Programa de Redes Eléctricas inteligentes - gob.mx · 2 Programa de Redes Eléctricas Inteligentes 8.4. Relación de Redes Eléctricas Inteligentes con el crecimiento de la demanda,

Programa de

Redes Eléctricas inteligentes

Mayo 2016

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ÍNDICE

1. Marco Normativo ........................................................................................................................................ 5

2. Antecedentes .............................................................................................................................................. 8

3. Nueva Estructura del Sector Eléctrico ................................................................................................. 14

4. Motivadores para Determinar el Desarrollo de las Redes Eléctricas Inteligentes ..................... 15

4.1. Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad .................................................................. 15

4.2. Calidad de servicio........................................................................................................................................................... 15

4.3. Eficiencia Energética ....................................................................................................................................................... 15

4.4. Pérdidas de energía ......................................................................................................................................................... 15

4.5. Operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional ............................................................................................ 16

4.6. Energías Limpias ............................................................................................................................................................... 16

4.7. Participación de los usuarios en la gestión del sistema ..................................................................................... 17

4.8. Provisión de servicios adicionales .............................................................................................................................. 17

5. Políticas para el despliegue de Redes Eléctricas Inteligentes ......................................................... 18

6. Proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes desarrollados .............................................................. 19

6.1. Descripción de los proyectos ...................................................................................................................................... 19

6.1.1. La automatización del sistema eléctrico por Equipamiento de Protección y Seccionamiento (EPROSEC), en el área de redes de distribución aéreas de media tensión .................................................. 19

6.1.2. Sistema de Información Geográfica (GIS) .............................................................................................................. 20

6.1.3. Infraestructura de Medición Avanzada (AMI) ....................................................................................................... 21

6.1.4. Sistema de Monitoreo de Calidad de Energía (SIMOCE) ................................................................................... 22

6.1.5. Reforzar el Área de Medición y actualizar tecnológicamente los Sistemas del CENACE ...................... 22

6.1.6. Administración de los activos de transmisión y centros de control .............................................................. 23

7. Tecnologías disponibles para Redes Eléctricas Inteligentes ........................................................... 24

7.1. Catálogo de tecnologías ............................................................................................................................................... 24

7.2. Funciones de las tecnologías disponibles ................................................................................................................ 25

7.3. Beneficio de las tecnologías disponibles .................................................................................................................. 25

8. Plan de Implementación de Redes Eléctricas Inteligentes ............................................................... 27

8.1. Objetivos ............................................................................................................................................................................ 27

8.2. Introducción ....................................................................................................................................................................... 27

8.3. Experiencias de implementación de Redes Eléctricas Inteligentes a nivel mundial .................................. 28

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Programa de Redes Eléctricas Inteligentes

8.4. Relación de Redes Eléctricas Inteligentes con el crecimiento de la demanda, el consumo y nuevas tecnologías de Centrales Eléctricas ........................................................................................................... 29

8.5. Aplicaciones para el diferimiento de inversiones en infraestructura, aumento del factor de utilización de infraestructura actual, mejoras de eficiencia energética, reducción de emisiones de CO2 y reducción de pérdidas técnicas ..................................................................................................................... 30

8.6. Diagnóstico de las redes eléctricas en México ..................................................................................................... 30

8.7. Diagnóstico del CENACE............................................................................................................................................... 32

8.8. Diagnóstico del Transportista .................................................................................................................................... 33

8.9. Diagnóstico del Distribuidor ........................................................................................................................................ 34

8.10. Criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional ........................................................................................................................................... 34

8.11. Necesidad de regulaciones futuras ........................................................................................................................... 35

8.12. Impacto por la integración de generación renovable con aplicación de las Redes Eléctricas Inteligentes ........................................................................................................................................................................ 35

8.12.1. Metas de reducción de emisiones contaminantes ............................................................................................. 35

8.13. Redes Eléctricas Inteligentes y variabilidad de generación y demanda ...................................................... 35

8.13.1. Redes Eléctricas inteligentes y Generación Distribuida ................................................................................... 35

8.13.2. Interacción del usuario en tiempo real ................................................................................................................... 35

8.13.3. Mayor flexibilidad en los sistemas de monitoreo y control de la RNT y las RGD ................................... 36

8.14. Visión futura de la implementación de Redes Eléctricas Inteligentes en México ................................... 36

8.14.1. Visión de la SENER ........................................................................................................................................................ 36

8.14.2. Visión de la CRE ............................................................................................................................................................. 36

8.14.3. Visión del CENACE ....................................................................................................................................................... 36

8.14.4. Visión del Transportista ............................................................................................................................................. 37

8.14.5. Visión del Distribuidor ................................................................................................................................................. 37

8.15. Escenarios generales de la implementación de tecnologías inteligentes al Sistema Eléctrico Nacional .............................................................................................................................................................................. 37

8.15.1. Escenario 2022 .............................................................................................................................................................. 37

8.15.2. Escenario 2025 .............................................................................................................................................................. 38

8.15.3. Escenario 2031 .............................................................................................................................................................. 38

8.16. Obstáculos para la implementación de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes ............................... 40

8.17. Definición de la gama de proyectos a evaluarse para el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes ........................................................................................................................................................................ 40

8.18. Proyectos que podrían ser incluidos en el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes ........................... 42

8.18.1.Proyectos del CENACE .................................................................................................................................................. 42

8.18.2.Proyectos del Transportista ........................................................................................................................................ 42

8.18.3.Proyectos del Distribuidor ........................................................................................................................................... 42

8.18.4.Proyectos del Suministrador ....................................................................................................................................... 42

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8.19. Metodología de ruta para la implementación de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes ............. 43

8.19.1.Proyecto ............................................................................................................................................................................. 43

8.19.2.Proyectos y Requerimientos ....................................................................................................................................... 43

8.19.3.Evaluación .......................................................................................................................................................................... 44

8.20. Proyectos seleccionados y documentados para el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes .......... 46

8.21. Beneficios de los participantes de la Industria Eléctrica ..................................................................................... 47

9. Anexo I ....................................................................................................................................................... 49

10. Anexo II ...................................................................................................................................................... 51

Índice de Tablas

Tabla 2.1. Alineación del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes .............................................................. 11

Tabla 6.1. Metas EPROSEC ............................................................................................................................................ 19

Tabla 6.2. Equipos de medición AMI para la reducción de pérdidas no técnicas 2015-2019 ............... 22

Tabla 8.1. Consideraciones principales para la aplicación del SGMM ............................................................. 31

Tabla 8.2. Nivel de madurez en la implementación de Redes Eléctricas Inteligentes ............................... 32

Tabla 8.3. Obstáculos regulatorios y económicos para la implementación de proyectos de REI .......... 40

Tabla 8.4. Obstáculos sociales para la implementación de proyectos de REI ............................................... 40

Tabla 8.5. Obstáculos tecnológicos para la implementación de proyectos de REI .................................... 40

Tabla 8.6.A. Ejemplo de una lista de requerimientos para una aplicación de corte de carga ..................... 43

Tabla 8.6.B. Ejemplo de una lista de agentes involucrados en una aplicación de corte de carga .............. 44

Índice de Tablas (Anexos)

Tabla 1.1. Inversión y meta física AMI Obra Pública Financiada ....................................................................... 49

Tabla 1.2. Inversión y meta física AMI Recursos presupuestales ..................................................................... 49

Tabla 1.3. Inversión y meta física SCADA ................................................................................................................. 50

Tabla 1.4. Inversión y meta física EPROSEC ............................................................................................................. 50

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Índice de Gráficos

Gráfico 4.1. Pérdidas de energía (GWh) en distribución 2002-2015 Interior de la República ................. 16

Gráfico 4.2. Pérdidas de energía (GWh) en distribución 2002-2015 en el Valle de México .................... 16

Gráfico 4.3. Evolución y meta de pérdidas de energía (GWh) en CFE Distribución ....................................... 16

Gráfico 6.1. Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del interior del país................... 20

Gráfico 6.2. Evolución histórica del TIU de distribución en las Divisiones del Valle de México .................. 20

Índice de Figuras

Figura 1. Proceso de elaboración del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes ....................................... 7

Figura 2.1. Participantes del ISGAN ................................................................................................................................. 8

Figura 2.2. Integrantes del grupo de trabajo de Redes Eléctricas Inteligentes ............................................. 10

Figura 3.1. Nuevo modelo de la Industria Eléctrica ................................................................................................. 14

Figura 8.1. Componentes principales de una Red Eléctrica Inteligente ........................................................... 27

Figura 8.2. Interacción entre los participantes de la Industria Eléctrica en el contexto de REI ................ 28

Figura 8.3. Motivadores para la implementación de REI, y su ponderación.................................................... 28

Figura 8.4.A Crecimiento anual esperado de la demanda ....................................................................................... 29

Figura 8.4.B Crecimiento anual esperado del consumo bruto ............................................................................... 29

Figura 8.5. Diagnóstico realizado por el CENACE basado en el SGMM ........................................................... 33

Figura 8.6. Diagnóstico realizado por el Transportista basado en el SGMM ................................................. 34

Figura 8.7. Diagnóstico realizado por el Distribuidor basado en el SGMM ..................................................... 34

Figura 8.8. Escenario deseado de la implementación de REI en 2031 ............................................................. 39

Figura 8.9. Escenario de la evolución del Sistema Eléctrico Nacional con la incorporación de REI ......... 39

Figura 8.10. Diagrama cronológico para la aplicación de la metodología de ruta propuesta .................... 41

Figura 8.11. Ejemplo propuesto por el Transportista para el desarrollo de la cadena de valor con visión de REI ..................................................................................................................................................... 41

Figura 8.12. Metodología de ruta para la implementación de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes ...................................................................................................................................................... 43

Figura 8.13. Diagrama típico de una interfaz entre agentes para una aplicación de análisis de fallas ... 45

Figura 8.14. Principales dominios tecnológicos para la implementación de REI .............................................. 45

Figura 8.15. Ejemplo simplificado de la evolución en el tiempo de los proyectos de REI ............................. 46

Figura 8.16. Principales beneficios obtenidos de la implementación de REI ..................................................... 47

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Marco Normativo

Derivado de la Reforma Energética el nuevo marco legal considera importantes cambios en los temas relacionados con la planeación y operación del Sistema Eléctrico Nacional (SEN); el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM); la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del SEN; asimismo da especial relevancia a las Energías Limpias y a la Generación Distribuida; también considera la incorporación de tecnologías de Redes Eléctricas Inteligentes (REI) como un elemento importante que ayudará a conseguir los objetivos planteados sobre la materia.

Dentro de las obligaciones de servicio público y universal, se consideran, entre otras:

� Otorgar acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución en términos no indebidamente discriminatorios;

� Ofrecer y prestar el Suministro Eléctrico a todo aquel que lo solicite, cuando ello sea técnicamente factible, en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad, y

� Cumplir con las obligaciones en materia de Energías Limpias y reducción de emisiones contaminantes que al efecto se establezcan en las disposiciones aplicables.

Considerando que el Estado definirá y ejecutará la política, regulación y vigilancia de la Industria Eléctrica a través de la Secretaría de Energía (SENER) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), en el ámbito de sus respectivas competencias, teniendo como objetivos los siguientes:

� Garantizar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional;

� Promover que las actividades de la Industria Eléctrica se realicen bajo criterios de sustentabilidad;

� Impulsar la inversión y la competencia, donde esta sea factible, en la industria eléctrica;

� Propiciar la expansión eficiente de la industria eléctrica, respetando los derechos humanos de las comunidades y pueblos;

� Fomentar la diversificación de la matriz de generación de energía eléctrica, así como la seguridad energética nacional;

� Apoyar la universalización del Suministro Eléctrico, y

� Proteger los intereses de los Usuarios Finales.

Asimismo, protegerá a través de la CRE los intereses del público en relación con la Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del Suministro Eléctrico, y de otras autoridades, en el ámbito de su competencia, la aplicación de medidas de seguridad adicionales o necesarias.

Relacionado con la Planeación y el Control del Sistema Eléctrico Nacional, se establece, entre otras obligaciones, lo siguiente:

Con el objetivo de promover la instalación de los recursos suficientes para satisfacer la demanda en el SEN y cumplir con los objetivos de Energías Limpias, la SENER desarrollará programas indicativos para la instalación y retiro de Centrales Eléctricas, cuyos aspectos relevantes se incorporarán en el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.

La SENER podrá preparar y coordinar la ejecución de los proyectos estratégicos de infraestructura necesarios para cumplir con la política energética nacional.

El Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional será emitido por la SENER e incorporará los aspectos relevantes de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución.

Dichos programas se desarrollarán bajo los principios siguientes:

� Procurarán la operación del Sistema Eléctrico Nacional en condiciones de eficiencia, Calidad,

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Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;

� Incluirán los elementos de la Red Eléctrica Inteligente que reduzcan el costo total de provisión del Suministro Eléctrico o eleven la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional de forma económicamente viable;

� Se coordinarán con los programas promovidos por el Fondo de Servicio Universal Eléctrico, e

� Incorporarán mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del Mercado y de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica.

Además la Ley de Transición Energética (LTE) establece que cada tres años el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) con el apoyo de la CRE, los Transportistas, Distribuidores y Suministradores, deberá de elaborar y proponer a la SENER, previa opinión técnica de la CRE, un Programa de Redes Eléctricas Inteligentes, el cual tendrá como objetivo apoyar la modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución, para mantener una infraestructura confiable y segura que satisfaga la demanda eléctrica de manera económicamente eficiente y sustentable, y que facilite la incorporación de nuevas tecnologías que promuevan la reducción de costos del sector eléctrico, la provisión de servicios adicionales a través de sus redes, de la Energía Limpia y la Generación Limpia Distribuida, permitiendo una mayor interacción entre los dispositivos de los Usuarios Finales y el Sistema Eléctrico Nacional.

La LTE indica además que el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes deberá identificar, evaluar, diseñar, establecer e instrumentar estrategias, acciones y proyectos en materia de redes eléctricas, entre las que se podrán considerar las siguientes:

� El uso de información digital y de tecnologías de control para mejorar la confiabilidad, estabilidad, seguridad y eficiencia de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución;

� La optimización dinámica de la operación de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución, y sus recursos;

� El desarrollo e integración de proyectos de Generación Distribuida, incluidos los de generación a partir de Energías Renovables;

� El desarrollo y la incorporación de la demanda controlable y de los recursos derivados de la Eficiencia Energética;

� El despliegue de tecnologías inteligentes para la medición y comunicación en las REI;

� La integración de equipos y aparatos inteligentes a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución;

� El desarrollo de estándares de comunicación e interoperabilidad de los aparatos y equipos conectados a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución, incluyendo la infraestructura que le da servicio a dichas redes;

� La información hacia los consumidores y opciones para el control oportuno de sus recursos;

� El desarrollo e integración de tecnologías avanzadas para el almacenamiento de electricidad y de tecnologías para satisfacer la demanda en horas pico;

� La identificación y utilización de capacidad de generación eléctrica subutilizada para la sustitución de combustibles fósiles por energía eléctrica en los sistemas de transporte, incluyendo la recarga de vehículos eléctricos;

� La promoción de protocolos de interconexión para facilitar que los Suministradores puedan acceder a la electricidad almacenada en vehículos eléctricos para satisfacer la demanda en horas pico;

� La identificación y reducción de barreras para la adopción de REI, y

� La investigación sobre la viabilidad de transitar hacia un esquema de precios de la electricidad en tiempo real o por periodos de uso.

En el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN) que se publicará este año, se incluirán los aspectos más relevantes de este documento.

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FIGURA 1. PROCESO DE ELABORACIÓN DEL PROGRAMA DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES.

Fuente: Elaborado por SENER.

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2. Antecedentes

En abril de 2011 durante la Clean Energy Ministerial (CEM2) celebrada en Abu Dhabi, México firmó el Acuerdo de Implementación para un Programa de Cooperación sobre Redes Eléctricas Inteligentes de la Agencia Internacional de Energía, adquiriendo así el compromiso de participar en las actividades que International Smart Grid Action Network (ISGAN, por sus siglas en inglés) promueve.

Por parte de México fue la SENER, a través de la Dirección General de Asuntos Internacionales, quien suscribió dicho acuerdo. Las Direcciones Generales de Distribución y Abastecimiento de Energía Eléctrica, y Recursos Nucleares, y la de Generación, Conducción y Transformación de Energía Eléctrica, fungieron como representantes de México en el Comité Ejecutivo de ISGAN.

