PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO 2007 2016

PROGRAMA DE OBRAS E INVERSIONES DEL SECTOR ELÉCTRICO 2007 2016 Subdirección de Programación Gerencia de Programación de Sistemas Eléctricos

Comisión Federal de Electricidad Alfredo Elías Ayub Director General Florencio Aboytes García Subdirector de Programación Gonzalo Arroyo Aguilera Gerente de Programación de Sistemas Eléctricos Isaac Jiménez Lerma Gerente de Evaluación y Programación de Inversiones Jorge B. García Peña Gerente de Estudios Económicos

Por sus aportaciones para la elaboración de este documento agradecemos a: Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía CFE Subdirección de Distribución CFE Subdirección de Generación CFE Subdirección de Transmisión y Transformación CFE

ÍNDICE página INTRODUCCIÓN i RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016 iii PREMISAS v 1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1-1 1.1 Introducción 1-1 1.2 Supuestos básicos 1-1 1.2.1 Macroeconómicos 1-1 1.2.2 Población y vivienda 1-2 1.2.3 Precios de electricidad 1-3 1.2.4 Precios de combustibles 1-4 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración 1-4 1.2.6 Otros supuestos 1-4 1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento 1-4 2006-2016 1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006-2016. Escenario de 1-7 planeación 1.4.1 Distribución de la demanda máxima bruta en 2005 1-7 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 1-8 2006-2016 1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006-2016 1-10 1.4.4 Escenarios de crecimiento de las ventas de energía del servicio 1-12 público 2006-2016 1.4.5 Consumo de cargas autoabastecidas 1-14 1.4.6 Exportación e importación de CFE 1-15 2. INFRAESTRUCTURA ACTUAL DE GENERACIÓN Y TRANSMISIÓN 2-1 2.1 Evolución del sistema 2-1 2.2 Estructura del sistema de generación 2-1 2.2.1 Capacidad efectiva instalada 2-1 2.2.2 Principales centrales generadoras 2-3 2.2.2.1 Centrales hidroeléctricas 2-5 2.2.2.2 Centrales a base de hidrocarburos 2-5 2.2.2.3 Centrales carboeléctricas 2-5 2.2.2.4 Central dual 2-5 2.2.2.5 Centrales geotermoeléctricas 2-5 2.2.2.6 Central nucleoeléctrica 2-5 2.2.2.7 Centrales eoloeléctricas 2-5 2.2.3 Productores independientes de energía (PIE) 2-5 2.2.4 Autoabastecimiento y cogeneración 2-6 2.2.5 Autoabastecimiento remoto 2-6

ÍNDICE página 2.3 Generación bruta en 2005 2-7 2.4 Capacidad de transmisión en el Sistema Eléctrico Nacional 2-7 3. PLANIFICACIÓN DE LA GENERACIÓN 3-1 3.1 Aspectos principales de la planificación a largo plazo 3-1 3.2 Conceptos de margen de reserva (MR) 3-2 3.3 Proyectos de autoabastecimiento y cogeneración 3-3 3.3.1 Temporada abierta de proyectos eoloeléctricos para 3-3 autoabastecimientos 3.3.2 Evolución de la capacidad de autoabastecimiento y 3-4 cogeneración 3.3.3 Autoabastecimiento remoto 3-4 3.4 Retiros de capacidad 3-6 3.5 Proyectos de Rehabilitación y Modernización (RM) 3-7 3.6 Disponibilidad del parque de generación 3-10 3.7 Catálogo de proyectos candidatos 3-11 3.8 Participación en el cambio climático 3-14 3.9 Adiciones de capacidad para el servicio público 3-15 3.9.1 Participación de las tecnologías de generación en el programa 3-15 de expansión 3.9.2 Capacidad en construcción o licitación 3-17 3.9.3 Capacidad adicional 3-19 3.10 Evolución de la capacidad del servicio público 3-20 3.10.1 Repotenciaciones 3-25 3.10.2 Centrales eoloeléctricas 3-25 3.10.3 Centrales carboeléctricas 3-25 3.10.4 Participación de tecnología en la expansión 3-25 3.11 Evolución de la capacidad del Sector Eléctrico (SE) 3-26 3.12 Margen de reserva de capacidad 3-27 3.13 Margen de reserva de energía 3-29 3.14 Posibilidades de diversificar las fuentes de generación 3-30 3.15 Oportunidades de participación de los particulares en la generación de 3-31 electricidad 3.16 Evolución esperada de la generación bruta y requerimientos de 3-32 combustibles 3.16.1 Restricciones ecológicas 3-33 3.16.2 Eficiencia termoeléctrica 3-34 3.16.3 Composición de la generación bruta para servicio público 3-36 3.16.4 Requerimiento de combustibles 3-37 4. PLANIFICACIÓN DE LA TRANSMISIÓN 4-1 4.1 Introducción 4-1 4.2 Metodología para expandir la red de transmisión 4-1 4.2.1 Plan de transmisión de mínimo costo 4-1 4.2.2 Escenarios de demanda 4-1 4.2.3 Desarrollo del plan de transmisión para el año horizonte 4-1

ÍNDICE página 4.2.4 Ubicación en el tiempo de los proyectos de transmisión 4-2 4.2.5 Mínimo costo 4-2 4.2.6 Análisis de rentabilidad de los proyectos 4-2 4.2.7 Cálculo de los beneficios y costos 4-2 4.3 Expansión de la red de transmisión 4-2 4.4 Descripción de las obras principales 4-5 4.4.1 Líneas de transmisión 4-5 4.4.2 Subestaciones 4-7 4.4.3 Equipo de compensación 4-11 4.5 Obras e inversiones con financiamiento externo 4-14 4.5.1 Obras de subtransmisión con financiamiento externo 4-18 4.6 Capacidad de transmisión entre regiones 4-20 4.7 Descripción de las redes de transmisión asociada a centrales 4-25 4.7.1 Red de transmisión asociada a la central de TG 4-25 Baja California II 4.7.2 Red de transmisión asociada a la repotenciación de 4-26 Valle de México U2 4.7.3 Red de transmisión asociada a la repotenciación de 4-27 Valle de México U3 4.7.4 Red de transmisión asociada a la central de CC Agua Prieta II 4-28 4.7.5 Red de transmisión asociada a la central eoloeléctrica La Venta III 4-29 4.7.6 Red asociada a la central Carboeléctrica del Pacífico 4-30 4.7.7 Red asociada a la central de CC Norte II (Chihuahua) 4-31 4.7.8 Red de transmisión asociada al proyecto de temporada abierta 4-32 y a los proyectos eólicos Oaxaca II, III y IV 4.8 Pérdidas de energía 4-33 4.8.1 Pérdidas de energía en el nivel de transmisión 4-33 4.8.2 Pérdidas de energía en el nivel de distribución 4-33 5. REQUERIMIENTOS DE INVERSIÓN 2007-2016 5-1 6. EFECTOS DE ESCENARIOS ALTERNOS DEL MERCADO ELÉCTRICO 6-1 6.1 Mercado eléctrico 6-1 6.1.1 Pronóstico del consumo de electricidad 6-1 6.1.2 Pronóstico del consumo autoabastecido 6-1 6.1.3 Pronóstico de ventas del servicio público 6-1 6.1.4 Escenario bajo 6-2 6.1.5 Escenario alto 6-4 6.2 Requerimientos de capacidad 6-5 6.2.1 Escenario alto 6-5 6.2.2 Escenario bajo 6-7 6.3 Margen de reserva y margen de reserva operativo 6-8 6.4 Evolución de la generación bruta y requerimientos de combustibles 6-10 fósiles 6.4.1 Generación bruta 6-10 6.4.2 Requerimiento de combustibles fósiles 6-11

