Retos y Oportunidades de la CFE ante la Reforma Energética. Dr. Enrique Ochoa Reza Director General Comisión Federal de Electricidad

Retos y Oportunidades de la CFE ante la Reforma Energética Dr. Enrique Ochoa Reza Director General Comisión Federal de Electricidad Agosto de 2015 www.reformas.gob.mx @EnriqueOchoaR 22 de agosto de 2015 00:00

En 2012, México no contaba con infraestructura suficiente para satisfacer sus necesidades de transporte de gas natural. El Sistema Nacional de Gasoductos tenía limitada capacidad de transporte, poca redundancia y no atendía a todas las entidades federativas. Longitud del Sistema Nacional de Gasoductos en 2012: 11,342 km Fuente: Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027, Secretaría de Energía, 2013. Km: kilómetros 2

En 2012, la Red de Gasoductos en Estados Unidos era 43 veces más grande que el Sistema Nacional de Gasoductos de México. Tan sólo el estado de Texas tenía 8 veces más kilómetros de gasoductos que México. _ Estados Unidos Gasoductos Longitud (km) Intrastate 349,720 Interstate 142,665 Total 492,385 Estado de Texas Gasoductos Longitud (km) Intrastate 72,420 Interstate 21,887 Total 94,307 México Gasoductos Longitud (km) Existentes hasta 2012 11,342 NOTA: Intrastate Pipelines.- son gasoductos que operan solamente en un estado. Interstate Pipelines.- son gasoductos que operan en más de un estado. Fuente: Administración de Información de Energía, Oficina de Petróleo y Gas, División de Gas Natural, Sistema de Información de Transporte de Gas Natural, 2015. Km: kilómetros 3

Puerto Libertad Gasoducto Sásabe Guaymas Longitud: 544 km Inversión : 382 MDD Entrada en operación: agosto 2015 Desarrollador: IEnova Guaymas Sásabe Topolobampo Gasoducto Guaymas El Oro Longitud: 364 km Inversión : 386 MDD Entrada en operación: julio 2016 Desarrollador: IEnova La CFE ya ha puesto en operación 3 gasoductos, 1 más se encuentra en operación parcial y otros 8 en construcción. En ellos, la CFE contrata capacidad de transporte de gas natural, mientras que los particulares asumen el riesgo de su construcción y operación. Estos 12 gasoductos añaden más de 3,800 kilómetros al Sistema Nacional de Gasoductos y representan una inversión de más de 5,100 millones de dólares. El Oro Gasoducto El Oro Mazatlán Longitud: 462 km Inversión : 386 MDD Entrada en operación: diciembre 2016 Desarrollador: TransCanada Red de gasoductos antes de 2012 Corredor Chihuahua Longitud: 383 km Inversión : 375 MDD Entrada en operación: julio 2013 Desarrollador: Fermaca Samalayuca El Encino Mazatlán Durango Waha Presidio / Ojinaga La Laguna Ramal Tula Longitud: 17 km Inversión : 66 MDD Entrada en operación: octubre 2015 Desarrollador: ATCO En operación o construcción Gasoducto Waha San Elizario Longitud: 290 km Inversión : 596 MDD Entrada en operación: enero 2017 Desarrollador: Energy Transfer Partners, MasTec y Carso Energy El Sauz Gasoducto Ojinaga El Encino Longitud: 205 km Inversión : 192 MDD Entrada en operación: marzo 2017 Desarrollador: IEnova Tamazunchale Tula Cuautla En operación Tlaxcala Gasoducto Waha - Presidio Longitud: 230 km Inversión : 767 MDD Entrada en operación: marzo 2017 Desarrollador: Energy Transfer Partners, MasTec y Carso Energy Gasoducto El Encino La Laguna Longitud: 423 km Inversión : 530 MDD Entrada en operación: marzo 2017 Desarrollador: Fermaca Gasoducto El Encino Topolobampo Longitud: 560 km Inversión : 987 MDD Entrada en operación: julio 2016 Desarrollador: TransCanada Gasoducto Tamazunchale El Sauz Longitud: 229 km Inversión : 246 MDD Entrada en operación: noviembre 2014 Desarrollador: TransCanada Gasoducto Morelos Longitud: 172 km Inversión : 212 MDD Entrada en operación: Fase I: abril 2015 Fase II: noviembre 2015 Desarrollador: Enagás y Elecnor Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: millones de dólares Km: kilómetros *= Las inversiones se refieren al valor presente licitado. 4