FIGURA 2.1. PARTICIPANTES DEL ISGAN

Fuente: ISGAN.

La SENER ha participado activamente en la mayoría de las reuniones del Comité Ejecutivo de ISGAN y en los grupos especiales que resultan de esas reuniones, y aunque solo forma parte del Anexo 3 referente al “Análisis de Costo-Beneficio y Herramientas”, ha estado involucrada en actividades y trabajos de los otros Anexos.

En marzo de 2012 y 2014 se contestó conjuntamente, por la Comisión Federal de Electricidad (CFE) y la Comisión Reguladora de Energía (CRE), la encuesta del ISGAN sobre los motivadores y contribuciones tecnológicas prioritarias para cada participante, la cual sirve para realizar el análisis bienal “SMART GRID DRIVERS AND TECHNOLOGIES BY COUNTRY, ECONOMIES, AND CONTINENT” publicado por ISGAN.

En octubre de 2012 se coordinó a la CFE, la CRE y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) para la revisión del formato elaborado por el ISGAN para conformar el inventario de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes que sirve para comparar y dar seguimiento, en la medida de lo posible, a proyectos de todo el mundo que el Comité Ejecutivo del ISGAN considera interesantes.

En noviembre de 2012, la SENER fue parte del grupo de trabajo encargado de revisar el contenido del MoU “ISGAN – GSGF” (Memorandum of Understanding between the Global Smart Grid Federation and the Korea Smart Grid Institute, acting on behalf of the contracting parties to the implementing agreement for a co-operative programme on smart grids), que fue firmado por los participantes del ISGAN en marzo de 2013.

En enero de 2013, se trabajó en un borrador del caso de estudio denominado “Implementing smart grid programs and their benefits: Reduction of non-technical losses through the implementation of smart grids”, el cual fue realizado por México en colaboración con India.

En febrero de 2013, se coordinó a la CFE para reportar los proyectos relacionados con redes inteligentes para incorporarlos en el inventario de ISGAN.

En diciembre de 2013, se colaboró en la revisión del “Energy Technology Perspective 2014”, publicado por la Agencia Internacional de Energía.

En febrero de 2014, la SENER participó en las reuniones preparatorias de la Clean Energy Ministerial (CEM, por sus siglas en inglés) 5.

Se han incorporado elementos importantes en el Programa Especial para el Aprovechamiento de las Energías Renovables 2014-2018, que reflejan compromisos asumidos por la administración pública federal [http://www.gob.mx/sener/acciones-y-programas/programa-especial-para-el-aprovechamiento-de-las-energias-renovables-2014-2018-10375]. El Programa fue elaborado con el apoyo del Consejo Consultivo para las Energías Renovables, que incluye a la SENER, la CFE y la CRE, y a otras 6 instituciones públicas, incluyendo a la Secretaría de Hacienda y Crédito

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Público (SHCP) y a la Secretaría de Economía (SE), así como a 6 consejeros del sector privado, social y académico, y un número mayor de invitados.

Se presentan las tres líneas de acción que hacen mención específica a las Redes Eléctricas Inteligentes, aunque muchas otras son relevantes, especialmente en materia de planeación y operación de la red:

� Línea de acción 1.2.3 Incentivar la integración de proyectos de generación de energía eléctrica renovable a Redes Eléctricas Inteligentes bajo esquemas de regulación y reglas de mercado.

� Línea de acción 1.3.3 Desarrollar un programa de Redes Eléctricas Inteligentes que contribuya al manejo de la variabilidad de las energías renovables.

� Línea de acción 2.4.1 Elaborar estudios para evaluar el costo–beneficio de la instalación de Redes Eléctricas Inteligentes.

Por otra parte, a principios de 2012, la CRE inició la conceptualización y formulación del proyecto denominado mapa de ruta regulatorio para la implementación de las REI en México. Cabe hacer mención que antes de la Reforma Energética, la CRE se consideraba un órgano desconcentrado de la SENER con autonomía técnica de decisión para regular el sector energético en México. En este sentido, con respecto al sector eléctrico, la CRE contaba con atribuciones para promover el desarrollo eficiente de las siguientes actividades:

� El suministro y venta de energía eléctrica a los usuarios del servicio público.

� La generación, exportación e importación de energía eléctrica que realicen los particulares.

� La adquisición de energía eléctrica que se destine al servicio público.

� Los servicios de conducción, transformación y entrega de energía eléctrica, entre las entidades que tienen a su cargo la prestación del servicio de energía eléctrica y entre estas y los titulares de permisos para la generación, exportación e importación de energía eléctrica.

El proyecto previó tener como resultado un marco regulatorio bajo el cual se permita la implementación y operación de la REI en el Sistema Eléctrico Nacional.

La estructura del trabajo se diseñó en 7 etapas, las cuales consistieron en:

� Revisión de experiencias internacionales y factibilidad de desarrollo;

� Desarrollo del mapa de ruta regulatorio; � Evaluación de oportunidades de inversión; � Evaluación preliminar de impacto ambiental

y desarrollo; � Análisis económico y plan de

implementación; � Exploración inicial sobre posibilidades de

financiamiento para la implementación, y � Reporte final y recomendaciones.

El reporte final del Mapa de Ruta fue concluido en septiembre de 2014.

Como resultado de este Mapa de Ruta, se identificaron 91 recomendaciones específicas, las cuales abarcan los siguientes temas:

1. Política Pública; 2. Energías Renovables; 3. Operación del Sistema; 4. Regulación; 5. Eficiencia y Planeación en las Redes de

Distribución, e 6. Inclusión del Consumidor.

Derivado de esta labor y con el objetivo de dar a conocer los trabajos realizados por la CRE, se desarrolló un Taller en materia de Redes Eléctricas Inteligentes, con el objetivo de hacer partícipes a otras instituciones y escuchar sus opiniones; es así como el 24 de febrero de 2015, en la Ciudad de México, se llevó a cabo la “Presentación del Mapa de Ruta para la Implementación de Redes Eléctricas Inteligentes en México: Siguientes Pasos”, con la participación de personal de la SENER, CENACE, CFE, la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía, así como de otros organismos públicos y privados, expertos en el tema.

En abril de 2014 la SENER, a través de la Subsecretaría de Electricidad, convocó a la integración del Grupo de Trabajo de Redes Eléctricas Inteligentes (GTREI), mismo que busca reunir a los diversos actores del Sector Eléctrico considerando sus diversos ámbitos de competencia, teniendo como objetivo el desarrollar una estrategia conjunta y definir la ruta de desarrollo de las REI en México.

Dicho grupo se conformó inicialmente por la SENER, la CFE, la CRE y el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE), y posteriormente, en septiembre

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de 2015, se integraron al GTREI la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía y el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE).

En una etapa futura, se pretende incorporar a otras instancias del sector público que aun no siendo parte del sector energético, desarrollen o deban de desarrollar acciones en este tema.

De igual manera se contempla que se incorporen instituciones de investigación y educativas, así como fabricantes y desarrolladores de equipos y tecnologías, todo esto con el fin de que se promueva de manera integral el desarrollo de los recursos que se requerirán y de que en el proceso de

implementación de estas nuevas tecnologías, se integren y aprovechen al máximo las capacidades nacionales.

Para la elaboración del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes, se han considerado los elementos del Programa Especial para el Aprovechamiento de las Energías Renovables mencionadas, así como también las directrices marcadas en el Plan Nacional de Desarrollo 2013 – 2018 y otros Programas que se muestran en la Tabla 2.1

FIGURA 2.2. INTEGRANTES DEL GRUPO DE TRABAJO DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES


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TABLA 2.1. ALINEACIÓN DEL PROGRAMA DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES

Programa Objetivo Estrategia Línea de acción

Plan Nacional de Desarrollo

2013 – 2018

México Próspero

Objetivo 4.6. Abastecer de energía al país con precios competitivos, calidad y eficiencia a lo largo de la cadena productiva.

Estrategia 4.6.2. Asegurar el abastecimiento racional de energía eléctrica a lo largo del país.

Impulsar la reducción de costos en la generación de energía eléctrica para que disminuyan las tarifas que pagan las empresas y las familias mexicanas.

Homologar las condiciones de suministro de energía eléctrica en el país.

Diversificar la composición del parque de generación de electricidad considerando las expectativas de precios de los energéticos a mediano y largo plazos.

Modernizar la red de transmisión y distribución de electricidad.

Promover el uso eficiente de la energía, así como el aprovechamiento de fuentes renovables, mediante la adopción de nuevas tecnologías y la implementación de mejores prácticas.

Enfoque Transversal. Estrategia I. Democratizar la Productividad.

Garantizar el acceso a la energía eléctrica de calidad y con el menor costo de largo plazo.

Programa Sectorial de Energía 2013 – 2018

Objetivo 2. Optimizar la operación y expansión de infraestructura eléctrica nacional.

Estrategia 2.1. Desarrollar la infraestructura eléctrica nacional, con criterios de economía, seguridad, sustentabilidad y viabilidad económica.

Planear la expansión de la infraestructura eléctrica nacional conforme al incremento de la demanda, incorporando energías limpias, externalidades y diversificación energética. Expandir la infraestructura, cumpliendo con las metas de energía limpia del Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables.

Estrategia 2.2. Disponer de infraestructura eléctrica en las mejores condiciones para proveer el servicio con estándares de seguridad, calidad y eficiencia.

Mantener, modernizar y rehabilitar la infraestructura eléctrica para optimizar la operación del sistema.

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Programa Nacional de Infraestructura 2014 – 2018

Objetivo 2. Asegurar el desarrollo óptimo de la infraestructura para contar con energía suficiente, con calidad y a precios competitivos.

Estrategia 2.5. Desarrollar la infraestructura de generación eléctrica para el aprovechamiento de combustibles eficientes, de menor costo y con bajo impacto ambiental.

Convertir las centrales térmicas a base de combustóleo para usar gas natural.

Construir nuevas centrales de ciclo combinado y de Nueva Generación Limpia.

Desarrollar proyectos de generación que permitan el aprovechamiento de recursos renovables hídricos, eólicos y solares.

Desarrollar proyectos de mantenimiento para las centrales generadoras existentes.

Estrategia 2.6. Desarrollar la transmisión de electricidad que permita el máximo aprovechamiento de los recursos de generación y la atención de la demanda.

Establecer condiciones de interconexión para el aprovechamiento de las energías renovables.

Desarrollar proyectos de interconexión para incentivar el aprovechamiento de los recursos de las distintas áreas eléctricas.

Desarrollar las redes y los refuerzos necesarios para la atención de la demanda nacional.

Estrategia 2.7 Desarrollar la distribución de electricidad con calidad, reduciendo las pérdidas en el suministro y aumentando la cobertura del servicio.

Desarrollar proyectos de distribución para reducir las pérdidas técnicas y no-técnicas en la distribución.

Desarrollar proyectos de distribución para disminuir el tiempo de interrupción por usuario de distribución.

Desarrollar proyectos de electrificación para beneficiar a localidades de alta pobreza energética.

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Programa Nacional para el Aprovechamiento Sustentable de la Energía 2014 – 2018

Objetivo 1. Diseñar y desarrollar programas y acciones que propicien el uso óptimo de energía en procesos y actividades de la cadena energética nacional.

Estrategia 1.1. Implementar acciones de eficiencia energética en los procesos de explotación, transformación y distribución de las empresas energéticas paraestatales.

Incrementar el aprovechamiento de los potenciales de cogeneración en instalaciones de Petróleos Mexicanos.

Impulsar proyectos de rehabilitación, modernización y conversión de centrales de generación de electricidad que permitan un mayor aprovechamiento térmico y económico de los combustibles en Comisión Federal de Electricidad.

Programa Especial para el Aprovechamiento de Energías Renovables 2013 - 2027

Objetivo 1. Aumentar la capacidad instalada y la generación de electricidad a partir de fuentes renovables de energía.

Estrategia 1.1. Adecuar el ejercicio de planeación para incrementar la participación de proyectos de energía renovable en la generación de electricidad.

Estrategia 1.5. Modernizar la infraestructura de transmisión y distribución con una mayor participación de energías renovables.

Determinar las necesidades de adición o de sustitución de capacidad de generación considerando los recursos renovables disponibles en cada región.

Definir los esquemas de inversión pública, pública-privada o privada, bajo los cuales se llevará a cabo la incorporación de la infraestructura.


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3. Nueva Estructura del Sector Eléctrico

El nuevo modelo busca mejorar la estructura productiva de la industria bajo los principios de la libre concurrencia y competencia en las actividades de generación y comercialización, así como determinar la ejecución de proyectos de ampliación y modernización en las actividades de transmisión y distribución.

Este modelo parte de una base técnica e institucional sólida existente, la cual ha permitido que las dependencias coordinadoras (SENER-CENACE-CRE) cada una en el ámbito de sus competencias, en colaboración con los Transportistas, Distribuidores y Suministradores a que hace referencia la Ley de la Industria Eléctrica, y las empresas del país, diseñen los instrumentos de planeación, operación y regulación que requiere el sector eléctrico.

La transición del sector eléctrico se resume en la configuración del Mercado Eléctrico Mayorista integrado por los Generadores, Suministradores, Comercializadores y Usuarios Calificados que participarán en igualdad de condiciones, los cuales podrán establecer contratos independientes entre sí,

y recibirán instrucciones del operador del SEN para asegurar la Confiabilidad del sistema y satisfacer la demanda de forma continua. Además se otorgará acceso abierto al servicio de transmisión y distribución en términos no indebidamente discriminatorios como se muestra en la Figura 3.1.

A efectos de cubrir los requerimientos de corto plazo del sector, se ha instrumentado un mercado spot, mediante el cual se realizarán transacciones en las que los Generadores ofrecerán su energía para que sea puesta a disposición de cualquier participante del MEM autorizado para realizar su adquisición.

También se podrán establecer contratos de largo plazo con el objeto de asegurar la provisión y precio de la energía eléctrica entre los Generadores y los proveedores del Suministro Calificado, así como de los propios Usuarios Calificados. Para el caso del Suministro Básico, los Suministradores podrán realizar este tipo de contratos pero utilizando un esquema de subastas, con el fin de asegurar las mejores condiciones técnico-financieras de dicha adquisición.

FIGURA 3.1. NUEVO MODELO DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA

Fuente: PRODESEN 2015-2029.

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4. Motivadores para Determinar el Desarrollo de las Redes Eléctricas

Inteligentes

4.1. Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad

El Reglamento de la Ley de la Industria Eléctrica establece que el Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica, se sujetará a las disposiciones administrativas de carácter general que emita la CRE en materia de Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad. La prestación de dicho servicio público se realizará observando el correcto funcionamiento e integridad de los equipos y dispositivos de sus redes.

El Servicio Público de Transmisión y Distribución de Energía Eléctrica deberá prestarse bajo parámetros aceptables de:

� Tensión;

� Disponibilidad de los elementos de las redes;

� Interrupciones del Suministro Eléctrico;

� Componentes armónicos;

� Pérdidas de energía eléctrica, y

� Cualquier otro aspecto técnico que la CRE considere necesario.

Para efectos de lo anterior, al definir los parámetros que se determinen como aceptables, la CRE deberá tomar en cuenta los aspectos económicos asociados.

La operación del Mercado Eléctrico Mayorista se sujetará a las Reglas del Mercado, las cuales procurarán en todo momento la igualdad de condiciones para todos los Participantes del Mercado, y deberán prever procedimientos de operación para mantener la Seguridad de Despacho, Confiabilidad, Calidad, Continuidad y eficiencia del Mercado Eléctrico Mayorista incluyendo los que deberán aplicarse en caso de emergencia.

4.2. Calidad de servicio

Complementario a los indicadores de las condiciones de operación del Sistema Eléctrico Nacional, es necesario realizar las acciones que se requieran para incrementar la calidad del servicio que se brinda al Usuario Final, además de lo establecido en las Disposiciones Administrativas de Carácter General que establecen las condiciones generales para la prestación del suministro eléctrico

4.3. Eficiencia Energética

La LTE define la Eficiencia Energética como todas las acciones que conlleven a una reducción, económicamente viable, de la cantidad de energía que se requiere para satisfacer las necesidades energéticas de los servicios y bienes que demanda la sociedad, asegurando un nivel de calidad igual o superior.

