Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución

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1 Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución Abril

2 Tabla de contenido 1. INTRODUCCIÓN MARCO NORMATIVO INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE DISTRIBUCIÓN INSTALACIONES DE DISTRIBUCIÓN EN OPERACIÓN EN CFE PLANIFICACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN PLANIFICACIÓN DE LA RED DE DISTRIBUCIÓN INTEGRACIÓN DEL PLAN RECTOR DE DISTRIBUCIÓN PRONÓSTICO DE LA DEMANDA MÁXIMA DEL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN METODOLOGÍA DEL MERCADO ELÉCTRICO DE DISTRIBUCIÓN SISTEMAS PARA LA PLANIFICACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA APLICACIONES PARA EL PROCESO DEL SISTEMA DE INFORMACIÓN GEOGRÁFICA PROGRAMA DE AMPLIACIÓN Y MODERNIZACIÓN DE LAS REDES GENERALES DE DISTRIBUCIÓN MONTOS Y METAS NUEVOS PROYECTOS PIDIREGAS A INCORPORAR EN EL PEF ESTRATEGIAS DE LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN DISTRIBUCIÓN REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN EVOLUCIÓN DE LAS PÉRDIDAS DE ENERGÍA DE DISTRIBUCIÓN METODOLOGÍA PARA LA ESTIMACIÓN DE PÉRDIDAS DE DISTRIBUCIÓN PROYECTOS DE INVERSIÓN PROPUESTOS PARA REDUCIR PÉRDIDAS TIEMPO DE INTERRUPCIÓN POR USUARIO EN DISTRIBUCIÓN GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN DISTRIBUCIÓN EFECTOS EN LAS REDES DE DISTRIBUCIÓN VENTAJAS Y DESVENTAJAS GRANJAS SOLARES URBANAS (GSU) COMO PARTE DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA ELECTRIFICACIÓN RURAL POBREZA ENERGÉTICA ANÁLISIS DE FACTIBILIDAD META DE ELECTRIFICACIÓN PROYECTOS ESTRATÉGICOS DE DISTRIBUCIÓN

3 12.1 SISTEMAS PARA LA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE ELEMENTOS COMPONENTES ANEXO PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL: PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL (CONTINUA): PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL (CONTINUA): PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL (CONTINUA): PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA DEMANDA INCREMENTAL (CONTINUA): ANEXO PROYECTOS PIDIREGAS ENFOCADOS A LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA

4 1. Introducción El 11 de agosto de 2014, se publicó la ley de la Comisión Federal de Electricidad, la cual dispone que a partir de su entrada en vigor, la Comisión Federal de Electricidad (CFE) se transforme por ministerio de Ley en una Empresa Productiva del Estado. El Artículo Décimo Cuarto Transitorio del Decreto de publicación de la Ley, señala que el régimen especial previsto para la CFE y sus Empresas Productivas Subsidiarias, en materia de presupuesto, deuda, adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras, responsabilidades administrativas, bienes y remuneraciones, entraría en vigor hasta que se encontrara en funciones el nuevo consejo de Administración de la CFE y estuvieran en operación los mecanismos de fiscalización, transparencia y rendición de cuentas. En la misma disposición transitoria, se prevé que para los efectos anteriores el Consejo de Administración de la CFE notificará a la Secretaría de Energía (SENER), la actualización de los supuestos señalados, para que esta última emita la declaratoria respectiva, la cual se publicó el 16 de febrero del En el artículo 1 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad se estableció que la misma tiene por objeto regular la organización, administración, funcionamiento, operación, control, evaluación y rendición de cuentas de la Empresa Productiva del Estado Comisión Federal de Electricidad ( CFE ), así como establecer su régimen especial en materia de: empresas productivas subsidiarias y empresas filiales; remuneraciones; adquisiciones, arrendamientos, servicios y obras; bienes; responsabilidades; dividendo estatal: presupuesto; y deuda. De conformidad con lo dispuesto por la fracción I del artículo 12 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, corresponde al Consejo de Administración de la CFE la conducción central y la Dirección de las actividades empresariales, económicas e industriales de esa Comisión, sus empresas productivas subsidiarias y empresas filiales. Asimismo, en la fracción XXII del mismo artículo, se establece que dicho Consejo aprobará los proyectos y decisiones cuyas características revistan una importancia estratégica para el desarrollo del objeto de la empresa, conforme a las políticas y lineamientos que al efecto emita el propio Consejo. De conformidad con el artículo 39 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, el Consejo de Administración contará con un Comité de Estrategia e Inversiones, el cual tendrá a su cargo las funciones establecidas por el artículo 43 de esa ley, entre las que se encuentran la de auxiliar al Consejo de Administración en la aprobación de las directrices, prioridades y políticas generales relacionadas con las inversiones de la CFE. De conformidad con el inciso a) de la fracción II del artículo 104 de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad, la CFE contará, conforme a los lineamientos que apruebe su Consejo de Administración, con un mecanismo de planeación de los programas y proyectos de inversión en el cual se establezcan al menos las necesidades de inversión a corto, mediano y largo plazos, mediante los criterios de evaluación que permitan establecer 4

5 prioridades en los proyectos, por lo que se tiene a bien emitir los Lineamientos para la Integración del Mecanismo de Planeación de los Programas y Proyectos de Inversión de la Comisión Federal de Electricidad y sus Empresas Productivas Subsidiarias. De conformidad con Capítulo I de la Ley de la Industria Eléctrica relacionado a la Planeación y el Control del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) en sus artículos 13 y 14 referentes al Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) y a la ampliación y modernización de las Redes Generales de Distribución que no correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista y que serán autorizados por la SENER a propuesta de los Distribuidores interesados, los cuales deberán considerar en su propuesta: I. Procurarán la operación del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad; II. III. IV. Incluirán los elementos de la Red Eléctrica Inteligente que reduzcan el costo total de provisión del Suministro Eléctrico o eleven la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional de forma económicamente viable; Se coordinarán con los programas promovidos por el Fondo de Servicio Universal Eléctrico, y Incorporarán mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del Mercado y de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica. Asimismo y atendiendo Artículo 5 del capítulo II del Reglamento de la Ley de la Industria eléctrica el cual indica que para la elaboración del PRODESEN se deberá considerar al menos: I. Los pronósticos de la demanda eléctrica y los precios de los insumos primarios de la Industria Eléctrica; II. III. La coordinación de los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas con el desarrollo de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución; La política de Confiabilidad establecida por la Secretaría; IV. Los programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas que prevea la infraestructura necesaria para asegurar la Confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional; V. La coordinación con la planeación del programa de expansión de la red nacional de gasoductos y los mecanismos de promoción de las Energías Limpias, y 5

6 VI. El análisis costo beneficio integral de las distintas alternativas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución. En este documento se presenta el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución que debe ser incluido el PRODESEN. El programa se elabora en un horizonte de planeación de cinco años cubriendo las necesidades de los procesos sustantivos de la distribución y comercialización del SEN en lo referente a infraestructura eléctrica y equipamiento operativo. Se incluyen los datos básicos de la estadística a diciembre de 2014 de la infraestructura eléctrica y comercial de las Redes Generales de Distribución clasificadas por cada una de las 16 División de Distribución. Se incluye la metodología y las herramientas que se utilizan para la planificación y la determinación de las necesidades de infraestructura en distribución. Se reporta el mercado eléctrico de distribución detallando el cierre a diciembre de 2014 de la demanda máxima de las subestaciones de potencia que alimentan a las redes generales de distribución así como el pronóstico de la demanda máxima para el periodo Se detalla la demanda de las subestaciones de potencia y la demanda de los clientes conectados en las red de transmisión. Con este insumo y la aplicación de los criterios de planificación, se evalúan técnica y económicamente las opciones de proyectos de infraestructura eléctrica, aplicando los modelos de evaluación económica vigentes. Lo anterior permite determinar las obras a incluir en el Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución. Como resultado de los estudios se genera el programa de ampliación y modernización de distribución el cual se clasifica en los dos objetivos de inversión; Expansión y Modernización de distribución, detallados en cada una de las estrategias: Expansión Demanda incremental Conexión de nuevos puntos de consumo Modernización Reducción de pérdidas Confiabilidad de la red Modernización de la Medición Sistemas para la Red Eléctrica Inteligente Equipamiento operativo y Edificios Optimización de Centros de Atención telefónica Implementación del Sistema Comercial Finalmente se presentan temas relevantes del proceso de la distribución tales como las estrategias para la reducción de pérdidas eléctricas en distribución, Tiempo de Interrupción por Usuario, la generación distribuida, electrificación rural y los proyectos estratégicos de 6

7 distribución: Sistemas de la Red Eléctrica Inteligente (REI), optimización de los centros de atención telefónica y el nuevo sistema del comercial. 2. Marco Normativo Leyes: Constitución Política de los Estados Unidos Mexicanos Ley de Planeación Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria Ley de la Comisión Federal de Electricidad Ley de la Industria Eléctrica Reglamentos: Reglamento de la Ley de Planeación Reglamento de la Ley Federal de Presupuesto y Responsabilidad Hacendaria Reglamento de la Ley de la Comisión Federal de Electricidad Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica Planes, Programas y Lineamientos externos: Plan Nacional de Desarrollo Programa Sectorial de Energía Lineamientos para la elaboración y presentación de los análisis costo y beneficio de los programas y proyectos de inversión Procedimientos, Guías, Lineamientos internos: PROINVER Políticas para la integración de proyectos en poblaciones rurales a incluirse en PIDIREGAS Consideraciones a las normas de distribución, construcción de redes subterráneas para redes rurales, fraccionamientos de interés social y colonias populares; rehabilitadas con recursos de PIDIREGAS Requisitos para modificar las obras POISE PIDIREGAS Indicadores de rentabilidad Metodología de evaluación de edificaciones 7

