Este documento resume las perspectivas de inversión en el sector eléctrico mexicano de 2007 a 2016. Se detalla la evolución reciente de la infraestructura eléctrica con 37 nuevas centrales de generación entre 2001-2006. También se presenta el Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico con 57 proyectos planeados durante ese periodo para agregar 27,037 MW de capacidad. Finalmente, se discute la necesidad de expansión de la infraestructura de gas natural para satisfacer los crecientes requerimientos de combustible del sector

1. 1
Perspectivas de inversión
en el sector eléctrico
2007 - 2016
Perspectivas de inversión
en el sector eléctrico
2007 - 2016

2. 2
ContenidoContenido
1. Evolución reciente de la infraestructura
eléctrica
2. Programa de Obras e Inversiones del
Sector Eléctrico
3. Terminal de gas natural licuado en
Manzanillo

3. 3
1. Evolución reciente de la
infraestructura eléctrica
1. Evolución reciente de la
infraestructura eléctrica

4. 5
Nuevas centrales
de generación 2001 -2006
Nuevas centrales
de generación 2001 -2006
37 nuevas centrales de generación,
13,230 MW
inversiones por 8,086 millones de dólares.
4,9134,879151995-2000
8,086
1,316
783
498
2,691
1,535
1,262
Inversión
(MD)
1,96372001
13,23037Total
2,29152006
1,12752005
1,60042004
378892003
2,46672002
Capacidad
(MW)
Nuevas centrales
en operación

5. 6
Centrales de generación 2001-2006Centrales de generación 2001-2006
37 nuevas centrales
13,230 MW
8,086 millones de dólares
37 nuevas centrales
13,230 MW
8,086 millones de dólares
Geotermoeléctrica
Ciclo Combinado
Combustión Interna
Hidroeléctrica
Turbogas
Saltillo
Rosarito III
Altamira II
Campeche
Bajío
Tuxpan II
Valle de México
Tres Vírgenes
San Carlos II
Hermosillo
Chihuahua
Río Bravo II
Naco-Nogales
Los Azufres II
Chihuahua III
Río Bravo III
Guerrero Negro II
Tuxpan III y IV
El Encino
El Sauz
Altamira III y IV
Monterrey III
El Sauz TG a CC
San Lorenzo
Tuxpan
Manuel Moreno Torres
La Laguna II
Río Bravo IV
Mexicalli
Presa Reguladora Amata
Baja California Sur I
La Venta II
Altamira V
Tuxpan V
Conv. a CC El Encino
Valladolid III
Hermosillo TG a CC
15

6. 8
Líneas de transmisión y
subtransmisión (69 a 400 kV)
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
KilómetrosIncremento 2000-2006 26.2 %
65,900
66,674 66,417
67,567
70,192
72,923
74,898
77,643
81,865
84,858
88,871
91,365
94,532
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006*
2005 Valor real a diciembre. 2006 meta.

7. 10
FinanciamientoFinanciamiento
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)

8. 12
Certificados de competencia laboral
acumulados. 2000-2006
Certificados de competencia laboral
acumulados. 2000-2006
4,656
34,357
56,036
71,639
87,714
100,995
115,000
0
20,000
40,000
60,000
80,000
100,000
120,000
2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006
CERTIFICADOS ESTIMADOS

9. 13
Días anuales de capacitaciónDías anuales de capacitación
El indicador de capacitación se ha mantenido a lo largo de
esta administración
6.4 6.3
7.6
7.1
6.7
7.7
10 9.9
9.5 9.3
10.3
9
0
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10
1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006

10. 14
Avances en productividadAvances en productividad
La capacidad de generación aumentó 76%,
los usuarios 80% y los trabajadores de
operación sólo 10%.
176
180
110
80
100
120
140
160
180
200
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Cap. de generación Usuarios Trab. de operación

11. 15
Indicadores de calidad del servicio a nivel
internacional
77
375.3
50
150
250
350
450
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
Tiempo de interrupción por usuario
Minutos/ Usuario Entre 1992 y 2005:
El TIU se redujo 79%
Las inconformidades 71%
El plazo de conexión 92%
Plazo de conexión a nuevos usuarios (días)Inconformidades / 1000 usuarios
13.45
3.95
0
3
6
9
12
15
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005
13.00
1.05
0
2
4
6
8
10
12
14
1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005

12. 16
El servicio eléctrico está garantizado
para el futuro
El servicio eléctrico está garantizado
para el futuro
Está garantizado un
servicio eléctrico
suficiente y de calidad
para los próximos años.