4.4. Pérdidas de energía

Las pérdidas de energía en el Sistema Eléctrico Nacional, principalmente en la Red de Distribución, registran valores muy por encima de los que se registran a nivel mundial y representan un problema de grandes dimensiones que afecta la viabilidad económica de las Empresas Productivas del Estado. En la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento, se ha establecido que la operación del SEN debe ser con parámetros eficientes, por lo cual se deberán reducir, entre otros, los valores de las pérdidas de energía eléctrica.

El Gráfico 4.1 refleja el comportamiento de las pérdidas de energía en las Divisiones de Distribución del Interior de la República en 2002–2015 y el Gráfico 4.2 refleja el comportamiento de las pérdidas de energía en el Valle de México en 2002–2015.

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GRÁFICO 4.1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA (GWh) EN DISTRIBUCIÓN 2002-2015 INTERIOR DE LA REPÚBLICA

Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE.

GRÁFICO 4.2. PÉRDIDAS DE ENERGÍA (GWh) EN DISTRIBUCIÓN 2002-2015 EN EL VALLE DE MÉXICO 1/ (1/ Incluye a las tres Divisiones del Valle de México y las zonas Tula, Tulancingo, Pachuca y Cuernavaca)


Las estrategias para la disminución de pérdidas en distribución al 2018 evitarán perder 8113 GWh de energía eléctrica, el Gráfico 4.3. muestra la evolución de las pérdidas de energía y su tendencia para lograr este objetivo.

GRÁFICO 4.3. EVOLUCIÓN Y META DE PÉRDIDAS DE ENERGÍA (GWh) EN CFE DISTRIBUCIÓN

Fuente: CFE Distribución.

En la aplicación de las metodologías para determinar el cálculo y ajuste de las Tarifas Reguladas, las tarifas máximas de los Suministradores de Último Recurso y las tarifas finales del Suministro Básico, se deberá de tener como objetivo, entre otros:

� Promover el desarrollo eficiente de la industria eléctrica, garantizar la Continuidad de los servicios, evitar la discriminación indebida, promover el acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución y proteger los intereses de los Participantes del Mercado y de los Usuarios Finales.

� Determinar Tarifas Reguladas de los servicios regulados de transmisión y distribución que permitirán obtener el ingreso estimado necesario para recuperar los costos eficientes de operación, mantenimiento, financiamiento y depreciación aplicables a las diversas modalidades de servicio, las pérdidas técnicas y no técnicas de acuerdo con el estándar determinado por la CRE, los impuestos aplicables y una rentabilidad razonable, misma que no estará garantizada.

4.5. Operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional

Para lograr incrementar la eficiencia operativa, principalmente en las actividades de Transmisión y Distribución, es necesario que todos los elementos que integran sus sistemas operen de manera adecuada y en condiciones de diseño, así como modernizar periódicamente su infraestructura para actualizarla, incorporar nuevas tecnologías, expandirla y retirar el equipo obsoleto e ineficiente, incorporar sistemas basados en la gestión de activos para alargar la vida del equipo, todo esto con base en el análisis y seguimiento de las condiciones de operación y del estado de todos sus elementos, con el fin de garantizar el proceso de mantenimiento óptimo, así como para determinar y ejecutar la baja, modernización o reemplazo de activos.

4.6. Energías Limpias

Atendiendo a las obligaciones del Servicio Público, relacionadas con la Energías Limpias, con acceso abierto a la Red Nacional de Transmisión y a las Redes Generales de Distribución en términos no indebidamente discriminatorios y cumpliendo con las metas y obligaciones en materia de Energías

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Limpias y reducción de emisiones contaminantes establecidas en la LTE, es necesario considerar en el proceso de planeación, la inclusión de todas las acciones de modernización y ampliación que se requieran, en particular la expansión y equipamiento del sistema de transmisión de la energía eléctrica en las zonas con alto potencial de Energías Limpias para desahogar eficientemente y en condiciones de mercado la energía eléctrica que se genere y asegurar la estabilidad de la red; también se debe de adoptar, en condiciones de sustentabilidad económica, el uso de nuevas tecnologías en la operación de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución para permitir mayor penetración de las Energías Limpias y el manejo eficiente de la intermitencia de las mismas, de acuerdo con las mejores prácticas internacionales, fortaleciendo la estabilidad y seguridad de la red, todo esto en condiciones de viabilidad económica.

4.7. Participación de los usuarios en la gestión del sistema

Se requerirá que de manera gradual, considerando el impacto que esto pueda tener en las tarifas y de acuerdo con la evolución del mercado y de los propios Usuarios Finales, se vaya dotando al Sistema Eléctrico Nacional de los atributos necesarios que permitan una mayor interacción con los mismos. Será importante considerar en la determinación y estructuración de las tarifas eléctricas la modalidad del servicio de Demanda Controlable, así como promover el uso más eficiente de la energía por parte del usuario y en un futuro cercano administrar su consumo en un marco de tarifas dinámicas.

4.8. Provisión de servicios adicionales

Con el fin de maximizar el aprovechamiento de las inversiones, es necesario involucrar a las empresas, a través de sus cámaras y asociaciones, en la planeación del SEN para considerar sus planes de negocio y expectativas de servicios adicionales en materia energética, lo cual deberá hacerse de acuerdo con las políticas y regulación que emita la autoridad.

Conclusión

Se pretende que con nuevos criterios de planeación y con la incorporación de las tecnologías de las REI se contribuya a:

� Mejorar la operación del Sistema Eléctrico Nacional, incrementando su eficiencia, flexibilidad resiliencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad;

� Promover la generación de electricidad proveniente de fuentes de energía limpia, a gran escala.

� Permitir la optimización dinámica de la operación del SEN;

� Apoyar en la gestión del Mercado Eléctrico Mayorista;

� Incorporar la Generación Distribuida, incluyendo la de fuentes de energía renovable;

� La interacción del usuario con el sistema;

� Incidir para mejorar la calidad del servicio que se presta al usuario;

� Facilitar la provisión de servicios adicionales y la integración de los vehículos eléctricos y fuentes de almacenamiento.

Que el costo/beneficio de la implementación de las REI, sea evaluado en razón del beneficio a corto o largo plazo, que resulte a favor de los involucrados en los procesos y de acuerdo con los motivadores por los cuales se incorporaron, esto de acuerdo con la política y regulación que la autoridad emita.

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5. Políticas para el despliegue de Redes Eléctricas Inteligentes

� Promover la cooperación interinstitucional entre las dependencias del sector energético para que, en el ámbito de sus atribuciones, contribuyan en la planeación e implementación de la REI en el SEN.

� Reducir el nivel de pérdidas de energía al 13.38 % para el 2018, incrementando así la eficiencia del SEN.

� Incorporar estrategias para la difusión de los proyectos, iniciativas y acciones de la REI con el fin de promover la participación activa entre los integrantes de la industria eléctrica y los usuarios finales.

� Propiciar la interoperabilidad de los sistemas y equipos del SEN mediante la utilización de protocolos y estándares que aseguren la compatibilidad de la infraestructura tecnológica.

� Asegurar la ciberseguridad de los sistemas, con el objetivo de mantener la operación del SEN bajo criterios de confiabilidad y seguridad.

� Promover el desarrollo de las REI, utilizando códigos abiertos.

� Mantener la seguridad y la integridad de la información de los participantes y Usuarios, garantizando el tratamiento legítimo y controlado de la información.

� Promover programas de capacitación, centros de innovación y demás iniciativas cuyo objetivo se construya bajo el concepto del desarrollo de cadenas de valor y la formación de recursos humanos especializados en REI. Promover el uso de las REI en la modernización de la RNT y las RGD, con el fin de Incrementar su flexibilidad, resiliencia, Confiabilidad, eficiencia, seguridad y sustentabilidad.

� Privilegiar el uso de las tecnologías de las REI para la operación y el control operativo del SEN, orientado a mejorar su Confiabilidad, Continuidad, eficiencia y seguridad.

� Reducir la energía económica no despachada por limitaciones técnicas y operativas del SEN, contribuyendo a la operación eficiente del MEM.

� Asegurar que exista la comunicación de información y datos entre los sistemas del Transportista y del Distribuidor con el CENACE, con la finalidad de mantener el monitoreo de área amplia del SEN.

� Promover el empleo de vehículos eléctricos y su incorporación en la gestión del SEN.

� Incluir en la ampliación y modernización del SEN tecnologías inteligentes que faciliten la integración eficiente de las Energías Limpias y de la Generación Distribuida.

� Promover la participación del Usuario Final en esquemas de demanda controlable, provisión de servicios adicionales o gestión de su consumo, para propiciar el máximo aprovechamiento de la infraestructura del SEN.

� Incluir los proyectos de REI en los programas de ampliación y modernización, cuando estos presenten una relación costo beneficio favorable, contribuyendo a mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del SEN.

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6. Proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes desarrollados

Los proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes han cobrado mayor interés en el país, debido a que se ha definido como una prioridad la creación de una cultura adecuada para el uso eficiente de energía, la responsabilidad social, así como la reducción de costos de operación a través de la automatización de los Sistemas Eléctricos actuales.

En el contexto actual, el ahorro energético y la inclusión de energías alternativas resultan indispensables, por lo que es necesario adecuar todos los componentes del Sistema Eléctrico Nacional.

De esta manera, se minimizarán pérdidas económicas, interrupciones en el suministro, entre muchos otros beneficios, además de que se establecerá una relación más estrecha con el ambiente y se podrán integrar nuevos elementos, entre los que se destacan la Generación Distribuida y los vehículos eléctricos.

Dentro de este marco de transformación necesaria, los proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes surgen como un espacio de oportunidades para mejorar la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, adaptándolo a las necesidades de la nueva estructura del Mercado Eléctrico Mayorista.

La Comisión Federal de Electricidad (CFE) ha implementado proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes en sus Áreas de Transmisión y Distribución, así como en el CENACE antes de que se separara.

Lo que se pretende con los proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes, es que se cuente con información de referencia oportuna y en tiempo real, que permita conocer y evaluar el desempeño del Sistema Eléctrico Nacional, e identificar los instrumentos que promuevan la inversión productiva para impulsar la infraestructura eléctrica necesaria para satisfacer las necesidades de energía eléctrica del país.

6.1. Descripción de los proyectos

Se muestran las aplicaciones de Redes Eléctricas Inteligentes en 7 proyectos destacados desarrollándose actualmente a nivel Nacional:

6.1.1. La automatización del sistema eléctrico por Equipamiento de Protección y Seccionamiento (EPROSEC), en el área de redes de distribución aéreas de media tensión

Estos proyectos se encuentran repartidos en las 16 Divisiones de Distribución, se iniciaron en el 2008 y tienen fecha de término en 2018, y su aplicación principal es la administración de la Red Eléctrica Inteligente.

Al instalar EPROSEC en la red de media tensión, el máximo de los usuarios afectados, ante una falla del suministro eléctrico, se limita a entre 750 y 1000, restableciendo el suministro de forma remota en menos de 5 minutos, reduciendo así el tiempo promedio de interrupción en los circuitos de distribución. Este proyecto presenta una fuerte contribución a la reducción del Tiempo de Interrupción por Usuario (TIU).

TABLA 6.1. METAS EPROSEC

Divisiones de

Distribución

Equipos faltantes para

concluir el proyecto

Equipo instalado a

diciembre de 2015

Porcentaje de avance de equipos

instalados Interior del país 1/

Baja California 693 718 50.9 Noroeste 3 645 939 20.5 Norte 2 443 1 279 34.4 Golfo Norte 4 320 2 400 35.7 Golfo Centro 2 719 681 20.0 Bajío 2 293 1 577 40.7 Jalisco 3 167 1 080 25.4 Centro Occidente 2 472 1 592 39.2 Centro Sur 2 527 1 112 30.6 Centro Oriente 1 732 1 019 37.0 Oriente 2 086 1 395 40.1 Sureste 3 687 713 16.2 Peninsular 1 902 786 29.2

Subtotal 33 686 15 291 31.2 Valle de México 2/

Valle de México 894 1 168 56.6 Valle de México 1 524 1 656 52.1 Valle de México Sur 2 344 1 410 37.6 Centro Sur 3/ 145 612 80.8 Centro Oriente 4/ 702 147 17.3

Subtotal 5 609 4 993 47.1 1/ Meta EPROSEC a 2015

2/ Meta EPROSEC a 2013

3/ Incluye la Zona Cuernavaca

4/ Incluye las Zonas Tulancingo, Pachuca y Tula


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En 2015 el TIU en las Divisiones del interior del país (sin considerar las del Valle de México) fue de 35.8 minutos. El objetivo es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU proyectado a 2016, para alcanzar un valor de 33.4 minutos.

GRÁFICO 6.1. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL TIU DE DISTRIBUCIÓN EN LAS DIVISIONES DEL INTERIOR DEL PAÍS (SIN CONSIDERAR LAS DEL VALLE DE MÉXICO)

1. Fuente: CFE Distribución.

En 2015 el TIU en las Divisiones del Valle de México fue de 40.82 minutos. El objetivo es reducir el tiempo de restablecimiento del suministro en los circuitos de distribución, considerando una aportación a la reducción del TIU proyectado a 2016, para alcanzar un valor de 38.4 minutos.

GRÁFICO 6.2. EVOLUCIÓN HISTÓRICA DEL TIU DE DISTRIBUCIÓN EN LAS DIVISIONES DEL VALLE DE MÉXICO

2. Fuente: CFE Distribución.

La evaluación económica considera la utilidad de operación estimada como la suma de los beneficios por la energía eléctrica que no se suministra, el ahorro en los movimientos del personal dedicado a reparar las fallas de energía, la productividad del personal asignado a otras tareas, y ahorros mediante la reducción de las pérdidas de energía.

Los principales beneficios esperados con estos proyectos, son la reducción de los costos de operación y mantenimiento, y el aumento de la percepción del usuario

en cuanto a la satisfacción por el servicio de energía eléctrica.

La seguridad y calidad del suministro, la reducción en la duración y la frecuencia de las interrupciones, significan mayor comodidad para los usuarios.

Estos proyectos han abordado también como aspectos sociales cambios beneficiosos para el personal, incluyendo al de nueva formación, con la finalidad de capacitarse en otras tecnologías de Redes Inteligentes.

6.1.2. Sistema de Información Geográfica (GIS)

Este proyecto se ha dividido en dos etapas, Ciudad de México (Primera etapa), Nacional (Segunda etapa) iniciando en 2011, con fecha de término para su implementación en 2016.

Los objetivos y principales áreas de innovación son la estandarización de la plataforma tecnológica para habilitar un entorno interconectado a través de una base de datos única y un modelo de información común que permite el uso de la información geoespacial para la administración de la infraestructura, con fines de planificación, construcción, operación y servicio al cliente bajo el concepto de Red Inteligente.

Los principales resultados son los modelos de servicio al cliente, una herramienta para la planificación de la operación del sistema eléctrico y el sistema de comercialización, así como el sistema de atención a emergencias. Los principales desafíos de este proyecto son los recursos financieros, técnicos y humanos insuficientes.

Las aplicaciones futuras que se han contemplado para este proyecto se centran en habilitar el almacenamiento de datos para el Sistema de Gestión de la Distribución (DMS), Sistemas de Gestión de Interrupciones (OMS) y la Infraestructura de Medición Avanzada (AMI).

El presupuesto total para estos proyectos es de 386 millones de pesos, el costo se ve reflejado principalmente en equipos de hardware, software y sistemas. Los beneficios se deben principalmente al aumento en la productividad de acuerdo con lo siguiente:

� Contar con información estandarizada y varios temas en una única plataforma tecnológica.

� El acceso, la disponibilidad y oportunidad de la información para reducir los gastos de viaje innecesarios para el personal que tiene que atender servicios que no fueron localizados.

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� Contribuir a la reducción de tiempo en el análisis de fallas y de contingencia y mejorar la toma de decisiones, la Calidad y la Continuidad del Suministro Eléctrico.

La identificación y segmentación de los usuarios, y con ello la reducción de la duración y la frecuencia de las interrupciones, son los principales factores motivantes para los usuarios.

6.1.3. Infraestructura de Medición Avanzada (AMI)

En las diferentes Divisiones de Distribución de la CFE se están implementando estos proyectos, con la finalidad de reducir las pérdidas de energía no técnicas, consisten en eliminar la red de baja tensión y con ello evitar que los usuarios tengan acceso a tomar el suministro de forma ilícita; en su lugar, se construirá una red de media tensión, y a su vez la instalación de transformadores de distribución monofásicos y trifásicos suficientes para suministrar la demanda de los usuarios existentes y de los usuarios regularizados, con la distancia suficiente entre estos para instalar acometidas de no más de 50 metros, así los nuevos usuarios regularizados comenzarán a pagar su consumo, que anteriormente representaba pérdidas para el Suministrador, y el Distribuidor.