ÍNDICE página ANEXO A POLÍTICA DE GENERACIÓN HIDROELÉCTRICA EN EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL A- 1 A.1 Antecedentes A- 1 A.2 Curva recomendada de niveles (CRN) en las GCH A- 2 A.3 Aportaciones hidráulicas A- 3 A.4 Degradación en potencia por unidad de energía extraída A- 5 A.5 Concepto de energía almacenada A- 6 A.6 Evolución histórica de la energía almacenada A- 7 A.7 Generación hidroeléctrica 2006-2016 A- 7 A.8 Política de operación 2006-2016 A- 8 ANEXO B VISIÓN A LARGO PLAZO EN LA PLANIFICACIÓN B- 1 B.1 Introducción B- 1 B.2 Metodología de planificación del SEN B- 1 B.2.1 Etapas del estudio de la expansión del sistema eléctrico B- 1 B.2.2 Etapas en los estudios de expansión del sistema de generación B- 3 B.2.3 Incorporación de los nuevos proyectos de autoabastecimiento B- 3 y cogeneración en el SEN B.2.4 Definición de la cartera de proyectos termoeléctricos B- 3 B.3 Política energética B- 4 B.3.1 Necesidad de cotas de expansión B- 4 B.4 Participación de las tecnologías de generación en el programa de expansión B- 5 de largo plazo B.4.1 Posibilidades de diversificar las fuentes de generación B- 5 B.4.1.1 Centrales nucleoeléctricas B- 5 B.4.1.2 Perspectiva de centrales carboeléctricas B- 6 B.4.1.3 Continuidad de la tecnología de ciclo combinado B- 6 B.4.1.4 Grandes centrales hidroeléctricas B- 6 B.4.1.5 Fuentes renovables B- 6 B.5 Planificación bajo incertidumbre y análisis de riesgo B- 7 ANEXO C PLANIFICACIÓN DE LA EXPANSIÓN DEL SISTEMA DE GENERACIÓN BAJO INCERTIDUMBRE C- 1 C.1 Introducción C- 1 C.2 Certidumbre y aleatoriedad C- 1 C.3 Variables sujetas a incertidumbre C- 2 C.4 Modelado de la incertidumbre C- 3 C.5 Criterios para el análisis de decisiones C- 3 C.6 Incertidumbre y riesgo en la planificación C- 5 ANEXO D INTERCONEXIONES DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL D- 1 D.1 Introducción D- 1 D.2 Interconexiones existentes D- 1 D.3 Proyectos de interconexión de corto plazo D- 3

ÍNDICE página D.4 Enlaces CFE - ERCOT D- 4 D.4.1 Nuevo Laredo - Laredo, Texas D- 4 D.4.2 Reynosa Mission, Texas D- 4 D.5 Interconexión SIN Baja California D- 5 D.6 Interconexión SIN Baja California Sur D- 6 D.7 Interconexión CFE Guatemala D- 7 D.8 Proyectos de interconexión en el mediano plazo D- 8 ANEXO E CONSIDERACIONES PARA LA INTEGRACIÓN DE PROYECTOS EÓLICOS EN EL SISTEMA ELÉCTRICO E- 1 E.1 Introducción E- 1 E.2 Economía de la generación eólica E- 1 E.3 Incidencia eólica en el medio ambiente. Externalidades E- 2 E.4 Integración eólica en la red eléctrica E- 3 E.5 Infraestructura de transmisión para la generación eólica E- 4 E.6 La intermitencia eólica en la operación del sistema E- 4 E.6.1 Impacto en el predespacho E- 5 E.6.2 Impacto en el seguimiento de la carga E- 5 E.6.3 Impacto en la regulación de la frecuencia E- 6 E.7 Comportamiento eólico en condiciones de emergencia E- 6 E.7.1 Control de potencia activa E- 7 E.7.2 Rango de frecuencias operativas E- 7 E.7.3 Control de la tensión E- 7 E.7.4 Permanencia operativa bajo falla E- 7 ANEXO F GLOSARIO DE TÉRMINOS F- 1 ANEXO G ABREVIATURAS Y SÍMBOLOS G- 1 ANEXO H SIGLAS Y ACRÓNIMOS H- 1

INTRODUCCIÓN 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. La selección de los componentes del sistema, su programación en el tiempo y la definición de los sitios para su instalación, son actividades importantes en el proceso de decisión con implicaciones técnicas, económicas, ambientales y sociales a nivel nacional. La planificación del sistema eléctrico se realiza aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, las mejores opciones de inversión y producción de energía que permitan satisfacer la demanda futura de electricidad a costo global mínimo y con un nivel adecuado de confiabilidad y calidad. Para ello se consideran los costos de inversión, operación y energía no suministrada, así como las disposiciones nacionales en materia energética, financiera, ambiental y social. La elaboración del POISE 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 del POISE es anual, y en él se toman como base los escenarios macroeconómicos del país y de precios de combustibles elaborados cada año por la Secretaría de Energía (SENER), coordinadora del sector. A diferencia de años anteriores, se presenta la evolución a diez años considerando el actual como parte de la historia, de esta manera el programa de obras e inversiones que se reporta corresponde al periodo 2007 2016. En el documento se describe la evolución del mercado eléctrico y la expansión de la capacidad de generación y transmisión para atender la demanda de electricidad futura. Asimismo, se detallan las inversiones necesarias en nuevas centrales generadoras, redes de transmisión y distribución de energía eléctrica, así como para el mantenimiento de la infraestructura, a fin de brindar un servicio público de electricidad seguro y eficiente. Por su relevancia en el contexto actual de planificación, en los anexos se exponen los siguientes temas: política de generación hidroeléctrica; visión de largo plazo en la planificación; planificación de la expansión del sistema de generación bajo incertidumbre; consideraciones para la integración de proyectos eólicos, así como las interconexiones del sistema eléctrico nacional con otros sistemas. Este documento se ha elaborado de conformidad con lo dispuesto en el artículo 36-Bis de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y en el artículo 66 de su Reglamento. i