Además, licita otros 4 gasoductos y 1 proyecto para llevar gas natural a Baja California Sur. En total, representan alrededor de 4,800 millones de dólares de inversión y cerca de 1,900 kilómetros. Puerto Libertad Sásabe Samalayuca San Elizario / San Isidro Gasoducto San Isidro Samalayuca Longitud: 23 km Capacidad: 1,135 MMPCD Diámetro: 42 pulgadas Inversión estimada / licitada: 194 / 148 MDD Ahorro para la CFE: 26% Prebases: 21 de julio 2014 Bases: 2 de diciembre 2014 Fallo: 14 de julio 2015 Entrada en operación: enero 2017 Desarrollador: IEnova Gasoducto Nueva Era Longitud: 321 km Capacidad: 504 MMPCD Diametro: 30 pulgadas Inversión contratada: 1,632 MDD Entrada en operación: junio 2017 La CFE participó en una temporada abierta de Howard Energy Midstream Partners y reservó esta capacidad para la generación de energía eléctrica en Escobedo, Nuevo Leon. Guaymas Gasoducto Samalayuca - Sásabe Longitud: 650 km Capacidad: 472 MMPCD La Paz Diámetro: 36 pulgadas Inversión estimada: 961 MDD Prebases: 27 de febrero 2015 Bases: 30 de marzo 2015 Fallo: 11 de septiembre 2015 Entrada en operación: noviembre 2017 Topolobampo Mazatlán Aguascalientes Guadalajara Suministro a Baja California Sur Capacidad: 228 MMPCD Gasoducto Villa de Reyes Inversión estimada: 600 MDD Aguascalientes Guadalajara Prebases: 19 de junio 2015 Longitud: 355 km Bases: 24 de agosto 2015 Capacidad: 1,000 MMPCD Fallo: 21 de enero 2016 Diámetro: 36 pulgadas Entrada en operación: junio 2018 Inversión estimada: 555 MDD Prebases: 3 de julio 2015 Bases: 10 de agosto 2015 Fallo: 7 de diciembre 2015 Entrada en operación: marzo 2018 Red de gasoductos antes de 2012 En operación o construcción Escobedo Villa de Reyes Tula Webb En licitación Tuxpan Ramal Villa de Reyes Longitud: 19 km Capacidad: 276 MMPCD Diámetro: 24 pulgadas Inversión estimada / licitada: 30 / 17 MDD Ahorro para la CFE: 68% Prebases: 22 de agosto 2014 Bases: 13 de noviembre 2014 Fallo: 27 de julio 2015 Entrada en operación: julio 2016 Desarrollador: Gas Natural de Zacatecas, Distribuidora de Gas Natural México, Distribuidora de Gas Natural del Noreste, Gas Natural Industrial y Gas Natural del Noroeste + Licitado Gasoducto Tula Villa de Reyes Longitud: 295 km Capacidad: 550 MMPCD Diámetro: 36 pulgadas Inversión estimada: 420 MDD Prebases: 3 de julio 2015 Bases: 5 de agosto 2015 Fallo: 3 de diciembre 2015 Entrada en operación: diciembre 2017 Gasoducto Tuxpan Tula Longitud: 263 km Capacidad: 886 MMPCD Diámetro: 36 pulgadas Inversión estimada: 400 MDD Prebases: 30 de enero 2015 Bases: 27 de febrero 2015 Fallo:26 de octubre 2015 Entrada en operación: diciembre 2017 Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: millones de dólares MMPCD: millones de pies cúbicos diarios 5

Puerto Libertad Guaymas Ramal Centrales Empalme La Paz Longitud: 20 km Capacidad: 228 MMPCD Diámetro: 20 pulgadas Inversión estimada: 35 MDD Prebases: 31 de agosto 2015 Bases: 30 de septiembre 2015 Fallo: enero 2016 Entrada en operación: marzo 2017 Sásabe Topolobampo Adicionalmente, durante el segundo semestre de 2015, la CFE licitará 3 gasoductos y 3 ramales, los cuales representan más de 1,700 kilómetros y más de 5,800 millones de dólares de inversión. Transparencia Mexicana acompañará todas las licitaciones. Hermosillo Samalayuca El Encino El Oro Mazatlán San Elizario / San Isidro La Laguna Durango Waha Presidio / Ojinaga Aguascalientes Guadalajara Zacatecas Ramal Centrales Topolobampo Longitud: 32 km Capacidad: 248 MMPCD Diámetro: 24 pulgadas Inversión estimada: 55 MDD Prebases: 30 de octubre 2015 Bases: 30 de noviembre 2015 Fallo: abril 2016 Entrada en operación: enero 2018 Red de gasoductos antes de 2012 En operación o construcción Ramal Hermosillo Longitud: 48 km Capacidad: 100 MMPCD Diámetro: 16 pulgadas Inversión estimada: 68 MDD Prebases: 14 de septiembre 2015 Bases: 14 de octubre 2015 Fallo: febrero 2016 Entrada en operación: junio 2017 Escobedo El Sauz Villa de Reyes Tula Webb Brownsville Tamazunchale Cuautla Tlaxcala En licitación Nueces Altamira Naranjos Tuxpan Gasoducto La Laguna Durango - Aguascalientes Longitud: 600 km Capacidad: 1,190 MMPCD Diámetro: 42 pulgadas Inversión estimada: 1,000 MDD Prebases: 21 de agosto 2015 Bases: 18 de septiembre 2015 Fallo: enero 2016 Entrada en operación: diciembre 2017 Gasoducto Nueces - Brownsville Longitud: 225 km Capacidad: 2,600 MMPCD Diámetro: 42 pulgadas Inversión estimada: 1,550 MDD Prebases: No aplica Bases: 17 de julio 2015 Fallo: enero 2016 Entrada en operación: junio 2018 Gasoducto Marino Sur de Texas - Tuxpan Longitud: 800 km Capacidad: 2,600 MMPCD Diámetro: 42 pulgadas Inversión estimada: 3,100 MDD Prebases: No aplica Bases: 28 de agosto 2015 Fallo: 18 de diciembre 2015 Entrada en operación: junio 2018 Por licitar Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: millones de dólares MMPCD: millones de pies cúbicos diarios Km: kilómetros 6