8 3. Infraestructura actual de las Redes Generales de Distribución del Sistema Eléctrico Nacional. Divisiones de Distribución CFE proporciona el servicio de electricidad a todo el país a través de 16 Divisiones de Distribución formalmente constituidas, incluyendo las tres del Valle de México formalizadas mediante el comodato celebrado con el Servicio de Administración y Enajenación de Bienes. En el Valle de México, las zonas Tula, Tulancingo y Pachuca, se adicionaron a la División Centro Oriente y la zona Cuernavaca a la División Centro Sur. El detalle se muestra en el diagrama 3.1. Divisiones de Distribución 1.- Baja California 2.- Noroeste 3.- Norte 4.- Golfo Norte 5.- Golfo Centro 6.- Bajío 7.- Jalisco 8.- Centro Occidente 9.- Centro Sur 10.- Centro Oriente 11.- Oriente 12.- Sureste 13.- Peninsular 14.- Tres Divisiones de Distribución: Valle de México Norte Valle de México Centro Valle de México Sur División Valle de México Norte 2.- División Valle de México Centro 3.- División Valle de México Sur 4.- Zona Tulancingo 5.- Zona Pachuca 6.- Zona Tula 7.- Zona Cuernavaca Diagrama 3.1 8

9 3.1 Infraestructura actual de distribución En el cuadro 3.1 se presenta el crecimiento medio anual del Sistema Eléctrico de Distribución (SED) en 2002 y 2014, indicando la dinámica de instalaciones en operación, número de clientes y ventas, desglosadas por División de Distribución, excluyendo las del Valle de México. La información complementaria correspondiente al Valle de México en el ámbito del área Central, se muestra en los cuadros 3.2 y 3.3. Estadísticas de las Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México) 2002 y 2014 División de Distribución Baja California Noroeste Norte Golfo Norte Golfo Centro Bajío Jalisco Centro Occidente Centro Sur Centro Oriente Oriente Sureste Peninsular Total Año y Crecimiento Capacidad instalada en subestaciones de distribución (MVA) /1 Tipo de Instalación Longitud de líneas de alta tensión en distribución (km) Longitud de líneas de media tensión en distribución (km) Capacidad instalada en redes de distribución (MVA) Número de clientes (miles) Ventas (GWh) ,296 3,133 13,251 3,185 1,009 9, ,981 3,467 16,977 4,729 1,538 12,830 % anual ,315 4,214 29,463 3,870 1,312 11, ,103 4,920 37,542 5,462 1,879 15,355 % anual ,027 4,808 33,419 1,840 1,524 13, ,572 6,467 39,005 2,431 1,998 17,281 % anual ,928 3,181 23,878 4,155 2,009 24, ,510 4,106 29,202 5,567 3,029 30,623 % anual ,798 2,482 23,083 1,609 1,234 7, ,457 3,195 28,966 2,543 1,744 10,110 % anual ,888 4,000 49,754 2,345 2,483 14, ,599 4,899 61,299 3,889 3,843 22,231 % anual ,871 2,380 18,256 1,903 1,930 9, ,509 2,950 24,336 2,968 2,834 12,644 % anual ,730 2,746 19,765 1,365 1,416 7, ,932 3,134 22,040 2,027 2,056 9,169 % anual ,269 2,735 27,486 1,556 1,351 6, ,155 3,558 29,624 2,601 2,170 7,665 % anual ,153 1,717 15,601 1,106 1,288 7, ,418 1,811 17,831 1,477 2,068 9,017 % anual ,632 3,556 27,061 1,763 1,852 9, ,544 4,037 33,316 2,572 2,791 10,550 % anual ,045 4,762 44,902 1,857 2,068 5, ,397 5,090 60,390 3,141 3,360 8,484 % anual ,972 2,942 14,978 1, , ,883 3,373 17,919 2,135 1,603 8,750 % anual ,923 42, ,897 27,844 20, , ,062 51, ,447 41,541 30, ,710 % anual / Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión 9

10 Cuadro 3.1 Estadísticas de las Divisiones de Distribución del Valle de México 2009 y 2014 Tipo de Instalación División de Distribución Valle de México 2/ Año y Crecimiento Capacidad instalada en subestaciones de distribución Longitud de líneas de alta tensión en distribución Longitud de líneas de media tensión en distribución Capacidad instalada en redes de distribución Número de clientes Ventas (MVA) 1/ (km) (km) (MVA) (miles) (GWh) ,442 1,731 27,986 5,723 6,254 30, ,708 1,670 29,605 8,636 7,521 33,305 % anual / Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión 2/ Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur, Centro Sur (VDM), Centro Oriente (VDM) Cuadro Instalaciones de distribución en operación en CFE 2014 Transformadores sin incluir el Valle de México Nivel Unidades MVA Subestaciones de distribución /1 2,577 54,062 Redes de distribución 1,255,969 41,541 Sub Total 95,603 Transformadores Valle de México Subestaciones de distribución / ,708 Redes de distribución 124,620 8,636 Sub Total VDM 23,345 Total 118,947 Líneas de distribución sin incluir el Valle de México Nivel de tensión km 69 kv-138 kv 50, kv-34.5 kv 418,447 Menores a 2.4 kv 264,776 Sub Total 733,804 Líneas de distribución Valle de México 69 kv-138 kv 1, kv-34.5 kv 29,605 Menores a 2.4 kv 55,551 Sub Total 86,826 Total 820,630 1/ Incluye la capacidad de transformación a media tensión en instalaciones de Transmisión Cuadro

11 4. Planificación de las Redes Generales de Distribución Introducción El crecimiento sostenido de la demanda de energía eléctrica, reflejado en el número de nuevas solicitudes y la necesidad de suministrar un mejor servicio a los clientes, hace necesario la conformación de un Plan Rector de Distribución, el cual considera la visión integral del sistema de distribución mediante planes y proyectos de inversión, los cuales se soportan en: Estudios de ingeniería de planificación del sistema eléctrico Análisis del sistema de comunicaciones Aprovechamiento de los centros de distribución Atención a clientes Equipamiento operativo 4.1 Planificación de la red de distribución El Plan Rector de Distribución proporciona el panorama completo de las condiciones actuales del SED mediante su diagnóstico operativo, por medio de indicadores de desempeño. Así mismo y de acuerdo con la prospectiva para el desarrollo del mercado eléctrico, se identifican las áreas críticas y prioritarias del SED, así como las necesidades de edificaciones y equipamiento. Esto incluye la integración de programas multianuales de inversión para la aplicación efectiva de los recursos financieros en la creación de nueva infraestructura y la modernización con enfoque de competitividad y sustentabilidad. El Plan Rector considera en primera instancia garantizar en el corto y mediano plazos, con oportunidad, suficiencia y calidad, el suministro de energía eléctrica a los clientes, mejorando sustancialmente el desempeño operativo de la distribución. Adicionalmente proporciona la guía de crecimiento en el largo plazo (20 años) para cada zona de distribución y consecuentemente para la División correspondiente. En resumen, el Plan Rector incluye los planes, programas y proyectos del SED alineados a una visión de largo plazo, la cual propicia la expansión ordenada y oportuna, mediante la programación y ejecución de las inversiones en apoyo a la competitividad organizacional. El Plan Rector del SED se integra de una plataforma informática mediante capas de información, tal como se indica en el diagrama 4.1, con la finalidad de poner a disposición de los interesados los resultados a través de una página web que facilite la consulta considerando los volúmenes de información requeridos. 11

12 Capas de información del Plan Rector Subestaciones Alta Tensión Media Tensión Baja Tensión Comunicaciones Agencias Equipamiento operativo Los objetivos del Plan Rector son: Diagrama 4.1 Disponer de escenarios a corto, mediano y largo plazos que coadyuven al desarrollo del SED, atendiendo los requerimientos del mercado eléctrico y acordes con la dinámica evolutiva y de operación de los sistemas de distribución Optimizar la aplicación de los recursos asignados a las Divisiones y zonas de Distribución, con criterios de rentabilidad y sustentabilidad, jerarquizando los proyectos de inversión y considerando las aportaciones en obras a cargo de terceros, para alcanzar los mayores beneficios en atención a la mejora del desempeño y alineados a la planificación estratégica institucional Asegurar que las instalaciones que se incorporan al sistema de distribución sean las estrictamente necesarias, de tal forma que los activos fijos tengan el menor impacto en los costos marginales y los asociados a su aprovechamiento Difundir el plan de expansión del SED a todas las áreas internas de la CFE a través de una plataforma web Facilitar la toma de decisiones para la determinación de la solución técnica más económica, a fin de proporcionar el suministro requerido por los clientes Mantener la alineación con la visión de largo plazo en el proceso de incorporación de instalaciones al sistema de distribución, reduciendo la construcción de obras provisionales Garantizar la calidad de la energía eléctrica de acuerdo con los compromisos de suministro 12