Estos proyectos han iniciado su gestión desde el 2008 en la Ciudad de México (Polanco), Acapulco, Hermosillo, Mazatlán, Mexicali, Mérida y León, y actualmente se convocaron numerosas licitaciones para que la infraestructura de distribución se modernice.

El objetivo es contar con una red avanzada de medición que permita obtener registros de suministro confiables y oportunos con el fin de reducir al mínimo las pérdidas no técnicas en estas áreas y automatizar el proceso de comercialización (lectura, corte y reconexión); con estos proyectos se han obtenido los siguientes beneficios:

� Se organizó el proceso de facturación y cobranza en las zonas donde se pusieron en práctica.

� La transparencia y la confianza de los usuarios en el proceso de facturación.

� La automatización de la toma de lectura y la eliminación de los casos de corrupción.

� Control y supervisión del consumo, ya sea por las herramientas a través de Internet o de dispositivos.

� Reducción del tiempo de recuperación en caso de fallo de alimentación.

� Se ordenaron y corrigieron las redes de baja tensión.

El presupuesto total para estos proyectos es de 1867 millones de pesos, y los beneficios están enfocados en la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas de energía, así como la mejora en el servicio al cliente y de la eficiencia en el proceso de comercialización.

La aplicación futura que se espera de estos proyectos es que sean fuentes de información para los sistemas MDM (Meter Data Management), OMS (Outage Management System), GIS (Geographic Information System), CIS (Customer Information System) y DMS (Distribution Management System).

Para los proyectos futuros, los conceptos que fueron considerados para evaluar el desempeño son:

Beneficios en la operación:

� El número de puntos de transformación.

� La capacidad instalada.

� Demanda.

� Energía promedio mensual.

� Las pérdidas técnicas.

� Las pérdidas no técnicas.

� El número de usuarios.

Beneficios para la mejora en el proceso de atención a usuarios:

� Lectura de consumo, corte de energía, la reconexión y la atención en el uso ilícito.

� Quejas.

� Emergencias.

Costos:

� Los costos de inversión.

� Costos de recuperación por retiro de instalaciones.

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TABLA 6.2. EQUIPOS DE MEDICIÓN AMI PARA LA REDUCCIÓN DE PÉRDIDAS NO TÉCNICAS 2015-2019 Divisiones de Distribución

Medidores Total

2016 2017 2018 2019 2020

Baja California 27 999 30 799 33 879 37 267 40 993 170 937

Noroeste 29 854 32 839 36 123 39 736 43 709 185 261

Norte 14 652 16 117 17 729 19 502 21 452 89 452

Golfo Norte 27 505 30 256 33 281 36 609 40 270 167 921

Centro Occidente 13 750 15 125 16 638 18 301 20 131 83 945

Centro Sur 8 205 9 026 9 928 10 921 12 013 50 093

Oriente 9 036 9 940 10 934 12 027 13 230 55 167

Sureste 8 723 9 595 10 555 11 610 12 771 53 254

Bajío 17 405 19 146 21 060 23 166 25 483 106 260

Golfo Centro 10 272 11 299 12 429 13 672 15 039 62 711

Centro Oriente 11 998 13 198 14 518 15 969 17 566 73 249

Peninsular 14 151 15 566 17 123 18 835 20 718 86 393

Jalisco 7 689 8 458 9 304 10 234 11 257 46 942

Valle de México Norte 8 291 9 120 10 032 11 035 12 139 50 617

Valle de México Centro 75 580 83 138 91 452 100 597 110 657 461 424

Valle de México Sur 7 870 8 657 9 523 10 475 11 522 48 047

Medidores por año 292 980 322 279 354 508 389 956 428 950 1 788 673

Inversión (Mdp) 980 1 078 1 186 1 305 1 435 5 984

3. Fuente: Elaborado por SENER con datos de CFE.

Se brindó información a los usuarios a través de trípticos sobre el cambio de los equipos de medición y los beneficios que se pueden obtener en la adopción de este esquema voluntario. Al finalizar estos proyectos, se entrega un dispositivo personal para que a través de un display, el usuario pueda monitorear la lectura de su consumo, cuando así lo desee.

Dificultades:

� Las acciones tomadas por personas, que inducen a los usuarios a negarse a cambiar su medidor.

� Modificación de la instalación del usuario para realizar el cambio del equipo de medición.

� La resistencia al cambio de tecnología.

6.1.4. Sistema de Monitoreo de Calidad de Energía (SIMOCE)

Este proyecto en proceso está dirigido a la obtención de datos de calidad de energía en líneas de alta tensión, en transformadores de potencia y en los alimentadores de la subestación, con el fin de realizar el análisis de calidad de la energía y el balance de la energía reactiva, para cumplir con los requisitos cada vez más estrictos del usuario en relación con la calidad de la energía.

Como parte de un ciclo de mejora continua, los proyectos futuros deberán cumplir con el alcance integral de interoperabilidad y seguridad de la información que se establezcan en este Programa de Redes Eléctricas Inteligentes.

Se tiene contemplado como una aplicación futura habilitar el almacenamiento de datos para el Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA), Sistema de Gestión de la Distribución (DMS) y en el Sistema de Información Geográfico (GIS).

El presupuesto total para este proyecto fue de 900 millones de pesos, el retorno de la inversión va a ser el resultado de otras acciones llevadas a cabo a partir del análisis de los datos proporcionados por SIMOCE.

Los beneficios esperados se reflejan en la reducción de los costos de operación y mantenimiento, en la disponibilidad de datos en tiempo real para la mejora operativa.

El proyecto ha contemplado como aspecto social la capacitación de Personal de nueva formación para nuevas funciones después de su implementación.

6.1.5. Reforzar el Área de Medición y actualizar tecnológicamente los Sistemas del CENACE

Estos proyectos se enfilan como una herramienta para analizar la operación del sistema de transmisión, así como para vigilancia de la red eléctrica, es una herramienta innovadora para la evaluación de Confiabilidad en la red. Requieren el desarrollo de especificaciones, y acciones de control de Unidades de Medición Fasorial (PMUs, por sus siglas en ingles), así como su adquisición e instalación en las principales subestaciones del Sistema Eléctrico Nacional. Con ello se desarrollará una infraestructura de comunicaciones para el envío de información al concentrador de datos Regional y Nacional.

Asimismo, con estos proyectos se desarrollarán aplicaciones: para sincronizar y alinear los datos de PMUs; para visualización en tiempo real del comportamiento dinámico del sistema; para un análisis sin conexión; para el análisis de las oscilaciones de potencia; para el análisis de la operación de los esquemas de protección de la línea y la capacidad de carga de transformadores, así como la implementación de esquemas de acciones correctivas utilizando sincrofasores.

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Principales resultados del proyecto:

� Reducción de los costos de operación y mantenimiento.

� Aumento de la confiabilidad del servicio eléctrico.

� Reducción de los costos de energía eléctrica para los usuarios

� Mejorar la confiabilidad del sistema.

� Reducir las pérdidas en transmisión.

Los beneficios estimados son el diferimiento de inversiones (transmisión y distribución), ahorro de energía, la reducción de pérdidas técnicas y no técnicas, reducción de los costos operativos y de mantenimiento, menores cortes de energía (incluyendo el valor de la carga perdida). La seguridad y calidad del suministro derivado de la reducción en la duración y la frecuencia de las interrupciones.

También permitirá el aumento de la capacidad de transferencia en los enlaces congestionados de los sistemas de Transmisión y Distribución.

6.1.6. Administración de los activos de transmisión y centros de control

Este proyecto forma parte del Sistema de Gestión de Activos de CFE. Centrado en aumentar la confiabilidad en los activos, disminuyendo sus gastos e inversión.

Optimización de los gastos operativos, gastos de capital, aumentando la confiabilidad de la Red de Transmisión y la optimización de la utilización de activos.

Este es un proyecto de integración de gran escala que abarca varias tecnologías, como la informática, las comunicaciones, los equipos primarios de vigilancia especializada, entre otros.

Los beneficios son la reducción de los costos de operación y mantenimiento y menores interrupciones de energía. Es una herramienta avanzada para la administración de sobrecarga de componentes del Sistema, así como para la evaluación de la confiabilidad en la red.

También se esperan reducciones de emisiones de CO2 (al reducir las pérdidas de energía, ahorro de energía y la integración de las fuentes de energía renovable).

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7. Tecnologías disponibles para Redes Eléctricas Inteligentes

Las Redes Eléctricas Inteligentes no deben concebirse como un fin, sino como un medio para mejorar el estado del SEN.

En la implementación de las Redes Eléctricas Inteligentes existe una amplia gama de Tecnologías de la Información y Tecnologías de Operación, por ejemplo:

7.1. Catálogo de tecnologías

Administración de la Fuerza de Trabajo (WFM)

Es un sistema para ubicar la posición y el tipo de vehículo de la cuadrilla, complementa la información del personal que integra la cuadrilla para determinar si tienen las habilidades y destrezas requeridas para atender el reporte.

Infraestructura Avanzada de la Medición (AMI)

Sistema que utiliza comunicación de dos vías para colectar la información relacionada con el consumo de energía eléctrica del Usuario Final y entregar información útil a este.

Localización Automática de Vehículos (AVL)

Es un sistema que permita identificar la ubicación y el tipo de vehículo sobre la base geográfica del GIS, con la finalidad de llevar un registro de ubicación de los vehículos, para el despacho de las cuadrillas.

Sistemas de Administración de la Energía (EMS)

Es un sistema para la gestión y el control de la Red Nacional de Transmisión.

Sistema de Información al Cliente (CIS)

Es un sistema que administra la información relacionada con la atención al cliente en tiempo real y de forma histórica.

Sistema de Información Geográfica (GIS)

Es un sistema que administra bases de datos y un visualizador de la información geográfica.

Sistema Flexible de Transmisión en Corriente Alterna (FACTS).

Sistemas basados en electrónica de potencia y otros equipos estáticos que pueden proporcionar control sobre uno o más parámetros del sistema de transmisión en corriente alterna, para mejorar el control e incrementar la capacidad de transmitir energía.

Sistema para la Administración de Interrupciones (OMS)

Es un sistema que ordena la información por grado de relevancia en función de la magnitud de la falla e importancia de los usuarios afectados, entre otros criterios.

Sistema para la Administración en Distribución (DMS)

Se refiere al sistema de tecnologías de la información, capaz de integrar, organizar, desplegar y analizar en tiempo real, o cercano a tiempo real, los datos de los sistemas de distribución con el fin de ofrecer un amplio rango de beneficios operativos. Pueden también integrar sistemas tradicionales como el GIS, OMS y CIS para crear un sistema capaz de realizar el tratamiento de un problema de distribución de manera más holística y automatizada.

Sistema para la Administración en Distribución Avanzada (ADMS)

Es un sistema que unifica los datos del DMS, del sistema SCADA y del OMS para proporcionar un modelo del sistema eléctrico en tiempo real.

Sistema de Control Supervisorio y Adquisición de Datos (SCADA)

Es un sistema de adquisición de datos para la supervisión y control de una parte o de todo el Sistema Eléctrico.

Unidad de Medición Fasorial (PMU)

Las unidades de medición fasorial, los concentradores de datos fasoriales, la tecnología de comunicación y las aplicaciones avanzadas de software permiten al operador del sistema reunir y analizar los datos para ofrecer una visión precisa y completa de una o varias áreas de interconexión del Sistema Eléctrico .

Gestión de Activos (GA)

La gestión de activos permite conocer la operación y funcionamiento de los activos previendo las fallas y alargando la vida de los equipos y sistemas.

Administrador de Datos de Medición (MDM)

Es un sistema que realiza la gestión de los datos de medición provenientes de los sistemas AMI, permitiendo almacenarlos a largo plazo y los pone a disposición de todos los demás sistemas para utilizarlos en diversas aplicaciones.

25

Modelo de Información Común (CIM)

Estandarizara la manera de organizar toda la información que pueda ser necesaria en las aplicaciones dedicadas a la gestión de la red eléctrica SCADA, GIS, aplicaciones para la administración y operación del SEN.

7.2. Funciones de las tecnologías disponibles

Entre algunas de las funciones que pueden incluir los elementos de la Red Eléctrica Inteligente son:

Cambio a modo isla y reconexión automatizada

El cambio a modo isla y la reconexión se puede realizar por una separación automatizada de circuitos ante una falla y su subsecuente reconexión.

Control de flujo de potencia

Se utiliza con herramientas como los sistemas flexibles de transmisión en AC (FACTS), transformadores reguladores de ángulo de fase, capacitores en serie, y superconductores de muy baja impedancia.

Control de voltaje y VAR automatizado

Estas funciones pueden operar de manera autónoma en respuesta a eventos locales o en respuesta a señales de un sistema de control central.

Diagnóstico y notificación de la condición de equipos

Notifica automáticamente a los encargados de los equipos para que respondan a condiciones que podrían incrementar la probabilidad de falla del equipo.

Limitar la corriente de falla

Puede ser obtenida a través de sensores, comunicaciones, procesamiento de información y actuadores que permiten la coordinación y reconfiguración del sistema para prevenir que las corrientes de falla excedan los límites de daño de los equipos.

Medición y administración de carga en tiempo real

Esta función proporciona medición en tiempo real del consumo del Usuario Final.

Monitoreo, visualización y control de área amplia

Permite observar la condición de la Red Eléctrica y analizar la información en tiempo real, de manera que se puedan tomar acciones de manera oportuna.

Protección adaptable

La Protección adaptable utiliza parámetros ajustables en tiempo real basado en señales de sensores de un sistema de control local o central. Esto es particularmente útil para situaciones con flujos de potencia bidireccionales.

Protección mejorada de falla

Para aplicaciones en distribución son sistemas que detectarán y aislarán fallas sin provocar un recierre a plena carga, reduciendo el efecto ante fallas permanentes. Utilizando sensores de alta resolución e identificadores de falla, estos sistemas pueden detectar de mejor manera fallas de alta impedancia. Para aplicaciones en transmisión, son sistemas que utilizan comunicaciones de alta velocidad entre múltiples elementos, para proteger regiones completas, en lugar de elementos individuales.

Transferencia de carga en tiempo real

Se logra a través de una reconfiguración en tiempo real de los alimentadores, así como la optimización para reducir la carga en equipos, mejorar la utilización de equipos, mejorar la eficiencia del sistema de distribución y mejorar el desempeño del sistema.

Detección de Falla, Aislamiento y Reconexión (FDIR)

Se logra a través de los Equipos de Protección y Seccionamiento (EPROSEC) con la posibilidad de interactuar o no con un sistema de control central, ubicando las fallas en el sistema eléctrico, para posteriormente aislarlas, después se recuperan los tramos no fallados para dejar la mayor cantidad de usuarios con servicio de energía eléctrica.

7.3. Beneficio de las tecnologías disponibles

Algunos de los beneficios que pueden derivarse de los elementos de la Red Eléctrica Inteligente son:

Diferir inversiones de capacidad de generación

Las compañías eléctricas y el operador del sistema aseguran que la capacidad instalada de generación de energía eléctrica puede suministrar la máxima cantidad de carga que los pronósticos de planeación y operación señalan.

Optimizar la operación de las Centrales Eléctricas

Un mejor pronóstico y monitoreo de la demanda y del desempeño de la Red Eléctrica permite al operador del sistema despachar Centrales Eléctricas más eficientes optimizando la operación para reducir costos.

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Reducir los costos de mantenimiento en equipos de transmisión y distribución

Los costos de enviar personal técnico a sitio para revisar las condiciones de los equipos son altos. Sin embargo, para asegurar que el equipo recibe el mantenimiento suficiente, e identificar precursores de las fallas, las compañías eléctricas podrían realizar pruebas y mantenimientos de manera más frecuente de lo necesario. Un diagnóstico y reporteo en línea de la condición de los equipos podría reducir, o incluso eliminar, la necesidad de enviar personal a revisar la condición de los equipos.

Reducir los costos de operación de transmisión y distribución

Una operación automatizada o controlada de manera remota de bancos de capacitores y de alimentadores elimina la necesidad de enviar a personal técnico para operarlos de manera local. Esto reduce el costo asociado con el personal y su transporte.

Reducir los costos de lectura de la medición

Los equipos de lectura de medición automatizada eliminan la necesidad de enviar personal para tomar las lecturas de manera local.