En suma, en el marco del Programa Nacional de Infraestructura, y coordinados por la SENER, la CFE y Pemex licitan gasoductos que incrementarán el Sistema Nacional de Gasoductos en más de 75%. Gasoductos Longitud (kilómetros) Inversión (MDD) Aumento del SNG Puerto Libertad Guaymas Tucson Sásabe Hermosillo Samalayuca San Elizario / San Isidro El Encino Waha Presidio / Ojinaga Existentes hasta 2012 11,342 - - En operación y en construcción (CFE y 5,289 10,537 47% Pemex) En licitación (CFE) 1,926 4,792 14% Por licitar(cfe) 1,725 5,808 15% Total 20,282 21,237 79% Webb Agua Dulce Nueces Topolobampo El Oro La La Laguna Escobedo Brownsville La Paz Mazatlán Durango Aguascalientes Zacatecas Villa de Reyes Los Ramones Altamira Naranjos Tamazunchale Guadalajara Tuxpan Tula Morelos Mayakán Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: millones de dólares. SNG: Sistema Nacional de Gasoductos. 7

Entre 2014 y 2015, la CFE convirtió 3 centrales de generación para que puedan funcionar con gas natural, además de combustóleo. La conversión de otra central concluirá en septiembre de 2015 y la de 3 más en 2016. Estas 7 conversiones representan alrededor de 4,600 Megawatts de capacidad instalada y una inversión mayor a 200 millones de dólares. Puerto Libertad (632 MW) Ubicación: Pitiquito, Sonora Inversión estimada: 51 MDD Entrada en operación: 26 de mayo de 2015 Unidades: U1, U2, U3 y U4 Desarrollador: Cerrey, Emerson Juan de Dios Bátiz Paredes (320 MW) Ubicación: Topolobampo, Sinaloa Inversión estimada: 54 MDD Entrada en operación: 19 de julio 2016 Avance Programado: 21% Real: 21% Unidades: U1 y U2 Desarrollador: Cerrey José Aceves Pozos (300 MW) Ubicación: Mazatlán, Sinaloa Inversión estimada: 40 MDD Entrada en operación: 21 de diciembre 2016 Avance Programado: 14% Real: 14% Unidades: U3 Desarrollador: Cerrey y Mitsubishi Etapa No. MW MDD Convertidas 3 1,632 69 En conversión 4 2,926 139 Total 7 4,558 208 Presidente Emilio Portes Gil (300 MW) Ubicación: Río Bravo, Tamaulipas Inversión estimada: 6 MDD Entrada en operación: 22 de junio de 2015 Unidades: U3 Desarrollador: RIMMSA Francisco Pérez Ríos (1,606 MW) Ubicación: Tula de Allende, Hidalgo Inversión estimada: 31 MDD Entrada en operación: 20 de septiembre de 2015 Avance Programado: 89% Real: 87% Unidades: U1, U2, U3, U4 y U5 Desarrollador: Cromanza, RIMMSA, Profamsa Villa de Reyes (700 MW) Ubicación: Villa de Reyes, San Luis Potosí Inversión estimada: 14 MDD Entrada en operación: 1 de septiembre 2016 Avance Programado: 51% Real: 51% Unidades: U1 y U2 Desarrollador: Mitsubishi, Siemens Innovaciones Manzanillo (700 MW) Ubicación: Manzanillo, Colima Inversión estimada: 12 MDD Entrada en operación: 17 de diciembre de 2014 Unidades: U11 y U12 Desarrollador: Mitsubishi, Siemens Innovaciones Anunciados En licitación En operación o construcción Sistema Nacional de Gasoductos (Pemex) Fuente: Dirección de Operación, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: Millones de dólares. MW: Megawatts. 8

La CFE concluyó la conversión de la Central Manzanillo en Colima en diciembre de 2014. Fuente: Comisión Federal de Electricidad, 2014. 9

La CFE concluyó la conversión de la Central Puerto Libertad, Sonora, en mayo de 2015. Ahora, Puerto Libertad puede generar energía eléctrica utilizando combustóleo o gas natural, combustible de menor costo y más amigable con el medio ambiente. Central Puerto Libertad antes de la conversión operando con combustóleo Central Puerto Libertad después de la conversión operando con gas natural Fuente: Comisión Federal de Electricidad, 2014-2015. 10

