Perspectivas de inversión en el sector eléctrico

Perspectivas de inversión en el sector eléctrico 2007 - 2016 1 Contenido 1. Evolución reciente de la infraestructura eléctrica 2. Programa de Obra

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Perspectivas de inversión en el sector eléctrico 2007 - 2016 1

Contenido 1. Evolución reciente de la infraestructura

eléctrica

2. Programa de Obras e Inversiones del

Sector Eléctrico

3. Terminal de gas natural licuado en

Manzanillo

2

1. Evolución reciente de la infraestructura eléctrica 3

Nuevas centrales de generación 2001 -2006 37 nuevas centrales de generación, † 13,230 MW † inversiones por 8,086 millones de dólares. †

Nuevas centrales en operación

Capacidad

Inversión

(MW)

(MD)

2001

7

1,963

1,262

2002

7

2,466

1,535

2003

9

3788

2,691

2004

4

1,600

498

2005

5

1,127

783

2006

5

2,291

1,316

Total

37

13,230

8,086

1995-2000

15

4,879

4,913 5

Centrales de generación 2001-2006 Rosarito III

Mexicalli

Naco-Nogales Conv. a CC El Encino Hermosillo TG a CC El Encino Guerrero Negro II Chihuahua III Hermosillo Tres Vírgenes

Chihuahua Presa Reguladora Amata

San Carlos II

Baja California Sur I Geotermoeléctrica Ciclo Combinado Combustión Interna Hidroeléctrica Turbogas

37 nuevas centrales 13,230 MW 8,086 millones de dólares Río Bravo II Río Bravo III Río Bravo IV Monterrey III

Saltillo La Laguna II

Altamira III y IV Altamira II El Sauz Altamira V Bajío Tuxpan II Valladolid III El Sauz TG a CC Tuxpan III y IV Tuxpan V Valle de México Tuxpan Los Azufres II Campeche San Lorenzo La Venta II

Manuel Moreno Torres 6

15

Líneas de transmisión y subtransmisión (69 a 400 kV) 2000-2006: se llegó a más de 94.5 mil km de líneas de alto voltaje

Incremento 2000-2006

94,532

Kilómetros

26.2 %

91,365 88,871

84,858 81,865 77,643 74,898 72,923 70,192 65,900

1994

66,674 66,417

1995

1996

67,567

1997

1998

1999

2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006*

2005 Valor real a diciembre. 2006 meta.

8

Financiamiento †CFE ha logrado movilizar recursos privados para financiar la infraestructura a través de la figura de PIDIREGAS †14,556 millones de dólares en 126 proyectos ƒ Sin presionar las finanzas públicas ƒ Generando flujos netos positivos año tras año (3,554 millones de dólares en 2006)

10

Certificados de competencia laboral acumulados. 2000-2006 115,000

120,000 100,995 87,714

100,000 71,639

80,000 56,036

60,000 34,357

40,000 20,000

4,656

0 2000

2001

2002

2003

2004

2005

2006

CERTIFICADOS ESTIMADOS 12

Días anuales de capacitación †

El indicador de capacitación se ha mantenido a lo largo de esta administración 10

10

9.9

9.5

9.3

10.3 9

9 7.6

8 7

6.4 6.3

7.1

7.7 6.7

6 5 4 3 2 1 0

1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

13

Avances en productividad La capacidad de generación aumentó 76%, los usuarios 80% y los trabajadores de operación sólo 10%. 200

180

180

176

160 140 120

110

100 80 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 Cap. de generación

Usuarios

Trab. de operación 14

Indicadores de calidad del servicio a nivel internacional Tiempo de interrupción por usuario

Entre 1992 y 2005:

Minutos/ Usuario 450

375.3

z

El TIU se redujo 79%

z

Las inconformidades 71%

z

El plazo de conexión 92%

350

250

150

77 50 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

Plazo de conexión a nuevos usuarios (días)

Inconformidades / 1000 usuarios 15

14

13.45

13.00

12

12

10

9 6

8 6

3.95

3

4 2

0

1.05

0

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

15

El servicio eléctrico está garantizado para el futuro

Está garantizado un servicio eléctrico suficiente y de calidad para los próximos años. 16

2. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 17

Sector eléctrico: energía bruta generada (TWh) 400 348.9

350

369.0

331.1 351.9

Mercado 2005

300

250

335.3

Mercado 2006

200

369 TWh en 2016

150

100

50

0 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

AÑO 1/ Incluye exportación

19

POISE 2006 – 2017: 57 proyectos PDTE. JUÁREZ CONVERSIÓN TG/CC (93 MW) BAJA CALIFORNIA VI (MEXICALI - 156 MW) BAJA CALIFORNIA BAJA CALIFORNIA II (PDTE. JUÁREZ - 259 MW) (SLRC - 223 MW) BAJA CALIFORNIA IV (TIJUANA - 288 MW) CERRO PRIETO V BAJA CALIFORNIA III (107 MW) (ENSENADA - 288 MW) BAJA CALIFORNIA V (SLRC - 279 MW)

NORTE III (JUÁREZ - 683 MW)

AGUA PRIETA II (642 MW)

