Post on 07-Oct-2020
Los retos y oportunidades de la Comisión Federal
de Electricidad ante la Reforma Energética
Dr. Enrique Ochoa Reza
Director General
Comisión Federal de Electricidad
Noviembre de 2014
www.reformas.gob.mx
@EnriqueOchoaR
2
La Reforma Energética establece un nuevo modelo eléctrico con
múltiples generadores, acceso universal y operación eficiente de las
redes de transmisión y distribución
Administrador
Operador
independiente
del Sistema
Generación Control Operativo y
Mercado Eléctrico
Usuario calificado
Usuarios estándar
Transmisión
Productores
Independientes
de Energía
contratados por
Consumo Comercialización
Particulares
Distribución
Cogeneración
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.
Fuente: Ley de la Industria Eléctrica, 2014.
Áreas estratégicas exclusivas del Estado, con posibilidad de contratar con particulares.
En 2013, la CFE tuvo ventas históricas de 318,500 millones de pesos, pero
registró una pérdida récord de 37,500 millones de pesos. Al mes de octubre
de 2014, se registró un aumento de 5% en ventas y una reducción de 38% en
pérdidas, con respecto al mismo periodo del año anterior
$ 77,286
$ 269,682
$ 318,410
$ 8,223
-$ 19,510
-$ 37,552
‘99 ‘00 ‘01 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13
Millones
de pesos
‘99 ‘00 ‘01 ‘02 ‘03 ‘04 ‘05 ‘06 ‘07 ‘08 ‘09 ‘10 ‘11 ‘12 ‘13
Ventas
Resultado
Neto
Ene-Oct
2013
Ene-Oct
2014
Ene-Oct
2013
Ene-Oct
2014
Millones de
pesos
$ 265,905
$ 280,339
-$ 38,700
-$ 23,909
Incremento en
ventas: 5%
Reducción en
pérdidas: 38%
Fuente: Estados Financieros de la Comisión Federal de Electricidad 1999-2014. 3
En lo que va de 2014, el punto más alto de demanda de energía
eléctrica en México casi alcanzó los 40,000 Megawatts M
eg
aw
att
s (
MW
)
40,000
38,000
36,000
34,000
32,000
30,000
28,000
Fuente: Centro Nacional de Control de Energía y Comisión Federal de Electricidad, Semana del 8 a 14 de junio de 2014.
Domingo Lunes Martes Miércoles Jueves Viernes Sábado
12 de junio de 2014, 15:41 hrs: 39,996 MW
26,000
4
Fuentes: 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.
La tarifa promedio de la electricidad en México es
25% superior a la de Estados Unidos
+149%
+135%
+84%
+69% +73%
Tarifa Promedio
Sin Subsidio
Residencias de
alto consumo Comercial Servicios
Públicos
Industrial
+25%
• Sin subsidios, la tarifa promedio en México en el año 2012 fue 73% más
alta que la de Estados Unidos.
Estados Unidos Subsidio México
5
2%
1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Gas Natural
Hidroeléctrica
Combustóleo
Nuclear Carbón Eólica
Geotérmica
El precio de los combustibles representa
80% del costo de la electricidad
Fuente: Registro Histórico del Proceso de Estadística del Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) y Comisión Federal de Electricidad, 1999-2013.
27 %
33 %
27 %
7%
4 % 2 %
En 1999 y 2013 otras fuentes de generación representaron 0.3% y 1% de la capacidad instalada, respectivamente.
47%
21%
20%
4% 3%
1%
Nota: Para cada año se muestra la participación porcentual de los combustibles utilizados en las fuentes de generación. Estimación basada en
capacidad instalada de cada fuente en Megawatts.
Part
icip
ació
n p
orc
entu
al de c
om
bustible
s e
n la c
apacid
ad insta
lada e
n M
egaw
atts
6
4,467
6,534
5,757
109
1,258
2,434
4,576
7,792
8,191
0
1,000
2,000
3,000
4,000
5,000
6,000
7,000
8,000
9,0001
99
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
201
4*
Mil
lon
es d
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cú
bic
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iari
os (
mm
pcd
)
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.
Mientras la producción de gas natural en el país caía, el consumo
nacional creció. Esto ha causado un incremento en las
importaciones de gas natural
Fuente: Base de Datos Institucional de Petróleos Mexicanos 1997-2014.