CC Empalme I (770 MW) Ubicación: Empalme, Sonora Inversión estimada / licitada: 738/ 477 MDD Ahorro para la CFE: 35% Fallo: 31 de marzo de 2015 Entrada en operación: noviembre 2017 Desarrollador: Senermex Ingeniería y Sistemas, Sener Ingeniería y Sistemas, IEPI México y OHL Industrial La CFE licitó la construcción de 3 centrales de Ciclo Combinado a tres empresas diferentes, 4 más se licitarán el último cuatrimestre de 2015 y otras 2, incluyendo una de Combustión Interna, durante el primer semestre de 2016. En total, estas 9 centrales representan una inversión estimada de más de 6,900 MDD y una capacidad instalada mayor a 6,100 Megawatts. CC Norte III (906 MW) Ubicación: Ciudad Juárez, Chihuahua Inversión estimada / licitada: 1,028 MDD / 700 MDD Ahorro para la CFE: 13% respecto a la primera convocatoria Fallo: 9 de enero de 2015 Entrada en operación: noviembre 2017 Desarrollador: Abeinsa y Abener CC Empalme II (717 MW) Ubicación: Empalme, Sonora Inversión estimada: 725 MDD Prebases: 31 de julio de 2014 Bases: 28 de agosto de 2014 Fallo: 8 de octubre de 2015 Entrada en operación: abril de 2018 CC Noreste / Escobedo (889 MW) Ubicación: Escobedo, Nuevo León Inversión estimada: 1,473 MDD Prebases: 22 de agosto de 2014 Bases: 23 de septiembre de 2014 Fallo: 22 septiembre de 2015 Entrada en operación: julio 2018 CI Baja California Sur VI (42 MW) Ubicación: La Paz, Baja California Sur Inversión estimada: 105 MDD Prebases: 17 de julio de 2015 Bases: 31 de julio de 2015 Fallo: 9 de febrero 2016 Entrada en operación: mayo 2018 CC San Luis Potosí (790 MW) Ubicación: Villa de Reyes, SLP Inversión estimada: 864 MDD Prebases: 30 de julio de 2015 Bases: 21 de agosto de 2015 Fallo: 6 de junio 2016 Entrada en operación: abril 2019 CC Topolobampo III (666 MW) Ubicación: Ahome, Sinaloa Inversión estimada: 631 MDD Prebases: 22 de octubre de 2014 Bases: 18 de noviembre de 2014 Fallo: 5 de noviembre de 2015 Entrada en operación: septiembre 2018 CC Noroeste Topolobampo II (778 MW) Ubicación: Ahome, Sinaloa Inversión estimada: 656 MDD Prebases: 11 de agosto de 2014 Bases: 23 de septiembre de 2014 Fallo: 14 octubre de 2015 Entrada en operación: septiembre 2018 CC Valle de México II (615 MW) Ubicación: Acolman, Edo. Mex Inversión estimada / licitada: 699 MDD / 425 MDD Ahorro para la CFE: 39% Fallo: 19 de mayo de 2015 Entrada en operación: diciembre 2017 Desarrollador: Cobra, Avanzia Instalaciones e Initec Energía Anunciados En licitación En operación o construcción Sistema Nacional de Gasoductos (Pemex) Licitado Fuente: Dirección de Proyectos de Inversión Financiada y Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015 MDD: millones de dólares MW: Megawatts CI: Combustión Interna CC: Ciclo Combinado 11

2,500 A julio de 2015, generar 1 Megawatt-hora de energía eléctrica en una central que utiliza combustóleo cuesta 1,388 pesos. Generar ese mismo Megawatt-hora en una central de generación convertida a gas natural cuesta 587 pesos y hacerlo en una central de ciclo combinado de gas natural cuesta solamente 370. jun-14 dic-14 Costo Incremental de Generación ($/MWh) 2,000 1,500 1,000 500 1,997 1,946 1,891 1,522 1,065 1,335 1,314 1,288 1,388 780 636 620 575 559 541 531 606 587 478 438 406 370 367 358 338 392 ene-15 feb-15 mar-15 abr-15 may-15 jun-15 jul-15 370 0 Combustóleo Conversiones Ciclos Combinados Nota: Entre junio y julio de 2015, el costo incremental de generación con combustóleo creció de 1,314 a 1,388 pesos por Megawatt-hora (pesos/mwh) debido a un incremento de 12% en el precio de este combustible. El costo incremental de generación en las conversiones y ciclos combinados disminuyó entre junio y julio debido a que el precio de gas natural nacional disminuyó 0.6% y el precio del gas natural importado bajó 0.4%. El costo incremental de generación considera únicamente costos variables. Fuente: Centro Nacional de Control de Energía (CENACE). Agosto 2015. 13

De 2012 a 2014, la CFE redujo en 45% su consumo de combustóleo. De 2012 a 2018, la CFE estima habrá reducido su consumo de combustóleo en 90%. Miles de barriles de combustóleo diarios 250 200 150 100 50 0 183 167 177 157 Promedio anual de consumo diario de combustóleo 201 169-45% -90% 111 77 * 40 29 23 19 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Julio 2015 2016 2017 201720182018 2015 *Al 31 de julio de 2015, el consumo de combustóleo de la CFE es de 77 miles de barriles de combustóleo diarios. Nota: La información de 2012 a 2014 corresponde al consumo real de la CFE durante dicho periodo. De agosto 2015 a 2018, corresponde a una proyección del consumo estimado. Fuente: Subdirección de Programación y la Subdirección de Generación de la Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. 13

De acuerdo al Centro Mario Molina, entre 2012 y 2014, la CFE redujo sus emisiones de CO 2 relacionadas al uso del combustóleo en 45%. Hacia 2018, se estima la CFE evitará la emisión de 33 millones de toneladas anuales de CO 2 gracias a que reducirá 90% su uso de combustóleo. Entre 2012 y 2014, la CFE redujo sus emisiones totales de CO 2 en 15%. Hacia 2018, las emisiones totales de CO 2 de la CFE bajarán 32%, al pasar de 94 a 63 millones de toneladas anuales de CO 2. 15% Millones de toneladas anuales de CO 2 90 60 30 0 94 87 80 25 27 68 70 69 28 63 36 33 38 40 30 45% 20 39 7 5 4 3 33 30 32 28 27 25 21 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 90% Carbón, diésel y coque Combustóleo Gas Natural Nota: Datos de la CFE sin incluir Productores Independientes de Energía. Fuente: Centro Mario Molina, con datos de la Dirección de Operación y la Subdirección de Programación de la Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. 14