RESUMEN DE ASPECTOS RELEVANTES DEL POISE 2007-2016 Escenarios macroeconómicos La tasa media anual esperada de incremento en el consumo de energía en el sector eléctrico ha disminuido de 6.3% en 2001 a 5.2% en 2005, debido a la reducción permanente de las proyecciones anuales de SENER y la Secretaría de Hacienda y Crédito Público (SHCP) del crecimiento de la economía del país. Las estimaciones actuales consideran que las ventas de electricidad más autoabastecimiento crecerán 4.8% cada año, derivado de un crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB) de 3.8 por ciento. Ciclo de planificación anual El punto de partida en cada ciclo es la nueva estimación del consumo de energía eléctrica. En este ciclo, ha sido necesario diferir la entrada en operación de 22 centrales generadoras. En el proceso de decisión se consideró el tiempo requerido desde la programación de una nueva planta hasta su puesta en servicio (4 a 5 años). Por tanto, en el corto plazo no ha sido posible realizar todos los ajustes necesarios por no convenir el diferimiento de obras en construcción. En el mediano plazo (más de 5 años) la reprogramación de fechas en el programa de centrales fue posible, ya que los proyectos aún no se han licitado. Escenario de precios de combustibles Este es un insumo importante que se recibe de SENER. Los pronósticos de precios de combustibles junto con los costos de inversión para las diferentes tecnologías, se utilizaron en modelos de optimización a fin de determinar el plan para expandir la capacidad de generación y la red eléctrica. Las estimaciones actuales consideran precios nivelados del gas natural por arriba de 6 dólares/mmbtu y para el combustóleo superiores a 30 dólares/barril. Con esta base de precios, es competitiva la participación de centrales carboeléctricas y nucleoeléctricas en la expansión del sistema. Ante la posibilidad futura de que se mantengan los precios altos para el gas natural o limitaciones en su suministro por reducción de la oferta de Petróleos Mexicanos (PEMEX) o de las importaciones de Estados Unidos de América (EUA), Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha emprendido acciones concretas para diversificar sus fuentes de suministro mediante la construcción de terminales de regasificación de gas natural licuado (GNL). Las terminales de Altamira, Costa Azul y Manzanillo permitirán disponer en el futuro de 1,250 millones de pies cúbicos diarios de gas natural. La capacidad de las terminales de regasificación se podría incrementar dependiendo de la oferta de gas natural de PEMEX a través de la red nacional de gasoductos. Disponibilidad de unidades generadoras En este ejercicio de planificación se ha supuesto que en el periodo habrá suficiencia presupuestal para el mantenimiento del parque de generación de CFE. Esto permitirá lograr factores de disponibilidad del orden de 82% a 83%, con lo cual se dispondrá de los márgenes de reserva operativos necesarios para enfrentar contingencias y desviaciones en pronósticos sin comprometer la confiabilidad del suministro. El incumplimiento de este supuesto afectaría significativamente el funcionamiento del sistema en sus indicadores económicos y de confiabilidad, particularmente en los años donde la reserva se ha ajustado a los valores establecidos en criterios de diseño del sistema. Composición del parque generador Tomando como base los escenarios oficiales de precios de combustibles, los costos de inversión para las tecnologías y las disposiciones para generar energía limpia en zonas críticas, se determinó el plan de expansión 2007-2016. La mezcla óptima es la que permite satisfacer la demanda prevista a costo global mínimo, con el nivel de confiabilidad establecido por CFE, cumpliendo con los lineamientos sobre política energética y normativa ambiental. En este plan se incluyen 4,456 MW de capacidad en plantas hidroeléctricas, geotermoeléctricas y eólicas, 3,478 MW en carboeléctricas, 898 MW en unidades turbogás y de combustión interna, 12,184 MW en centrales de ciclo combinado a gas natural, así como 6,021 MW cuya tecnología aún no se ha definido. Exceptuando las unidades programadas para Baja California Sur, que utilizarían diesel y otras en el norte y centro del país para las que no se prevé otra opción que utilizar gas natural, quedarían sin definir solamente 4,328 MW. Para este bloque, se considerarán nuevas tecnologías de generación, como centrales con energía renovable y ciclos combinados con gasificación de carbón, residuos de vacío o gas natural licuado, así como carboeléctricas y centrales nucleares. También se estima que en algunos casos la instalación de centrales se sustituiría por importación de energía. Debido a los periodos de licitación, construcción y desarrollo de la infraestructura correspondiente para este tipo de proyectos, se ha considerado que a iii

partir de 2014 será posible reactivar la instalación de centrales carboeléctricas y posteriormente las nucleoeléctricas. El programa de expansión incluye la repotenciación de dos unidades en Manzanillo I y dos en Manzanillo II, tres unidades en la central Valle de México, dos unidades de Tula y plantea la posibilidad de repotenciar las centrales Mérida II y Lerma. Esta opción ofrece menores costos, al aprovechar parte de la infraestructura existente con eficiencias muy cercanas a las de ciclos combinados nuevos. Una ventaja adicional es que al cambiar la operación de combustóleo a gas, se reduce el impacto sobre el ambiente en las áreas de influencia de estas centrales. Retiro de unidades generadoras En este periodo se retirarán 4,546 MW (10% de la capacidad de generación en 2005). En todos los casos, el área operativa de CFE revisa la problemática local del sistema antes del retiro. Para los siguientes cuatro años, un porcentaje alto quedará en reserva fría por ser unidades con baja eficiencia. La meta para los próximos años es desarrollar estrategias a fin de mejorar la competitividad del parque de generación combinando el programa de retiros con la incorporación de tecnologías de generación más eficientes, tal es el caso de algunas centrales termoeléctricas para las cuales se había previsto su retiro y ahora se ha determinado su factibilidad técnica y económica para repotenciarse. Margen de reserva Los márgenes de reserva de 2006 a 2009 serán altos, debido principalmente a que en los últimos años el crecimiento de la demanda de electricidad ha sido menor al esperado, consecuencia de un desarrollo económico por debajo de las proyecciones del gobierno, así como a la dificultad para hacer ajustes en el programa de generación en el corto plazo. Como resultado de este ejercicio de planificación, se ha reprogramado la entrada en operación de 22 centrales para ajustar el margen de reserva y cumplir así con los criterios de planificación establecidos. De 2010 a 2016 el margen de reserva cumple con los estándares establecidos. Programa de autoabastecimiento en proyectos de generación eólica en el Istmo de Tehuantepec en la modalidad de autoabastecimiento, la SENER solicitó a la Comisión Reguladora de Energía (CRE) conducir un proceso de temporada abierta (TA). Como resultado de este proceso para reservar capacidad de transmisión, se formalizó ante la CRE un requerimiento de 1,899 MW. Actualmente CFE ha iniciado las gestiones ante SENER y SHCP para la autorización de un proyecto con el fin de desarrollar la capacidad de transmisión requerida en esa región. Se estima que la energía generada en estos parques eólicos sería del orden de 6,600 GWh. Proyecto de generación distribuida de LyFC En el análisis de la evolución de la capacidad se incluyen 448 MW de generación distribuida de Luz y Fuerza del Centro (LyFC), autorizados por SHCP y SENER. Desarrollo de la transmisión Las redes principales para transferir grandes bloques de energía entre áreas del sistema y los sistemas de transmisión regionales tendrán un crecimiento importante en este periodo, con lo cual se mejorará la confiabilidad del suministro y la operación económica del sistema. Se construirán 29,558 km-c de líneas (69 a 400 kv) y se instalarán 63,881 MVA de capacidad de transformación en subestaciones, lo cual representa respectivamente un crecimiento de 32% y 47% de los valores correspondientes al cierre de 2005. Requerimientos de inversión El monto total de inversión necesario para atender el servicio público de CFE en 2007 2016 es de 543,354 millones de pesos de 2006, con la siguiente composición: generación 44.4%, transmisión 19.1%, distribución 20.7%, mantenimiento 14.9% y otras inversiones 0.9 por ciento. Se estima que el 40.0% del monto total de la inversión utilizaría el esquema de obra pública financiada, 8.8% la modalidad de producción independiente de energía, mientras que CFE participaría con 38.5% mediante recursos presupuestales. Para el 12.7% restante aún no se ha definido el esquema de financiamiento que se utilizaría. En este periodo se estima que el consumo autoabastecido crecerá 18.3% y llegaría a 25.5 TWh en 2016. Este monto representaría 8% del consumo nacional en ese año. El autoabastecimiento remoto que utiliza la red eléctrica llegaría en el mismo año a 12.4 TWh. Debido al interés de los particulares por participar iv