* Periodo enero-septiembre de 2014
Consumo de
Gas Natural
Producción de
Gas Natural
Importaciones de
Gas Natural
(100%)
(97%)
(3%)
(100%)
(70%)
(30%)
7
-138
-300
-373
-545
-900
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
Millo
nes d
e p
ies c
úb
ico
s d
iari
os
Gracias a la acción coordinada del Estado Mexicano, llevamos 16
meses sin alertas críticas que limiten el consumo de gas natural
-476
-276
-781
-900
-800
-700
-600
-500
-400
-300
-200
-100
0
Millo
nes d
e p
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úb
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s d
iari
os
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.
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, 2014.
2013: 13 alertas críticas, que se
tradujeron en costos adicionales de
generación por 360 millones de
dólares.
2012: 22 alertas críticas, que se
tradujeron en costos adicionales de
generación por 750 millones de
dólares.
8
Actualmente, la CFE no cuenta con la infraestructura
suficiente para comercializar gas natural para satisfacer las
necesidades del país
El Sistema Nacional de Gasoductos presenta grandes retos:
Limitada capacidad de transporte;
Limitada redundancia;
No atiende a todas las entidades federativas.
Red de gasoductos antes de la Estrategia
Integral de Suministro de Gas Natural 2013
Longitud del Sistema Nacional de Gasoductos: 11,342 km*
*Esta longitud incluye los gasoductos de Petróleos Mexicanos y privados. Se incluyen 221 km del ducto Jáltipan-Salina Cruz de Pemex Gas y Petroquímica
Básica (rehabilitado en el tercer trimestre de 2013). La longitud no considera al Gasoducto Chihuahua (383 km), ya que forma parte de la Estrategia Integral.
Fuente: Prospectiva de Gas Natural y Gas L.P. 2013-2027, Secretaría de Energía, 2013. 9
Actualmente, la Red Nacional de Gasoductos de Estados Unidos
cuenta con 492,385 kilómetros. Esto es 43 veces más grande que
el Sistema Nacional de Gasoductos de México
México
Gasoductos Longitud (km)
Existentes hasta 2013 11,342
Estrategia Integral 2013 3,818
Anunciados en abril de 2014 1,367
Total 16,527
Estado de Texas
Gasoductos Longitud (km)
Intrastate 72,420
Interstate 21,887
Total 94,307
Estados Unidos
Gasoductos Longitud (km)
Intrastate 349,720
Interstate 142,665
Total 492,385
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. 2014. 10
• La CFE continuará desarrollando rutas para incrementar la
redundancia y confiabilidad del sistema de transporte de gas natural.
Gasoductos existentes a 2013
Gasoductos de la Estrategia Integral
Estaciones de compresión
A
B
Longitud del SNG (2013): 11,342 km
Gasoductos
nacionales
Longitud
(km)
Inversión
(MDD)
Los Ramones 842 2,535
1 Ramones Fase I** 114 688
2 Ramones Fase II*** 728 1,847
Noroeste 1,944 2,411
3 El Encino (Chih.) -
Topolobampo (Sin.) 574 1,008
4 Sásabe - Guaymas 544 569
5 Guaymas - El Oro 364 429
6 El Oro - Mazatlán 462 405
Otros proyectos 1,032 1,304
7 Tamazunchale 229 468
8 Zacatecas 172 70
9 Morelos 172 246
10 Mayakán 76 125
11 Chihuahua**** 383 395
Total 3,818 6,250
MDD: Millones de dólares.
Gasoductos
internacionales
Longitud
(km)
Inversión
(MDD)
12 Agua Dulce -Frontera 200 828
13 Tucson - Sásabe 97 208
Total 297 1,036
Estaciones de
Compresión
Inversión
(MDD)
A Altamira 80
B Soto la Marina 88
Total 168
Inversión total: 7,454 MDD
Fuente: Estrategia Integral de Suministro de Gas Natural, Secretaría de Energía, 2013.
*** El proyecto Los Ramones Fase II fue dividido en dos trayectos: Los Ramones Fase II Norte y Los Ramones Fase II Sur. ** El proyecto los Ramones Fase I considera la construcción de la Estación de Compresión Los Ramones.
**** El gasoducto de Chihuahua entró en operación en julio de 2013. Tarifas de EUA convertidas a pesos a un tipo de cambio de 12.95 pesos/dólar.
12
* Incluye los proyectos de la Estrategia integral, así como los 222 km. del sistema Jáltipan-Salina Cruz rehabilitado.