En comparación con agosto 2014, los cargos de las tarifas eléctricas han disminuido entre 28% y 38% para la industria, entre 12% y 24% para los comercios, y en 11.9% para los hogares de alto consumo. Por su parte, la tarifa eléctrica de bajo consumo tuvo una reducción de 2% respecto a diciembre 2014. Variación: -37.6% 1.15 Reducción de Tarifas entre agosto 2014 y agosto 2015 (Pesos por Kilowatt-hora) 0.72 Variación: -27.5% 1.5 1.09 Variación: -24.4% 1.81 1.37 Variación: -11.9% 2.30 2.03 Variación: -11.9% 3.86 3.40 Variación: -2.0% 0.83 0.81 ago-14 ago-15 Industrial horaria media tensión 1 ago-14 ago-15 Industrial ordinaria media tensión ago-14 ago-15 ago-14 ago-15 Comercial Comercial 2 Demanda mayor a Demanda hasta 25 kw 25 kw ago-14 ago-15 Doméstico de alto consumo dic-14 ago-15 Doméstico de bajo consumo 3 1 La variación de -37.6% corresponde a la energía base e intermedia, los niveles mostrados son de la energía base. 2 Se muestran los valores de la tarifa para la energía consumida en el intervalode0a50kwh.lavariaciónporcentualtambiéncorresponde a este intervalo. 3 El 1 de enero de 2015, se publicó en el Diario Oficial de la Federación el Acuerdo mediante el cual se suspendió el mecanismo de aumento de las tarifas residenciales de bajo consumo y se declaró su reducción de 2%, con respecto a la tarifa de diciembre de 2014. Fuente: Subdirección de Distribución, Comisión Federal de Electricidad. Agosto, 2015. 15

Entre 2012 y 2014, las pérdidas de energía eléctrica en distribución han disminuido un punto porcentual al año, pasando de 16% a 14%. En 2015, la meta es alcanzar niveles de pérdidas de 13% y, hacia 2018, entre 10% y 11%. 20% Pérdidas en distribución (%) 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% México Promedio Países OCDE 16% 15% 14% 13% 6% 4% 2% 0% 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), 1980 2014. 16

215 SLT 1201 Transmisión y Transformación de Baja California (5ª fase, Baja California) Longitud: 31 km-c Inversión estimada: 19 MDD Prebases: 23 de junio de 2015 Bases: 4 de agosto de 2015 Fallo: octubre 2015 Operación comercial: abril 2017 104 SLT 706 Sistemas Norte (3ª Fase, Baja California) Longitud: 9 km-c Valor presupuestado: 15 MDD/ Licitado: 12 MDD Ahorro para la CFE: 20% Prebases: 9 de diciembre de 2014 Bases: 20 de enero de 2015 Fallo: 29 abril de 2015 Entrada en operación: diciembre 2016 Desarrollador: Ingeniería y Servicios ADM / Constructora Electromecánica Tasal 297 LT 1811 Red de Transmisión Asociada al CC Empalme I (Sonora) Longitud: 426 km-c Inversión estimada: 122 MDD / Licitada: 87 MDD Ahorro para la CFE: 30% Prebases: 27 de enero de 2015 Bases: 10 de marzo de 2015 Fallo: 20 de agosto de 2015 Entrada en operación: noviembre 2017 Desarrollador: Exclusive High Tech/ Castco de México/ DINA Camiones/ Obras Especializadas del Pacífico/ RA Construcciones y Adaptaciones/ Actividades de Construcción y Servicios El Roble 314 LT 1911 Red de Transmisión Asociada al CC Empalme II (Sonora y Sinaloa) Longitud: 119 km-c Inversión estimada: 116 MDD Prebases: 3 de febrero de 2015 Bases: 7 de abril de 2015 Fallo: noviembre 2015 Entrada en operación: febrero 2017 Entre 2014 y 2015, la CFE licitó 4 proyectos de transmisión a 4 consorcios diferentes. En el próximo trimestre se licitarán otros cinco proyectos. En total, estos proyectos representan inversiones de alrededor de 550 millones de dólares. BC 307 SLT 1802 Subestaciones y Líneas de Transmisión Norte (2ª fase, Chihuahua) Longitud: 159 km-c Inversión estimada: 71 MDD Prebases: 17 de julio de 2014 Bases: 1 de agosto de 2014 Fallo: noviembre de 2015 Entrada en operación: julio 2017 Chihuahua Durango Zacatecas 317 SLT 1902 Subestaciones y Compensación del Noroeste (3ª fase, Sinaloa) Longitud: 76 km-c Inversión estimada: 35 MDD Prebases: 14 de abril de 2015 Bases: 26 de mayo de 2015 Fallo: 10 de septiembre de 2015 Entrada en operación: junio 2017 234 SLT 1302 Transformación del Noreste (Coahuila) Longitud: 25 km-c Inversión estimada: 37 MDD Prebases: 28 de abril de 2015 Bases: 28 de mayo de 2015 Fallo: 24 de septiembre de 2015 Entrada en operación: septiembre 2017 Nuevo León Tamaulipas 304 LT 1805 Línea de Transmisión Huasteca- Monterrey (Nuevo León y Tamaulipas) Longitud: 442 km-c Inversión estimada: 182 MDD / Licitada: 127 MDD Ahorro para la CFE: 30% Prebases: 17 de julio de 2014 Bases: 11 de agosto de 2014 Fallo: 18 noviembre de 2014 Entrada en operación: julio 2016 Desarrollador: Isolux de México/ Isolux Ingeniería/ Isolux Corsán 320 LT 1905 Transmisión Sureste-Peninsular (2ª Fase, Campeche y Quintana Roo) Longitud: 367 km-c Inversión estimada: 53 MDD / Licitada: 39 MDD Ahorro para la CFE: 26% Prebases: 24 de febrero de 2015 Bases: 11 de marzo de 2015 Fallo: 17 junio de 2015 Entrada en operación: abril 2017 Desarrollador: Eléctricas de Medellín Ingeniería y Servicios / Edemtec TG Campeche Quintana Roo Licitado Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MDD: Millones de dólares. Subrayado: Licitados km-c: kilómetros-circuito 17