13 4.2 Integración del Plan Rector de Distribución La integración del SED se fundamenta en los planes de desarrollo federal, estatal y municipal, especialmente en los planes de desarrollo urbano y de vías de comunicación. El SED se planifica como un todo en sus diferentes niveles operativos y administrativos, y no puede verse en forma aislada. Por lo anterior se toman de referencia los productos que se obtienen del Plan Rector, y en su caso, se vuelve a analizar el subsistema con base en los documentos anuales que sirven de insumo a esta planificación. El Plan Rector se elabora atendiendo cada uno de los apartados que se presentan a continuación en orden secuencial, sin menoscabo de la interrelación entre ellos: Subestaciones Alta tensión Media tensión Comunicaciones Baja tensión Centros de distribución Equipamiento operativo En el diagrama 4.2 se muestran a manera de ejemplo las subestaciones actuales y futuras de la zona Tampico, División de Distribución Golfo Centro, el cual permite visualizar el crecimiento del sistema de distribución a través del Plan Rector. Visualización del Plan Rector de la zona Tampico Diagrama

14 5. Pronóstico de la Demanda Máxima del Sistema de Distribución 5.1 Metodología del Mercado Eléctrico de Distribución El Mercado Eléctrico de Distribución de la CFE es elaborado por las 16 Divisiones de distribución que incluye la información estadística y de cierre de año, en este caso a diciembre de 2014, de las demandas máximas anuales ocurridas en cada uno de los componentes de la redes generales de distribución; circuitos de distribución de media tensión, transformadores, transformadores de potencia y subestaciones de distribución. Con este último dato se determina la demanda máxima de cada una de las Zonas de distribución. Asimismo se elabora el pronóstico de la demanda máxima anual para los próximos veinte años. Este proceso se lleva a cabo cada año en el módulo de Desarrollo del Mercado Eléctrico de Distribución (DMED) en el Sistema Integral de Administración de Distribución (SIAD). Con base en el pronóstico de la demanda se optimiza la situación actual y se identifica la necesidad de proyectos de inversión, calendarizados en el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico (POISE). El estudio se conforma de las siguientes etapas: I. Monitoreo de perfiles de carga y registro de la demanda máxima de transformadores de potencia y circuitos de distribución a través del Sistema de Monitoreo de la Calidad de la Energía (SIMOCE). II. Determinación de la demanda máxima anual de todos los elementos del SED al nivel de subestación, transformador de potencia y circuito de distribución. III. Pronóstico de la demanda máxima anual por Zona de Distribución, subestación, transformador de potencia y circuito, mediante el modelado de los agentes de crecimiento por circuito de distribución, que comprende: a. Desarrollo normal. b. Cargas de usuarios importantes con demandas contratadas mayores o iguales a 200 kw. c. Cargas puntuales o spot de solicitudes de servicio mayores o iguales a 200 kw. d. Polos de desarrollo, que corresponde a la posibilidad de que una superficie geográfica específica se desarrolle en el mediano o largo plazo con una densidad de carga específica. IV. Optimizar la situación actual mediante modelos eléctricos de las redes de distribución existentes con el fin de satisfacer la carga pronosticada a los 5 y 10 años 14

15 y proponer las obras de infraestructura de distribución que permitan satisfacer la demanda incremental, considerando proyectos de ampliación de la red de distribución, ampliación de subestaciones existentes o la construcción de nuevas subestaciones de distribución. V. Selección de proyectos de inversión mediante el análisis costo-beneficio de las alternativas de solución propuestas. VI. VII. Modelado del mercado eléctrico definitivo incorporando los proyectos que satisfagan la demanda incremental en el corto, mediano y largo plazo, manteniendo los criterios de planificación. Programación de proyectos de inversión en PIO y/o POISE, En el cuadro 5.1 y figura 5.1 se muestra la demanda máxima no coincidente (suma de las demandas máximas de las subestaciones de cada zona de distribución) al cierre de diciembre de 2014, el valor de la demanda máxima pronosticada a cinco años y al El crecimiento promedio anual de todas las Divisiones es del 2.56%, destacando la División Peninsular con 3.55% sustentado en la industria Turística del corredor Cancún-Riviera Maya. División de Distribución Pronostico del sistema de distribución Historial (MW) Cierre (MW) Pronóstico (MW) Tasa de Crecimiento Promedio Anual % Baja california Noroeste Norte Golfo Norte Golfo Centro Bajío Jalisco Centro Occidente Centro Sur Centro Oriente Oriente Sureste Peninsular Valle de México Norte Valle de México Centro Valle de México Sur Total Cuadro

16 Pronóstico del Mercado Eléctrico de Distribución Cierre 2014 / Pronostico Cierre 2014 Baja california Pronostico Tasa de crecimiento 2.44 Cierre 2014 Noroeste Pronostico Tasa de Crecimiento 2.85 Centro Occidente Cierre 2014 Pronostico Cierre 2014 Tasa de crecimiento 2.16 Jalisco Pronostico Tasa de Crecimiento 2.50 Cierre 2014 Cierre 2014 Norte Pronostico Tasa de Crecimiento 3.22 Centro Sur Pronostico Tasa de Crecimiento 2.07 Demandas Máximas: Cierre 2014 Pronostico 2033: MW Tasa de Crecimiento Promedio Anual: % Cierre 2014 Bajío Cierre 2014 Golfo Norte Pronostico Tasa de Crecimiento 2.77 Pronostico Tasa de Crecimiento 3.01 Cierre 2014 Golfo Centro Pronostico Tasa de Crecimiento 2.17 Cierre 2014 Oriente Pronostico Tasa de Crecimiento 2.08 Centro Oriente Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 2.39 Cierre 2014 Sureste Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 3.40 Valle de México Norte Cierre 2014 Valle de México Sur Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 1.83 Valle de México Centro Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 2.39 Pronostico Tasa de Crecimiento 0.98 Peninsular Pronostico Tasa de Crecimiento 3.55 Figura 5.1 En relación al crecimiento esperado a cinco años, que es determinante para evaluar nuevos proyectos de subestaciones de potencia, en el cuadro 5.2 y figura 5.2, se muestra la demanda máxima pronosticada al El crecimiento promedio anual representativo para todas las Divisiones es del 3.13%, destacando el crecimiento promedio anual de la Divisiones Peninsular con 4.31%. Pronostico del sistema de distribución División de Distribución Historial (MW) Cierre (MW) Pronóstico (MW) Tasa de Crecimiento Promedio Anual % Baja california Noroeste Norte Golfo Norte Golfo Centro Bajío Jalisco Centro Occidente Centro Sur Centro Oriente Oriente Sureste Peninsular Valle de México Norte Valle de México Centro Valle de México Sur Total Cuadro

17 Pronóstico del Mercado Eléctrico de Distribución Cierre 2014 / Pronostico Baja california Cierre 2014 Pronostico Tasa de crecimiento 2.75 Cierre 2014 Noroeste Figura 5.2 En relación a los clientes conectados en alta tensión; de 69 kv a 400 kv, el cuadro 5.3 muestra la suma de la demanda máxima de cada cliente al cierre de diciembre de 2014, destacando las Divisiones Golfo Norte, Golfo Centro, Bajío y Norte con demandas desde los 2078 MW hasta 819 MW, sustentados en la industria metalúrgica, automotriz y minera instaladas en estas Divisiones. División de Distribución Pronostico Tasa de Crecimiento 3.36 Centro Occidente Cierre 2014 Pronostico Cierre 2014 Tasa de crecimiento 2.34 Jalisco Pronostico Tasa de Crecimiento 2.93 Cierre 2014 Cierre 2014 Norte Pronostico Tasa de Crecimiento 4.26 Centro Sur Pronostico Tasa de Crecimiento 1.87 Demandas Máximas: Cierre 2014 Pronostico 2019: MW Tasa de Crecimiento Promedio Anual: % Cierre 2014 Golfo Norte Pronóstico (Usuarios en Alta Tensión) Historial (MW) Cierre (MW) Pronóstico (MW) Tasa de Crecimiento Promedio Anual % Baja california Noroeste Norte Golfo Norte Golfo Centro Bajío Jalisco Centro Occidente Centro Sur Centro Oriente Oriente Sureste Peninsular Valle de México Norte Valle de México Centro Valle de México Sur Total Cuadro 5.3 Bajío Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 3.83 Pronostico Tasa de Crecimiento 3.87 Cierre 2014 Golfo Centro Pronostico Tasa de Crecimiento 2.08 Cierre 2014 Oriente Pronostico Tasa de Crecimiento 2.64 Centro Oriente Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 2.46 Cierre 2014 Sureste Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 3.89 Valle de México Norte Cierre 2014 Valle de México Sur Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 2.55 Valle de México Centro Cierre 2014 Pronostico Tasa de Crecimiento 2.80 Pronostico Tasa de Crecimiento 1.65 Peninsular Pronostico Tasa de Crecimiento

18 6. Sistemas para la Planificación de las Redes Generales de Distribución Para la planificación de la distribución se cuenta con sistemas y herramientas para llevar a cabo los estudios electrotécnicos de ingeniería con la calidad requerida. Dada la complejidad y el volumen de información necesarios sobre las redes eléctricas y su demanda, se tienen dos aplicaciones estandarizadas a nivel nacional, las cuales permiten de manera sistematizada y mediante las interfaces correspondientes, exportar a los modelos de simulación la topología de la red con todos sus atributos georreferenciados y su correspondiente demanda. 6.1 Sistema de información geográfica Actualmente las Divisiones de Distribución utilizan de manera cotidiana el Sistema de Información Geográfica y Eléctrica de Distribución para digitalizar las instalaciones del SED, cimentado en la plataforma Informix y AutoCad, cuyo alcance funcional son las redes aéreas y subterráneas de media y baja tensión. 6.2 Aplicaciones para el proceso del Sistema de Información Geográfica. Para ubicar geográficamente las solicitudes de servicio y determinar las probables instalaciones requeridas, se ha diseñado una aplicación tomando como base el Sistema de Información Geográfica y el SICOSS, a fin de que interactúen y se puedan ubicar dichas solicitudes. Una vez recibida la solicitud de servicio, se tiene el objetivo de ubicarla geográficamente para mostrar las instalaciones de la red de media y baja tensión aledañas. Como resultado de esto se pueden identificar los posibles elementos de la red eléctrica que han fallado. En el diagrama 6.1 se muestra un polígono de usuarios afectados por una falla en la zona Veracruz. 18