Reducir las pérdidas no técnicas

Los medidores inteligentes pueden detectar manipulación del propio medidor. Adicionalmente, un sistema de administración de medidores puede analizar la demanda del Usuario Final e identificar patrones que puedan indicar una desviación de lo normal.

Reducir las pérdidas técnicas

Los dispositivos que contribuyen a manejar los picos de demanda, localizar la producción de energía más cercana al centro de consumo, así como el asegurar que los niveles de tensión se mantengan dentro de las tolerancias definidas, mientras se minimiza la cantidad de potencia reactiva suministrada, pueden contribuir a mejorar el factor de potencia y a reducir las pérdidas para una demanda suministrada.

Reducir el costo de la energía eléctrica

Una respuesta de la demanda ante señales (respuesta a la demanda a través de señales de precio o mediante control directo de la carga), o el reducir el costo de la energía eléctrica durante los horarios punta a través de Generación Distribuida despachable o mediante sistemas de almacenamiento de energía eléctrica, podría contribuir a reducir el costo de la energía eléctrica.

Reducir los cortes sostenidos de Suministro Eléctrico

Reducir la probabilidad de que sucederá un corte de Suministro Eléctrico, y permite que el sistema sea reconfigurado en la marcha para ayudar a restablecer el servicio a la mayor cantidad de usuarios posibles.

Reducir el costo de restauración del Suministro Eléctrico

Los costos de restauración pueden incluir el personal requerido para restablecer el sistema, incluyendo su material, equipo y traslado, servicios de soporte como la logística, centros de atención de llamadas, así como el tiempo de otro personal de apoyo.

Reducir los cortes momentáneos de Suministro Eléctrico

Al localizar fallas o al agregar almacenamiento de energía eléctrica, los cortes momentáneos o disturbios en la línea pueden ser reducidos o eliminados. Adicionalmente, menos Usuarios Finales en el mismo circuito percibirán las variaciones de tensión causadas por la falla.

Reducir variaciones rápidas y/o periódicas de tensión

Al localizar fallas de alta impedancia de manera más rápida y precisa, y al agregar almacenamiento de energía, se podrían reducir la severidad y frecuencia de las fluctuaciones de tensión, mientras menos Usuarios Finales en el mismo circuito percibirían los efectos causados por la falla.

Reducir emisiones de CO2

Mejoras que se traducen en una reducción de emisiones de CO2 producidas por centrales eléctricas que operan con combustibles fósiles.

Reducir cortes de Suministro Eléctrico de gran escala

Al proporcionar al operador del sistema una mejor imagen del sistema eléctrico, y además permitirle coordinar mejor los recursos y la operación entre regiones, podría reducir la probabilidad de interrupciones del Suministro Eléctrico en gran escala.

27

8. Plan de Implementación de Redes Eléctricas Inteligentes

8.1. Objetivos

De acuerdo con las directrices establecidas en la Ley de la Industria Eléctrica y en la Ley de Transición Energética, los objetivos a considerar en el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes son:

� Mantener una infraestructura confiable y segura de la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.

� Mejorar la calidad del suministro de energía eléctrica. � Satisfacer la demanda eléctrica de manera

económicamente eficiente y sustentable. � Facilitar la incorporación de nuevas tecnologías que:

o Promuevan la reducción de costos del sector eléctrico.

o Provean servicios adicionales a través de sus redes. o Promuevan la Energía Limpia y la Generación

Limpia Distribuida. o Permitan una mayor interacción entre los

dispositivos de los Usuarios Finales y el sistema eléctrico.

8.2. Introducción

De acuerdo con la LIE, una REI es aquella que integra tecnologías avanzadas de medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otros, a fin de mejorar la eficiencia, Confiabilidad, Calidad o seguridad del Sistema Eléctrico Nacional. En la Figura 8.1. se muestra la representación simplificada de los agentes involucrados en las REI, siendo la modernización de la red eléctrica, la medición, el control y la comunicación fundamentales para el desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional.

La LTE establece que las tecnologías inteligentes son aquellas utilizadas en las REI que involucran procesos en tiempo real, automatizados o interactivos para optimizar la operación de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución, así como los aparatos y equipos inteligentes de los usuarios.

FIGURA 8.1. COMPONENTES PRINCIPALES DE UNA RED ELÉCTRICA INTELIGENTE.

4. Fuente: Elaborado por CENACE.

En el contexto de la Reforma Energética, las leyes y regulaciones que incentivan la implementación de tecnologías inteligentes requieren de un gran desarrollo de la infraestructura de comunicaciones, ya que todos los participantes de la Industria Eléctrica deben interactuar de forma oportuna y precisa para mantener una operación eficiente, confiable, segura y sustentable del SEN y del Mercado Eléctrico Mayorista. Los participantes de la Industria Eléctrica deben ser capaces de compartir información entre sí, en función de los contratos preestablecidos entre las partes y brindar servicios de calidad a sus usuarios. La SENER y la CRE están facultadas para verificar el cumplimiento de la LIE, sus reglamentos y demás disposiciones administrativas aplicables, a fin de supervisar y vigilar, en el ámbito de su competencia, el cumplimiento de las disposiciones jurídicas aplicables. La Figura 8.2. es una representación esquemática de la interacción que podría haber entre los integrantes de la Industria Eléctrica.

28


FIGURA 8.2. INTERACCIÓN ENTRE LOS PARTICIPANTES DE LA INDUSTRIA ELÉCTRICA EN EL CONTEXTO DE REI.

5. Fuente: Elaborado por SENER.

8.3. Experiencias de implementación de Redes Eléctricas Inteligentes a nivel mundial

Las motivaciones que sustentan la actividad de las REI a nivel internacional son variadas y tienen aspectos muy particulares de los sistemas eléctricos, la organización y la estructura de las empresas eléctricas. Los éxitos y fracasos en la implementación dependen de esas particularidades. No obstante, en todas las implementaciones se observan coincidencias de objetivos y mejoras en: Confiabilidad, eficiencia, economía, medio ambiente y seguridad.

La Figura 8.3. muestra distintos motivadores considerados a nivel internacional para la implementación de la REI, así como la ponderación del valor que representa cada uno de ellos agrupando por región desarrolladas y en desarrollo.

FIGURA 8.3. MOTIVADORES PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE REI, Y SU PONDERACIÓN.

6. Fuente ESTA International – Survey 2010, International Smart Grid Drivers.

0% 20% 40% 60% 80% 100%

Integración de renovables

Administración de demanda…

Integración de generación…

Dar participación y opción al…

Eficiencia energética

Preocupaciones ambientales

Reducción de costos O&M

Más y mejores servicios al cliente

Mejora de la calidad de potencia

Limitantes para la mejora de red

Mejora en confiabilidad

Reducción de pérdidas

Mejorar la restauración del…

Desarrollo de micro redes

Mejor uso de los activos

Cumplimiento regulatorio

Limitantes y seguridad de…

Bienestar de la comunidad

Mejorar la cobranza y…

Infraestructura envejecida

Nuevos avancesy saltos…

Incremento de autos híbridos y…

Ahorro laboral

Mejorar coordinación entre…

Reducción del error/factor…

Incremento importante en…

Mejorar resiliencia del sistema…

Preocupación por…

Incentivos gubernamentales

Desarrollo tecnológico y…

Canadá/Europa/Oceanía Otras partes

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8.4. Relación de Redes Eléctricas Inteligentes con el crecimiento de la demanda, el consumo y nuevas tecnologías de Centrales Eléctricas

En el SEN, el crecimiento de la demanda y consumo de energía eléctrica está relacionado con el crecimiento del Producto Interno Bruto (PIB). De acuerdo con el PRODESEN 2015 – 2029, las tasas de crecimiento medio anual (TCMA) se estiman entre 3% y 5%, para la demanda y de 2.8% a 4.6%, para el consumo; como se muestra en las Figuras 8.4.A y 8.4.B. Estas tasas de crecimiento se verán impactadas por la electrificación del transporte colectivo y en particular, por la integración de Generación Distribuida, la incorporación de recursos derivados de la Eficiencia Energética, por el consumo inteligente de la energía eléctrica, por los comercios y casas habitación ecológicas, etc. Estos avances tecnológicos presentarán retos importantes para definir su influencia tanto en la demanda como en el consumo de energía eléctrica.

La Generación Distribuida requiere de una implementación importante de tecnologías inteligentes para la operación de las redes de distribución, ya que se requerirá del monitoreo de los elementos de las redes que potencialmente presentarán flujos bidireccionales de energía. Esto implicará un cambio total en la forma de operar estas redes, es decir, que en ciertos periodos del día la Generación Distribuida podría ser superior a la demanda de energía, mientras que en otros momentos del día, sucederá lo opuesto. También, la intermitencia que podría presentar la Generación Distribuida en tiempos relativamente cortos requiere de una infraestructura de comunicación y control con el Distribuidor y a su vez con el CENACE.

La recarga de las baterías de los vehículos eléctricos (VE) será un reto importante para la confiabilidad del sistema, especialmente en las redes de distribución, donde se podrían presentar problemas de congestiones y sobrecargas en alimentadores y transformadores, producidos por una recarga no controlada de las baterías de los VE.

El uso de tecnologías de REI, así como la creación de la infraestructura para la conexión de vehículos eléctricos, permitirá una adecuada administración de la energía.

FIGURA 8.4.A CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DE LA DEMANDA. (Porcentaje)

1/TCMA: Tasa de crecimiento medio anual (referida a 2014).


FIGURA 8.4.B CRECIMIENTO ANUAL ESPERADO DEL CONSUMO BRUTO. (Porcentaje)

1/TCMA: Tasa de crecimiento medio anual (referida a 2014).


Escenario Bajo Planeación Alto

TCMA1/ 3.0 4.0 5.0

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

5.5

20

15

20

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20

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Escenario Bajo Planeación Alto

TCMA1/ 2.8 3.5 4.6

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

4.0

4.5

5.0

20

15

20

16

20

17

20

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20

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8.5. Aplicaciones para el diferimiento de inversiones en infraestructura, aumento del factor de utilización de infraestructura actual, mejoras de eficiencia energética, reducción de emisiones de CO2 y reducción de pérdidas técnicas

La introducción de proyectos de REI con una modernización de la red, ayudará a optimizar la utilización de los elementos de la RNT y las RGD mediante el monitoreo en tiempo real del estado de los transformadores, líneas de transmisión, alimentadores de distribución, equipos de compensación reactiva, etc., así como las evaluaciones pertinentes con la información obtenida. A su vez, el incremento en capacidades de transporte de energía y el factor de utilización de la red, permitirá el diferimiento de nueva infraestructura, que quizá solo sería requerida para algunas horas de operación al año y estaría con factores de utilización bajos el resto del mismo.

Al incrementar las capacidades de transporte de energía en las redes eléctricas, se tendrá un mejor aprovechamiento de las Centrales Eléctricas, beneficiando la eficiencia energética y el Mercado Eléctrico Mayorista.

Esquemas inteligentes de control de tensión y potencia reactiva ayudarán a la reducción de las pérdidas globales del sistema, pero principalmente en las redes de distribución.

La transferencia de potencia reactiva de las fuentes de generación a los centros de consumo, tiene un impacto negativo pues provoca aumento en las pérdidas técnicas de

la red. Los mecanismos para reducir las pérdidas tienen un beneficio importante pues, en consecuencia, el requerimiento de combustibles para la generación es menor. Además como beneficio asociado, la disminución del uso de combustibles también reduce las emisiones contaminantes a la atmósfera.

8.6. Diagnóstico de las redes eléctricas en México

El Smart Grid Maturity Model (SGMM), por sus siglas en inglés, es una herramienta desarrollada por el Instituto de Ingeniería de Software de la Universidad de Carnegie Mellon que tiene el objetivo de ayudar a las empresas eléctricas en el camino hacia la instauración de una Red Eléctrica Inteligente. Con ello, las empresas pueden priorizar sus opciones y medir su progreso. EL SGMM surge a partir de una coalición de 11 empresas internacionales con el fin de fomentar el desarrollo de la REI a nivel mundial.

El modelo describe ocho dominios principales que contienen una agrupación lógica de capacidades y características inteligentes que son elementos fundamentales para la estrategia, organización, implementación y operación de la empresa eléctrica.

El modelo puede ser usado para evaluar el estado actual de las tecnologías inteligentes en una organización, definir metas a futuro y generar contribuciones al mapa de ruta, planeación y procesos de implementación. La Tabla 8.1. muestra los dominios relacionados con el SGMM y las potenciales motivaciones, acciones y barreras que se pueden presentar en el proceso de adopción de una REI.

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TABLA 8.1. CONSIDERACIONES PRINCIPALES PARA LA APLICACIÓN DEL SGMM.

Dominios del SGMM Motivaciones

¿Qué motiva a la implementación

Acciones

¿Qué acciones deben realizarse?

Obstáculos

¿Qué obstáculos deben vencerse?

Estrategia, administración y regulación

� Mejora en el desempeño de

negocio

� Mejora en productividad y

rentabilidad

� Preparado para cambios

tecnológicos

� Integración con la estructura actual

� Aseguramiento de los recursos

� Priorizar y planear

� Convencer a directivos

� Definición de Políticas y regulación

� Restricciones de presupuesto y

justificación

� Escepticismo del valor

� Escala, alcance y velocidad de

cambio

Organización y estructura

� Involucramiento de los empleados

� Mejora en la toma de decisiones

� Envejecimiento del personal

� Adopción de nuevos esquemas de

trabajo

� Crear una visión, estrategia, metas y

plan unificados

� Proveer capacitación y entrenamiento

� Transformar políticas y procesos

internos

� Departamentos dedicados y

especializados

� Definición de la cuantificación de

indicadores de beneficios y alcances y

progreso

� Resistencia al cambio

� Cultura

� Falta de habilidades

� Estructura verticalmente integrada

Operación de la red

� Ahorros en costos soportados por

Generación Distribuida

� Reducción en los costos de

suministro del sector eléctrico

� Resiliencia y confiabilidad

� RNT y RGD con flexibilidad

operativa

� Mejoras hacia el medio ambiente

� Desplegar la infraestructura necesaria

� Implementar un plan

� Desarrollar capacidades analíticas

mejoradas

� Interoperabilidad y disponibilidad

de la tecnología

� Riesgo y complejidad

� Seguridad y privacidad

� Problemática de derechos de vía:

adquisición, invasión, impedimento

para entrar

� Robo de estructura metálica de las

torres de transmisión

Administración del trabajo y de los activos

� Menor tiempo de restablecimiento

� Incrementar la vida y factor de

utilización de los activos

� Mejorar los sistemas GIS

� Desarrollar estándares para nuevas

tecnologías

� Ambiente de alto riesgo

� Administrar grandes cantidades de

información

� Percepción del retorno sobre la

inversión

Tecnología

� Integración y compatibilidad de

sistemas

� Seguridad y protección de

infraestructura crítica

� Administración de operaciones

complejas de la red

� Hacer cumplir arquitectura y

estándares

� Resolver las brechas tecnológicas

� Visualizar un plan maestro de TI

� Desarrollar un modelo dinámico de

distribución de datos

� Riesgos de seguridad cibernética

� Política pública y regulaciones

� Aumento en la complejidad de los

sistemas

� Vida útil de la tecnología

Usuario

Mejora en:

� Satisfacción

� Decisión

� Calidad del servicio

� Inducción a usuario inteligente

� Desarrollar tecnologías y programas

facilitadores al usuario

� Entender las necesidades y deseos del

usuario

� Concientizar a los usuarios

� Disposición, aceptación y adopción

del usuario

� Problemáticas de confidencialidad

� Actitudes y comportamiento del

usuario

Integración en la cadena de valor

� Solicitud del mercado por

Generación Distribuida

� Facilitar la administración de la

demanda y generación

� Diversidad de combustibles

� Reducción de emisiones

� Obtener autorizaciones regulatorias

� Crear nuevas estructuras tarifarias

� Promover la adopción de tecnologías

facilitadoras

� Incentivos por Generación Distribuida

� Estructura tarifaria

� Reducción de ingresos por

disminución en el uso de ciertas

tecnologías

� Disponibilidad del mercado

Social y ambiental

� Cumplimiento de las políticas

públicas

� Ser socialmente responsable

� Sustentabilidad

� Mejora en la imagen corporativa

� Desarrollar una dirección clara

� Definir y reportar métricas y

mediciones

� Respaldar a los desarrollos tecnológicos

� Dificultad para hacerlo rentable

� Conflicto entre las metas entre las

partes interesadas

Fuente: Carnegie Mellon.