Entre 2014 y 2015, la CFE licitó 10 proyectos de distribución a 9 consorcios diferentes. Éstos representan inversiones de alrededor de 1,400 millones de dólares. 1721 Distribución Norte (3ª Fase Chih) Inversión: 14 MDD / Licitada 11 MDD. Ahorro para la CFE: 21% Fallo: 20 de mayo de 2015. Entrada en operación: junio 2016. Desarrollador: Electroservicios HR, Actividades de Construcción y Servicios El Roble, Electroredes de Querétaro. 1921 Reducción de pérdidas de energía en Distribución (5ª fase: Coah, Chih y Dgo) Inversión: 10 MDD / Licitada 9 MDD. Ahorro para la CFE: 10% Fallo: 6 de enero 2015. Entrada en operación: enero de 2016 Desarrollador : Hola Innovación, Tecnologías EOS. 1321 Distribución Noreste (5ª Fase Zac Coah) Inversión: 17 MDD / Licitada 7 MDD. Ahorro para la CFE: 58% Fallo: 12 de enero de 2015. Entrada en operación: marzo 2016. Desarrollador: Electroservicios HR, Actividades de Construcción y Servicios El Roble, Electroredes de Querétaro. 1420 Distribución Norte (2ª Fase Son) Inversión: 5 MDD / Licitada 4 MDD. Ahorro para la CFE: 20% Fallo: 14 de mayo de 2015. Entrada en operación: mayo 2016. Desarrollador: Grose Ingenieros. 1921 Reducción de pérdidas de energía en Distribución (7ª Fase: Méx) Inversión: 57 MDD / Licitada: 57 MDD. Fallo: 26 de enero de 2015. Entrada en operación: septiembre 2016. Desarrollador : Troy T&D, Construcciones Electromecánicas Milenio, Construcciones Puentes y Asfaltos del Golfo. 1211 Noreste Central (5ª fase: Tamps) Inversión: 25 MDD / Licitada 19 MDD. Ahorro para la CFE: 24% Fallo: 7 de abril de 2015. Entrada en operación: agosto 2016. Desarrollador: FCC Servicios Industriales y Energéticos México, FCC Industrial e Infraestructuras Energéticas y Elextra Ingeniería. 1621 Distribución Norte-Sur (6ª Fase Yuc) Inversión: 10 MDD / Licitada 9 MDD. Ahorro para la CFE: 10% Fallo: 7 de julio de 2015. Entrada en operación: julio 2016. Desarrollador: Sademex Ingeniería y Construcción, SDV Energía e Infraestructura 1921 Reducción de pérdidas de energía en Distribución (4ª Fase: Méx. y DF) Inversión: 140 MDD / Licitada 140 MDD. Fallo: 15 de enero de 2015. Entrada en operación: agosto 2016. Desarrollador: Eléctricas de Medellín, Edemtec, Siemens, Siemens Innovaciones. MDD: Millones de dólares. Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones y Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Julio 2015. 1921 Reducción de pérdidas de energía en Distribución (3ª Fase: Méx) Inversión: 109 MDD / Licitada 101 MDD. Ahorro para la CFE: 7% Fallo: 20 de febrero de 2015. Entrada en operación: septiembre 2016. Desarrollador: Aldesem, ADM, Gimsa. 1921 Reducción de pérdidas de energía en Distribución (6ª Fase: DF) Inversión: 119 MDD / Licitada 106 MDD. Ahorro para la CFE: 11% Fallo: 8 de diciembre de 2014 Entrada en operación: julio 2016. Desarrollador: Hola Innovación, Tecnologías EOS, Mega Cable. TG Licitado 18

Entre agosto y noviembre de 2015, la CFE licitará 9 proyectos de distribución, los cuales representan una inversión estimada de más de 850 millones de dólares. 1920 Subestaciones y Líneas de Distribución (6a Fase Son) Inversión estimada: 6 MDD. Fallo: 7 de octubre de 2015. Entrada en operación: octubre 2016. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (8ª Fase D.F.) Inversión estimada: 116 MDD. Fallo: 23 de noviembre de 2015. Entrada en operación: junio 2017. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (3a Fase Ver) Inversión estimada: 8 MDD. Fallo: 31 de agosto de 2015. Entrada en operación: septiembre 2016. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (2a Fase Sin) Inversión estimada: 5 MDD. Fallo: 13 de octubre de 2015. Entrada en operación: octubre 2016. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (6a Fase Chis Tab) Inversión estimada: 95 MDD. Fallo: 27 de octubre de 2015. Entrada en operación: junio 2017. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (5ª Fase Méx) Inversión estimada: 276 MDD. Fallo: 10 de noviembre de 2015. Entrada en operación: junio 2017. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (7ª Fase Méx) Inversión estimada: 283 MDD. Fallo: 3 de noviembre de 2015. Entrada en operación: junio 2017. 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (1a Fase Mor) Inversión estimada: 14 MDD. Fallo: 29 de septiembre de 2015. Entrada en operación: octubre 2016. MDD: Millones de dólares. Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones y Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Julio 2015. TG 2021 Reducción de Pérdidas de Energía en Distribución (4a Fase Q. Roo, Camp) Inversión estimada: 48 MDD. Fallo: 17 de septiembre de 2015. Entrada en operación: abril 2017. 19