19 Polígono de usuarios afectados en una zona Diagrama Georreferenciación de localidades sin electrificar Se refiere a la ubicación geográfica de cada una de las localidades pendientes de electrificar, a fin de contar con elementos más apropiados para la toma de decisiones referentes a la infraestructura eléctrica requerida. En el diagrama 6.2 se muestra un ejemplo de la georreferenciación de las localidades pendientes de electrificar en Zacazonapan, Estado de México. Polígono de localidades sin electrificar Diagrama

20 7. Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución 7.1 Montos y Metas El reporte del programa de obras e inversiones, es el resultado de los estudios de ingeniería de distribución realizados para satisfacer la demanda incremental y la calidad en el suministro de energía eléctrica. Los cambios que se presentan en las redes de distribución no son predecibles en plazos mayores de 5 años. En el cuadro 7.4 se presenta el resumen de inversiones para los proyectos de distribución y en los cuadros posteriores las metas físicas de los proyectos considerando las tasas de crecimiento de usuarios y ventas, proyectados para el horizonte Inversiones de Distribución Concepto de Inversión Inversión Total Regularización de colonias 200 1, ,896 Acometidas y Medidores 2,680 1,627 1,633 1,710 2,230 9,880 Total Expansión 2,880 2,662 2,550 2,588 3,096 13,776 Reducción pérdidas (Presupuesto) 1,827 5,814 4,672 3,620 2,857 18,790 Confiabilidad 1,406 4,793 4,642 4,510 4,531 19,882 Paseo de la Reforma Proyecto de Interconexión Isla de Holbox Modernización de la medición 1, ,674 4,651 1,901 10,980 Red Inteligente (sistemas) 1,300 1,430 1,690 2,080 6,500 Equipamiento Operativo 1/ 433 1,740 1,610 1,485 1,568 6,836 Total Modernización 5,522 14,404 15,178 15,956 12,937 63,997 Demanda Incremental (Inv. Financiada) 752 2,335 2,650 7, ,313 Reducción pérdidas (Inv. Financiada) 4,492 10,627 2,805 2,935 20,859 Total Obra Pública Financiada 752 6,827 13,277 10,381 2,935 34,172 Total 9,154 23,893 31,005 28,925 18, , Expansión Cuadro 7.1 La expansión de los sistemas eléctricos consiste en realizar la planeación de la Redes Generales de Distribución, en función del crecimiento de nuevos usuarios de energía eléctrica, esto permite realizar las mejores opciones de inversión para mantener y operar los sistemas cumpliendo con criterios de rentabilidad, confiabilidad y seguridad. A continuación se muestran los proyectos enfocados a este objetivo: 20

21 Regularización de colonias Es una de las estrategias para la reducción de pérdidas de energía, la cual consiste en incorporar a usuarios del servicio de energía eléctrica que se encuentran sin contrato de suministro, identificados geográficamente y que se encuentra regularizado su uso de suelo. En el cuadro 7.2, se muestra el alcance de este proyecto. Es importante mencionar que en el país se registran densidades de carga que van desde los 0.5 kva hasta los 1.5 kva promedio, dependiendo de la zona o región en la que se encuentren los servicios. Para este proyecto se está considerando la ampliación de la red de distribución en las colonias que carecen de infraestructura eléctrica, pero que si cuentan con el servicio de energía eléctrica de forma irregular; justificando esta inversión con la rentabilidad de los proyectos (recuperación de pérdidas técnicas y no técnicas). Metas del proyecto Años Clientes a Regularizar Energía Recuperada (GWh) Impacto al Indicador Nacional Postes Transformadores de Distribución Número Capacidad Instalada (kva) Línea de Media Tensión (km) , ,431 1,378 45, , ,167 2,515 94, , ,666 2,229 83, , ,170 2,134 80, , ,017 2,105 78, TOTAL 418, ,451 10, ,615 3,021 Acometidas y Medidores Cuadro 7.2 Este proyecto es parte de la necesidad de adquirir acometidas y medidores para el crecimiento normal de usuarios de energía eléctrica, los cuales se van incorporando anualmente a la red de distribución y que considera los alcances que se muestran en el cuadro

22 Alcances del proyecto Año Clientes a beneficiar Medidores por Incremento de usuarios 960,624 1,008,655 1,059,088 1,112,042 Medidores por mantenimiento a usuarios 1,071,191 2,477,849 1,511,686 1,416,954 Meta Total de medidores Clientes a beneficiar 2,031,815 3,486,504 2,570,774 2,528,996 Incremento de usuarios 960,624 1,008,655 1,059,088 1,112,042 Mantenimiento a usuarios 5,553,683 5,243,970 7,932,914 7,364,208 Meta Total de acometidas de más de 30 años 6,514,307 6,252,625 8,992,002 8,476,250 Cuadro Modernización La modernización de la infraestructura eléctrica está enfocada a operar, mantener y recuperar la vida útil de las Redes Generales de Distribución, realizando acciones e inversiones que permitan cumplir este objetivo. A continuación se muestran los siguientes proyectos: Reducción pérdidas (Inversiones con recursos presupuestales) Con la finalidad de realizar acciones para la reducción de pérdidas de energía para cumplir con el objetivo de llegar a la reducción de 10% de pérdidas técnicas y no técnicas se han propuesto realizar las siguientes acciones: 22

23 División Proyecto para la reducción de pérdidas técnicas en el periodo No. Proyectos No. de Mejoras a redes de distribución Construcción Recalibración de Compensación Cambio de de redes de MT redes de MT y AT Reactiva tensión (km) (km) (kvar) (Circuitos) Baja California ,500 2 Noroeste 118 2, Norte 122 3, ,666 - Golfo Norte 39 5, Golfo Centro Bajío 46 2, Jalisco ,300 2 Centro Occidente ,000 - Centro Sur 25 7, Centro Oriente 59 7, Oriente 444 2, ,600 - Sureste 160 3, ,400 5 Peninsular 352 1, ,471 2 Valle de México Norte 24 8, Valle de México Centro 34 4, ,600 - Valle de México Sur 16 5, ,444 - Total 1,973 56,386 7,064 6, , Cuadro 7.4 Equipos de medición tipo AMI para la reducción de pérdidas no técnicas Divisiones Medidores Total Baja California 27,999 30,799 33,879 37,267 40, ,937 Noroeste 29,854 32,839 36,123 39,736 43, ,261 Norte 14,652 16,117 17,729 19,502 21,452 89,452 Golfo Norte 27,505 30,256 33,281 36,609 40, ,921 Centro Occidente 13,750 15,125 16,638 18,301 20,131 83,945 Centro Sur 8,205 9,026 9,928 10,921 12,013 50,093 Oriente 9,036 9,940 10,934 12,027 13,230 55,167 Sureste 8,723 9,595 10,555 11,610 12,771 53,254 Bajío 17,405 19,146 21,060 23,166 25, ,260 Golfo Centro 10,272 11,299 12,429 13,672 15,039 62,711 Centro Oriente 11,998 13,198 14,518 15,969 17,566 73,249 Peninsular 14,151 15,566 17,123 18,835 20,718 86,393 Jalisco 7,689 8,458 9,304 10,234 11,257 46,942 Valle de México Norte 8,291 9,120 10,032 11,035 12,139 50,617 Valle de México Centro 75,580 83,138 91, , , ,424 Valle de México Sur 7,870 8,657 9,523 10,475 11,522 48,047 Medidores por año 292, , , , ,950 1,788,673 Inversión (Mdp) 980 1,078 1,186 1,305 1,435 5,984 Cuadro

24 Para ver un mayor detalle en cuanto a las pérdidas eléctricas en distribución, favor de ver el capítulo 8 de este documento. Confiabilidad de la Red El proyecto de adquisiciones que a continuación se presenta está ligado a realizar las inversiones necesarias para cumplir con la Ley de la Industria Eléctrica en cuanto a la eficiencia, calidad, confiabilidad, continuidad y seguridad del servicio como se describe en su artículo 4 párrafo II. En el cuadro 7.6 se muestran los alcances del proyecto. Acciones para Mejorar la Confiabilidad de la Red Componentes Total Kilómetros de Línea 3,229 4,082 4,315 4,188 4,210 20,024 Capacidad de Transformadores 50,621 64,012 67,640 65,700 66, ,063 Compensación 14,550 18,400 19,440 18,880 18,900 90,170 Cambio de Acometidas 36,478 46,125 48,750 47,340 47, ,233 Equipo Telecontrolado ,029 Seccionadores ,641 Restauradores ,941 Mejoras Globales 1,361 1,720 1,820 1,740 1,750 8,391 Cuadro 7.6 Paseo de la Reforma El corredor turístico de la Avenida Paseo de la Reforma de la Ciudad de México, ha sido objeto de inversiones cuantiosas en materia de infraestructura urbana y en los últimos años ha continuado el crecimiento en esta zona, modernizando inmuebles y construyendo nuevos desarrollos de oficinas corporativas, centros comerciales, hoteles, oficinas gubernamentales y complejos residenciales de gran lujo, etc. Actualmente el suministro de energía eléctrica en la zona se realiza con una red radial y con una red automática en baja tensión, cuyos servicios en su mayoría están contratados en baja tensión de la denominada Red Automática Reforma (construida en el periodo de los años 1950 a 1960). De acuerdo a las inspecciones físicas realizadas por la CFE, las fallas presentadas y los accidentes ocurridos en la red eléctrica del corredor Reforma, se derivan del deterioro de las instalaciones que cuenta con más de 50 años de operación, por lo que la vida útil está concluida. Además, su diseño permite la sobrecarga en algunos puntos de la red, situación que hace que se presenten fallas y accidentes al personal de CFE que realiza trabajos de reparación y mantenimiento, así como a la gente que transita por ese sector. 24

