La CFE anuncia licitaciones de 24 proyectos de infraestructura eléctrica y transporte de gas natural

El Secretario de Energía y Presidente del Consejo de Administración de la CFE, Pedro Joaquín Coldwell, y el Director General de la CFE, Enrique Ochoa Reza, han anunciado el inicio de los procesos de licitación de 24 proyectos de infraestructura eléctrica y de gas natural, por una inversión estimada de 9,836 M$. Se trata de ocho proyectos de transporte de gas natural; cuatro centrales eléctricas; tres proyectos de líneas de transmisión y subestaciones eléctricas; y nueve proyectos de distribución eléctrica. Con estos proyectos se añadirán 2.385 km a la red de gasoductos, 1.442 MW) a la capacidad instalada del Sistema Eléctrico Nacional, 122 km a la red de transmisión y 2.962 km a la red de distribución.

Transparencia Mexicana acompañará los procesos licitatorios de los ocho gasoductos, de la central geotérmica y de la quinta fase del proyecto de reducción de pérdidas. Los demás proyectos contarán con un testigo social designado por la Secretaría de la Función Pública. Esto a pesar de que por su coste, la CFE no estaría obligada a incluir la participación de esta figura.

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En el acto de presentación de estas licitaciones, el Director General de la CFE indicó que con la Reforma Energética, la CFE ha iniciado una nueva etapa como Empresa Productiva del Estado con el objetivo principal de ofrecer un servicio de energía eléctrica de mayor calidad, menor coste y más amigable al medio ambiente. Agregó que para lograr esta meta, es fundamental contar con infraestructura moderna de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, así como con los gasoductos suficientes para el transporte de gas natural.

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El Doctor Ochoa Reza, explicó que con estos gasoductos y los 11 que ya están en construcción y en licitación, la CFE, en armonía con PEMEX y coordinada por la Secretaría de Energía, cumplirá la meta establecida en el Programa Nacional de Infraestructura de incrementar en 75% el Sistema Nacional de Gasoductos, durante el gobierno del Presidente Enrique Peña Nieto.

Por su parte, el Secretario de Energía, Pedro Joaquín Coldwell agregó que los nuevos gasoductos permitirán atender los requerimientos de energía en las regiones centro, oriente y occidente del país.

Destacó que esta auténtica red de gasoductos permitirá llevar la molécula a las principales zonas industriales y comerciales de la República lo que les permitirá reducir costos. Esto, dijo el Secretario, hará más competitivas a las empresas y al país en su conjunto que será más atractivo para el emplazamiento de nuevas factorías.

En el evento, realizado en el auditorio de la Comisión Federal de Electricidad, también estuvieron presentes Emilio Lozoya Austin, Director General de Pemex, César Emiliano Hernández Ochoa, Subsecretario de Electricidad y David Madero Suárez, Director General del Centro Nacional de Control de Gas Natural.

Los detalles de los proyectos a licitar son:

Gasoductos

Gasoducto Tula – Villa de Reyes. 280 km de longitud. Capacidad 550 MMPCD. Inversión 420 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Villa de Reyes – Aguascalientes – Guadalajara. 355 km de longitud. Capacidad 1.000 MMPCD. Inversión 555 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Gasoducto Sur de Texas – Tuxpan (Marino). Transportará gas natural por una ruta submarina en el Golfo de México, desde el Sur del estado de Texas, EUA, hasta Tuxpan, Veracruz. 800 km de longitud. Capacidad 2.600 MMPCD. Inversión 3.100 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto Nueces – Brownsville. Transportará gas natural proveniente del Sur de Estados Unidos y proveerá gas natural al gasoducto Marino. 250 km de longitud. Capacidad 2,600 MMPCD. Inversión 1.550 M$. Publicación de la Solicitud de Propuesta julio 2015, operación comercial junio 2018.
Gasoducto La Laguna – Aguascalientes. 600 km de longitud. Capacidad 1.150 MMPCD. Inversión estimada 1.000 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial diciembre 2017.
Ramal Empalme. 20 km de longitud. Capacidad 236 MMPCD. Inversión 35 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial abril 2017.
Ramal Hermosillo. Transportará de gas natural proveniente del gasoducto Sásabe – Guaymas, a la CCC Hermosillo (Sonora).48 km de longitud. Capacidad 100 MMPCD. Inversión 68 M$. Publicación prebases agosto 2015, operación comercial junio 2017.
Ramal Topolobampo. Transportará 248 MMPCD de gas natural proveniente del gasoducto El Encino – Topolobampo, a las CCC Noroeste (Topolobampo II) y Topolobampo III, en Sinaloa. 32 km de longitud. Inversión 55 M$. Publicación prebases octubre 2015, operación comercial para marzo 2018.