Retos y Oportunidades de la CFE ante la Reforma Energética Dr. Enrique Ochoa Reza Director General Comisión Federal de Electricidad Agosto de 2015 www.reformas.gob.mx @EnriqueOchoaR

La Reforma Energética establece un nuevo modelo eléctrico con múltiples generadores, acceso universal y operación eficiente de las redes de transmisión y distribución. Generación Control Operativo y Mercado Eléctrico Comercialización Consumo Se eliminan las barreras de entrada y se fortalece la competencia. El Centro Nacional de Control de Energía se independiza de la CFE para operar el Sistema Eléctrico Nacional y el mercado spot. Los usuarios calificados pueden pactar precios libremente con los generadores mediante contratos bilaterales. La CRE fija las tarifas de usuarios de suministro básico y la CFE provee el servicio. Productores Independientes de Energía contratados por Particulares Cogeneración Administrador Operador independiente del Sistema Usuario calificado Usuarios estándar Transmisión Distribución Áreas estratégicas exclusivas del Estado, con posibilidad de contratar con particulares. Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, 2014. 21

En 2015, el punto más alto de demanda de energía eléctrica en México fue de 40,000 Megawatts (MW). Esto es 4 MW superior a la demanda máxima de 2014 y 976 MW mayor a la registrada en 2013. 42,000 11 de junio de 2015, 16:28 hrs: 40,000 MW 40,000 38,000 Megawatts (MW) 36,000 34,000 32,000 30,000 28,000 Domingo Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado Fuente: Centro Nacional de Control de Energía, Comisión Federal de Electricidad, Semana del 7 al 13 de junio de 2015. 22

En 2015, la CFE puso en operación 2 centrales de generación renovable. Además, tiene 3 centrales en construcción, 1 en licitación y 8 por licitar. En total, estas obras agregan alrededor de 2,200 Megawatts de capacidad instalada y aumentarán la capacidad renovable de la CFE en 16%. La inversión aproximada es de 3,700 millones de dólares. Santa Rosalía (2 MW) Ubicación: Mulegé, Baja California Sur Inversión estimada: 9 MDD Los Azufres III Fase II (25 MW) Ubicación: Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán Inversión estimada: 63 MDD Prebases: 19 de mayo de 2015 Bases: 8 de julio de 2015 Fallo: 25 de noviembre de 2015 Entrada en operación: junio de 2018 Los Azufres III Fase I (53 MW) Ubicación: Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán Inversión: 70 MDD Entrada en operación: 26 de febrero de 2015 Desarrollador: Diamante Azufres / Mitsubishi Sureste I Fase II (102 MW) Ubicación: Cd. Ixtepec, Oaxaca Inversión: 157 MDD Entrada en operación: 13 de junio de 2015 Desarrollador: Enel Green Power Mexico Sureste IV y V (600 MW) Ubicación: Oaxaca Inversión estimada: 1,064 MDD Sureste I Fase I (200 MW) Ubicación: Oaxaca Inversión estimada: 406 MDD Geotérmica Eólica Hidroeléctrica Fuente de energía No. MW MDD Incremento en la capacidad instalada de la CFE por fuente Geotérmica 5 130 252 15% Hidroeléctrica 2 254 412 2% Eólica 7 1,798 3,013 301% Total 14 2,182 3,677 16% Tamaulipas IV (296 MW) Inversión estimada: 462 MDD Tamaulipas III (200 MW) Inversión estimada: 308 MDD Tamaulipas II (200 MW) Inversión estimada: 308 MDD Tamaulipas I (200 MW) Inversión estimada: 308 MDD Rehabilitación y Modernización de la Central Temascal Unidades 1 a 4* Ubicación: San Miguel Soyaltepec, Oaxaca Inversión: 26 MDD Entrada en operación: septiembre de 2018 Desarrollador: Andritz Hydro Por licitar En licitación En construcción En operación Los Humeros III Fase A (25 MW) Ubicación: Chignautla, Puebla Inversión: 43 MDD Entrada en operación: abril de 2016 Desarrollador: Alstom Mexicana Los Humeros III Fase B (25 MW) Ubicación: Chignautla, Puebla Inversión estimada: 67 MDD Chicoasén II (240 MW) Ubicación: Chicoasén, Chiapas Inversión: 386 MDD Entrada en operación: septiembre de 2018 Unidad 1: julio 2018 Unidad 2: agosto: 2018 Unidad 3: septiembre 2018 Desarrollador: Omega / Sinohydro * Al término de la RM la central Temascal aumentará su capacidad instalada en 14 MW, pasando de 354 MW a 368 MW. Fuente: Subdirección de Programación y Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Agosto 2015. MW: Megawatts MDD: Millones de dólares. 23

