Apartado 3.8. Margen de reserva y reserva de planeación
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
3.8. Margen de reserva y reserva de planeación
Para asegurar la confiabilidad del SEN, es fundamental contar con una capacidad de respaldo que garantice el suministro incluso en condiciones de alta demanda o fallas imprevistas. Lo anterior, se mide a través de dos métricas clave: la Reserva de Planeación en términos del Margen de Reserva (RP-MR), la cual consiste en la suficiencia para el suministro de energía eléctrica del SEN, y depende de su capacidad para satisfacer la demanda máxima de potencia activa (MW), y el consumo de energía eléctrica (GWh); por su parte, el Margen de Reserva (MR) es el indicador de la suficiencia de generación en el SEN durante un periodo de análisis.
En los estudios realizados se consideró el MR conforme al valor indicativo de la reserva de Planeación eficiente dictado en el ACUERDO por el que se emite la Política de Confiabilidad, Seguridad, Continuidad y Calidad en el SEN, el cual considera: 21.3% para el SIN, 20.9% para el SIBC y 35% para el SIBCS. A nivel Sistema Interconectado, el MR se calcula para la demanda máxima coincidente que ocurre normalmente en el mes de junio, entre las 16 y 17 horas. Para los SIBC y SIBCS, la demanda máxima ocurre en agosto, entre las 17 y 18 horas, hora local, en cada Sistema Interconectado.
Las tecnologías de Energía Limpia tendrán una participación importante en el MR de la demanda máxima vespertina, particularmente la fotovoltaica. Sin embargo, la capacidad de estas fuentes de generación estará indisponible en la noche, por lo que, para el MR en la demanda máxima de la noche, se requerirán sistemas de almacenamiento con baterías.
El MR se calcula de acuerdo con lo siguiente:
MR (%) = 100 (CD-DM) / DM
Dónde:
· CD es la capacidad neta disponible expresada en MW.
· DM es la demanda máxima neta incluyendo pérdidas eléctricas en MW.
El MR debe ser suficiente para cubrir fallas y eventos críticos como, la salida de operación de una central, la desconexión de un centro de carga, falta temporal en el suministro de combustibles y fenómenos naturales, además de un MR operativo de (6% SIN y 11% otros).
La capacidad disponible de la generación intermitente, durante la ocurrencia de la demanda máxima, resulta de la estadística de la disponibilidad horaria de los últimos 5 años de dicha generación. Los requerimientos de capacidad en los Sistemas se determinan de manera individual, en función de sus curvas de carga y demandas máximas. La Figura 3.24 presenta el comportamiento de la RP-MR para el escalón de la demanda máxima diurna del SEN, mientras que la Figura 3.25 muestra el comportamiento de la RP-MR para el escalón de la demanda máxima nocturna.(13)
Figura 3.24. Evolución de la reserva de planeación durante la demanda máxima diurna 2025 -
2039 (%)
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
Figura 3.25. Evolución de la reserva de planeación durante la demanda máxima nocturna
2025 - 2039
Fuente: Elaboración SENER con información del CENACE
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