32


Para evaluar el nivel de madurez en la implementación de tecnologías inteligentes, basada en una escala de 0 a 5, en la Tabla 8.2. se indica cuándo se debe asignar una cierta calificación. Un valor bajo no significa que la operación de una empresa eléctrica no cumpla con criterios de Confiabilidad, Continuidad y seguridad de suministro, más bien qué tan retirado se encuentra en las aplicaciones de tecnologías inteligentes y la necesidad de modernizarse.

TABLA 8.2. NIVEL DE MADUREZ EN LA IMPLEMENTACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES.

Fuente: Elaborado por CENACE.

8.7. Diagnóstico del CENACE

De acuerdo con el diagnóstico realizado por el CENACE, en función de su nivel de implementación de elementos de REI, se considera la siguiente valoración de madurez:

� Estrategia, Administración y Regulación. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2. Estructura orgánica definida y aprobada oficialmente; está en proceso la consolidación del CENACE en el nuevo marco de responsabilidades que le ha otorgado la Reforma Energética. Previo a la Reforma Energética se tuvieron avances en la implementación del Programa de REI, se cuentan con objetivos claros y las regulaciones y facultades actuales dan certeza a la implementación de proyectos de REI que se habían truncado en su desarrollo.

� Organización y Estructura. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2 debido a que por la reforma energética se le otorgaron más facultades y responsabilidades, produciéndose una reestructuración en los diferentes campos de especialidad, estando en proceso la integración del capital humano en la nueva estructura oficializada. Gradualmente se irá capacitando y adiestrando a este personal, que adquirirá la experiencia y las habilidades para cumplir eficientemente con todas las

nuevas responsabilidades delegadas al CENACE. Para 2016, se deberán cumplir indicadores de eficiencia y productividad en el nuevo CENACE.

� Operación de la Red. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2, debido a que está en proceso la licitación de software y hardware de tecnología de punta para la adquisición y procesamiento de datos en tiempo real para preservar la confiabilidad y seguridad del SEN y para el inicio de las funciones del Mercado Eléctrico Mayorista. Para las funciones de la planeación, ampliación y modernización de la RNT y de las RGD, en el segundo trimestre de 2016 se estará licitando la herramienta computacional para eficientar estas funciones. El Programa de Ampliación y Modernización de la RNT y las RGD 2015-2029, propuesto por el CENACE a la SENER, incluye una línea bipolar de corriente directa de ± 500 kV, 3000 MW de Oaxaca-Morelos, considerada como una notable aplicación de redes eléctricas inteligentes. En aplicaciones de unidades de medición fasorial, para el monitoreo del SEN, se tienen operando del orden de 12 PMU en el Sistema Interconectado Nacional, en el Sistema Baja California Sur 0 PMU y en el Sistema Baja California 1 PMU.

� Administración del trabajo y los activos. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2 debido a que ya se cuenta con documentos técnico normativos para el control operativo, mismos que se encuentran en etapa de aprobación, el acceso abierto a interconexiones de centrales eléctricas y conexiones de centros de carga, para la ampliación y modernización de la RNT y las RGD y del Mercado Eléctrico Mayorista. En las Gerencias de Control Regional, la integración de capital humano en la estructura orgánica del CENACE alcanza el orden de 98%; en el Centro Nacional está en proceso la integración total del capital humano.

� Tecnología. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2 debido a que el Mercado Eléctrico Mayorista se encuentra en su fase inicial y aún están pendientes transacciones en tiempo real, Derechos Financieros de Transmisión, respuesta a la demanda, así como la madurez del Mercado Eléctrico Mayorista. Se tienen establecidos los requerimientos en equipamiento y software necesarios para una mejor operación y planeación del SEN; algunos se encuentran en licitación y otros en fase de desarrollo. Se tiene en operación un Sistema de Adquisición de Datos en Tiempo Real y aplicaciones de control y evaluación de seguridad operativa (SCADA/EMS), que fue adquirido en el año 2000 con actualizaciones graduales. También está en proceso el rediseño, reconfiguración y equipamiento de los sistemas y canales de comunicación y se está licitando el nuevo SCADA/EMS/MMS, con tecnología de punta y aplicaciones alineadas con las nuevas facultades y responsabilidades del CENACE.

� Usuario. Para el CENACE se consideran “usuarios”, los interesados en la interconexión de una central eléctrica, conexión de un centro de carga, participante de subastas, la

Escala Nivel de madurez Características

5 Pionera Innovación en la Industria Eléctrica. Se rompen barreras tecnológicas.

4 Optimizada Sistema optimizado que beneficia a todos los participantes de la industria. Alta automatización.

3 Integradora Implementación de REI en toda la estructura de la empresa eléctrica, se puede medir la mejora en el desempeño.

2 Facilitadora Inversiones con metas claras, se implementan proyectos que facilitan la REI.

1 Inicializadora

Se toman los primeros pasos, se exploran opciones, se conducen pruebas de implementación y se desarrolla la visión de REI.

0 Predeterminada No se tiene implementada REI en el sistema.

33

SENER, la CRE, entre otros, y debe interactuar directamente con otros participantes de la Industria Eléctrica. Derivado de la Reforma Energética, el CENACE ha regularizado y atendido con oportunidad un alto porcentaje de solicitudes de estudios de interconexiones y conexiones, solicitando al interesado infraestructura eléctrica que cumpla con normatividad y especificaciones vigentes. Se ha entregado a la SENER y a la CRE, la propuesta del Programa de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD, se ha dado capacitación a interesados en subastas de generación renovable y Certificados de Energías Limpias; se ha dado capacitación a personal operativo a integrarse con el Transportista. Por tanto, el CENACE considera un estado de madurez nivel 3.

� Integración en la cadena de valor. El CENACE considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se han cumplido los mandatos de la Ley de la Industria Eléctrica en los compromisos de atención y respuesta a solicitudes de interconexiones de centrales eléctricas y conexión de centros de carga, elaboración del Programa de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD, del control operativo del SEN y del inicio del Mercado Eléctrico Mayorista del día en adelanto. Está en proceso la preparación del documento integral del Programa de Redes Eléctricas Inteligentes. Asimismo se han realizado pruebas piloto para la evaluación de la seguridad operativa en tiempo real con algunas unidades de medición fasorial y aplicaciones de software comercial y desarrollado internamente.

� Social y ambiental. El CENACE considera un estado de madurez nivel 3 debido a que se está incentivando la integración de generación renovable mediante la planeación de infraestructura, como la línea bipolar de corriente directa de ± 500 kV, 3000 MW de Oaxaca-Morelos, con la correspondiente reducción de emisiones de CO2 al reemplazar generación de combustibles fósiles por generación eólica, planeación de refuerzos en la red de transmisión para minimizar restricciones en la misma y hacer más eficiente el uso de la generación con menores emisiones contaminantes, operación del mercado del día en adelanto con despacho de la generación por costos variables y su efecto benéfico en la reducción de emisiones contaminantes. Asimismo, en el Programa de Ampliación y Modernización de la RNT y de las RGD 2016-2030 se está proponiendo a la SENER y a la CRE la aplicación de tecnologías de transmisión en corriente directa que permitirá una integración mayor de generación renovable.

FIGURA 8.5. DIAGNÓSTICO REALIZADO POR EL CENACE BASADO EN EL SGMM.

Fuente: Elaborado por CENACE.

8.8. Diagnóstico del Transportista

De acuerdo con el diagnóstico realizado por el Transportista, en función de su nivel de implementación de elementos de Redes Eléctricas Inteligentes, se considera la siguiente valoración de madurez:

� Estrategia, administración y regulación. Se tiene un nivel de madurez 2, considerando que se cuenta con especificaciones normalizadas por el Laboratorio de Pruebas de Equipos y Materiales de CFE (LAPEM) para los activos de la RNT en un porcentaje del 70%.

� Organización y estructura. Se tiene un nivel de madurez 1, la organización está en un proceso de reestructuración en relación con los lineamientos de la Reforma Energética y sus cambios estructurales.

� Operación de la red. Se tiene un nivel de madurez de 2, debido a que la obsolescencia de los activos alcanza entre el 8 y 15 porciento. Asimismo la automatización de las subestaciones se tiene un 10%.

� Administración del trabajo y los activos. Se tiene un nivel de madurez de 2, se cuenta con la implementación del Mantenimiento Basado en Condición y la fuerza de Trabajo Móvil con un proyecto piloto que puede concluir en el 2017.

� Tecnología. Se tiene en un nivel de madurez 2, se cuenta un nivel de automatismo con el 10% en las subestaciones y líneas de transmisión. En este rubro se puede tener un retroceso derivado de la Reforma Energética al incluir todas las subestaciones desde 69 a 400 kV a la Red Nacional de Transmisión.

� Usuario. Se tiene un nivel de madurez de 2. Se tiene conocimiento de las necesidades del usuario pero aún no se tiene la reglamentación oficial para atenderlas en forma directa.

� Integración en la cadena de valor. Se tiene un nivel de madurez 1, esto se presenta debido a que la

34


empresa se está reorganizando con el Decreto de la Reforma Energética.

� Social y ambiental. Se tiene un nivel de madurez de 1, se tienen procedimientos de tratamiento de residuos contaminantes para subestaciones.

FIGURA 8.6. DIAGNÓSTICO REALIZADO POR EL TRANSPORTISTA BASADO EN EL SGMM.

Fuente: Elaborado por CFE.

8.9. Diagnóstico del Distribuidor

De acuerdo con el diagnóstico realizado por el Distribuidor, en función de su nivel de implementación de elementos de Redes Eléctricas Inteligentes, se considera la siguiente valoración de madurez:

� Estrategia, administración y regulación. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se cuenta con una visión común de REI aceptada por toda la organización y existe una coordinación con los colaboradores y los otros actores relacionados con la aplicación de la visión.

� Organización y estructura. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 1 debido a que se han iniciado los esfuerzos de sensibilización de REI para informar a los trabajadores de las actividades relacionadas, sin embargo, no todas las operaciones están alineadas y falta impartir más capacitación en REI.

� Operación de red. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se tiene control remoto sobre los equipos de protección y seccionamiento pero la operación es aún manual. Por tanto, es necesario automatizar estos equipos para que el restablecimiento se realice de una manera más rápida.

� Administración del trabajo y los activos. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se tiene la información de la red eléctrica en el Sistema de Información Geográfica pero no se tiene un monitoreo remoto de activos.

� Tecnología. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se cuenta con un Bus de información común y la arquitectura de la red está

orientada hacia la REI, sin embargo, no se cuenta con un plan avanzado de sensores en la red.

� Usuario. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 2 debido a que se tienen algunos medidores en sistema AMI que están orientados a dar beneficios a la empresa y no hay aún proyectos que involucren al usuario o darle beneficios directos.

� Integración de la cadena de valor. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 1 debido a que no se tienen sistemas de administración de la demanda, ni gestión de energía para usuarios residenciales.

� Social y ambiental. El Distribuidor considera un estado de madurez nivel 1 debido a que se tienen programas de residuos de manejo especial, para proteger el medio ambiente, no obstante, no se cuenta con programas de Eficiencia Energética para usuarios.

FIGURA 8.7. DIAGNÓSTICO REALIZADO POR EL DISTRIBUIDOR BASADO EN EL SGMM.

Fuente: Elaborado por CFE.

8.10. Criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional

Los criterios de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad del Sistema Eléctrico Nacional, establecen los requerimientos técnicos mínimos que los integrantes de la Industria Eléctrica están obligados a cumplir para que la operación, desarrollo, mantenimiento, ampliación y modernización del SEN se efectúe de manera coordinada. También incorporan mecanismos para conocer la opinión de los Participantes del Mercado y de los interesados en desarrollar proyectos de infraestructura eléctrica para tomarlos en cuenta en la elaboración de los programas de ampliación y modernización de la Red Nacional de Transmisión y de las Redes Generales de Distribución. Lo anterior observando en todo momento la política establecida por la SENER.

35

8.11. Necesidad de regulaciones futuras

La integración de elementos de REI al Sistema Eléctrico Nacional traerá un reto importante, no solo en relación con los requerimientos técnicos para su integración a las redes eléctricas, sino que también se requerirá que el marco regulatorio evolucione a la par de los avances tecnológicos. El despliegue de infraestructura de comunicación, medición avanzada y adquisición de datos en los distintos elementos de la Red Eléctrica permitirá el desarrollo de iniciativas, acciones y proyectos de REI, los cuales siempre deberán estar orientados al cumplimiento de la política pública establecida en la materia, y deberán cumplir con la regulación vigente.

8.12. Impacto por la integración de generación renovable con aplicación de las Redes Eléctricas Inteligentes

8.12.1. Metas de reducción de emisiones contaminantes

El Gobierno Federal en el Sustainable Innovation Forum dentro del marco del Conference of Parties (COP 21), por sus siglas en inglés, estableció el compromiso incondicional de una reducción de emisiones de Gases de Efecto Invernadero y contaminantes de vida corta de un 25% para 2030. Este compromiso implica la reducción de 22% de Gases de Efecto Invernadero y 51% de reducción de carbón negro. Además se considera que el pico de emisiones se alcanzará en 2026 y la intensidad de emisiones por unidad del Producto Interno Bruto se reducirá alrededor de 40% de 2013 a 2030.

El uso de tecnologías de REI será fundamental para lograr los objetivos establecidos por el Gobierno Federal. La integración de la generación de electricidad con fuentes de energías limpias será la que mayor impacto tenga en la reducción de emisiones contaminantes, también la disminución de las pérdidas técnicas del Sistema Eléctrico coadyuvará al logro de estos objetivos, ya que se disminuye el requerimiento de combustibles que se utilizan para generar la energía que se disipa en la red. Asimismo, el uso amplio de vehículos eléctricos permitirá mejorar la calidad del aire en las ciudades con alta concentración de automóviles, como son la Ciudad de México, Monterrey y Guadalajara.

8.13. Redes Eléctricas Inteligentes y variabilidad de generación y demanda

La implementación de REI permitirá mitigar el impacto que puede tener la variabilidad de la generación proveniente de fuentes renovables de energía mediante:

� Esquemas inteligentes de corte de carga a usuarios con servicio interrumpible.

� Demanda controlable. � Sistema de almacenamiento de energía. � Sistemas flexibles de corriente alterna (FACTS). � Aplicaciones de tecnologías de corriente directa. � Aplicaciones de monitoreo de área amplia, entre las

cuales se incluyen las unidades de medición fasorial (PMU).

8.13.1. Redes Eléctricas inteligentes y Generación Distribuida

La ejecución de proyectos de REI ayudará a tener control sobre la Generación Distribuida producida y así lograr mitigar su impacto en las redes de distribución. Para ello se necesitan desarrollar los siguientes proyectos:

� Sistemas de adquisición de datos en tiempo real para la Generación Distribuida a mediano plazo y considerando la capacidad instalada.

� Comunicación entre los Centros de Control y la Generación Distribuida para cambiar la aportación de potencia a mediano plazo y dependiendo de la capacidad instalada.

� Equipamiento y aplicaciones para control de flujos de potencia en redes de distribución.

� Aplicaciones para restablecimiento automático de redes de distribución.

� Aplicaciones de unidades de medición fasorial (PMU). � Sistemas flexibles de corriente alterna (FACTS). � Patrones del comportamiento del consumo industrial,

comercial y doméstico.

8.13.2. Interacción del usuario en tiempo real

La interacción del Usuario Final mediante el uso de Tecnologías Inteligentes para la administración de su consumo de energía eléctrica es uno de los aspectos fundamentales de las REI, donde la aceptación de la sociedad es uno de los retos principales para poder lograr este objetivo. Para que esto sea posible, deben existir los mecanismos necesarios que permitan incentivar al Usuario

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Final para que este haga un uso óptimo del equipamiento instalado al establecer los incentivos que podrán recibir los usuarios por instalar equipamiento adicional para casas, comercios y edificios inteligentes con base en el control oportuno de sus recursos. Además se requiere dotar al Usuario Final con la información adicional, en tiempo real, para que tome decisiones sobre su consumo, por ejemplo programar la carga de vehículos eléctricos en horarios con baja demanda de energía eléctrica, o diferir el uso de aparatos electrodomésticos hasta el momento del día en que una parte considerable del suministro de energía eléctrica provenga de fuentes renovables.