PREMISAS DE LA PLANIFICACIÓN En los estudios de expansión del sistema eléctrico nacional se consideran aspectos técnicos, económicos, legales, ambientales, políticos y regulatorios, entre otros. Para el ejercicio de planeación 2007-2016 se han adoptado las premisas siguientes: Legales y regulatorias De acuerdo con los artículos 4o. y 9o. de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica (LSPEE), CFE tiene la función, entre otras, de realizar la planeación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN). En el artículo 66 del Reglamento de la LSPEE se establece que CFE deberá elaborar y remitir a la SENER para su aprobación cuando dicha dependencia lo determine, pero al menos una vez al año un documento de prospectiva sobre las tendencias del sector eléctrico del país y los programas de obras para la prestación del servicio público. A su vez, el artículo 36-Bis de la LSPEE establece que la planificación del SEN debe hacerse aprovechando, tanto en el corto como en el largo plazos, la producción de energía eléctrica que resulte de menor costo para CFE y que además ofrezca óptima estabilidad, calidad y seguridad del servicio público. Evolución de la demanda Para la determinación del pronóstico de la demanda se considera lo siguiente: Escenarios económicos.- En febrero de 2006 SENER definió para este periodo tres escenarios: planeación, alto y bajo. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Población y vivienda.- Se toma como base la estimación elaborada por el Consejo Nacional de Población (CONAPO) de 2005 y se utiliza en los tres escenarios económicos. Precios de electricidad.- En el análisis todas las tarifas se encuentran sujetas a ajustes mensuales. En términos reales los precios de electricidad para los tres escenarios son muy similares: las relaciones precio/costo se modifican en función de los diferentes movimientos de los indicadores económicos, así como de los precios de combustibles proporcionados por SENER. Utilización eficiente de la energía.- Las proyecciones de demanda consideran las tendencias de la implantación de nuevas tecnologías para un uso más eficiente de la electricidad en los sectores residencial, comercial e industrial. También se han tomado en cuenta los ahorros debidos al cambio de horario durante el verano. Precios de combustibles Se consideran tres escenarios (referencia, alto y bajo), entregados por SENER en febrero de 2006. La trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (que constituye la parte más significativa del costo de producción) es diferente en cada uno. Así, en el escenario de referencia, el precio nivelado medio del gas natural doméstico durante los próximos 30 años será de 7.16 dólares/mmbtu. Para el combustóleo será de 32.44 dólares/barril y para carbón importado de 43 y 51 dólares/tonelada corta, en el Golfo de México y en las costas del Océano Pacífico, respectivamente. La evolución de precios de combustibles estimada por SENER es un insumo fundamental para determinar la mezcla óptima de tecnologías de generación en el mediano y largo plazos. Disponibilidad de gas natural Se considera que existirá disponibilidad de gas a precios competitivos en la zona occidental del país, mediante una terminal de regasificación de gas natural licuado en Manzanillo. Se supuso un precio en Manzanillo igual al esperado en Henry Hub menos 0.58 dólares/mmbtu. Autoabastecimiento y cogeneración Los planes de instalación de centrales de autoabastecimiento y cogeneración se consideran de manera explícita en la expansión del sistema de generación. Los programas específicos fueron formulados por SENER en marzo de 2006 con la participación de diferentes entidades del sector. En el proceso se separa el autoabastecimiento remoto que utiliza servicios de transmisión y respaldo del local que se reconoce independiente del sistema. Disponibilidad del parque de generación Se supone la suficiencia de recursos presupuestales para llevar a cabo los programas de mantenimiento necesarios para sostener y en su caso, incrementar los índices de disponibilidad de las centrales. Para los próximos diez años se supuso una disponibilidad del parque termoeléctrico de CFE de 83%, y de 90% para proyectos de autoabastecimiento y producción independiente. Proyectos de rehabilitación y modernización Se considera la recuperación de capacidad, incremento en disponibilidad o mejora en eficiencia del parque de v

generación de CFE, como resultado de los proyectos para la rehabilitación y modernización de algunas centrales eléctricas autorizadas en los Presupuestos de Egresos de la Federación (PEF) de 2002 a 2006, así como los propuestos en el PEF 2007. Generación distribuida en el área Central Este proyecto de LyFC fue considerado como predefinido en el ejercicio de planificación del sistema de generación, con base en información reciente sólo se incluyen 448 MW en 2006. Generación eoloeléctrica Se han programado 589 MW de capacidad de generación con esta tecnología como proyectos del servicio público, todos ellos en el Istmo de Tehuantepec y que entrarán en operación entre 2006 y 2010. Para aprovechar la sinergia con los proyectos de TA, CFE ha reprogramado la entrada en operación de 404 MW en 2009 y 2010. vi

1. EVOLUCIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO 1.1 Introducción El estudio del desarrollo del mercado eléctrico para los próximos años tiene como objetivo estimar las trayectorias futuras del consumo y la demanda máxima de electricidad a nivel nacional, regional y sectorial, en correspondencia con las proyecciones macroeconómicas definidas por la SENER, las cuales son bases de los ejercicios de planeación sectorial para todos los organismos del sector público. Dichas estimaciones permiten identificar los requerimientos de capacidad y energía necesarios para satisfacer el consumo, tanto el atendido por las ventas de electricidad del sector público de CFE y LyFC, como el de los propios usuarios a través del autoabastecimiento. Llevar a cabo el estudio del mercado eléctrico requiere de la actualización y análisis de la información más reciente sobre el consumo de los diversos sectores de usuarios con la finalidad de identificar, mediante modelos econométricos, cómo el comportamiento histórico de las condiciones económicas, tecnológicas y demográficas afecta el nivel y la estructura del consumo eléctrico. Así, se podrán estimar las expectativas de desarrollo del mercado, en función de los diferentes escenarios de evolución de las determinantes económicas y sociales. Adicionalmente las proyecciones regionales requieren, aparte de los modelos econométricos sectoriales, de la aplicación de aquellos de estimación regional que consideran cuatro aspectos principales: Análisis de tendencias y comportamiento de los sectores a escala regional Estudio de cargas específicas de importancia regional y nacional Actualización anual de las solicitudes formales de servicio e investigaciones del mercado regional Escenarios de autoabastecimiento y cogeneración con mayor probabilidad de realización Así, a partir de tres diferentes hipótesis de crecimiento y evolución de la economía, se estiman las trayectorias del consumo de energía eléctrica a nivel nacional, regional y sectorial, antecedente indispensable para cuantificar las necesidades de capacidad de generación y transmisión del sistema. 1.2 Supuestos básicos 1.2.1 Macroeconómicos La SENER define tres escenarios económicos planeación, alto y bajo para utilizarse como base de las estimaciones del consumo de electricidad. El de planeación considera las proyecciones económicas con mayor probabilidad de realización en los próximos años. Constituye la trayectoria de referencia del ejercicio de planeación del SEN para 2006 2016 y la base para estimar los niveles y trayectorias por sector y región del consumo de energía, necesarios para identificar los requerimientos de expansión del sistema en el periodo. En este escenario de planeación, la tasa media de crecimiento anual (tmca) del PIB total durante 2006 2016 es de 3.8% (4.3% en 2005). En los escenarios alto y bajo se proyectan tasas de 4.3% (5.2% en 2005) y 2.6% (2.8% en 2005). En la figura 1.1 se muestra la evolución del PIB total y de las ventas más autoabastecimiento, donde se observan comparativamente sus tmca, así como las de los usuarios y precio medio de venta. En la figura 1.2 se compara el comportamiento real del PIB con la evolución prevista en los pronósticos desde 1998 hasta 2006. En general el conjunto de trayectorias económicas muestra una tendencia que se ajusta cada año, tomando como base los valores reales del año anterior. Se observa que los pronósticos de 1998 y 1999 corresponden en los primeros años al comportamiento real de la economía; en cambio de 2001 a 2003, el bajo crecimiento económico dio lugar a desviaciones significativas. En 2005 se aprecia un incremento del PIB ligeramente inferior al de 2004. No obstante ya se registran dos años (2004 y 2005) de recuperación de la economía. En el cuadro 1.1 se indican las tasas de crecimiento real del PIB 2000 a 2005. Crecimiento real del PIB en 2000 2005 PIB Año trca 1/ (%) 2000 6.60 2001-0.16 2002 0.83 2003 1.41 2004 4.36 2005 3.00 1/ Tasa real de crecimiento anual Cuadro 1.1 1-1

Evolución del PIB, ventas más autoabastecimiento, usuarios y precio medio Tasas medias de crecimiento anual 1985-2005 (21 años) tmca 20% 15% 10% 5% 0% -5% -10% -15% 1985 1987 1989 1991 1993 1995 1997 1999 2001 2003 2005 PIB Ventas más autoabastecimiento Usuarios Precio medio Figura 1.1 Comparación de los pronósticos del producto interno bruto (Miles de millones de pesos de 1993) PIB 3,000 2,750 2,500 2,250 2,000 1,750 1,500 1,250 1,000 750 500 250 0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real Figura 1.2 1.2.2 Población y vivienda Respecto a la materia demográfica, en los tres escenarios económicos se utilizó la misma proyección de población y vivienda de 2005. Ésta fue elaborada por el CONAPO para un solo escenario, y por su 1-2

recomendación expresa, se utiliza en los tres casos. Tal proyección para el crecimiento de la población estima una tmca de 0.9% durante el periodo de pronóstico, y respecto a las viviendas, de 2.8% anual en promedio. Estos dos supuestos implican un descenso paulatino del tamaño promedio de las familias que en 2005 registró 3.8 habitantes por vivienda y el cual, según las previsiones de CONAPO, bajará a 3.1 habitantes para 2016. 1.2.3 Precios de electricidad Las tarifas eléctricas se encuentran sujetas a ajustes mensuales, salvo algunas como la residencial (excepto la Doméstica de Alto Consumo (DAC)), agrícola y de servicio público, los cuales se efectúan mediante factores fijos, en tanto que el resto lo hace automáticamente con base en la disposición complementaria 1/ número 7, aplicable a las tarifas para suministro y venta de energía eléctrica. Los factores fijos se autorizan generalmente en forma anual, mediante acuerdos específicos y se relacionan con las estimaciones de la evolución inflacionaria esperada. Por otro lado, el ajuste automático representa incrementos o decrementos en los cargos tarifarios, derivados de los movimientos del costo total, considerando por una parte los combustibles fósiles utilizados en la generación de electricidad y por otra, el resto de los factores de costo. Los cambios mensuales son función de: 1) las variaciones en el precio de los combustibles fósiles; 2) la proporción que representa la generación con estos combustibles en el total; 3) las variaciones de un promedio ponderado de los Índices de Precios Productor de tres divisiones industriales seleccionadas (metálica básica, maquinaria y equipo, y otras manufacturas). Las tarifas sujetas al ajuste automático son las industriales de alta y media tensión (HT, HTL, HS, HSL, HM, HMC y OM), las comerciales (2, 3 y 7) y en el sector residencial, la DAC. En consecuencia, la proyección de su precio medio para el periodo de pronóstico 2006 2016, se vincula directamente con la perspectiva de evolución del ajuste automático que resulta de los escenarios económicos y de los precios de combustibles proporcionados por la SENER. Para el ajuste normalmente anual del resto de las tarifas, en los tres escenarios se han supuesto incrementos asociados a la evolución del Índice Nacional de Precios al Consumidor, considerando una ligera racionalización de los subsidios sin que, en ningún caso y en ningún escenario, se alcance el equilibrio de su relación precio/costo. Ver figura 1.3. En este grupo se encuentran básicamente las tarifas con subsidio: en el sector residencial las 1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E, 1F, y en el agrícola las 9, 9M, 9CU y 9N. 1.00 Relaciones precio/costo de tarifas residencial y agrícola 1988-2016 0.90 0.80 0.70 0.60 0.50 0.40 0.30 0.20 0.10 0.00 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 Residencial planeación Residencial bajo Residencial alto Agrícola planeación Agrícola bajo Agrícola alto Figura 1.3 1/ Cláusula de los ajustes por las variaciones de los precios de combustibles y la inflación nacional publicada originalmente en el Diario Oficial de la Federación del 31 de diciembre de 2001 1-3