25 A continuación se muestran algunas imágenes en las que se pueden observar irregularidades como: Usos ilícitos de la energía, Rejillas de bóvedas dañadas por vehículos pesados, Instalaciones dañadas por obras en calles, Incumplimiento de normas de obra pública y del suministro de la energía eléctrica así como daños por terceros a la red de distribución, Imágenes 7.1 Daños a la infraestructura de la Avenida Paseo de la Reforma Conductores Fundidos Equipo de seccionamiento obsoleto. Banco de Transformación en instalaciones mal diseñadas. Obra civil inadecuada, mal diseñada Fuente: División Valle de México Centro Imagen 7.1 En las se muestran accidentes presentados en la red subterránea del Corredor Reforma del D.F. 25

26 Explosiones por fallas en la red del corredor Reforma. Imagen 7.2 Daños causados en el pavimento debido a corto circuito de la red de baja tensión, la cual se encuentra directamente enterrada en el piso. Estas fallas fueron publicadas en algunos diarios de circulación nacional, como se muestra a continuación: 2 lesionados por explosión de mufa en Paseo de la Reforma (15 NOV 2011) Los heridos ya fueron trasladados al hospital Rubén Leñero por elementos de la Cruz Roja y el ERUM Explosión de tres mufas causa caos vial, apagón e intoxicados en Reforma (26 NOV 2011) Más de 40 mil personas se vieron afectadas por el corte de energía 26

27 ago-14 sep-14 oct-14 nov-14 dic-14 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 ago-15 sep-15 oct-15 nov-15 dic-15 ene-16 feb-16 mar-16 abr-16 may-16 jun-16 jul-16 ago-16 sep-16 oct-16 nov-16 dic-16 Aunado a lo anterior y considerando lo obsoleto de los equipos actualmente instalados y al envejecimiento natural de la red eléctrica en Media y Baja Tensión existente, es necesaria la modernización y reestructuración de dicha red en el área de influencia del corredor turístico reforma. Programa del proyecto Av. Paseo de la Reforma. PROGRAMA GENERAL DE EJECUCIÓN No CONCEPTO 1 INGENIERIA 2 SUMINISTROS Materiales ( cables de media tensión y accesorios) Materiales Medición Equipos (Seccionadores y Transformadores) 3 CONSTRUCCIÓN 3 Instalación de ductos Instalación de registros MT/BT y bóvedas 3 Obra Electromecánica Instalación de circuito de media tensión Instalación de circuito de baja tensión Instalación de transformadores Instalación de seccionadores y transfer Cuadro 7.7 La inversión requerida para concluir el proyecto en 2016 es de 287 millones de pesos El proyecto comprende Obra Civil, Obra electromecánica y Remplazo de la medición como se muestra a continuación: Metas físicas del proyecto Componentes Etapa I Etapa II Metros de banco de ductos 66,712 85,012 Seccionadores Transformadores Derivadores múltiples de 5 vías Equipos de transferencia automática Registros tipo RMTB-3 para alojar derivadores de baja tensión Metros de cable XLPE Cu para 23 kv. 227, ,627 Cuadro 7.8 Con una inversión de 1,432 millones de pesos en tres años que inicio a partir de 2014 y con fecha de entrada en operación en El área del proyecto se muestra en la imagen

28 Imagen 7.3 La primera etapa comprende el polígono entre las Avenidas Insurgentes, Chapultepec, Circuito Interior Melchor Ocampo y Villalongin, la segunda etapa comprende entre las Avenidas Insurgentes, Chapultepec, Eje Central Lázaro Cárdenas, Paseo de la Reforma y Puente de Alvarado. El avance a la fecha se muestra a continuación cuadro 7.9: Ponderado Concepto Fecha Total % por concepto Inicio Termino 31/12/2014 2% Autorización presupuestal % 3% Avance financiero % 1% Levantamiento de obra civil y otras instalaciones % % Avance Total Ponderado 1% Censo de usuarios % 1% Ingeniería de detalle % 25% Obra civil instalación de ductos % 16.15% 30% Obra civil instalación de registros MT/BT y bóvedas % 8% Instalación de circuito de media tensión % 8% Instalación de circuito de baja tensión % 8% Instalación de transformadores % 14% Instalación seccionadores y transfer % Cuadro 7.9 Proyecto de Interconexión de la Isla de Holbox Está isla está localizada en el extremo norte del estado de Quintana Roo, perteneciente al municipio de Lázaro Cárdenas, 10 km frente a la costa noreste de la península de Yucatán. Tiene una extensión de 40 km de largo y 2 de ancho, y unos 34 km de playa hacia el norte. 28

29 Actualmente la isla de Holbox, se abastece de energía eléctrica con 4 plantas de 800 kw en generación de combustión interna a diesel en 440 V, con una capacidad instalada de 3200 kw y una planta móvil de 1800 kw. Los costos de generación, operación y mantenimiento de la Planta de Generación son de $ millones al año aproximadamente. Cuenta con 2 circuitos de distribución, con servicios unifamiliares, 23 servicios en media tensión. Se propone la construcción de un circuito en 34.5 kv aéreo de la S.E. Popolnah hasta la población de Chiquila (58.9 km) y continuara mediante un seccionador como circuito submarino (10.5 Km), hasta la S.E. Holbox futura para alimentar la red de distribución de Holbox, ver imagen 7.4. Imagen 7.4 Los costos estimados del proyecto se presentan en el cuadro 7.10 y son los que a continuación se muestran: 29

30 Costos al mes de Junio de 2015 del Catalogo de Precios de Referencia de la Comisión Reguladora de Energía (CATPRE) Cuadro 7.10 Se beneficiarán a servicios unifamiliares, 194 servicios comerciales en baja tensión y 24 servicios en media tensión; para prestar el servicio aproximadamente a 2000 habitantes, así como el desarrollo de la infraestructura turística a nivel nacional e internacional. Atención de la demanda normal proyectada al año 2024 de MW. Confiabilidad, continuidad y calidad en el servicio de energía eléctrica a la Isla. Obtención de Bonos de Carbono reduciendo emisiones de CO2. Interconexión al Sistema Eléctrico de Distribución de la DDP. Impacto Visual positivo como Empresa Socialmente Responsable Eliminación de los costos de operación y mantenimiento de la Planta de Generación Holbox, El costo por mes de combustible es de m³ x $/m³ = $ , que representa $ millones de pesos por año. Modernización de la medición La modernización del equipo de medición ofrece atributos adicionales como es la toma de lectura remota asegurando una facturación sin errores del servicio, desconexión y conexión remota, sobre todo para aquellos usuarios de difícil acceso o medidores concentrados, monitoreo en línea para detectar robos de energía, detección de fraudes, y por lo tanto, disminuir pérdidas, así como monitoreo y detección de los tiempos de interrupción y obtener los niveles de voltaje en cada uno de los usuarios que cuenten con este tipo de medidor. 30

31 A continuación se muestra en el cuadro 7.11 el alcance del proyecto: Programa de Modernización de la medición Años Total Mediciones modernizadas Reducción de pérdidas unitario (kwh) Balance Económico Reducción de pérdidas (GWh) Impacto en el indicador Inversión (MDP) 399 2,674 4,651 1,901 9,625 Beneficio anual (MDP) , ,179 Retorno de la inversión No Técnicas ,390 Técnicas Total anual ,431 Total Acumulada ,148 1,431 Anual 0.0% 0.1% 0.2% 0.1% Acumulada 0.0% 0.2% 0.4% 0.5% Cuadro 7.11 Red Eléctrica Inteligente (sistemas) Este proyecto se desarrollará mediante cinco proyectos que atenderán a las siguientes Divisiones de Distribución: Valles de México Golfo Norte, Golfo Centro y Bajío Baja California, Noroeste y Norte Jalisco, Centro Occidente y Centro Sur Oriente, Sureste, Centro Oriente y Peninsular 31