En el marco de la Estrategia Integral de Suministro de Gas Natural
2013, el Estado mexicano promueve la construcción de proyectos
equivalentes a 34% del Sistema Nacional de Gasoductos (SNG)
Nueva longitud del SNG: 15,160 km*
Estrategia Integral 2013
13
11
4
5 3
6
7
2 8
1
9
10
11
Gasoducto Waha – San Elizario
Inversión: 495 MDD
Capacidad: 1,450 MMPCD
Longitud: 277 km
Entrada en operación: junio 2017
Gasoducto Waha - Presidio
Inversión: 450 MDD
Capacidad: 1,350 MMPCD
Longitud: 230 km
Entrada en operación: julio 2017 Gasoducto
Sásabe - Guaymas
(en construcción)
Gasoducto
Guaymas – El Oro
(en construcción)
Gasoducto
El Oro - Mazatlán
(en construcción)
Gasoducto Chihuahua
(en operación)
Gasoducto El Encino
- Topolobampo
(en construcción)
MDD: Millones de dólares
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Dirección de Modernización, Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Agosto de 2014.
Waha
La Laguna
Presidio /
Ojinaga
Samalayuca
El Encino
Gasoducto El Encino – La Laguna
Inversión: 650 MDD
Capacidad: 1,500 MMPCD
Longitud: 423 km
Entrada en operación: marzo 2017
Gasoducto San Isidro – Samalayuca
Inversión: 50 MDD
Capacidad: 1,450 MMPCD
Longitud: 23 km
Entrada en operación: julio 2016
Sonora
Coahuila
Durango
Chihuahua
Nuevo
León
Ojinaga – El Encino
Inversión 400 MDD
Capacidad: 1,350 MMPCD
Longitud 254 km
Operación comercial: marzo 2017
Puerto
Libertad
Guaymas
Topolobampo
El Oro
Mazatlán
Sásabe
12
San Elizario /
San Isidro
Proyecto Inversión
(MDD)
Sistema Integral Norte Noroeste 2,800
Gasoductos Anunciados 2,000
Total 4,800
La CFE impulsa la construcción de nuevos gasoductos que se interconectarán al
Sistema Integral Norte – Noroeste para brindar redundancia a la región, con una
inversión aproximada de 4,800 millones de dólares
Puerto Libertad (632 MW)
Puerto Libertad, Sonora
Inversión: 49 MDD
Entrada en operación: U1 abril 2015,
U2 febrero 2015, U3 enero 2015,
U4 enero 2015
Abastece: Gasoducto Sásabe – Guaymas
Juan de Dios Bátiz Paredes (320 MW)
Topolobampo, Sinaloa
Inversión: 52 MDD
Entrada en operación: U1 julio 2016, U2 marzo 2016
Abastece: Gasoducto El Encino- Topolobampo
José Aceves Pozos (300 MW)
Mazatlán, Sinaloa
Inversión: 39 MDD
Entrada en operación: U3 junio 2016
Abastece: Gasoducto El Oro - Mazatlán
Manuel Álvarez Moreno (700 MW)
Manzanillo, Colima
Inversión: 11 MDD
Entrada en operación: U11 octubre 2014,
U12 noviembre 2014
Abastece: Terminal de regasificación Manzanillo/
Gasoducto Guadalajara – Manzanillo
Villa de Reyes (700 MW)
Villa de Reyes, San Luis Potosí
Inversión: 13 MDD
Entrada en operación: U1 octubre 2015,
U2 noviembre 2015
Abastece: Ramal Villa de Reyes
Francisco Pérez Ríos (1,606 MW)
Tula, Hidalgo
Inversión: 25 MDD
Entrada en operación: U1 mayo 2015,
U2 mayo 2015, U3 enero 2015, U4
febrero 2015, U5 septiembre 2014
Abastece: Ramal Tula
Gasoductos en operación
Proyecto Ramones I y Ramones II
Gasoductos en Construcción
Gasoductos en Licitación
Terminal de gas natural licuado
Coahuila
Sonora
Durango Zacatecas
Jalisco
Michoacán
Guerrero
Oaxaca
Puebla
Presidente Emilio Portes Gil (300 MW)
Reynosa, Tamaulipas
Inversión: 6 MDD
Entrada en operación: U3 abril 2015
Abastece: Gasoducto del Río
Abreviaturas: MDD: Millones de dólares / U: Unidad de Generación.
Fuentes: Subdirección de Proyectos y Construcción / Subdirección de Generación, Comisión Federal de Electricidad. Septiembre 2014.