GUERRERO NEGRO III (11 MW) SANTA ROSALÍA (14 MW)

SONORA I (656 MW) TOPOLOBAMPO II (700 MW) TOPOLOBAMPO I (700 MW)

NORESTE (MONTERREY) NORTE II (CHIHUAHUA) (734 MW) (652 MW) NORTE IV TORREÓN (671 MW) TOPOLOBAMPO III NORTE (LA TRINIDAD) (700 MW) REYNOSA (402 MW) (764 MW)

2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

3 1 8 7 5 6 6 8 6 7

1,968 101 2,157 1,928 1,919 2,279 2,758 3,952 4,130 3,044

BAJA CALIFORNIA SUR II (COROMUEL - 46 MW) BAJA CALIFORNIA SUR III (COROMUEL - 43 MW) BAJA CALIFORNIA SUR IV (COROMUEL - 43 MW) LA YESCA RÍO MOCTEZUMA BAJA CALIFORNIA SUR V y VI (86 MW) PENINSULAR I (750 MW) BAJA CALIFORNIA SUR VII y VIII (86 MW) (180 MW) TAMAZUNCHALE (1,168MW) GUADALAJARA II(139 MW) TAMAZUNCHALE II (750 MW) PENINSULAR II EL CAJÓN U1 yU2 (754 MW) (645 MW) MANZANILLO II (180 MW) TULA REP. U1 (554 MW) CICLO COMBINADO REP. U1 (408 MW) MANZANILLO I TULA REP. U2 (554 MW) GUADALAJARA I PENINSULAR III REP. U2 (458 MW) VALLE DE MÉXICO (645 MW) COMBUSTIÓN INTERNA TIPO DIESEL (180 MW) MANZANILLO I VALLE DE MÉXICO REP. U3 (380 MW) REP. U1 (458 MW) HUMEROS (51 MW) MANZANILLO II REP. U2 (380 MW) HIDROELÉCTRICA REP. U2 (408 MW) VERACRUZ I Y II (1,400 MW) CARBOELÉCTRICA DEL EÓLICA ORIENTAL I (TAB.) PACÍFICO (678 MW) VALLE DE MÉXICO SAN LORENZO (700 MW) INFIERNILLO REP. (200 MW) REP. U1 (380 MW) CONVERSIÓN TG/CC (139 MW ) VILLITA AMP. (400 MW) TURBOGÁS LA PAROTA (900 MW) AMP. ZIMAPÁN LA VENTA III (101 MW) CARBOELÉCTRICA (566 MW) OAXACA I (101 MW) OAXACA II, III, IV (304.2 MW) GEOTERMOELÉCTRICA LIBRE

20

Proyectos de Generación †

5 proyectos en licitación Propuestas Técnicas

Fallo

MW

CCC Norte

23-Oct-06

01-Feb-07

391.5

CC San Lorenzo Conversión de TG a CC

31-Ene-07

22-Feb-07

130.4

Nombre del Proyecto

Publicación convocatoria: 1 febrero

CH La Yesca

750

CC Agua Prieta II (con campo solar)

23-Feb-07

23-Mar-07

535.6

CC Repotenciación Valle de México U-2

06-Mar-07

03-Abr-07

487.0

5

1,544.54 21

Proyectos de Generación ‰

Durante 2007 se licitarán otros 7 proyectos: Tipo

Nombre del Proyecto

MW

Entrada en Operación

CC

Presidente Juárez Conversión de TG a CC

88.7

01-Abr-10

CT

TG Baja California II

157.8

01-Abr-09

CI

Guerrero Negro III

11

03-Abr-09

CG

Los Humeros II

46

01-Abr-10

CG

Cerro Prieto V

100

01-Abr-10

CE

La Venta III

101.4

01-Sep-08

CE

Oaxaca I

101.4

01-Sep-09

7

606.3 22

Es indispensable mantener la salud financiera de CFE para asegurar el Programa de Inversiones

23

Alternativas de generación Ciclo Combinado

12,184

Hidroeléctrica

3,709

Capacidad total a instalarse entre 2007 y 2016:

3,478

Carbón Otras

27,037 MW

898

Geotermia y eólica

747

6,021

Libre 0

2,000

4,000

6,000

8,000

10,000 12,000 14,000

Capacidad (MW) Otras: Turbogas, combustión interna y generación distribuida LyFC

25

Precios de combustibles y tarifas eléctricas (Porcentajes) 100%

2.7 10.1

3.0 6.8

3.2

3.4

12.0

16.4

80%

18.0

19.9

4.4 6.5 Otras

12.5

60%

13.7 2.7

17.7

39.2

Hidro Nuclear

2.5

Gas Nat Petróleo

40% 50.4 52.8

Carbón

29.9

51.2

20%

10.8

11.2

1997

2004

0% 1997

2004

Estados Unidos

México

27

0 México

EEUU

Indiana

Washington

Tennessee

Alabama

Georgia

Illinois

Michigan

12

Louisiana

14

Arizona

Texas

Florida

California

México

EEUU

Indiana

Washington

Tennessee

Alabama

Georgia

Michigan

Lousiana

Illinois

Arizona

Texas

Florida

Pennsylania

New Jersey

16

Pennsylvania

New Jersey

New York

0%

California

New York

La mezcla de combustibles afecta las variaciones regionales de tarifas en EU 100%

80%

60%

40%

20% Otras Hidro Nuclear Gas Nat Petróleo Carbón

(Centavos de Dólar por kWh)

10

8

6 resid total ind

4

2

28

3. Infraestructura para Gas Natural 29

Requerimientos de gas para el sector eléctrico 4000 3,531

MMPCD

3500 3000 2500 2000

1,992

1500 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

‰ ‰

En el 2006 demandamos sólo 1,992 MMPCD Al 2014 requeriremos de 3,531 millones de pies cúbicos diarios de gas para generar más electricidad.

