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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 Sin presionar las finanzas públicas 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
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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.
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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 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.
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Abastecimiento de gas natural
El reto para el futuro es asegurar el abastecimiento oportuno de gas natural a precios competitivos 39
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