Con inversiones cercanas a 200 millones de dólares, 7 centrales de
generación de energía eléctrica que usan combustóleo también podrán
utilizar gas natural. Representan 4,600 Megawatts de capacidad
13
Central de Ciclo Combinado
Empalme II (antes Guaymas III)
Inversión: 725 MDD
Capacidad instalada: 683 MW
Combustible: Gas Natural
Entrada en operación: julio 2017
Central de Ciclo Combinado Noreste
(Escobedo)
Inversión: 1,473 MDD
Capacidad instalada: 889 MW
Combustible: Gas Natural
Entrada en operación: diciembre 2017
Central de Ciclo Combinado Noroeste
(Topolobampo II)
Inversión: 1,084 MDD
Capacidad instalada: 786 MW
Combustible: Gas Natural
Entrada en operación: abril 2018
Gasoducto Waha – San Elizario
Inversión: 495 MDD
Capacidad: 1,450 MMPCD
Longitud: 277 km
Entrada en operación: junio de 2017
Gasoducto Waha - Presidio
Inversión: 450 MDD
Capacidad: 1,350 MMPCD
Longitud: 230 km
Entrada en operación: julio de 2017
Gasoducto
Sásabe - Guaymas
(en construcción)
Gasoducto
Guaymas – El Oro
(en construcción)
Gasoducto
El Oro - Mazatlán
(en construcción)
Gasoducto Chihuahua
(en operación)
Gasoducto El Encino
- Topolobampo
(en construcción)
MDD: Millones de dólares
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Dirección de Modernización, Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Agosto de 2014.
Waha
La Laguna
Presidio
Samalayuca
El Encino
Central Ciclo Combinado
Empalme I (antes Guaymas II)
Inversión: 822 MDD
Capacidad instalada: 714 Megawatts
Combustible: Gas Natural
Entrada en operación: mayo de 2017
Central Ciclo Combinado Norte III
Inversión: 1,028 MDD
Capacidad instalada: 928 Megawatts
Combustible: Gas Natural
Entrada en operación: octubre de 2017
Gasoducto El Encino – La Laguna
Inversión: 900 MDD
Capacidad: 1,500 MMPCD
Longitud: 423 km
Entrada en operación: marzo de 2017
Gasoducto San Isidro – Samalayuca
Inversión: 100 MDD
Capacidad: 1,450 MMPCD
Longitud: 23 km
Entrada en operación: julio de 2016
Sonora
Coahuila
Durango
Chihuahua
Zacatecas
Nuevo
León
14
San Elizario /
San Isidro
La CFE y el sector privado promueven, acompañados de Transparencia
Mexicana, la construcción de 4 gasoductos y 5 plantas generadoras a partir de
gas natural, con una inversión total aproximada de 6,800 millones de dólares
15
El costo de generación de energía eléctrica con combustóleo es 2.5 veces
mayor que el de una Central de Generación convertida a Gas Natural y 4
veces mayor que el de una Central de Ciclo Combinado de Gas Natural
Fuente: Dirección General, Comisión Federal de Electricidad. Septiembre 2014.
Co
sto
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cre
me
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n
($/M
Wh)
1,997
780
478
0
500
1,000
1,500
2,000
2,500
Combustóleo Conversiones Ciclo Combinado con Gas NaturalConversiones de Combustóleo
a Gas Natural
Ciclo Combinado
con Gas Natural Combustóleo
• La reducción en el consumo de combustóleo se logrará mediante 3 acciones:
1) Conversiones de centrales de combustóleo a gas natural.
2) Construcción de centrales de Ciclo Combinado que utilizan gas natural.
3) Incremento de la capacidad de generación de energía eléctrica a partir de fuentes renovables.
Fuente: Centro Nacional de Control de Energía y Comisión Federal de Electricidad. Septiembre 2014.
159,426
149,039
169,877
193,952
160,722
110,046
31,532 17,366 14,300
0
45,000
90,000
135,000
180,000
225,000
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017
En 2012, la CFE consumió 194 mil barriles de combustóleo diarios, el
mayor consumo desde 2009. Se estima una reducción en el consumo
de 46% para el cierre de 2014 y de 96% hacia 2017
Nota: La información de 2009 a 2013 corresponde al consumo real de la CFE durante dicho periodo. A partir del periodo de 2014 a 2017, corresponde a
una proyección del consumo estimado.
Ba
rrile
s D
iarios
Consumo de
Combustóleo
16
• CENAGAS rompe la integración vertical de productor-transportista-comercializador.
• Garantiza acceso universal y reserva efectiva de capacidad.