Para lograr que el Usuario Final realice un control oportuno de sus recursos que contribuya a una operación eficiente del Sistema Eléctrico Nacional, es necesario establecer:

� Diseño inteligente de comercios, edificios,

fraccionamientos, casas habitación. � Sistema automatizado para el control de las cargas del

Usuario Final. � Sistemas inteligentes de medición. � Sistemas de Administración para la carga de vehículos

eléctricos. � Sistemas de micro-generación y almacenamiento de

energía. � Sistemas de comunicación confiables, seguros y sin

intermitencia. � Micro-sistemas de control automatizados en

industrias, comercios, edificios, fraccionamientos, casas habitación.

8.13.3. Mayor flexibilidad en los sistemas de monitoreo y control de la RNT y las RGD

Uno de los factores más importantes para la adición de generación intermitente a gran escala en la RNT y la Generación Distribuida en las RGD; requerirá del diseño flexible de:

� La Red Nacional de Transmisión para la integración de generación renovable que permita transportar esta energía a los centros de consumo.

� Las Redes Generales de Distribución para la integración de Generación Distribuida que producirá flujos reversibles en los alimentadores.

� Las nuevas Centrales Eléctricas, tanto intermitentes como convencionales, para que sean capaces de regular tanto la frecuencia como las tensiones provocadas por variaciones en la generación intermitente en otra región del SEN. Estar dotadas de tecnología para paros-arranques diarios, rampas para

tomar y liberar carga rápidamente, amplio margen de operación de Potencia mínima a Potencia máxima.

� Los nuevos Centros de Carga para que sean capaces de controlar su demanda ante las necesidades del SEN.

� Sistemas de comunicación y control de las Centrales Eléctricas y/o Centros de Carga a los Centros de Control para que así el CENACE tenga un control coordinado de la carga/generación.

� Sistemas de medición para facturación, calidad de la energía y adquisición de datos para la operación confiable y eficiente de la red y del MEM.

8.14. Visión futura de la implementación de Redes Eléctricas Inteligentes en México

8.14.1. Visión de la SENER

Un Sistema Eléctrico Nacional con equipamiento moderno y suficiente para integrar las tecnologías eléctricas, las de la información y las de comunicaciones de forma competitiva y de alta calidad entre cualquier punto de generación y cualquier punto de consumo. Una red eléctrica que facilite la integración de la Generación Distribuida, de la generación limpia y que facilite la introducción de servicios adicionales a los Usuarios Finales.

8.14.2. Visión de la CRE

Apoyar la implementación de la REI mediante el desarrollo de un marco regulatorio en armonía con los lineamientos de política energética dictada por SENER, apoyando la implementación tecnológica que realizan los Transportistas, Distribuidores, Suministradores y el CENACE, creando un ambiente de certeza, transparencia y equidad para promover la participación de terceros, e incluir a los consumidores en el uso óptimo de la energía.

8.14.3. Visión del CENACE

La Red Eléctrica Inteligente, bajo la perspectiva del CENACE, facilitará una operación flexible, confiable, segura, eficiente, sustentable y de calidad para la RNT y las RGD y brindará suficiencia y competitividad al Mercado Eléctrico Mayorista mediante una infraestructura que permita a los participantes interactuar de forma coordinada y oportuna, dentro de sus atribuciones.

Asimismo, se privilegiará el uso de la generación renovable y flexible y fuentes de almacenamiento de energía y se fomentará el uso de tecnologías de demanda controlable

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que generen una percepción de uniformidad de la demanda para la generación de energía de todo el Sistema Eléctrico Nacional.

La REI contribuirá al cumplimiento de las metas y objetivos establecidos en las políticas públicas y regulaciones del Gobierno Federal, bajo las siguientes consideraciones:

� Reducción del costo de la energía para el Usuario Final. � Desarrollo de infraestructura que promueva un

entorno de competitividad para el Mercado Eléctrico Mayorista.

� Impulso al capital humano que genere un ambiente de competitividad y productividad.

� Comunicación confiable y oportuna con los participantes de la Industria Eléctrica que asegure la operación óptima del SEN.

8.14.4. Visión del Transportista

La Red Eléctrica Inteligente, bajo la perspectiva del Transportista, operará bajo estándares internacionales de Confiabilidad, seguridad, sustentabilidad, Calidad y eficiencia; dará flexibilidad y permitirá interconectar todo tipo de generación y de almacenamiento de energía eléctrica, privilegiando la energía renovable.

La REI impulsará la transformación de los procesos, sustentada en el desarrollo del capital humano, así como en una arquitectura e infraestructura de información confiable e integral. La REI contribuirá al logro de objetivos y metas establecidas en la Estrategia Nacional de Energía y otros programas del sector, bajo las premisas de:

� Alta eficiencia, bajos costos y mayor productividad. � Empresa ágil y flexible. � Capital humano adecuado. � Calidad del suministro, opciones y uso eficiente de

energía para el usuario. � Operación confiable, segura y sustentable de la red

con estándares internacionales.

8.14.5. Visión del Distribuidor

La Red Eléctrica Inteligente, bajo la perspectiva del Distribuidor, asegurará que la operación de las Redes Generales de Distribución se dé en condiciones de eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad de forma económicamente viable. Garantizando el orden y la capacidad de las RGD, con la automatización de la infraestructura y sistemas que permitan la interoperabilidad de la información para el usuario y la gestión de los procesos, facilitando la integración de la Generación Distribuida y de vehículos

eléctricos, el acceso no discriminatorio de nuevos usuarios cumpliendo con las siguientes políticas:

� Permitirá una mayor satisfacción del usuario y su interacción para acceder a diversas opciones de servicios y tarifas que mejoren la eficiencia en el consumo y calidad de la energía.

� Operará bajo estándares internacionales que permitan interconectar todo tipo de generación y almacenamiento, privilegiando la energía renovable.

� Impulsará la transformación de los procesos, sustentada en el desarrollo de su capital humano, así como en una arquitectura e infraestructura de información confiable e integral.

8.15. Escenarios generales de la implementación de tecnologías inteligentes al Sistema Eléctrico Nacional

8.15.1. Escenario 2022

Para el 2022 se considera un avance importante en el cumplimiento de los objetivos establecidos en la LIE y LTE y que el Mercado Eléctrico Mayorista operará en un ambiente competitivo mediante la implementación de tecnologías que faciliten el transporte de energía en grandes bloques, desde la fuente hacia el usuario, por ejemplo mediante tecnologías de corriente directa, e incluso poder realizar transacciones de energía con otros países. La RNT y las RGD contarán con una automatización y modernización parcial, pero que permitan la integración de generación renovable para alcanzar una producción de energía limpia del 32%, acoplada con sistemas de almacenamiento de energía. Se tendrá un avance significativo en el uso de tecnologías de administración y adquisición de datos como SCADA/EMS/MMS/DMS y OMS. Se tendrá un avance significativo en la arquitectura y aplicaciones de unidades de medición fasorial. Se desarrollará una infraestructura avanzada de medición que provea una cobertura importante de los usuarios residenciales y comerciales y se continuará en el perfeccionamiento de un Sistema de Información Geográfica para la Red Nacional de Transmisión y las Redes Generales de Distribución.

38



Para 2025 se considera un mayor nivel de automatización de las redes eléctricas, mediante el amplio uso de esquemas inteligentes de administración de la demanda y sistemas avanzados de control de flujos de potencia en el sistema. Aplicaciones inteligentes de unidades de medición fasorial, como la evaluación de límites de transmisión dinámicos y predicciones de la estabilidad del SEN. Además se tendrá una gestión avanzada de la fuerza de trabajo y de los activos de las empresas eléctricas. Se prevé una importante penetración de fuentes de Generación Distribuida y una parcial penetración del almacenamiento de energía. Se implementarán las primeras acciones para que los usuarios interactúen con la red eléctrica mediante dispositivos inteligentes en casas habitación, comercios y edificios sustentables.


Para 2031, la RNT y las RGD se encontrarán automatizadas en un nivel elevado y se tendrá una gestión completa de los activos de la red. Alta flexibilidad operativa de la Red Nacional de Transmisión, de las Redes Generales de Distribución y de las Centrales Eléctricas con diferentes tecnologías de almacenamiento de energía. Aplicaciones de

esquemas de control adaptivos en el SEN utilizando unidades de medición fasorial. Integración masiva de Generación Distribuida y generación renovable interconectada a la RNT. Se contará con un control avanzado de la demanda que tratará de suavizar el perfil de generación intermitente. Se tendrá una importante electrificación del sistema de transporte que contará con esquemas avanzados de administración de la energía en vehículos eléctricos, mediante infraestructura de recarga de baterías. Los vehículos eléctricos podrán entregar energía al sistema en los periodos de alta demanda y recargarse cuando la demanda es baja. Esto ayudará a producir un perfil más uniforme de la demanda y generación. Los usuarios tendrán una mayor interacción con la red mediante aplicaciones avanzadas de administración de la energía. Se implementarán los primeros proyectos de micro-redes eléctricas, en donde ciertas comunidades podrán desconectarse de la red ante disturbios y operar de forma autónoma. La Figura 8.8. muestra una representación gráfica de la visión de REI en México.

La Figura 8.9. presenta un diagrama esquemático de la evolución de las tecnologías inteligentes en México basada en los requerimientos que surgen a partir de la LIE en relación al Mercado Eléctrico Mayorista y de la LTE en función de un importante aumento de generación renovable y por ende de una disminución de emisiones contaminantes.

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FIGURA 8.8. ESCENARIO DESEADO DE LA IMPLEMENTACIÓN DE REI EN 2031.

7.


FIGURA 8.9. ESCENARIO DE LA EVOLUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL CON LA INCORPORACIÓN DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES.

Fuente: Elaborado por CENACE con información de ADEME.

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8.16. Obstáculos para la implementación de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes

Para la implementación de proyectos de REI se deben identificar y eliminar previamente las barreras u obstáculos tecnológicos, regulatorios, económicos y sociales. Estos pueden ser identificados mediante un análisis detallado de la Industria Eléctrica. Las siguientes tablas presentan un resumen de los más importantes que se pudieran presentar.

TABLA 8.3. OBSTÁCULOS REGULATORIOS Y ECONÓMICOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE REI.

Tarifas

• Complejidad de la relación entre las tarifas y el control de la demanda eléctrica; definir cambios tarifarios para incentivar acciones con el fin de controlar a la demanda

• Nivel de remuneración económica para promover la respuesta de la demanda, almacenamiento, etc.

Modelo de negocio

• Los modelos de negocio no son adecuados a: � Dispositivos que proveen un beneficio para toda la cadena

de valor y no solo al inversionista. � Servicios ofrecidos por los diferentes actores (especialmente

la dificultad para evaluarlos).

Regulatorio

• Disparidad entre las reglas actuales para la repartición de costos y beneficios entre diferentes participantes de la Industria Eléctrica, la incorporación de externalidades y la evolución de los sistemas eléctricos.

• Homologación de beneficios sociales y económicos para propietarios de la tierra para su renta o venta para instalación de generación renovable.

Fuente: Elaborado por CENACE con información de EPRI.

TABLA 8.4. OBSTÁCULOS SOCIALES PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE REI.

Soporte y adopción

• Comprensión de los problemas globales y locales de la energía • Respaldo de nuevos dispositivos y dispositivos residenciales que

puedan ser controlados por terceros; posible adopción de dispositivos con alta complejidad.

• Necesidad de capacitación y concientización a los usuarios antes de la implementación de nuevas tecnologías.

Uso

• Interfaces con bajo nivel de desarrollo, diseño de equipo. • Complejidad de la información que debe ser suministrada a los

usuarios (combinando la asistencia para el uso adecuado y oportuno de los dispositivos, información para la toma de decisiones e incentivos).

Distribución de beneficios

• Variabilidad en el consumo energético en residencias, que puede generar un reparto no equitativo de los beneficios, particularmente en viviendas colectivas.

• Dificultad en la coordinación de modelos de desarrollo industrial con concepciones regionales, locales o comunitarias para el intercambio de energía.


TABLA 8.5. OBSTÁCULOS TECNOLÓGICOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE REI.

Arquitectura y planeación de la red

• Herramientas incompletas para la planeación de la red y la incorporación de tecnologías para su operación. Falta de herramientas para incorporar las tecnologías inteligentes como sistema de transporte eléctrico, edificios con alta eficiencia energética, etc.); falta de metodologías para cuantificar estos proyectos (flexibilidad de la demanda, medición de transferencias e incrementos de carga).

• Falta de herramientas modernas y metodologías maduras para evaluar los costos y beneficios de la implementación de proyectos de REI en los diferentes niveles del sistema.

Integración de nuevas tecnologías

• Falta de adecuación de los equipos en las RGD para un red evolutiva.

• Falta de interoperabilidad y compatibilidad entre dispositivos. • Los equipos de almacenamiento poco confiables y costosos. • Diferencia entre la escala de tiempo de aplicaciones con vida

corta como las tecnologías de información y la infraestructura eléctrica, que debe durar decenas de años.

Operación del sistema

• Complejidad de los sistemas de administración que se encuentran distribuidos en toda la cadena de valor con el fin de cumplir ciertos objetivos: administrar consumo y generación local, almacenamiento, servicio propio, configuración propia de la red, mantenimiento, etc.

• Aumento en el consumo de energía producido por infraestructura de tecnologías de la información (Servidores, centros de datos, etc.)

• Dificultad en analizar y procesar grandes cantidades de información en un tiempo corto.

• Vulnerabilidad de los sistemas debido a la integración de tecnologías basadas en el protocolo de internet.

• Falta de las herramientas y tecnologías para administrar una red local.

• Falta de las herramientas de optimización y estrategias de control.

• Complejidad del control de la carga producida por vehículos eléctricos, que debe considerar las restricciones a usuarios debido a limitaciones de tensión o por cargabilidad de equipos y el balance entre carga y generación.

Actividades interdisciplinarias

• Falta de infraestructura de transmisión de datos entre los equipos que se encuentran dispersos en el país, con los centros de control de las empresas eléctricas y con el CENACE.

• Necesidad de una mejora en la seguridad de la operación de la red:

� El nivel de seguridad de la TI debe ser proporcional a la problemática de la tecnología (flexibilidad, robustez, capacidad de respuesta, etc.) y factores económicos y sociales.

� Si se interactúa con sistemas y redes digitales, el sistema eléctrico debe quedar protegido ante la posibilidad de ataques cibernéticos para no perder su capacidad de respuesta y flexibilidad.

� La seguridad global y resiliencia debe ser garantizada mediante vínculos estrechos entre la infraestructura del sistema y las tecnologías de información y de comunicación.

8. Fuente: Elaborado por CENACE con información de EPRI.

8.17. Definición de la gama de proyectos a evaluarse para el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes

Debido a que la gama de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes es diversa dependiendo del objetivo de la misma, se debe establecer una secuencia para la evaluación de los proyectos a ser considerados, que será conformada en cinco rubros fundamentales basados en un orden cronológico para la correcta aplicación de la metodología de ruta, según se ilustra en la Figura 8.10.

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FIGURA 8.10. DIAGRAMA CRONOLÓGICO PARA LA APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA DE RUTA PROPUESTA.


La Figura 8.11. representa un diagrama esquemático, propuesto por el Transportista, para el desarrollo de la

cadena de valor mediante la implementación de buses desde los equipos primarios hasta la aplicación de la empresa.

FIGURA 8.11. EJEMPLO PROPUESTO POR EL TRANSPORTISTA PARA EL DESARROLLO DE LA CADENA DE VALOR CON VISIÓN DE REI.

Fuente: CFE Transmisión.

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8.18. Proyectos que podrían ser incluidos en el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes

8.18.1. Proyectos del CENACE

1) Modernización de la infraestructura actual del SEN. 2) Proyectos de interconexiones internacionales para

mejorar la flexibilidad operativa. 3) Ampliación y modernización de la RNT y de las

RGD con aplicaciones de tecnologías de corriente directa.

4) Ampliación y modernización de la RNT y de las RGD con aplicaciones de tecnologías FACTS.

5) Ampliación y modernización de la RNT y de las RGD con aplicaciones de tecnologías de almacenamiento de energía y la integración de Generación Distribuida.

6) SCADA/EMS/MMS avanzado bajo estándares de interoperabilidad.

7) Aplicaciones de PMU. Monitoreo del estado operativo del Sistema Eléctrico Nacional y cálculos con información de aplicaciones de unidades de medición fasorial, para el Generador, Transportista y Distribuidor.