32 Con los componentes que a continuación de muestran cuadro 7.12: Componentes Operaciones de la Red Gestión de Activos y Trabajo Tecnología Consumidor Levantamiento en campo de activo Equipo de Medición Sistemas de Comunicación Módulos de las Redes Inteligentes OMS (Sistema para la Administración de Interrupciones) AMI (Infraestructura Avanzada de la Medición) DMS (Sistema para la Administración en Distribución) SCADA (Supervisión, Control y Adquisición de Datos) WFM (Administración de la Fuerza de Trabajo) AVL (Localización Automática de Vehículos) GIS (Sistema de Información Geográfica) adecuación de datos BI (Inteligencia de Negocios) Servidor WEB Bus de datos MDM (Administración de Datos de la Medición) CIS (Sistema de Información al Cliente) Adecuación y desarrollo del IVR (Respuesta de Voz Interactiva) Cuadro 7.12 Este proyecto se explica con mayor detalle en el punto 12.1 de este documento. Equipamiento Operativo El objetivo es obtener el equipo e instalaciones operativas y administrativas adecuadas para el buen desempeño de las actividades del personal, como son los Edificios, Vehículos, Equipo de Laboratorio, Equipo de Cómputo y de Comunicaciones, estas necesidades se muestran en la tabla Metas físicas Concepto Total Edificios (Número de. mejoras) Vehículos (Número de unidades) ,842 Equipo de Laboratorio (Número de unidades) , , , , ,970 Computo (Número de equipos) 332 7,030 7,424 7,220 7,241 29,247 Comunicaciones (Número de equipos) 552 3,707 3,915 3,807 3,850 15,831 Cuadro

33 Demanda Incremental Es el resultado del análisis de las demandas históricas y actuales de las Redes Generales de Distribución para determinar la proyección del crecimiento en los próximos años, los cuales resultan de las mediciones a los equipos existentes. De los estudios realizados en el corto plazo (5 años), en el cuadro 7.14 podemos observar las metas físicas para los próximos años. Metas programadas en proyectos de las Divisiones de Distribución 1/ Año Líneas km-c Subestaciones Compensación 230 kv - 69 kv MVA 230 kv - 69 kv Mvar 230 kv - 69 kv Total 3,068 1, / Las metas físicas reportadas de 230 kv, son las asociadas a transformación de muy alta a media tensión Ver detalle en el Anexo 1 Reducción pérdidas PIDIREGAS Cuadro 7.14 Este tipo de proyectos permitirá reducir las pérdidas de energía, optimizarán el uso de la energía, derivado de la regularización de servicios ilícitos y aumentaran la facturación, además de garantizar en el corto plazo el suministro de energía eléctrica, con la calidad, confiabilidad y seguridad requeridas, adicionalmente permitirá reducir los costos operativos y en la optimización del sistema eléctrico por la instalación de medidores inteligentes. Para tal efecto se muestra el cuadro 7.15 a continuación. Metas físicas del proyecto Medidores Transformadores de distribución kva Líneas de Media y Baja Tensión km-c Ver detalle en el Anexo 2 Cuadro Obras e inversiones con financiamiento externo (PIDIREGAS) Con la finalidad de construir las obras que permitan atender el crecimiento normal de usuarios y recuperar a su vez parte del rezago en inversiones, se han estructurado 33

34 paquetes de Proyectos de Infraestructura Productiva a Largo Plazo (PIDIREGAS) integrados por obras que presentan los mejores resultados en su evaluación financiera. En todos los casos se garantiza que al entrar en operación estas obras los ingresos generados sean suficientes para el pago de capital e intereses. A partir de 2013 la Subdirección de Distribución participa, con la coordinación de la Subdirección de Programación, en la gestión de la autorización, por parte de SENER y SHCP, de los programas y proyectos de Distribución registrados en el POISE. En los cuadros 7.16 a 7.26 se presentan las metas físicas de los diferentes paquetes. El cuadro 7.16 presenta el paquete de la Serie 900 que se autorizó en el ejercicio fiscal de 2004 con el nombre 914 División Centro Sur. Este paquete considera la construcción la instalación de 20 MVA, necesarios para atender el crecimiento de la demanda de las zonas de distribución San Cristóbal y Tapachula. Metas programadas en paquetes de la Serie 900 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 914 DIVISION CENTRO SUR mar Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.16 Los paquetes de la Serie 1100, se autorizaron en junio de Se indican en el cuadro Estos proyectos consideran 26 km-c y 60 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Guasave, Culiacán, Acapulco e Iguala. Metas programadas en paquetes de la Serie 1100 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 1120 NOROESTE may CENTRO SUR sep Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.17 En junio de 2006 se integraron los paquetes de la Serie 1200, los cuales se muestran en el cuadro Consideran 224 km-c y 100 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Navojoa, Moctezuma, Casas Grandes, Ciudad Juárez, Guadalajara, Los Altos, Mante, Puebla, Tlaxcala, Teziutlán, Tuxtla Gutiérrez, Chontalpa, Oaxaca y Huatulco. 34

35 Metas programadas en paquetes de la Serie 1200 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 1210 NORTE - NOROESTE mar NORESTE - CENTRAL feb NORESTE - CENTRAL jun SUR - PENINSULAR may SUR - PENINSULAR jul Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.18 La Serie 1300 se integró en junio de 2007 y sus proyectos se presentan en el cuadro Consideran 93 km-c y 50 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución Huejutla, Mérida y Cancún. Metas programadas en paquetes de la Serie 1300 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 1321 DISTRIBUCIÓN NORESTE mar DISTRIBUCIÓN SUR may Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.19 En junio de 2008 se integraron los paquetes de la Serie 1400, los cuales se muestran en el cuadro Consideran 2 km-c y 60 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Los Mochis, Obregón, Poza Rica y Teziutlán. Metas programadas en paquetes de la Serie 1400 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 1420 DISTRIBUCIÓN NORTE may DISTRIBUCIÓN SUR oct Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.20 En junio de 2009 se integraron los paquetes de la Serie 1500, los cuales se indican en el cuadro Consideran 14 km-c y 90 MVA para atender la demanda de las zonas de distribución, Navojoa, Cd. Obregón y Veracruz. 35

36 Metas programadas en paquetes Serie 1500 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar 1520 DISTRIBUCIÓN NORTE jun DISTRIBUCIÓN SUR mar Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.21 En junio de 2010 se integraron los paquetes de la Serie 1600, los cuales se presentan en el cuadro Consideran 63 km-c y 190 MVA para atender la demanda de las Zonas de Distribución Reynosa, Sabinas, Guaymas, Hermosillo, Culiacán, Camargo, Delicias, Jalapa, Mérida y Los Ríos. Metas programadas en paquetes de la Serie 1600 Proyecto FEO ¹/ km-c MVA Mvar 1621 DISTRIBUCIÓN NORTE - SUR dic Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.22 En junio de 2011 se integraron los paquetes de la Serie 1700, los cuales se muestran en el cuadro Consideran 197 km-c y 553 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Valle de México Centro y las zonas Culiacán, Guasave, Guaymas, Nogales, Reynosa, Casas Grandes, Cuauhtémoc, Torreón, Chihuahua, Saltillo, Nuevo Laredo, Monterrey, Tampico, Coatzacoalcos, Papaloapan, Cancún y Campeche. Metas programadas en paquetes de la Serie 1700 Proyecto FEO ¹ / km-c MVA Mvar 1720 DISTRIBUCIÓN VALLE DE MÉXICO dic DISTRIBUCIÓN NORTE dic DISTRIBUCIÓN SUR dic Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.23 En junio de 2012 se integraron los paquetes de la Serie 1800, los cuales se indican en el cuadro Consideran 172 km-c y 890 MVA, para atender la demanda de las Divisiones de Distribución Valle de México Norte, Centro y Sur, además de las zonas Cuernavaca, Nogales, Torreón, Chihuahua, Gómez Palacio, Metropolitana Norte, Metropolitana Sur, Tampico, San Luis Potosí, Aguascalientes y Querétaro. 36

37 Metas programadas en paquetes de la Serie 1800 Proyecto FEO ¹ / km-c MVA Mvar 1820 DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN DEL VALLE DE MÉXICO dic DIVISIONES DE DISTRIBUCIÓN dic Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.24 En junio de 2013 se integraron los paquetes de la Serie 1900 para atender los crecimientos de la demanda de las zonas Piedras Negras, Monterrey, Tampico, Montemorelos, Hermosillo, Carmen, Poza Rica, Jalapa, Torreón y Chihuahua, así como para abatir las pérdidas de energía de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente estos proyectos están autorizados y en construcción para entrar en operación en el periodo de enero a diciembre de Estos proyectos se muestran en el cuadro 7.25, consideran 39 km-c en alta tensión y 320 MVA. Metas programadas en paquetes de la Serie 1900 Proyecto FEO ¹ km-c AT MVA Mvar 1920 SUBESTACIONES Y LINEAS DE DISTRIBUCION dic Total / Fecha de entrada en operación Cuadro 7.25 En junio de 2014 se integraron los paquetes de la Serie 2000 para atender los crecimientos de la demanda de las zonas Matehuala, Puerto Vallarta, Ciudad Guzmán, Aguascalientes, Costa, Monterrey, Atlacomulco, Valle de Bravo, Altamirano, San Luis Rio Colorado, Villa Constitución, Culiacán, Los Mochis, Ciudad del Carmen, Riviera Maya, Tlaxcala, Veracruz, Villahermosa, Los Ríos, Acapulco, Papaloapan, Coatzacoalcos, Chilpancingo y Morelos, así como para abatir las pérdidas de energía de Distribución mediante el reemplazo de medidores obsoletos y en algunos casos la red de media y baja tensiones en el Valle de México y regiones del Bajío y Norte del país. Actualmente estos proyectos están autorizados y registrados ante la SHCP en el PEF Entrarían en operación en el periodo de diciembre de 2017 a diciembre de Estos proyectos se muestran en el cuadro 7.26 y consideran 314 km-c en alta tensión y de redes en media tensión y 359 MVA. Metas programadas en paquetes de la Serie 2000 Proyecto FEO ¹ km-c MVA Mvar SLT 2020 Subestaciones Líneas y Redes de Distribución Total dic Ver detalle en el Anexo 1 1/ Fecha de entrada en operación 37