13. 17
2. Programa de Obras e
Inversiones del Sector Eléctrico
2. Programa de Obras e
Inversiones del Sector Eléctrico

14. 19
Sector eléctrico:
energía bruta generada
Sector eléctrico:
energía bruta generada
369 TWh
en 2016
369 TWh
en 2016
1/ Incluye exportación
0
50
100
150
200
250
300
350
400
1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
AÑO
(TWh)
369.0331.1
Mercado 2006
Mercado 2005
348.9
351.9
335.3

15. 20
POISE 2006 – 2017: 57 proyectosPOISE 2006 – 2017: 57 proyectos
TAMAZUNCHALE (1,168MW)
EL CAJÓN U1 yU2 (754 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR II
(COROMUEL - 46 MW)
2007 3 1,968
CICLO COMBINADO
COMBUSTIÓN INTERNA TIPO DIESEL
HIDROELÉCTRICA
2008 1 101
EÓLICA
LA VENTA III (101 MW)
2009 8 2,157
TURBOGÁS
VALLE DE MÉXICO
REP. U2 (380 MW)
OAXACA I (101 MW)
SAN LORENZO
CONVERSIÓN TG/CC (139 MW )
AGUA PRIETA II
(642 MW)
NORTE (LA TRINIDAD)
(402 MW)
GUERRERO NEGRO III (11 MW)
BAJA CALIFORNIA II
(SLRC - 223 MW)
BAJA CALIFORNIA
(PDTE. JUÁREZ - 259 MW)
CARBOELÉCTRICA
GEOTERMOELÉCTRICA
LIBRE
2010 7 1,928
OAXACA II, III, IV (304.2 MW)
PDTE. JUÁREZ
CONVERSIÓN TG/CC (93 MW)
CARBOELÉCTRICA DEL
PACÍFICO (678 MW)
NORTE II (CHIHUAHUA)
(652 MW)
CERRO PRIETO V
(107 MW)
HUMEROS (51 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR III
(COROMUEL - 43 MW)
2011 5 1,919
BAJA CALIFORNIA SUR IV
(COROMUEL - 43 MW)
VALLE DE MÉXICO
REP. U3 (380 MW)
MANZANILLO I
REP. U1 (458 MW)
LA YESCA
(750 MW)
BAJA CALIFORNIA III
(ENSENADA - 288 MW)
2012 6 2,279
SANTA ROSALÍA (14 MW)
VALLE DE MÉXICO
REP. U1 (380 MW)
MANZANILLO I
REP. U2 (458 MW)
TULA REP. U1 (554 MW)
RÍO MOCTEZUMA
(139 MW)
NORESTE (MONTERREY)
(734 MW)
2013 6 2,758
BAJA CALIFORNIA IV
(TIJUANA - 288 MW)
MANZANILLO II
REP. U1 (408 MW)
GUADALAJARA I
(645 MW)
NORTE III
(JUÁREZ - 683 MW)
PENINSULAR I
(180 MW)
TULA REP. U2 (554 MW)
2014 8 3,952
BAJA CALIFORNIA SUR V y VI (86 MW)
INFIERNILLO REP. (200 MW)
VILLITA AMP. (400 MW)
REYNOSA
(764 MW)
TAMAZUNCHALE II (750 MW)
MANZANILLO II
REP. U2 (408 MW)
TOPOLOBAMPO I
(700 MW)
GUADALAJARA II
(645 MW)
2015 6 4,130
BAJA CALIFORNIA V
(SLRC - 279 MW)
LA PAROTA (900 MW)
NORTE IV
TORREÓN (671 MW)
PENINSULAR II
(180 MW)
TOPOLOBAMPO II
(700 MW)
VERACRUZ I Y II (1,400 MW)
2016 7 3,044
AMP. ZIMAPÁN
(566 MW)
PENINSULAR III
(180 MW)
ORIENTAL I (TAB.)
(700 MW)
BAJA CALIFORNIA VI
(MEXICALI - 156 MW)
BAJA CALIFORNIA SUR VII y VIII (86 MW)
SONORA I
(656 MW)
TOPOLOBAMPO III
(700 MW)