Asimismo, la 6 de bombeo de aguas potables y negras. A pesar de que en términos reales los precios son muy similares, en los tres escenarios proporcionados por la SENER las relaciones precio/costo se modifican como resultado de los diferentes movimientos de los indicadores económicos y precios de combustibles. Como consecuencia de las diversas trayectorias de precios tanto de las sujetas al mecanismo de ajuste automático como al normalmente anual, el precio medio global registra comportamientos relativamente similares. En el de planeación crece a una tasa media anual real de 0.5%; en el alto 0.4%; y en el bajo 0.3 por ciento. 1.2.4 Precios de combustibles Según los escenarios determinados por la SENER, la trayectoria futura del precio de los combustibles fósiles (la parte más significativa del costo de producción) es diferente en cada uno, tanto en dólares como en pesos, debido a los distintos índices de inflación y de tipo de cambio. En términos de cada combustible, el comportamiento resultante es el siguiente: en los tres escenarios, planeación, alto y bajo, el precio del combustóleo crece a tasas anuales de 1.3%, 2.5% y 0.7%, respectivamente. En el caso del precio del gas natural desciende en los escenarios de planeación y bajo, -0.6% y -2.1% respectivamente. En cambio en el alto su precio se eleva a una tasa media de 1.2% real al año durante todo el periodo. 1.2.5 Autoabastecimiento y cogeneración En 2005, el autoabastecimiento de electricidad en las modalidades establecidas por la LSPEE fue de 21.6 TWh y representó 11.3% del consumo total. Basado en la más reciente documentación sobre permisos y proyectos de instalación, el pronóstico de planeación indica que en 2016 el autoabastecimiento será de 25.5 TWh, similar al nivel esperado en la prospectiva del año pasado, calculado en 25.0 TWh para el final del horizonte. En este ejercicio se toman en cuenta únicamente aquellos proyectos con una alta posibilidad de realización, dados su desarrollo y condiciones de viabilidad. Se considera la misma trayectoria para los tres escenarios. 1.2.6 Otros supuestos A los elementos anteriores se añaden las tendencias a un uso más eficiente de la electricidad, tal y como acontece en los ámbitos residencial, comercial e industrial, con la introducción y difusión de equipos diversos y dispositivos de iluminación. También se han tomado en cuenta los ahorros por el cambio de horario en el verano. 1.3 Pronósticos global y sectorial de las ventas más autoabastecimiento, 2006 2016 La predicción para un periodo dado está correlacionada con el pronóstico del PIB para el mismo lapso. En los últimos cinco años el referente a las ventas más autoabastecimiento muestra una tendencia a la baja, como se observa en la figura 1.4. Similar al comportamiento del PIB para los pronósticos realizados en 1998 y 1999, el de ventas más autoabastecimiento se ajusta correctamente al real para los primeros años. En cambio se observan desviaciones en el largo plazo, debido al bajo crecimiento económico de 2001 a 2005. El cuadro 1.2 muestra las tasas de crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento en 2000-2005. Crecimiento real de las ventas más autoabastecimiento 2000-2005 (V + A) 1/ Año trca 2/ (%) 2000 6.74 2001 1.74 2002 1.95 2003 2.56 2004 3.94 2005 4.00 1/ Ventas más autoabastecimiento 2/ Tasa real de crecimiento anual Cuadro 1.2 Las ventas más autoabastecimiento previstas en 2000 para 2008 fueron de 275,743 GWh, mientras que en el actual pronóstico las calculadas para ese mismo año son de 218,216 GWh. En el capítulo 3 se analizan los efectos de estos cambios en las estimaciones. En el pasado decenio las ventas más autoabastecmiento crecieron 4.7% como consecuencia de una evolución anual de 4.1% del atendido por las ventas del sector público, y de 10.5% del autoabastecimiento. Esto último se explica básicamente por los altos niveles logrados en 2003, 2004 y 2005: 16.6 TWh, 20.5 TWh y 21.6 TWh, que representan un incremento de 34.3%, 65.5% y 74.6% respecto a 2002. Considerando todos los supuestos descritos, en el escenario de planeación se estima que en 2006-2016 las ventas más autoabastecimiento crecerán en promedio 4.8% anual, y en los alto y bajo en 5.4% y 3.6%, respectivamente. Como resultado de este comportamiento, las cantidades globales de energía proyectadas para 2016 serán de: 1) 319.1 TWh en el de planeación, 1-4

2) 341.4 TWh en el alto, y 3) 282.0 TWh en el bajo. De concretarse las estimaciones sobre la trayectoria más probable del autoabastecimiento, las ventas del sector público aumentarán 5.1% en promedio al año en el escenario de planeación, para llegar a 293.5 TWh en 2016. Ver figuras 1.5 y 1.6. En el alto, el incremento de las ventas del sector público será de 5.8% anual, para alcanzar 315.9 TWh en ese año, y en el bajo de 3.8% con 256.4 TWh. En lo fundamental, la dinámica de las ventas del Comparación de los pronósticos de ventas más autoabastecimiento TWh 350 325 300 275 250 225 200 175 150 125 100 75 50 25 0 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 Real Figura 1.4 Ventas más autoabastecimiento 2006 2016 TWh 350 325 TWh 150 319.1 140 300 Ventas más autoabastecimiento 130 275 250 tmca 4.8% 293.5 120 110 225 100 200 175 150 125 tmca 4.7% tmca 4.1% Ventas de servicio público tmca 5.1% 90 80 70 60 50 100 40 75 tmca 1.5% 25.5 30 50 tmca 10.5% Autoabastecimiento 20 25 10 0 0 1995 1997 1999 2001 2003 2005 2007 2009 2011 2013 2015 2016 Figura 1.5 1-5

