Apartado 3.3. Pronósticos de demanda máxima integrada
Acuerdo por el que la Secretaría de Energía emite el Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico · Plan de Desarrollo del Sector Eléctrico 2025-2039 · Apartados del plan
3.3. Pronósticos de demanda máxima integrada
De los últimos once ejercicios de planeación de años previos, se recopilan los escenarios de pronóstico de la demanda máxima integrada bruta para el SEN en la Figura 3.12. Cada uno siendo representativo de las variables y condiciones que se tuvieron en cada año de estimación.
Figura 3.12. Comparación de escenarios de demanda máxima integrada del SEN, escenario de planeación 2014 a 2024
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
La TMCA pronosticada para el periodo 2015-2029 (línea punteada color naranja) fue de 4%. Como se señaló previamente, al no concretarse las altas expectativas económicas de la aprobación de las reformas constitucionales, las prospectivas de crecimiento económico y de la demanda bruta integrada tuvieron que ser ajustadas a la baja. De igual forma, la pandemia de COVID-19 tuvo repercusiones en el consumo de energía eléctrica y ocasionó un ajuste a la baja en los pronósticos de los años posteriores al 2020, con tasas de crecimiento entre 2.8% y 3%. Finalmente, los últimos pronósticos de 2023 a 2025 presentaron la TMCA más baja de los ejercicios de planeación analizados, con valores entre 2.5% y 2.8%.
La evaluación llevada a cabo en esta sección tiene énfasis particular en los años 2025 (primer año de pronóstico), 2030 (año en congruencia con el Plan México) y 2039 (último año del escenario de Planeación). En el análisis histórico se observó un patrón de comportamiento, donde la demanda máxima tiene ocurrencia entre las 16:00 y 17:00 horas en los meses de verano.
En la parte superior de la Figura 3.13, se observa la ocurrencia de la demanda máxima anual en el mes de junio para los tres años evaluados. En la parte media e inferior, se muestran tres gráficos correspondientes al día del mes de junio en el que sucede la demanda máxima de cada año seleccionado, así como la representación de la influencia de la GD en el comportamiento horario de la curva de demanda. Por ejemplo, la aportación máxima de la GD-FV a la demanda horaria del SEN para 2025 se espera alcance 289 MWh/h a las 13:00 h, mientras que para los años 2030 y 2039 se prevé una participación de 2,659 y 5,954 MWh/h a las 13:00 h, respectivamente.
Este análisis se elaboró con base en los datos de la Figura 3.11, en donde se hace referencia a la proyección de la capacidad instalada de la GD-FV; y al comportamiento típico de los perfiles de GD-FV por cada GCR que integra el SIN. Con ello, se estima la aportación de esta tecnología a la curva de demanda horaria a partir del año 1 de pronóstico, considerando solamente la capacidad instalada acumulada a incorporarse en el periodo 2025-2039.
Figura 3.13. Comportamiento estacional de la demanda máxima y la influencia de la GD-FV (Escenario de Planeación) en Demanda Horaria Integrada Bruta durante día máxima anual del SIN en los años 2025, 2030 y 2039
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
Aunado a lo anterior, la Figura 3.13 muestra que en 2025 la demanda máxima integrada estimada del SEN será de 58,478 MWh/h a las 17:00 h, con una aportación de la GD-FV de 112 MWh/h. En 2030 se aprecia un cambio significativo en el comportamiento de la curva horaria de la demanda, provocado por el aumento de la penetración de la GD-FV, ya que la aportación de 1,051 MWh/h a la demanda de las 17:00 h hará que la demanda máxima del SEN se registre en la tarde con 66,228 MWh/h; sin embargo, la demanda de la noche a las 21:00 h es apenas 149 MWh/h menor a la tarde (66,079 MWh/h). Finalmente, para el 2039 se espera que la aportación de la GD a la demanda de la tarde sea de 2,351 MWh/h, desplazando la hora de ocurrencia de la demanda máxima a las 21:00 h con un valor de 83,643 MWh/h.
Por otra parte, de la curva de duración de carga en 2039 del SEN (Figura 3.14) se estima:
· Una concentración de 213 horas del año en el intervalo de 95% - 100% de la demanda máxima integrada;
· la demanda mínima integrada se presentará al 30.1% de la máxima; y
· el promedio de las demandas horarias se ubicará en 71.2% -factor de carga-.
Figura 3.14. Curva de duración de carga del SEN en 2039
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
La demanda presentará un comportamiento diferenciado a lo largo del año, mostrando una estacionalidad entre los meses de verano donde se presentarán las demandas (y temperaturas) más altas y, en sentido contrario, durante los meses con temperaturas bajas se registrarán las demandas mínimas integradas del sistema, como se muestra en la Figura 3.14.
En la Figura 3.15 se presenta la evolución para los próximos 15 años de la demanda máxima integrada bruta del SEN de los escenarios: alto, bajo y de planeación. Se estima una TMCA del 2.8% para el escenario de planeación, 3.2% para el escenario alto de y 2.4% para el escenario bajo.
Figura 3.15. Pronósticos de demanda máxima integrada del SEN 2025 - 2039
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
Apartado 3.2.2. Pronósticos de generación distribuida · Apartado 3.4.1. Adiciones de capacidad instalada 2025 - 2039