16. 21
Proyectos de GeneraciónProyectos de Generación
5 proyectos en licitación
750
Publicación convocatoria:
1 febrero
CH La Yesca
1,544.545
487.003-Abr-0706-Mar-07
CC Repotenciación Valle de
México U-2
535.623-Mar-0723-Feb-07
CC Agua Prieta II (con
campo solar)
130.422-Feb-0731-Ene-07
CC San Lorenzo
Conversión de TG a CC
391.501-Feb-0723-Oct-06CCC Norte
MWFallo
Propuestas
Técnicas
Nombre del Proyecto

17. 22
Proyectos de Generación
Durante 2007 se licitarán otros 7 proyectos:
606.37
01-Sep-09101.4Oaxaca ICE
01-Sep-08101.4La Venta IIICE
01-Abr-10100Cerro Prieto VCG
01-Abr-1046Los Humeros IICG
03-Abr-0911Guerrero Negro IIICI
01-Abr-09157.8TG Baja California IICT
01-Abr-1088.7
Presidente Juárez
Conversión de TG a CC
CC
Entrada en
Operación
MWNombre del ProyectoTipo

18. 23
Es indispensable mantener
la salud financiera de CFE
para asegurar el Programa
de Inversiones

19. 25
Alternativas de generaciónAlternativas de generación
Capacidad (MW)
Capacidad total a instalarse
entre 2007 y 2016:
27,037 MW
6,021
747
898
3,478
3,709
12,184
0 2,000 4,000 6,000 8,000 10,000 12,000 14,000
Li e
Geotermia y
eólica
Otras
Carbón
Hidroeléctrica
Ciclo Combinado
Otras: Turbogas, combustión interna y generación distribuida LyFC
br

20. 27
Precios de combustibles y tarifas
eléctricas
Precios de combustibles y tarifas
eléctricas
(Porcentajes)
52.8 51.2
10.8 11.2
2.7
2.5
50.4
29.9
13.7 17.7
12.5
39.2
18.0
19.9
6.5
4.4
10.1 6.8
16.4
12.0
2.7 3.0 3.4 3.2
0%
20%
40%
60%
80%
100%
1997 2004 1997 2004
Estados Unidos México
Otras
Hidro
Nuclear
Gas Nat
Petróleo
Carbón

21. 28
La mezcla de combustibles afecta las
variaciones regionales de tarifas en EU
La mezcla de combustibles afecta las
variaciones regionales de tarifas en EU
100%
(Centavos de Dólar por kWh)
0
2
4
6
8
10
12
14
16
NewYork
California
NewJersey
Pennsylvania
Florida
Texas
Arizona
Louisiana
Michigan
Illinois
Georgia
Alabama
Tennessee
Washington
Indiana
EEUU
México
resid
total
ind
NewY
California
NewJ
Pennsylan
Florid
Texas
Arizona
Illinois
Lousiana
Michigan
Georgia
Alabama
Tennessee
Washington
Indiana
EEUU
México
80%
60% Otras
Hidro
Nuclear
Gas Nat
Petróleo
Carbón
40%
20%
ersey
ia
ork
a
0%

22. 29
3. Infraestructura para Gas
Natural
3. Infraestructura para Gas
Natural

23. 30
Requerimientos de gas para el
sector eléctrico
Requerimientos de gas para el
sector eléctrico
MMPCD
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.
1,992
3,531
1500
2000
2500
3000
3500
4000
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016