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Centrales de generación

Central Geotérmica Los Azufres III, Fase II. Hidalgo y Zinapécuaro, Michoacán. Se trata de la construcción de una central geotérmica de 25 MW. Publicación prebases 19 de mayo, bases julio 2015 y operación comercial junio 2018. Inversión 63 M$.
Central de Combustión Interna (Dual) Baja California Sur VI. La Paz, Baja California Sur. Se trata de la construcción de una central de combustión interna con motor dual de combustóleo y gas natural. Tendrá una capacidad de 42 MW. Inversión 105 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial mayo 2018.
Central de Ciclo Combinado San Luis Potosí. Villa de Reyes, San Luis Potosí. Se trata de la construcción de una CCC de 790 MW.Inversión 864 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial abril 2019.
Central Eólica Sureste II y III. El proyecto se localiza en el municipio de Ixtepec, Oaxaca. Estará integrada por dos módulos con una capacidad total de 585 MW. Inversión 1.079 M$. Publicación prebases julio 2015, entrada en operación comercial diciembre 2017.

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Líneas de transmisión y subestaciones eléctricas

Subestaciones y Compensación del Noroeste 1902 (3ª fase). Sinaloa. Comprende cinco líneas de transmisión de 400 y 115 kV, y 74 km de longitud. Incluirá dos subestaciones de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. El proyecto se llevará a cabo bajo la modalidad Obra Pública Financiada. Inversión 35 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transformación del Noreste 1302. Coahuila. Comprende cinco líneas de transmisión de 115 kV, y 25 km de longitud. Incluirá una subestación de 500 MVA y ocho alimentadores en 400 y 115 kV. Inversión 37 M$. Prebases y bases publicadas en abril y mayo 2015, operación comercial marzo 2017.
Transmisión y Transformación de Baja California (5ª fase). Baja California. Comprende dos líneas de transmisión de 230 y 161 kV, y una longitud total de 23 km. Incluirá tres subestaciones con dos alimentadores en 230 kV y dos en 161 kV. Inversión 19 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial enero 2017.

Distribución de energía eléctrica

Subestaciones y Líneas de Distribución 1920 (6ª fase). Hermosillo, Sonora. Consta de una subestación eléctrica con capacidad de 30 MVA y 2 alimentadores en 115 kV y seis en 13,8 kV. Inversión 6 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Proyecto 2021: Reducción pérdidas de energía en distribución (8 fases). 44 obras, divididas en ocho fases. Su objetivo es reducir las pérdidas de energía en Campeche, Chiapas, Distrito Federal, Estado de México, Morelos, Quintana Roo, Sinaloa, Tabasco y Veracruz. Incluye 1.217.399 medidores; 36.612 transformadores de distribución y 2.962 km de línea.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (1ª fase). Morelos. Suministro e instalación de 16.048 medidores, 957 transformadores de distribución y 37 km de línea. Inversión 14 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (2ª fase). Sinaloa. Suministro e instalación de 5.727 medidores. Inversión 5 M$. Bases junio 2015, operación comercial octubre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (3ª fase). Veracruz. Suministro e instalación de 20.456 medidores. Inversión 8 M$. Prebases y bases publicadas en abril y junio, operación comercial septiembre 2016.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (4ª fase). Campeche y Quintana Roo. Suministro e instalación de 93.241 medidores. Inversión 48 M$. Prebases y bases publicadas en mayo y junio, operación comercial abril 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (5ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 378.054 medidores, 12.687 transformadores de distribución y 1,214 km. Inversión 276 M$. Publicación prebases junio 2015, operación comercial junio 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (6ª fase). Chiapas y Tabasco. Suministro e instalación de 187.817 medidores, 1.951 transformadores de distribución y 158 km. Inversión 95 M$. Publicación bases julio de 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (7ª fase). Estado de México. Suministro e instalación de 336.935 medidores, 19.338 transformadores de distribución y 1.269 km. Inversión 283 M$. Publicación bases julio 2015, operación comercial junio de 2017.
Reducción de pérdidas de energía en distribución 2021 (8ª fase). Estado de México y Distrito Federal. Suministro e instalación de 179.121 medidores, 1.679 transformadores de distribución y 284 km. Inversión 116 M$. Publicación prebases julio 2015, operación comercial junio de 2017.