30

Balance de gas natural

10000 9000 8000 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0

Otros

Recir. Sect. Petroleo

Sect. Petrolero

Industrial

Eléctrico

Producción Nal.

7,518 5,308

5,914

6,218

6,490

7,616

7,922

8,766

8,335

tmca 9,302 Demanda 5.8%

6,973

Eléctrico 10% Producción 2.5% Industrial 5% Sect. Petrolero 1.7%

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2009

2010

2011

2012

2013

Recir. Sect. Pet. 4% Otros 9.1%

PGPB

2003

2004

2005

2006

2007

2008

2010

2011

2012

Importaciones Exportación

983

1,285

1,003 4

1,123 443

1,588 893

1,712 1,755 1,823 888 1,095 673

2,002 141

2,672 3,784

DEFICIT

983

999

680

695

1,285

824

2009

660

1,150

2013

1,861 2,672 3,784

Fuente: Producción y Demanda: SENER, Prospectiva de Gas Natural, 2003-2013.

31

Infraestructura de gas natural CHEYENE

ROCKIES

SAN JUAN DAGGET EHRENBERG PERMIAN KEYSTONE

ROSARITO WILCOX

HUECO HOUSTON

SAMALAYUCA

GNL ENSENADA

BOB WEST

PERMIAN WAHA EL ENCINO

SOUTH TEXAS

GNL LIBERTAD

REYNOSA

TORREON LOS RAMONES GNL TOPOLOBAMPO

DURANGO

GNL ALTAMIRA

MAZATLÀN NARANJOS GAS LANKAHUASA (POZO) GUADALAJARA

PALMILLAS SALAMANCA

GNL MANZANILLO

LÁZARO CÁRDENAS

TAMAZUNCHALE CEMPOALA CD. PEMEX

CHINAMECA

SALAMANCA

32

Nuevas plantas que usarán gas en el occidente y gasoducto

GASODUCTO

SUR DE TEXAS REYNOSA

GNL ALTAMIRA DOS PROYECOS DE DOSNUEVOS NUEVOS PROYECTOS DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EN GENERACIÓN ELÉCTRICA GUADALAJARA GUADALAJARA

REPOTENCIACIÓN DELDEL REPOTENCIACIÓN COMPLEJO COMPLEJO CT MANZANILLO CT MANZANILLO

NARANJOS GAS LANKAHUASA (POZO) TAMAZUNCHALE PALMILLAS SALAMANCA SALAMANCA CEMPOALA LÁZARO CÁRDENAS

TERMINAL DEDE GAS TERMINAL GAS NATURAL LICUADO NATURAL LICUADO

CD. PEMEX CHINAMECA CHINAMECA 33

Proyecto gas natural en Manzanillo

Compra de GNL exship

Conversión y repotenciación de centrales de CFE actuales

Terminal de Regasificación y puerto para los buque - tanque

Centrales nuevas

Gasoducto Manzanillo - Guadalajara

Red eléctrica asociada 34

Ubicación de la terminal de gas

CENTRAL TERMOELÉCTRICA MANZANILLO

TERMINAL DE GAS NATURAL LICUADO

NUEVO CANAL DE NAVEGACIÓN

35

Licitación de la terminal de gas † Objetivo ƒ A través de un contrato de servicios, adquirir 500 millones de pies cúbicos diarios de gas natural licuado en el puerto de Manzanillo (exship) por 25 años.

† Inicio de operación de la terminal de gas en 2010.

36

Ventajas de la terminal de gas †

†

Garantizar el suministro a largo plazo a precios competitivos para generar electricidad Hacer factibles las plantas de generación de electricidad que requiere el país

†

Contribuye al cuidado del medio ambiente.

†

Diversifica las opciones de suministro de gas natural

†

Impulsa al desarrollo económico regional 37

Ahorro en la terminal de Altamira †

†

†

PEMEX manifestó a CFE no poder garantizar el abasto de Gas Natural para Tamazunchale y Altamira. La compra de GNL a través de la Terminal de Altamira (Contrato con Shell) representa ahorros aproximados de 25.9 MUSD anuales a partir de 2007. Dicho ahorro se obtiene a partir del supuesto de que CFE importara y comprara el Gas directamente a empresas privadas en el Sur de Texas.

38

Abastecimiento de gas natural

El reto para el futuro es asegurar el abastecimiento oportuno de gas natural a precios competitivos 39

40

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