban en la empresa trabajadores, de los cuales son permanentes, con contrato por tiempo indefinido, y temporales, quienes realizan una sustitución o bien ocupan una plaza en adición a las convenidas. Los restantes son trabajadores eventuales, contratados principalmente en el área de construcción por obra determinada. Tabla 7.1. Fuerza de trabajo FUERZA DE TRABAJO 1 Tipo de servicio Total Permanente Temporales Eventuales Al 31 de diciembre Sistema de incentivos grupales vinculados con la productividad El Sistema de Incentivos Grupales, implantado en la CFE a partir de 1994, mide la calidad y cantidad de los servicios que presta cada una de las áreas, enfocando a la institución hacia el logro de los objetivos prioritarios, que se establecen anualmente a través de metas hacia los clientes, la empresa y los trabajadores. El Comité Técnico Nacional de Evaluación de Incentivos Grupales (CTNEIG) se reunió el 16 de agosto de 2005 para evaluar los resultados de los Contratos Programa y Contratos Gestión durante el primer semestre de 2005, los cuales arrojaron un cumplimiento de las metas de 92,7% en los centros de trabajo ubicados en Áreas Foráneas y de 100% en Oficinas Nacionales. En la reunión del 15 de febrero de 2006 para la evaluación anual de 2005 de la institución, los resultados mostraron un cumplimiento de las metas de 92,08% en los centros de trabajo ubicados en Áreas Foráneas y de 100% en Oficinas Nacionales Seguridad en el trabajo Con la reorientación de los Programas de Prevención de Riesgos, el establecimiento de medidas preventivas y la capacitación de las Comisiones de Seguridad e Higiene, los índices de frecuencia, accidentalidad y gravedad en el trabajo han mantenido una tendencia a la baja. El índice de frecuencia (accidentes ocurridos por cada millón de horas hombre trabajadas) cerró en 2,94 en El índice de accidentalidad (número de accidentes por cada cien trabajadores en un año) fue de 0,59 en

39 El índice de gravedad (días perdidos por cada mil horas trabajadas en un año) se mantuvo en 0,465 en Gráfica 7.1. Índice de frecuencia Gráfica 7.2. Índice de accidentes Gráfica 7.3. Índice de gravedad 38

40 7.4. Clima organizacional La CFE, con la finalidad de impulsar la integración armónica de todos los trabajadores en los centros de trabajo, desarrolló un Sistema Institucional de Clima Organizacional, cuyos objetivos son propiciar una mayor productividad y calidad en el servicio a través del mejoramiento de aquellos aspectos que inciden en la satisfacción del trabajo y promover la participación de los trabajadores en la identificación de áreas de oportunidad, fortalezas y debilidades para optimizar su ámbito organizacional. A la fecha se han levantado tres encuestas de clima organizacional. La tercera se aplicó del 16 al 22 de enero de 2006 a trabajadores permanentes, más trabajadores temporales, eventuales, honorarios y jubilados que quisieron responder la encuesta, en centros de trabajo en todo el país. El nivel de participación fue 5% mayor que en Participó 78,5% de trabajadores permanentes, lo que garantiza la confiabilidad de la información. El índice global de satisfacción fue de 82,7% (alto-muy alto), un punto porcentual arriba de 2004 y 4,6 puntos más que en El comparativo de resultados por capítulo se presenta a continuación: Tabla 7.2. Resultados de la encuesta organizacional CAPÍTULO DE LA ENCUESTA CFE ª ENCUESTA CFE ª ENCUESTA CFE ª ENCUESTA Recompensas y reconocimientos 65,5 73,4 75,1 Capacitación y desarrollo 87,8 88,7 89,0 Innovación y cambio 72,3 79,7 80,7 Calidad y orientación al cliente 84,0 84,4 85,4 Género y diversidad 60,7 77,6 78,6 Comunicación 67,2 76,6 78,0 Disponibilidad de recursos 67,9 74,7 76,6 Calidad de vida laboral 79,1 80,7 80,6 Balance trabajo-familia 89,7 91,9 91,2 39

41 CAPÍTULO DE LA ENCUESTA CFE ª ENCUESTA CFE ª ENCUESTA CFE ª ENCUESTA Colaboración y trabajo de equipo 82,0 83,5 84,2 Liderazgo y participación 78,2 79,5 80,4 Identidad con la dependencia 86,8 87,8 88,5 Valores 82,2 81,9 83,3 Enfoque a resultados y efectividad 86,7 86,7 87,0 CFE 78,2 79,6 80,7 TOTAL 78,1 81,7 82, Capacitación El Programa Institucional de Capacitación fue establecido con el fin de contribuir a la excelencia en el servicio eléctrico y al incremento de la productividad institucional, así como para asegurar que la industria eléctrica cuente, en todo momento, con un capital humano debidamente capacitado y especializado. Tiene como líneas de acción fomentar la cultura corporativa, favorecer una cultura de calidad en el ámbito institucional e impulsar la competitividad, así como los conocimientos de los trabajadores a través de la certificación de competencias laborales. Indicador: Promedio de Días Anuales de Capacitación (DAC) por Trabajador Meta comprometida para 2005: 8,5 DAC Logro: 10,3 DAC Tabla 7.3. Capacitación Rubro 2005 Actividades de capacitación Participantes en cursos Horas de instrucción Total horas hombre Capacitación a distancia En 2004, cuando se comenzó a contabilizar el indicador de DAC a distancia, éste era de 0,5 días anuales, mientras que en 2005 se incrementó a 1,57, lo que significa que alrededor de 15% de la capacitación se imparte a distancia. Este porcentaje representa horashombre totales de capacitación al año bajo esta modalidad. Certificación de Competencia Laboral Desde que se inició el proceso de certificación en septiembre de 2000 y hasta diciembre de 2005, los trabajadores de la CFE han obtenido certificados de unidad de 40