38 Cuadro

39 7.3 Nuevos proyectos PIDIREGAS a incorporar en el PEF 2016 Con estos proyectos se pretende atender la demanda incremental conforme a las metas que a continuación se relacionan: Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas Concepto Unidad Cantidad Capacidad de Transformación MVA 48 Transformadores de distribución Pieza 2,629 Líneas de media tensión 23 y 13.8 kv km-c 409 Medidores Pieza 229,041 Recuperación en energía GWh 141 Ver anexo 3 Cuadro Estrategias de la Reducción de Pérdidas de Energía Eléctrica en Distribución Reducción de pérdidas de distribución Las pérdidas de energía eléctrica se clasifican en técnicas y no-técnicas en función de su origen. Las primeras se producen por el calentamiento de los elementos del sistema que la conducen y la transforman, y las no-técnicas se presentan principalmente en la comercialización derivado de los usos ilícitos, fallas de medición y errores de facturación. Se ha establecido como meta a partir de 2024, alcanzar un nivel de pérdidas comparable con estándares internacionales de 8.0%. A fin de lograr lo anterior, se lleva a cabo su reducción gradual para alcanzar el valor objetivo de 8.0% en todo el proceso transmisióndistribución. Lo anterior está reflejado en el documento del Desarrollo del Mercado Eléctrico de la CFE en el pronóstico de consumo de energía eléctrica. Este pronóstico incluye las políticas de reducción de pérdidas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía y el ahorro en el consumo final de energía del Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía (PRONASE). Para cumplir con ello, en la Subdirección de Distribución se establecieron programas, proyectos y acciones para su abatimiento y control, destacando: Pérdidas técnicas: o Transferencia de cargas entre circuitos o Construcción de nuevas troncales o Instalación de equipos de compensación de reactivos (fijos y controlados) 39

40 o Instalación de equipos de seccionamiento o Reordenamiento de la red de media tensión o Recalibración de circuitos o Construcción de enlaces entre circuitos de diferentes subestaciones o Seguimiento al programa de monitoreo de transformadores de distribución o Reemplazo de transformadores obsoletos o Creación de nuevas áreas y mejora de las existentes Pérdidas no-técnicas: o Mejora efectiva en la calidad de la facturación o Cumplimiento del calendario de eventos comerciales, incluyendo corte, reconexión y retiro oportuno de suministros o Detección oportuna de las anomalías en media y alta tensión (dentro del mismo mes de facturación) o En las divisiones con bajos índices de pérdidas, mantener el control del indicador mediante la oportuna atención del reporte de anomalías o Detección y atención de anomalías mediante selección estadística (automatizada) de servicios a verificar o Ordenar el proceso de comercialización de la energía, incluyendo los sistemas informáticos de gestión, procesos operativos, así como la verificación y control de servicios en campo del Valle de México o Agilizar la modernización y reubicación de medidores al límite de propiedad de los servicios susceptibles a usos ilícitos por intervención de acometida o medidor en el Valle de México o Continuar con los programas especiales de detección de anomalías encaminados a la recuperación de energía perdida, mediante ajustes a la facturación o Regularización de servicios en áreas de conflicto social con la intervención de autoridades competentes y acercamiento a la comunidad con el apoyo del área de Comunicación Social de CFE o Programas masivos de ahorro de energía, principalmente en sectores sociales de bajos recursos que desalienten el uso ilícito como principal método de la disminución de su facturación o Continuar con la implementación de nuevas tecnologías de la medición, dando prioridad a la reubicación de la medición en el poste tipo AMI o Reforzar la aplicación del diagnóstico de los medidores en servicios de media tensión o Implementar programas de acercamiento al cliente para la atención de la problemática social asociada al suministro de energía eléctrica en el Valle de México o Sustitución de los medidores electromecánicos por electrónicos 40

41 Porcentaje de pérdidas técnicas y no técnicas de energía en el proceso de distribución 8.2 Evolución de las pérdidas de energía de distribución Derivado de la reciente creación de las Divisiones del Valle de México, los resultados de pérdidas se muestran de forma independiente. El cuadro 8.1 refleja el comportamiento de las pérdidas en el SED de las Divisiones de Distribución en Año Recibida (GWh) Pérdidas de energía (GWh) en distribución Entregada (GWh) Pérdidas (GWh) Divisiones del interior del país (%) Recibida (GWh) Entregad a (GWh) Pérdidas (GWh) Divisiones del Valle de México 1/ (%) , ,509 15, ,205 29,954 7, , ,347 16, ,843 30,044 8, , ,611 15, ,554 29,622 9, , ,030 16, ,546 29,645 10, , ,917 17, ,794 30,329 11, , ,750 19, ,139 30,577 12, , ,839 20, ,206 30,902 14, , ,094 21, ,745 31,181 14, , ,076 21, ,186 31,651 14, , ,968 23, ,354 31,372 13, , ,308 23, ,723 31,919 14, , ,225 25, ,463 33,475 14, , ,876 25, ,875 34,798 14, , ,899 25, ,670 35,966 12, , ,778 24, ,351 36,124 12, / Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca Cuadro % 16% 15% 14% 13% 12% 11% 10% 9% Evolución y meta de pérdidas de energía (GWh) en distribución 11.62% 11.01% 11.22% 11.55% 11.70% 11.79% 10.60% 12.46% 16.10% 15.86% 15.33% 14.64% 13.85% 12.79% 11.91% 10.97% % Real Meta Diagrama

42 Las pérdidas de energía del Valle de México, incluyendo las áreas correspondientes a los estados de Hidalgo y Morelos, muestran una disminución al cierre de El nivel registrado fue de 28.8%, el cual representa un total de 14,077 GWh. Se espera reducir este valor en los años subsecuentes, considerando las estrategias que se han establecido para la modernización de la red eléctrica en la zona centro del país. En los países miembros de la Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económico (OCDE), el promedio de pérdidas de energía es de 6%. En 2014, las pérdidas técnicas fueron de 16,069 millones de kwh, lo que equivale a un nivel de 5.98%. El valor económico de las pérdidas técnicas asciende a 16,065 millones de pesos, estimación basada en el costo interno de transferencia. En 2014, las pérdidas no técnicas fueron de 21,117 millones de kwh, lo que equivale a un nivel de 7.87%. El valor económico de las pérdidas no técnicas asciende a 33,318 millones de pesos, estimación basada en el precio medio de venta. Evolución de las pérdidas de energía % 14.64% 13.85% 6.68% 5.99% 5.98% 8.65% 8.65% 7.87% Total Pérdidas Técnicas Pérdidas no Técnicas Diagrama Metodología para la estimación de pérdidas de distribución De la experiencia obtenida en la implementación de los programas especiales de control y reducción de pérdidas de energía a nivel nacional, se desprende la imperiosa necesidad de evaluar sistemáticamente estos programas. Para el caso particular del SED, se ha comprobado que solamente a través del cálculo de las pérdidas de energía en cada componente, se pueden efectuar acciones que permitan mejorar los resultados. El modelo adoptado por CFE para el control y la reducción de pérdidas de energía en el SED, incorpora métodos de cálculo para las pérdidas de energía en cada componente y 42

43 utiliza un enfoque moderno, especialmente en el conjunto red secundaria-acometidamedidor, con base en el muestreo estadístico de la medición del perfil de carga obtenido en el secundario de los transformadores de distribución. Las pérdidas técnicas se presentan en líneas de alta tensión de distribución, transformadores de potencia, circuitos de distribución de media tensión, transformadores de distribución, redes de baja tensión, acometidas y medidores. A su vez, como ya se mencionó, las pérdidas no-técnicas se originan principalmente en el proceso comercial: fallas de medición, errores de facturación y usos ilícitos. Su valor se determina por la diferencia entre las pérdidas registradas en el balance de energía y las pérdidas técnicas (calculadas internamente). Una vez que se clasifican las pérdidas en técnicas y no-técnicas, se establecen los mecanismos de control y evaluación necesarios para mejorar la planificación, diseño y operación del SED. Lo anterior permite identificar las áreas de oportunidad para la inversión en programas específicos de reducción de pérdidas. 8.4 Proyectos de inversión propuestos para reducir pérdidas Como parte de la estrategia de reducción de pérdidas de energía y modernización de la medición, se ha propuesto para 2016 y 2017 un proyecto de inversión en distribución, el cual considera el reemplazo de medidores obsoletos y en su caso, sustitución de redes de media y baja tensiones en el Valle de México y región Oriente del país. Con este proyecto se pretende modernizar la medición de servicios a través de una infraestructura avanzada de medición (AMI por sus siglas en inglés de Advanced Metering Infraestructure), mediante la cual el proceso de comercialización de la energía eléctrica se llevará a cabo de manera automatizada. Véase cuadro siguiente. Metas físicas propuestas en el Proyecto de Reducción de Pérdidas Concepto Unidad Cantidad Capacidad de Transformación MVA 48 Transformadores de distribución Pieza 2,629 Líneas de media tensión km-c 409 Medidores Pieza 229,041 Recuperación de energía GWh 141 Ver anexo 3 Cuadro 8.2 Actualmente se tienen en proceso los estudios para otros proyectos, los cuales se implantarán a partir de 2018 y permitirán cumplir con la meta del 8% de pérdidas en energía al