• Proceso de planeación:
• CENAGAS propone.
• Opinión técnica de la CRE
• Ajustes y aprobación por el Secretario de Energía
Nueva organización del mercado de Gas Natural:
La importancia del CENAGAS
17 Fuente: Dirección General, Comisión Federal de Electricidad. Septiembre 2014.
• El Artículo 69 de la Ley de Hidrocarburos menciona que podrán desarrollarse
proyectos de infraestructura estratégicos mediante el mecanismo de ”Temporadas
Abiertas en los términos que establezca la CRE. La SENER, con la asistencia
técnica de la CRE, verificará que los proyectos se apeguen a los lineamientos del
plan quinquenal de expansión del Sistema de Transporte y Almacenamiento
Nacional Integrado de Gas Natural. En caso contrario, la Secretaría dictará las
acciones correctivas que procedan”.
• En el Artículo 70 establece que “los Permisionarios que cuenten con capacidad
que no se encuentre contratada o que estando contratada no sea utilizada, la
deberán hacer pública mediante boletines electrónicos permitiendo a terceros
aprovechar dicha capacidad disponible, previo pago de la tarifa autorizada y
conforme a las condiciones para la prestación del servicio establecidas por la
Comisión Reguladora de Energía”.
• En los Artículos 71 al 75 se establece el marco de gestión y regulación aplicable
para el acceso abierto de usuarios interesados en el transporte de gas natural.
Temporadas abiertas de Gas Natural
(Acceso abierto para usuarios – Ley de Hidrocarburos
Capítulo IV)
Fuente: Ley de Hidrocarburos Capítulo IV 18
Boletin Electrónico El Paso Natural Gas (Kinder
Morgan): http://pipeline2.kindermorgan.com/
Fuente: http://pipeline2.kindermorgan.com/ Octubre 2014. 19
Gasoducto de internación Sierrita Pipeline: Tucson, Arizona a Sásabe, Sonora con un diámetro de 30
pulgadas y una longitud de 100 kilómetros
20
0
200
400
600
800
1000
1200
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
MM
CP
D
CFE
Capacidad Contratada CFE (550 MMPCD)
Capacidad máxima con Compresión Adicional (1,200 MMPCD)
• Con la adición de compresión al gasoducto puede lograrse una capacidad adicional de 650
MMPCD, con la cual, en este sistema se podría transportar gas natural adicional para 16
Plantas CC de 250 MW cada una (cada planta de 250 MW consume 40 MMPCD).
Capacidad disponible (650 MMPCD)
Capacidad Gasoducto (760 MMPCD)
Fuente: Dirección de Modernización, Comisión Federal de Electricidad, 2014.
Gasoducto El Oro – Mazatlán Transportista: TransCanada con un diámetro de 24
pulgadas y una longitud de 462 kilómetros
21
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028
MM
PC
D Capacidad Contratada CFE (202 MMPCD)
Capacidad máxima con Compresión Adicional
Capacidad disponible (248 MMPCD)
• Con la adición de compresión al gasoducto puede lograrse una capacidad adicional de 248
MMPCD, con la cual, en este sistema se podría transportar gas natural adicional para 6 Plantas
CC de 250 MW cada una (cada planta de 250 MW consume 40 MMPCD).
Fuente: Dirección de Modernización, Comisión Federal de Electricidad, 2014.
CFE Comercialización
CFE Generación
En México tenemos pérdidas técnicas y no técnicas en distribución
de alrededor de 15%, más del doble que el promedio de los países
de la OCDE (6%) y 5 veces más que Corea del Sur (3%)
Fuente: Comisión Federal de Electricidad y Organización para la Cooperación y el Desarrollo Económicos (OCDE), 1980 – 2013.
Pérd
idas e
n d
istr
ibu
ció
n (
%)
17%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
20%1
98
0
198
1
198
2
198
3
198
4
198
5
198
6
198
7
198
8
198
9
199
0
199
1
199
2
199
3
199
4
199
5
199
6
199
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
9%
12%
15%
6%
México
Promedio Países OCDE
22
11%
16%
29%
25%
34%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Valle de México Centro
Golfo Norte (Monterrey)
Jalisco
Valle de México Norte
Valle de México Sur
Entre las principales áreas de consumo eléctrico en México,
el Valle de México presenta las mayores pérdidas técnicas y
no técnicas de energía
Fuente: Coordinación Comercial, Subdirección de Distribución, Comisión Federal de Electricidad, 2014.