8) Aplicaciones PMU. Sistema de monitoreo y protecciones de área amplia.

9) Aplicaciones de PMU. Cálculo de límites operativos de transmisión en tiempo real.

10) Evaluación de límites térmicos de transmisión en tiempo real con aplicaciones de sensores de temperatura, tensión, variables climatológicas, etc.

11) Aplicaciones de PMU. Análisis predictivo de la estabilidad del Sistema.

12) Aplicaciones PMU. Esquemas inteligentes de acción remedial.

13) Aplicaciones PMU. Controles automáticos de restablecimiento ante disturbios.

14) Control de niveles de cortocircuito en la red eléctrica.

15) Aplicaciones PMU. Aplicación de protecciones adaptivas para el amortiguamiento de oscilaciones electromecánicas en Centrales Eléctricas con resintonización de estabilizadores de potencia en tiempo real, resintonización del Power Oscillation Damping (POD) en compensadores estáticos de Var y el módulo equivalente en líneas de transmisión de corriente directa.

16) Sistemas de comunicaciones y protocolos para las aplicaciones en la planeación, el control operativo y la operación del mercado.

El Transportista instala y opera los PMU en sus subestaciones, suministra los enlaces de comunicación y atiende los requerimientos técnicos, coordinado por el Área de Control del CENACE.

8.18.2. Proyectos del Transportista

1) Gestión de Activos. 2) Control físico de la RNT. 3) Comunicación de Área Amplia. 4) Monitoreo y diagnóstico de Líneas de Transmisión. 5) Monitoreo y diagnóstico de equipo eléctrico

primario. 6) Coordinación de protecciones adaptativas.

Aplicaciones de PMU. 7) Sistema de restablecimiento ante disturbios.

Aplicaciones PMU. 8) Modernización y automatización de subestaciones

y 9) Sistema de Información Geográfico de la RNT.

8.18.3. Proyectos del Distribuidor

1) Gestión de Activos. 2) Control físico de las RGD. 3) Reducción de pérdidas técnicas y no técnicas de

energía mediante sistemas AMI. 4) Fortalecimiento del SICOM (perspectiva de

tecnologías de la información). 5) Centros de Control de Distribución con sistemas

de gestión SCADA/DMS/OMS/GIS. 6) Modernización y automatización de subestaciones. 7) Sistema de control de flujos de potencia y voltajes

en redes de distribución. Aplicaciones de PMU. 8) Sistema de integración y análisis de Calidad de

Energía. Aplicaciones de PMU. 9) Bus de Información Común (CIM). 10) Sistema de restablecimiento ante disturbios.

Aplicaciones PMU. 11) Sistema de Información Geográfico (GIS) de las

RGD en media y baja tensión. 12) Control automático de potencia reactiva. 13) Integración de un sistema de administración de la

medición de datos (MDM).

8.18.4. Proyectos del Suministrador

1) Desarrollo de interfaz inteligente que permita al usuario consultar su consumo.

2) Creación de aplicaciones que permitan al usuario conocer el perfil de carga por intervalos horarios, diarios, semanales, etc. (Sujeto a instalación de sistemas AMI).

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8.19. Metodología de ruta para la implementación de proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes

Para la evaluación y selección de los proyectos que serán considerados en el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes se propone utilizar como patrón el procedimiento de la Figura 8.12.

FIGURA 8.12. METODOLOGÍA DE RUTA PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE PROYECTOS DE REDES ELÉCTRICAS INTELIGENTES.


8.19.1. Proyecto

La primera tarea en el desarrollo de la Red Eléctrica Inteligente consiste en la definición futura del Proyecto del Sistema Eléctrico Nacional, mediante la identificación y evaluación de objetivos y líneas de negocio que faciliten e incentiven la inversión pública y privada en las tecnologías aplicables. Esta tarea comienza con las directrices establecidas en la LIE y LTE, la observancia de las políticas públicas definidas por la SENER, los requerimientos regulatorios publicados por la CRE, y los objetivos de las partes que participan en el sector eléctrico; sigue con la definición de los niveles de eficiencia, Calidad, Confiablidad, Continuidad, seguridad y sustentabilidad que se desean en el SEN, concluyendo con la determinación de las oportunidades económicas, la evaluación de riesgos y oportunidades potenciales o amenazas futuras.

Las tecnologías candidatas a ser consideradas deberán cumplir con al menos un objetivo establecido en la LIE o la LTE.

La última tarea en esta etapa consiste en documentar los supuestos que son realizados para la determinación del proyecto, que consideran indicadores económicos, sociales, etc. y que deben ser compartidas con todas los partes involucradas en el sector eléctrico.

8.19.2. Proyectos y Requerimientos

La etapa de requerimientos consiste en el desarrollo de casos de estudio, que documenten y analicen las necesidades actuales en la red eléctrica. Para ello es necesaria la determinación de los agentes involucrados en cada proceso dentro de la red eléctrica y el requerimiento específico para cada uno de ellos. La Tabla 8.6.A. y la Tabla 8.6.B presentan un ejemplo específico de una aplicación de corte de carga, en las tablas se muestra la lista general de los requerimientos y los agentes involucrados en el proceso de identificación de las necesidades de la aplicación.

TABLA 8.6.A EJEMPLO DE UNA LISTA DE REQUERIMIENTOS PARA UNA APLICACIÓN DE CORTE DE CARGA.

Agente Descripción del requerimiento

Sistema de comunicaciones

El sistema de comunicaciones deberá permitir un acceso remoto confiable y seguro a los relevadores que controlan los interruptores de la subestación para la aplicación de corte de carga en distribución.


Todos los aspectos relacionados con la infraestructura de comunicaciones utilizada para la aplicación de corte de carga deberán cumplir con la política de seguridad cibernética y estándares internacionales.


Todos los aspectos relacionados con la infraestructura de comunicaciones utilizada para la aplicación de corte de carga deberán ser diseñados para tener un alto grado de confiabilidad.

Aplicación de corte de carga

Todo el equipamiento de software y hardware utilizado para operar la aplicación de corte de carga deberá ser diseñado para tener un alto grado de confiabilidad.

Operador La aplicación de corte de carga deberá permitir datos de entrada por parte del operador.

Operador La aplicación de corte de carga deberá permitir al operador la inicialización de la aplicación.


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TABLA 8.6.B EJEMPLO DE UNA LISTA DE AGENTES INVOLUCRADOS EN UNA APLICACIÓN DE CORTE DE CARGA

Agente Tipo

Operador (Distribuidor) Persona

Sistema de administración en distribución (DMS)

Sistema

Operador (CENACE) Persona

Sistema de administración de energía (EMS) Sistema

Supervisores de confiabilidad Personas

Personal de mercado Personas

Sistema de control y análisis para respuesta de la demanda (DRAACS)

Aplicación

Control dinámico para la reducción de carga (DLRC)

Aplicación

Planeación (CENACE y/o empresa eléctrica) Personas

Sistema para la administración de interrupciones (OMS)/Sistema de información

Sistemas

Sistema de comunicaciones Sistema

Procesador de comunicaciones y unidad de terminal remota (RTU)

Dispositivo

Relevadores Dispositivo

Usuario Persona

Sistema de información geográfica (GIS) Aplicación

Posteriormente, se debe establecer la relación y forma en que interactuarán los diferentes agentes durante la implementación futura de la aplicación de REI. Para una aplicación de análisis de fallas la Figura 8.13. muestra un ejemplo de la posible interacción entre los diferentes agentes.

La tarea final en la etapa de requerimientos consiste en la documentación de la infraestructura existente, incluyendo sus deficiencias. Esto es fundamental para establecer un punto de partida, sabiendo si existen las bases para la implementación de una aplicación de REI o si es necesario un estudio más detallado en la etapa de evaluación.

8.19.3. Evaluación

Inicialmente la etapa de evaluación consiste en la identificación de tecnologías que podrían ser aplicables para un determinado proyecto de REI. Durante este proceso se analiza el estado actual de cada tecnología, mediante el estudio detallado de su implementación en otros países en caso de ser una tecnología madura, o en etapa de investigación realizado por instituciones con prestigio a nivel nacional e internacional, o bien si se trata de tecnologías emergentes. La Figura 8.14. muestra un ejemplo de la clasificación de los dominios tecnológicos que pueden ser evaluados para la implementación de REI.

Actualmente, existe una gama importante de métodos que la industria utiliza para evaluar las tecnologías o aplicaciones candidatas. El método seleccionado por cada actor del sector eléctrico debe ser ajustado a sus necesidades y ser lo más amplio posible.


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FIGURA 8.13. DIAGRAMA TÍPICO DE UNA INTERFAZ ENTRE AGENTES PARA UNA APLICACIÓN DE ANÁLISIS DE FALLAS.


FIGURA 8.14. PRINCIPALES DOMINIOS TECNOLÓGICOS PARA LA IMPLEMENTACIÓN DE REI.


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8.20. Proyectos seleccionados y documentados para el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes

Una vez aplicada la metodología, se seleccionarán y documentarán los proyectos que serán incluidos en el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes. La Figura 8.15. ejemplifica mediante un diagrama esquemático, la evolución en el tiempo de cada proyecto de REI. Esto con el fin de poder observar con claridad el alcance de cada uno de ellos.

FIGURA 8.15. EJEMPLO SIMPLIFICADO DE LA EVOLUCIÓN EN EL TIEMPO DE LOS PROYECTOS DE REI.

Fuente: CFE Transmisión.

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8.21. Beneficios de los participantes de la Industria Eléctrica

Una vez seleccionados los proyectos, el Programa de Redes Eléctricas Inteligentes incluirá una lista de los beneficios

producidos, tanto a nivel global como a nivel individual, sobre el Sistema Eléctrico Nacional, para el Usuario Final y para la sociedad. La Figura 8.16. presenta los beneficios esperados a mediano y largo plazo, derivados de la implementación de los proyectos de REI.

FIGURA 8.16. PRINCIPALES BENEFICIOS OBTENIDOS DE LA IMPLEMENTACIÓN DE REI.

Fuente: Energies (A Generic Framework for the Evaluation of the Benefits Expected from the Smart Grid).

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Referencias.

Agence de I’Environnement et de la Maîtrise de I’Energie (ADEME) (2009). Roadmap for smart grids and electricity systems integrating renewable energy sources.

Carnegie Mellon. (2010). Smart Grid Maturity Model.

Electric Power Research Institute (EPRI). (2012). Guidebook for Cost/Benefit Analysis of Smart Grid Demonstration Projects.

Electric Power Research Institute (EPRI). (2012). IntelliGrid Smart Grid Roadmap Methodology and Lessons Learned.

Livieratos, S., Vogiatzaki, V. E., & Cottis, P. (2013). A Generic Framework for the Evaluation of the Benefits Expected from the Smart Grid. Energies, 988-1008.

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9. Anexo I

En este Anexo se incluyen los proyectos que se mencionan en el PRODESEN y que están en proceso de desarrollo, en los que se identifican acciones que aplican tecnologías de Redes Eléctricas Inteligentes

Estos proyectos se revisarán y en su caso, se redefinirán dentro del Proceso de Implementación de Redes Eléctricas Inteligentes que se plantea en este documento y que será desarrollado por el CENACE durante 2016.

Inversiones a realizar en Proyectos de Redes Eléctricas Inteligentes para el año 2016

La automatización de los Sistemas Eléctricos de Distribución, contribuirá en el logro de las estrategias energéticas nacionales, así como el cumplimiento de las expectativas del usuario factores fundamentales de la REI, ya que con una operación eficiente de sistemas y recursos, será posible mantener bajo control y automatizado a un mayor número y tipo de variables y riesgos que se gestionan en todo momento en el Sistema Eléctrico Nacional.

Con el objetivo de proporcionar un Suministro Eléctrico de Calidad, conforme a la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento, a continuación se describen los alcances programados en materia de inversión y equipamiento que impulsará los proyectos de Infraestructura de Medición Avanzada, AMI por sus siglas en inglés, y Automatización de Distribución, DA.

Proyectos de Medidores con Infraestructura de Medición Avanzada (AMI)

Actualmente se están realizando inversiones mediante Obra Pública Financiada (PIDIREGAS) de medidores tipo AMI que incluye la adquisición del medidor, instalación y puesta en servicio así como la red de comunicaciones para su monitoreo en los estados de México, Chihuahua, Coahuila, Durango, Guanajuato, Querétaro, Aguascalientes, Zacatecas, Hidalgo, Tabasco, Morelos, Sinaloa, Veracruz, Chiapas, Tabasco, Quintana Roo, Campeche y en la Ciudad de México, considerando una inversión y meta física como se muestra en las siguientes tablas.

TABLA 1.1. INVERSIÓN Y META FÍSICA AMI OBRA PÚBLICA FINANCIADA.

Descripción 2016 2017 2018

Millones de Pesos Inversión Financiada PIDIREGAS 12 828 10 645 5 723

Medidores AMI Unidades

1 616 758 613 278 843 433

En cuanto a proyectos con recursos presupuestales se tiene programada una inversión para la adquisición y puesta en servicio de medidores tipo AMI y sistema informático de gestión en sustitución de medidores obsoletos.

TABLA 1.2. INVERSIÓN Y META FÍSICA AMI RECURSOS PRESUPUESTALES

Descripción 2016 2017 2018 2019 2020

Total Millones de Pesos

Inversión Presupuestal

1 078 1 078 1 186 1 305 1 435 6 082

Medidores AMI Unidades

322 279 322 279 354 508 389 956 428 950 1 817 972

50


Instalación de Equipo para Control Supervisorio SCADA

La modernización de la infraestructura eléctrica de distribución considera el contar con una red flexible y automatizada por lo que las inversiones de distribución incluyen la instalación de equipo para control supervisorio SCADA para dar cumplimiento a la eficiencia, Calidad, Confiabilidad, Continuidad y seguridad del servicio que se presta.

TABLA 1.3. INVERSIÓN Y META FÍSICA SCADA.

Descripción 2016 2017 2018 2019 2020


Inversión 563 241 259 176 166 1 406

Equipo para el control Supervisorio de Distribución

Cantidad de Equipo

1 694 766 585 378 426 3 849

Instalación de Equipo de Protección y Seccionamiento (EPROSEC).

Proporcionar al usuario un Suministro Eléctrico de Calidad, donde el atributo del servicio que se compromete sea el restablecimiento oportuno del mismo, mejorando lo establecido en la Ley de la Industria Eléctrica y su Reglamento.

Establecer la medición y el registro, para determinar la eficacia operativa tanto del propio equipo como del restablecimiento del suministro y el tiempo de interrupción por usuario por circuito es el objetivo de este programa.

TABLA 1.4. INVERSIÓN Y META FÍSICA EPROSEC.

Descripción 2016 2017 2018 2019 2020


Inversión 1 100 248 235 298 246 2 127

Equipo Automatizado

Cantidad de Equipo

3 169 1 060 986 1061 594 6 870

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10. Anexo II

Cronograma del plan de trabajo del CENACE

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30

1. Visión de REI

a. Visión 2022

b. Visión 2025

c. Visión 2031

2. Obstáculos

a. Tecnológicos

b. Regulatorios y económicos

c. Sociales

3. Gama de Proyectos (adicionales a los que se incluyan

en el plan)

a. CENACE

b. Transportistas

c. Distribuidor

d. Suministrador

4. Metodología de evaluación

a. Visión y objetivos

b. Proyectos y requerimientos

c. Evaluación

i. Criterios detallados de evaluación

ii. Evaluación simplificada

iii. Análisis costo/beneficio

Confiabilidad del servicio

Operación de la empresa eléctrica

Operación del SEN

Activos/Req. de Capital

Cliente

Calidad de la energía

Eficiencia

Medición

Seguridad Social

d. Planeación

5. Selección de proyectos

a. CENACE

b. Transportistas

c. Distribuidor

d. Suministrador

6. Beneficios

a. SEN

b. Usuario final

c. Sociedad

7. Programa de Redes Eléctricas Inteligentes

Agosto Septiembre OctubreCRONOGRAMA

Abril Mayo Junio Julio

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Documento elaborado por la

Secretaría de Energía

con la colaboración, de acuerdo a sus atribuciones, de

Comisión Reguladora de Energía

Centro Nacional de Control de Energía

Comisión Federal de Electricidad

Documents

Programa de Redes Eléctricas inteligentes - gob.mx · 2 Programa de Redes Eléctricas Inteligentes 8.4. Relación de Redes Eléctricas Inteligentes con el crecimiento de la demanda,