24. 31
Balance de gas naturalBalance de gas natural
Demanda
5.8%
Eléctrico
10%
Producción
2.5%
Industrial
5%
Sect. Petrolero
1.7%
Recir. Sect. Pet.
4%
Otros 9.1%
tmca
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
10000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Otros Recir. Sect. Petroleo Sect. Petrolero
Industrial Eléctrico Producción Nal.
5,308
6,218 6,490
7,518 7,616 7,922 8,335
8,766
9,302
PGPB 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
Importaciones 983 1,285 1,003 1,123 1,588 1,712 1,755 1,823 2,002 2,672 3,784
Exportación 4 443 893 888 1,095 673 141
DEFICIT 983 1,285 999 680 695 824 660 1,150 1,861 2,672 3,784
Fuente: Producción y Demanda: SENER, Prospectiva de Gas Natural, 2003-2013.
6,973
5,914

25. 32
Infraestructura de gas naturalInfraestructura de gas natural
SAMALAYUCA
EL ENCINO
TORREON
DURANGO
ROSARITO
EHRENBERG
GNL TOPOLOBAMPO
GNL ENSENADA
GNL LIBERTAD
DAGGET
ROCKIES CHEYENE
SAN JUAN
PERMIAN
KEYSTONE
PERMIAN
WAHA
WILCOX
HUECO
HOUSTON
BOB
WEST
SOUTH
TEXAS
REYNOSA
NARANJOS
GNL ALTAMIRA
LOS RAMONES
CD. PEMEX
PALMILLAS
TAMAZUNCHALE
CEMPOALA
CHINAMECA
SALAMANCA
GUADALAJARA
SOUTH
TEXAS
GAS LANKAHUASA (POZO)
GNL
MANZANILLO
SALAMANCA
LÁZARO CÁRDENAS
MAZATLÀN

26. 33
Nuevas plantas que usarán gas en el
occidente y gasoducto
Nuevas plantas que usarán gas en el
occidente y gasoducto
SALAMANCA CEMPOALA
CHINAMECA
TAMAZUNCHALE
DOS NUEVOS PROYECOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
GUADALAJARA
REPOTENCIACIÓN DEL
COMPLEJO
CT MANZANILLO
TERMINAL DE GAS
NATURAL LICUADO
GASODUCTO
PALMILLAS
REYNOSA
NARANJOS
CD. PEMEX
GNL ALTAMIRA
CHINAMECA
SUR
DE TEXAS
DOS NUEVOS PROYECTOS DE
GENERACIÓN ELÉCTRICA EN
GUADALAJARA
REPOTENCIACIÓN DEL
COMPLEJO
CT MANZANILLO
TERMINAL DE GAS
NATURAL LICUADO
GASODUCTO
LÁZARO
CÁRDENAS
GAS LANKAHUASA (POZO)
SALAMANCA

27. 34
Proyecto gas natural
en Manzanillo
Proyecto gas natural
en Manzanillo
Terminal de
Regasificación y puerto
para los buque - tanque
Centrales nuevasCompra de GNL exship
Gasoducto
Manzanillo - Guadalajara
Red eléctrica
asociada
Conversión y
repotenciación de
centrales de CFE
actuales

28. 35
Ubicación de la terminal de gasUbicación de la terminal de gas
CENTRAL
TERMOELÉCTRICA
MANZANILLO
TERMINAL DE
GAS NATURAL
LICUADO
NUEVO CANAL DE
NAVEGACIÓN

29. 36
Licitación de la terminal de gasLicitación 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.

30. 37
Ventajas de la terminal de gasVentajas 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

31. 38
Ahorro en la terminal de AltamiraAhorro 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.

32. 39
Abastecimiento de gas naturalAbastecimiento de gas natural
El reto para el futuro es
asegurar el
abastecimiento oportuno
de gas natural a precios
competitivos

33. 40