Ventas más autoabastecimiento 1970 2005 y Escenarios 2006-2016 TWh 350 320 290 Alto: tmca 5.4% Planeación: tmca 4.8% Bajo: tmca 3.6% 341.4 319.1 282.0 260 230 200 170 140 110 80 50 20 1970 1972 1974 1976 1978 1980 1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014 2016 Historia Planeación Alto Bajo Figura 1.6 servicio público de electricidad descansa en las efectuadas a la industria y los grandes comercios, que actualmente representan 59% de las totales: 37% a la empresa mediana y 22% a la gran industria. En el periodo de pronóstico, estos dos sectores incrementarán sus tasas medias anuales para superar en 5.6% a las ventas totales, por lo cual en 2016 representarán 62% de estas últimas. En el periodo de pronóstico, el sector de mayor crecimiento en las ventas será el de la gran industria, no sólo por el alto dinamismo económico de las ramas intensivas en uso de electricidad, sino por el relativo estancamiento que registrará el consumo autoabastecido a partir de 2013, tras el cual no se ha programado el ingreso de nuevos proyectos de autoabastecimiento. Los sectores residencial, comercial y servicios, que integran el denominado desarrollo normal, crecerán 4.6% al año en conjunto, tasa ligeramente inferior a la del año pasado (5.0%), como respuesta a una expectativa un poco menos dinámica prevista para el escenario macroeconómico de planeación. Finalmente, aunque se estima que las ventas al sector agrícola registren un nivel de volumen similar al de 2005, su tmca será menor a la prospectiva del año pasado (1.3%) como consecuencia del comportamiento del alto nivel de ventas en 2005. Ver cuadro 1.3. Crecimiento promedio anual de las ventas más autoabastecimiento Escenario de planeación, 1996 2016 1996-2005 2006-2016 tmca (%) tmca (%) Ventas más autoabastecimiento 4.7 4.8 Autoabastecimiento 10.5 1.5 Ventas del servicio público 4.1 5.1 Desarrollo normal 3.6 4.6 Residencial 4.1 4.6 Comercial 3.0 5.6 Servicios 2.0 3.0 Agrícola 1.9 1.3 Industrial 4.7 5.6 Empresa mediana 5.7 5.3 Gran industria 3.1 6.1 Cuadro 1.3 1-6

1.4 Estudio regional del mercado eléctrico 2006 2016. Escenario de planeación Para elaborar el POISE es necesario estimar el desarrollo del mercado eléctrico a nivel regional a fin de localizar y definir el tamaño de las centrales de generación, así como las subestaciones y líneas de transmisión requeridas. Desde el punto de vista del sector eléctrico, un pronóstico global de energía y demanda máxima sería de utilidad limitada, ya que no permitiría precisar la ubicación y características de las obras a realizar. Por esta razón, el estudio del mercado se efectúa considerando zonas y regiones para llegar al pronóstico a nivel nacional. La estadística en las diferentes áreas y sistemas eléctricos del país, se obtiene de los reportes de operación de las Divisiones de Distribución de la Subdirección de Distribución, Áreas de Control de la Subdirección del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Regiones de Producción de la Subdirección de Generación. Actualmente se encuentran interconectadas siete áreas operativas del territorio nacional. Los sistemas Baja California y Baja California Sur están separados del resto. Para el estudio regional del mercado eléctrico, el país se divide en 118 zonas y 12 comunidades o pequeños sistemas aislados seis de los cuales reciben energía de importación. Las zonas a su vez se agrupan en áreas o en sistemas. Adicionalmente, debido a su cobertura geográfica, en las áreas Occidental y Oriental se conforman regiones con el objeto de representar mejor el sistema y sus resultados. Para los pronósticos de la demanda de energía eléctrica se toman en cuenta: La evolución de las ventas en los diversos sectores tarifarios y zonas del país Los registros históricos, solicitudes de servicio y encuestas a usuarios de cargas importantes las de aquellos con demanda de potencia generalmente superior a 1 MW y que en su mayoría corresponden al sector industrial La evolución de la energía por pérdidas eléctricas de zona, región y área El desarrollo de las demandas en cada banco de transformación El comportamiento histórico de los factores de carga y de diversidad Los valores reales de los usos propios de generación, condensadores síncronos y servicios propios recibidos por transmisión y distribución Las estimaciones sobre usos propios de las centrales generadoras La caracterización y proyección de las cargas de autoabastecimiento Los escenarios de consumo sectorial de electricidad La opinión y criterios de las Divisiones de Distribución La demanda máxima anual de una zona se calcula utilizando los valores estimados para la energía bruta y el factor de carga de esa zona. El pronóstico de los factores se deriva del análisis de la serie histórica correspondiente, al considerar por separado las demandas de desarrollo normal y cargas importantes. 1.4.1 Distribución de la demanda máxima bruta en 2005 En el cuadro 1.4 y la figura 1.7 se muestra su conformación. Sistema Demanda 2005 (MW) (%) Sistema Interconectado Nacional 31,268 93.4 Baja California 1,909 5.7 Baja California Sur 264 0.8 Sistemas aislados 24 0.1 Total 33,465 100 Cuadro 1.4 1-7