44 Cabe mencionar que esta infraestructura (eléctrica, de comunicaciones y medición) facilitará que el sistema de distribución se integre a la Red Inteligente de CFE, de acuerdo a lo establecido en el mapa de ruta de la alta dirección. 9. Tiempo de Interrupción por Usuario en Distribución Uno de los indicadores que CFE utiliza para medir la calidad en el suministro de energía eléctrica entregada a sus clientes es el Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU). Éste indica el tiempo medio de interrupción que soportan los clientes en un área geográfica delimitada, la cual puede ser una zona de distribución, una División o al nivel nacional. Este indicador se obtiene de multiplicar el tiempo de interrupción por el número de usuarios afectados por esa interrupción, entre el número de usuarios totales del área para la cual se determina el índice (Área, División, zona, etc.). Es el equivalente del SAIDI por sus siglas en inglés (System Average Interruption Duration Index), el cual se utiliza en otras empresas eléctricas al nivel mundial. En la gráfica 9.1 se puede apreciar la evolución histórica del TIU a nivel nacional, exceptuando las Divisiones del Valle de México. Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país (Sin considerar las del Valle de México) Gráfica 9.1 El Proyecto de Telecontrol de Redes de Distribución Aéreas (EPROSEC) de las 13 Divisiones de Distribución (sin considerar las del Valle de México), tiene como objetivo disminuir el TIU mediante la reducción del tiempo de restablecimiento y reducción de clientes afectados. 44

45 Tiene como finalidad proporcionar al cliente el suministro de energía eléctrica de calidad, en específico en lo correspondiente al restablecimiento oportuno. Dicho plan se inició en Su objetivo general es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 32 minutos en las 13 divisiones del interior del país para Los objetivos específicos son instalar 33,686 equipos al A diciembre de 2014 operaban 13,178 EPROSEC. La meta a diciembre de 2015 para las Divisiones del Valle de México, es instalar 5,609 equipos. A diciembre de 2014 se tenían en operación 4,748, los cuales representan 84.6 por ciento. En 2014 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de minutos. El objetivo es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU para alcanzar un valor menor de 45.9 minutos en 2015 y proyectado a 2016 de minutos. La información desglosada por División se puede observar en el cuadro 9.1 Metas físicas del EPROSEC División de Distribución Total de EPROSEC necesario para el proyecto Total de equipo en operación en 2014 Porcentaje de avance Interior del país 1/ Baja California Noroeste 3, Norte 2,443 1, Golfo Norte 4,320 2, Golfo Centro 2, Bajío 2,293 1, Jalisco 3, Centro Occidente 2,472 1, Centro Sur 2,527 1, Centro Oriente 1, Oriente 2, Sureste 3, Peninsular 1, Subtotal 33,686 13, Valle de México 2/ Valle de México Norte Valle de México Centro Valle de México Sur Centro Sur 3/ Centro Oriente 4/ Subtotal 5,609 4, / Meta EPROSEC a / Meta EPROSEC a / Incluye la Zona Cuernavaca 4/ Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula Cuadro

46 10. Generación Distribuida en Distribución Antecedentes La Generación Distribuida (GD) por lo general se refiere a la energía eléctrica generada por medio de pequeñas fuentes de energía en puntos diversos, los cuales se caracterizan por su instalación cercana al consumo del usuario y se conecta o no a las instalaciones de servicio público. Sus características generales son: Impactan en la red eléctrica, ya que reducen el transporte desde los centros de generación hasta las redes de distribución La energía generada se destina para el autoconsumo y en pocos casos se revierten flujos hacia la red de distribución Las potencias estándar a instalar para pequeños productores están en un rango de 0.5 kw hasta los 500 kw. Expectativa En años recientes ha aumentado mucho el desarrollo de este tipo de proyectos, principalmente de los que utilizan fuentes de energía renovable. Desde 2010 y hasta el primer semestre de 2013 se han atendido 145 solicitudes de interconexión de proyectos de generación en Distribución, los cuales representan una capacidad promedio anual de 210 MW. Se encuentran actualmente en operación e interconectadas al Sistema Eléctrico Nacional 83 centrales, de las cuales 19 están conectadas en redes de media tensión de distribución con una capacidad de 110 MW, lo que representa el 22% del total de las centrales conectadas. Esto se detalla en el cuadro Número de Centrales Operando desde 2010 por Tipo de Contrato Tipo de Contrato Cantidad Capacidad (MW) Autoabastecedor Cogenerador Pequeño Productor Total Cuadro Efectos en las redes de distribución Debido a que la GD se conecta a la red de media tensión de distribución, cada vez se dedican más esfuerzos al estudio de su impacto, conforme se avanza en el grado de penetración. El crecimiento de este tipo de proyectos implicará ajustar los criterios de la 46

47 operación y planificación del sistema eléctrico de distribución, a fin de garantizar la confiabilidad y seguridad del mismo en lo relacionado a las protecciones, la operación y el mantenimiento. Las protecciones deberán implementar esquemas bidireccionales, que consideren flujos de potencia a través de la red eléctrica, los cuales se pueden invertir bajo diferentes condiciones de demanda. En lo que respecta a operación y mantenimiento, al pertenecer al usuario una parte de la red eléctrica, se hace necesario implementar programas y esquemas para asegurar su confiabilidad, minimizando los posibles riesgos para el usuario Ventajas y Desventajas Conforme este tipo de generación incremente su penetración en la generación que requiere el sistema eléctrico, se prevén las siguientes: Ventajas: Ayuda a la conservación del medio ambiente al utilizar fuentes de energía renovables, ya que disminuye las emisiones de CO2 al evitar la generación con combustibles fósiles Descongestionan los sistemas de transporte de energía eléctrica en la red de alta tensión Aplazan la necesidad de inversiones en los sistemas de transmisión En baja tensión permite disponer de una reserva en la capacidad instalada del suministrador Disminuye los costos de mantenimiento en los elementos de la red de distribución, (transformadores, cuchillas, líneas, fusibles, etc.) Desventajas: Las fuentes de energía intermitentes, eólica y solar, implican la necesidad de incrementar la capacidad firme disponible para respaldar las variaciones de la generación asociadas a la intermitencia Aportan fluctuaciones de voltaje y corriente (Calidad de la Energía) que afecta a los consumidores vecinos Requieren sistemas de adquisición y administración de datos más complejos y de mayor costo Alto costo de la inversión inicial 10.3 Granjas Solares Urbanas (GSU) como parte de la generación distribuida Consisten en generar parcialmente la energía eléctrica consumida por los usuarios del servicio público en el mismo sitio de la demanda, mediante la instalación de paneles solares, interconectados en la modalidad de granja colectiva de generación. 47

48 Estos proyectos aprovechan la radiación solar para generar energía limpia y utilizan los espacios libres dentro de los predios destinados a desarrollos tales como: Fraccionamientos residenciales Centros comerciales Alumbrado público de fraccionamientos, avenidas y parques Destacan los siguientes beneficios: Reducción en el consumo de combustibles fósiles Reducción de las emisiones de CO2 a la atmósfera Pueden reducir los costos para el usuario final de la energía eléctrica, cuando este paga íntegramente el costo de suministro Suministran el 25% y 50% de la demanda requerida por la carga Los esquemas de financiamiento a través de Hipotecas Verdes, permiten dotar a estos desarrollos de energía eléctrica mediante paneles y calentadores solares, así como sistemas de uso eficiente del agua. Las GSU serán una fuente comunitaria de generación renovable, de forma que un conjunto de personas físicas o morales podrán generar parte de la energía eléctrica que consumen, compartiendo obligaciones y derechos que se deriven de la operación de las mismas, prorrateando entre ellos de manera proporcional, la energía generada. Actualmente está en promoción el desarrollo de GSU, mediante pláticas con desarrolladores de vivienda para que se implementen en sus proyectos, con el apoyo de las Divisiones de Distribución. 11 Electrificación Rural Evolución de la Electrificación. El 14 de agosto de 1937 fue creada la CFE, siendo Presidente el Gral. Lázaro Cárdenas del Río. Este hecho constituyó un factor clave para el desarrollo social y económico del país, ya que en ese entonces solamente el 38.2% de la población contaba con electricidad, debido a que se privilegiaba a los mercados más redituables, entre ellos los centros urbanos. En 1960, 23 años después de crearse CFE, solo el 44% de la población contaba con electricidad. Esta situación favoreció que el entonces presidente Adolfo López Mateos, nacionalizara la industria eléctrica el 27 de septiembre de ese año. 48

49 Millones En años después el país tiene una cobertura eléctrica al cierre de 2014 del 98.43% de la población, con un servicio confiable, continuo y de calidad, lo cual representa ,191 habitantes que cuentan con el servicio de energía eléctrica, estando aún pendientes de electrificar 1 917,774 habitantes, o sea, el 1.57% del total de la población, tanto en el ámbito rural como urbano, ver gráfica 11.1 Evolución de la cobertura del servicio de energía eléctrica Gráfica Poblacion total Poblacion beneficiada 97.6% 97.9% 98.1% 98.2% 98.43% % % 73.2% % % % 33.8% 36.2% 39.9% 40.7% Pobreza energética De acuerdo al Plan Nacional de Desarrollo en lo referente a los derechos sociales de todos los mexicanos y en particular al acceso de servicios básicos tales como el suministro de energía eléctrica, CFE proporciona el servicio a las poblaciones que aún carecen de él mediante los programas y mecanismos definidos para tal fin. Lo anterior permite fomentar el desarrollo económico y social de la población. En la gráfica 11.2 se muestra el porcentaje de la población que carece del servicio de energía eléctrica por entidad federativa 49