Nota: Los datos anteriores a 2011 fueron estimados con base en las pérdidas globales de la extinta Luz y Fuerza del Centro. Los datos de
2011 en adelante son registros basados en mediciones establecidas por la CFE al dividir el servicio en el Valle de México en 3 Divisiones de
Distribución.
Pé
rdid
as
en
dis
trib
ució
n (
%)
11%
19%
24%
27%
16%
Valle de México Norte: Gustavo A. Madero y 34 municipios del Estado de México
Valle de México Centro: Álvaro Obregón, Azcapotzalco, Benito Juárez, Cuauhtémoc, Cuajimalpa, Gustavo A. Madero, Iztacalco, Iztapalapa, Miguel
Hidalgo, Venustiano Carranza y 12 municipios del Estado de México
Valle de México Sur: Álvaro Obregón, Cuajimalpa, Coyoacán, Iztapalapa, Magdalena Contreras, Milpa Alta, Tláhuac, Tlalpan, Xochimilco y 39
municipios del Estado de México
23
MDD: Millones de dólares.
Fuente: Unidad de Promoción de Inversiones, Dirección de Modernización, Dirección de Proyectos de Inversión Financiada, Comisión Federal de Electricidad. Agosto de 2014.
Subestaciones y Líneas de
Transmisión Norte
(2ª fase: Chih)
Inversión: 47 MDD
Longitud: 160 km-c
Entrada en operación: abril 2016
Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (4ª fase: Edo. Méx. y DF)
Inversión: 171 MDD
Longitud: 428 km-c
Cambio de medidores: 250,522
Transformadores de distribución: 8,454
Entrada en operación: abril 2016
Reducción de pérdidas de
energía en Distribución (5ª fase:
Coah, Chih y Dgo)
Inversión: 12 MDD
Cambio de medidores: 6,030
Entrada en operación: octubre 2015
Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (7ª fase: Edo. Méx)
Inversión: 64 MDD
Longitud: 379 km-c
Cambio de medidores: 189,107
Transformadores de distribución: 4,382
Entrada en operación: abril 2016
La CFE promueve la construcción de 4 líneas de transmisión, 5 proyectos de
distribución y 2 ramales, así como la rehabilitación y modernización de una central
hidroeléctrica, con una inversión total de más de 900 millones de dólares
Ramal Villa de Reyes (SLP)
Inversión: 12 MDD
Capacidad: 280 MMPCD
Diámetro: 24 pulgadas
Longitud: 5 km
Entrada en operación: diciembre 2015
Subestaciones y Líneas de Transmisión Noreste
(5ª fase: Coah y Zac)
Inversión: 12 MDD
Longitud: 86 km-c
Entrada en operación: febrero 2016
Línea de Transmisión Huasteca- Monterrey (NL y Tamps)
Inversión: 257 MDD
Longitud: 432 km-c
Entrada en operación: abril 2016
Reducción de pérdidas de energía en
Distribución (3ª fase: Edo. Méx)
Inversión: 133 MDD
Longitud: 463 km-c
Cambio de medidores: 156,669
Transformadores de distribución: 7,663
Entrada en operación: marzo 2016
Reducción de pérdidas de energía
en Distribución (6ª fase: DF)
Inversión: 132 MDD
Cambio de medidores: 308,071
Entrada en operación: abril 2016
Ramal Tula (Hgo)
Inversión: 50 MDD
Capacidad: 485 MMPCD
Diámetro: 30 pulgadas
Longitud: 17 km
Entrada en operación: junio 2015
Proyecto Hidroeléctrico Chicoasén II (Chis)
Inversión: 442 MDD
Capacidad: 240 MW
Entrada en operación: diciembre de 2017
Rehabilitación y Modernización
de la Central Hidroeléctrica Temascal
Unidades 1 a 4 (Oax)
Inversión: 27 MDD
Entrada en operación: abril 2018
Chihuahua
Coahuila
Durango
Zacatecas
Jalisco
Michoacán
Guerrero Oaxaca
Puebla
Chiapas
Nayarit
Nuevo
León
Tabasco
Tamaulipas
Subestaciones y Líneas de Transmisión
Noreste Central (5ª fase: Tamps)
Inversión: 12 MDD
Longitud: 126 km-c
Entrada en operación: febrero 2016
24
Los retos y oportunidades de la Comisión Federal
de Electricidad ante la Reforma Energética
Dr. Enrique Ochoa Reza
Director General
Comisión Federal de Electricidad
Noviembre de 2014
www.reformas.gob.mx
@EnriqueOchoaR