Demanda máxima 1/ por área y zona (MW), año 2005 Sistema Eléctrico Nacional /2 MEXICALI S. L. RÍO 1,039 COLORADO TIJUANA 214 696 TECATE 42 ENSENADA 181 7 1,909 GRO. NEGRO 9 STA. ROSALÍA 12 JUÁREZ NOGALES 484 807 CASAS GRANDES CABORCA 180 183 4 HERMOSILLO 2,872 5 762 2,997 GUAYMAS 146 CUAUHTÉMOC CD. OBREGÓN 231 297 PARRAL NAVOJOA 130 146 8 LOS MOCHIS 282 281 GUASAVE 148 LORETO VILLA 8 CONSTITUCIÓN 37 LA PAZ CULIACÁN 114 497 MAZATLÁN 271 CABO SAN LUCAS 115 1/ Valores mayores, independientemente de la hora en que ocurren 2/ Excluye exportación PIEDRAS NEGRAS CHIHUAHUA 219 462 SABINAS 107 CAMARGO 229 NUEVO LAREDO MONCLOVA 261 380 CERRALVO 76 REYNOSA 487 MONTERREY MATAMOROS TORREÓN SALTILLO 2,844 329 1006 619 MONTEMORELOS DURANGO C. DEL ORO 248 236 16 6 CD. VICTORIA 166 SOMBRERETE 6,068 29 MANTE MATEHUALA 69 100 TAMPICO RÍO VERDE 683 79 VALLES ZACATECAS S. L. POTOSÍ 428 196 664 ÁREA 1 CENTRAL 2 ORIENTAL 3 OCCIDENTAL 4 NOROESTE 5 NORTE 6 NORESTE 7 BAJA CALIFORNIA 8 BAJA CALIFORNIA SUR 9 PENINSULAR AGUASCALIENTES 538 LOS ALTOS LEÓN TIZIMÍN CANCÚN 103 460 MOTUL 3 40 280 TEPIC MÉRIDA 35 107 IRAPUATO GUADALAJARA CHAPALA 457 7,047 429 PLAYA DEL 1,295 233 CD. GUZMÁN LA PIEDAD CELAYA CARMEN 128 530 POZA RICA 98 TICUL 101 QUERÉTARO COZUMEL PUERTO 239 ZAMORA 48 SALAMANCA 690 37 VALLARTA 162 237 161 S. J. DEL RÍO 1 COLIMA CAMPECHE 464 8,287 123 9 95 PACHUCA MANZANILLO MORELIA ATLACO- 580 TEZIUTLÁN 226 233 TOLUCA CD. 1,174 URUAPAN MULCO 766 151 D.F. CARMEN 83 240 APATZINGÁN 6,483 56 CUERNAVACA 93 VALLE DE JALAPA CHETUMAL BRAVO 119 TLAXCALA 144 VERACRUZ 75 367 S. MARTÍN 363 528 PAPALOAPAN LÁZARO MORELOS 320 CARDENAS CÓRDOBA 203 VILLAHERMOSA 362 PUEBLA 372 753 ZIHUATANEJO 676 130 IGUALA TECAMA- ORIZABA CHONTALPA 79 CHALCO 60 246 COATZA- 225 187 COALCOS CHILPANCINGO 2 LOS RÍOS 563 154 90 HUAJUAPAN OAXACA 5,684 ACAPULCO 52 157 366 S. CRISTÓBAL TEHUANTEPEC 139 TUXTLA 121 GUTIÉRREZ HUATULCO 216 63 TAPACHULA 148 Figura 1.7 1.4.2 Crecimiento esperado de la demanda máxima bruta en 2006-2016 Como se observa en la figura 1.8, el pronóstico de la demanda máxima bruta del Sistema Interconectado Nacional (SIN) presenta una tendencia a la baja, similar al PIB y a las ventas más autoabastecimiento. Una causa principal de esta reducción es el bajo crecimiento económico de 2001 a 2005 respecto a la tendencia histórica. En 2005 se muestra cierta recuperación en la demanda de energía. Analizando las figuras 1.4 y 1.8 se observan también diferencias significativas entre los valores pronosticados y los reales, particularmente en los últimos años. El cuadro 1.5 muestra las demandas máximas brutas del SIN de 2001 a 2016. La demanda pronosticada en 2002 para 2009 era de 41,440 MW, mientras que en el pronóstico realizado en 2006 para ese mismo año fue de 37,383 MW. La figura 1.9 indica las tmca de 1996 a 2016 para la demanda máxima de cada área. Demanda máxima bruta del SIN Escenario de planeación Concepto 2001 2002 2003 2004 2005 1/ 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca (2006-2016) % Demanda máxima (MW) 27,571 28,187 29,408 29,301 31,268 32,423 34,088 35,639 37,383 39,549 41,541 43,696 45,872 48,218 50,497 52,844 incremento % 0.71 2.23 4.33-0.36 6.71 3.69 5.14 4.55 4.89 5.79 5.04 5.19 4.98 5.11 4.73 4.65 4.9 1/ Se interconectó al sistema el área Noroeste Cuadro 1.5 1-8

Comparación entre los pronósticos de la demanda máxima bruta Sistema Interconectado Nacional MW 55,000 50,000 45,000 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2002 2003 2004 2005 2006 Real Figura 1.8 Estimación del crecimiento de la demanda máxima bruta 1/ por área (%) 3.2 5.5 7 5.6 7.4 4.2 4.2 1 Central 2 Oriental 3 Occidental 4 4 Noroeste 5.3 5.0 5 Norte 6 Noreste 7 Baja California 8 5 5.1 5.9 8 Baja California Sur 9 Peninsular 6 4.2 5.2 Total Nacional Evolución histórica Crecimiento (1996 2005) 4.0 5.0 (2006 2016) 3 1 3.6 3.7 2.7 5.3 5.8 5.9 9 2 1/ Excluye exportación Figura 1.9 1-9

Los cuadros 1.6 y 1.7 presentan las cifras históricas para 1996 2005, así como los pronósticos para la demanda máxima bruta de cada área del SEN en 2006 2016. Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN 1996 2005 Área 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 tmca (1996-2005) % Central 6,347 6,447 6,884 7,181 7,439 7,700 7,737 7,874 8,047 8,287 3.6 Oriental 4,463 4,528 4,797 4,954 5,058 5,291 5,373 5,434 5,425 5,684 2.7 Occidental 4,837 5,209 5,472 5,702 6,062 6,157 6,345 6,632 6,523 7,047 4.2 Noroeste 2,041 2,182 2,195 2,217 2,365 2,496 2,457 2,491 2,606 2,872 4.2 Norte 1,887 1,937 2,163 2,231 2,421 2,516 2,660 2,720 2,853 2,997 5.3 Noreste 4,005 4,307 4,662 4,759 5,245 5,558 5,676 5,688 6,148 6,068 5.1 Baja California 1,458 1,329 1,393 1,491 1,695 1,698 1,699 1,823 1,856 1,909 3.2 Baja California Sur 164 170 181 186 204 224 215 214 234 264 5.6 Peninsular 702 737 805 839 908 971 985 1,043 1,087 1,174 5.8 Pequeños Sistemas 17 19 19 20 21 22 22 22 24 24 4.1 1/ No incluye exportación Cuadro 1.6 Demanda máxima bruta 1/ (MW) del SEN Escenario de planeación 2006 2016 Área 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 tmca (2006-2016) % Central 8,473 8,747 8,946 9,248 9,640 10,028 10,433 10,872 11,339 11,826 12,330 3.7 Oriental 5,951 6,303 6,658 7,033 7,491 7,885 8,312 8,724 9,176 9,613 10,053 5.3 Occidental 7,311 7,759 8,147 8,557 9,140 9,630 10,148 10,681 11,221 11,728 12,252 5.2 Noroeste 2,954 3,061 3,183 3,349 3,544 3,701 3,863 4,025 4,193 4,327 4,492 4.2 Norte 3,151 3,316 3,450 3,628 3,833 4,018 4,220 4,422 4,671 4,891 5,112 5.0 Noreste 6,348 6,781 7,226 7,644 8,103 8,583 9,138 9,675 10,229 10,801 11,374 5.9 Baja California 2,007 2,097 2,223 2,334 2,479 2,624 2,769 2,921 3,086 3,251 3,425 5.5 Baja California Sur 283 308 330 353 379 407 436 467 503 540 578 7.4 Peninsular 1,215 1,277 1,333 1,405 1,480 1,573 1,675 1,783 1,928 2,067 2,209 5.9 Pequeños Sistemas 26 28 29 31 33 34 36 37 39 40 42 5.2 1/ No incluye exportación Cuadro 1.7 1.4.3 Crecimiento esperado del consumo bruto en 2006 2016 En el cuadro 1.8 se presenta el consumo bruto del SIN de 2001 a 2016. Los cuadros 1.9 y 1.10 muestran la información correspondiente para cada área del SEN de 1996 a 2016. 1-10