Las energías renovables se dividen en constantes e intermitentes. Las energías hidroeléctrica y geotérmica son constantes porque pueden generar electricidad de manera continua. Las energías solar y eólica son intermitentes, porque dependen del sol y del viento, cuya fuerza varía durante el día. Generación de energía 12 horas diferentes paneles, día soleado Generación de energía 12 horas, diferentes paneles, día nublado Fuente: Grupo IUSA, 2015. 18

En el periodo de enero a mayo de 2012, la tarifa promedio era 50% más alta en México que en Estados Unidos. En el mismo periodo de 2015, esta diferencia se redujo en 32 puntos porcentuales, a sólo 18%. Comparativo de tarifas promedio de México vs. Estados Unidos (2012 y 2015) Centavos de peso / Kilowatt-hora 50% 135 202 153 145 18% 171 145 2012 2015 Estados Unidos México Subsidio Fuente: CFE y Administración de Información de Energía (EUA).

En 2012, la tarifa promedio de la electricidad en México fue 25% superior a la de Estados Unidos. Sin subsidios, la tarifa promedio en México en 2012 fue 73% más alta que la de Estados Unidos. Estados Unidos México Subsidio +149% +135% +84% +73% +25% Residencial Alto Consumo Comercial Industrial Promedio Fuente: Sistema de Información Energética, Administración de Información de Energía (EUA). Tarifas de EUA convertidas a pesos a un tipo de cambio de 12.60 pesos/dólar. 26

En el periodo de enero a mayo de 2012, la tarifa eléctrica promedio en México fue 50% más alta que en Estados Unidos, sin contar subsidios. En los primeros cinco meses de 2015, la tarifa eléctrica promedio en México fue 18% mayor a la de Estados Unidos, sin contar subsidios. Entre los primeros cinco meses de 2012 y el mismo periodo de 2015, la tarifa eléctrica promedio tuvo una reducción de 32 puntos porcentuales. Pesos / Kilowatt - hora 2.00 1.80 1.60 1.40 1.20 1.00 ene-12 feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene-13 feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene-14 feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic ene-15 feb mar abr may Tarifa México Tarifa EUA Tarifa México (sin subsidios) Fuente: Comisión Federal de Electricidad (CFE) Subdirección de Programación. Agosto, 2015. 27

0.2 % Geotérmica 2% 3 % 6 % Nuclear 3% 3% 3% 3% 10 % El precio de los combustibles utilizados para generar energía eléctrica representa 80% del costo de generación eléctrica. Carbón 12% 12% 12% Participación porcentual de combustibles en la energía generada 53% 18 % 10 % Combustoleo Hidroeléctrica Gas Natural 21% 12% 48% 19% 10% 51% 13% 14% 52% 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 Nota: La participación porcentual se basa en los combustibles utilizados por la Comisión Federal de Electricidad y los Productores Independientes de Energía en la generación de energía eléctrica. Fuente: Registro Histórico del Proceso de Estadística del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Comisión Federal de Electricidad, 1999-2014. 28

Mientras la producción de gas natural en el país caía, el consumo nacional creció. Esto causó un incremento en las importaciones de gas natural. 9,000 8,000 (100%) 7,991 7,000 6,000 5,000 4,000 3,000 2,000 (100%) 4,576 (97%) 4,467 5,724 6,534 1,258 (70%) 5,561 (30%) 2,430 1,000 (3%) 109 0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015* Millones de pies cúbicos por día Consumo de Gas Natural Producción de Gas Natural Importaciones de Gas Natural * Periodo enero-julio de 2015 La línea de Consumo de Gas Natural refleja la suma de la producción total de gas natural de Pemex y las importaciones. La línea de Producción de Gas Natural refleja el total de gas natural producido por Pemex, incluyendo el gas que auto consume y la oferta a los usuarios finales. Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos 1997-2015 29

Gracias a la acción coordinada del Estado Mexicano, llevamos 26 meses sin alertas críticas que limiten el consumo de gas natural. De enero de 2012 a junio de 2013 se presentaron 35 alertas críticas en territorio nacional. La última alerta crítica terminó el 22 de junio de 2013. 0 0 Millones de pies cúbicos diarios -100-200 -300-400 -500-600 -700-800 -900-138 -300-373 -545 Millones de pies cúbicos diarios -100-200 -300-400 -500-600 -700-800 -900-476 -276-781 2012: 22 alertas críticas, que se tradujeron en costos adicionales de generación por 750 millones de dólares. 2013: 13 alertas críticas, que se tradujeron en costos adicionales de generación por 360 millones de dólares. Nota: Los costos adicionales representan el uso de combustibles más caros debido a la falta de Gas Natural. Fuente: Dirección de Modernización, Comisión Federal de Electricidad. Agosto, 2015. 30

En la zona del Istmo de Tehuantepec, en días de vientos altos, se han alcanzado factores de planta de entre 55% y 70%. En días de vientos bajos, se alcanza un factor de planta de al menos 35%. Perfil de generación diaria de energía, día vientos altos 5 de enero de 2014 MW 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Perfil de generación diaria de energía, día vientos bajos 3 de mayo de 2014 MW 80 70 60 50 40 30 20 10 0 Fuente: Central Eólica, La Venta II de 83 Megawatts de capacidad efectiva instalada, Comisión Federal de Electricidad, 2015. MW: Megawatt 31