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distribución eléctrica

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El crecimiento de la movilidad eléctrica y el desarrollo de una infraestructura de carga adecuada suponen un gran desafío para las redes de distribución. Para hacer frente a este reto, Siemens y Stromnetz Hamburg GmbH han comenzado a colaborar en un proyecto piloto, de tres años de duración, dirigido a evitar la expansión extensiva de las redes de baja tensión y a prevenir situaciones de sobrecarga en las redes de distribución secundarias. Se ha aplicado un concepto de resiliencia de la información y tecnología de comunicación para digitalizar las redes de distribución secundarias. El objetivo del proyecto es facilitar el funcionamiento estable y fiable de las redes de baja tensión para garantizar al máximo un suministro de energía seguro, tal y como demanda la cada vez más creciente infraestructura de carga de vehículos eléctricos.

Hamburgo persigue también la expansión de la movilidad eléctrica y el desarrollo de una infraestructura de carga de apoyo. Como operador responsable de la red de distribución, Stromnetz Hamburg debe garantizar un funcionamiento seguro y fiable de la red y permitir, a su vez, que las estaciones de carga residenciales se integren en la red, manteniendo los rangos de tensión específicos. Hasta ahora, las estaciones de carga domésticas se han integrado generalmente sin control externo ni posibilidades de intervención. Como resultado, las redes de distribución sufren, ya que alcanzan su capacidad límite cuando un gran número de coches eléctricos se cargan de manera simultánea, sobre todo en periodos de alta demanda como al finalizar la jornada laboral. Actualmente, los límites de capacidad de las redes existentes únicamente se pueden superar aumentando los cables y reemplazando los transformadores y equipos de conmutación. Sin embargo, esto requiere costosas medidas de construcción, mano de obra y pueden tener también un impacto negativo en la calidad de vida urbana. Ante esta situación, Stromnetz Hamburg y Siemens colaboran para el desarrollo de una solución digital. Al intervenir con medidas de control y regulación, los operadores de la red de baja tensión pueden aprovechar la flexibilidad de las estaciones de carga domésticas para aliviar la red, por ejemplo, distribuyendo la carga.

El proyecto se divide en tres fases. La primera etapa consiste en probar el concepto de gestión de operaciones en el campus de innovación de Stromnetz Hamburg. En el segundo paso, las conclusiones se someterán a pruebas de campo en la red pública, lo que permitirá perfeccionar aún más el concepto. En última instancia, se preparará el despliegue de una solución de producción de las unidades de control y conexión.

Una red de distribución secundaria digital se configura de la siguiente manera: una unidad inteligente de monitorización y control se instala en la subestación secundaria como inteligencia descentralizada. Supervisa la red de bajo voltaje y transmite los puntos de ajuste a la estación de carga doméstica en caso de situaciones de sobrecarga para indicar a la estación que reduzca su potencia de carga. El equipo se comunica a través de Powerline Communication y garantiza que no se utilicen datos personales, ni datos que permitan extraer conclusiones sobre el comportamiento del propietario del vehículo. La solución está diseñada para funcionar de forma autónoma, de manera que no es necesaria ninguna comunicación con un sistema central durante el funcionamiento, lo que permite su implantación selectiva en la red de distribución de forma específica. El uso de procesos de autoaprendizaje permite minimizar los gastos de la puesta en marcha, así como los costes asociados al mantenimiento de la red de distribución secundaria digital.

La red de distribución secundaria digital ayudará a mantener el voltaje en la red de baja tensión y a evitar sobrecargas. Esto será un factor importante en la estabilización de la red, no sólo a medida que se extienda la movilidad eléctrica, sino también cuando la electricidad provenga en mayor medida de fuentes de energía renovables, como la fotovoltaica o el mayor uso de bombas de calor. De esta manera, la red de distribución secundaria digital desempeña un papel clave en la transición hacia un nuevo mix energético y la descarbonización de los sectores de la energía y el tráfico.

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Fuente: CNMC

La CNMC ha publicado el informe sobre la efectiva integración de los contadores con telemedida y telegestión de consumidores eléctricos con equipos de medida de tipo 5 en 2018 (IS/DE/002/19).

A finales de 2018 el número total de contadores inteligentes que ya están integrados en los sistemas de telegestion de las empresas distribuidoras fue de casi 28 M y supusieron el 98,14% del total de contadores. Este dato supone un incremento de casi el 7% respecto al número de contadores integrados a finales de 2017.

El proceso de integración de los equipos de medida tipo 5 de contadores inteligentes dentro del plan de sustituciónes diferente según la distribuidora a finales de 2018. Las de mayor tamaño han integrado en sus sitemas de telegestión un porcentaje de equipos muy próximo a la media, del 98,14%. Destancan, por ejemplo, los porcentajes de Iberdrola, Viesgo y Begasa, que se encuentran por encima del 99%.

Curvas de consumo horario (CCH), cercanas al 98%

Durante 2018 las distribuidoras emitieron facturas con curva de consumo horario (CCH) en aproximadamente un 98% de los suministros con contador integrado en términos medios, lo que ha supuesto una mejora cercana a un punto porcentual respecto a la media registrada en 2017. No obstante, el grado de emisión mensual, osciló entre valores mínimos del 91% y máximos del 100%.

Los distribuidores tienen la obligación de poner a disposición de los comercializadores la curva de consumo horario (CCH) que sirve de base para la facturación de la energía en el mercado, de aquellos puntos de suministro tipo 5 que ya están efectivamente integrados en el sistema de telegestión.

En cuanto a la estimación de las lecturas, la proporción de registros horarios con lectura real se mantuvo durante casi todo el año en valores en torno al 92%, excepto en los meses de octubre y diciembre que empeoró. Respecto al año 2017, el valor medio de lectura reales en ese año fue un punto porcentual superior, del 93%.

A la CNMC le corresponde la labor de supervisar en qué medida se está facturan a los cliente con los nuevos sistemas inteligentes. Los consumidores con contadores con telegesgión y telemedida pueden acceder a su curva de consumo horario a través de la página web de su distribuidor (en la página web de la CNMC están disponibles las direcciones de los distribuidores donde se pueden constar estas curva de consumo horario).

Existen distribuidoras que, disponiendo de contadores con telemedida y telegestión, emiten un porcentaje reducido de facturas basadas en curvas de consumo horario, o no han puesto a disposición del consumidor sus curvas de consumo horario, o no han cumplido con el último hito del plan de sustitución de contadores. La CNMC está llevando a cabo las actuaciones oportunas para analizar estos casos.

En muchos casos, las facturas siguen sin aportar información suficiente ni clara sobre dónde se pueden encontrar los datos de consumo horario. A este respecto, se considera que los comercializadores deben informar claramente en sus facturas, en un lugar visible, y únicamente en aquellos casos que cuenten con contador efectivamente integrado, de la posibilidad de acceder a los datos de consumo horario incluyendo expresamente el link de la web del distribuidor correspondiente.

Debe adaptarse la normativa relativa a las nuevas posibilidades que ofrecen los contadores inteligentes y en particular, eliminar de la normativa las restricciones que venían impuestas por una tecnología que resulta ya obsoleta. Adicionalmente, la normativa debería revisarse de tal forma que se eliminara cualquier restricción al acceso a los datos de consumo y del titular del punto de suministro por parte de la CNMC, con el fin de poder proporcionar una mejor comparación de ofertas basada en los hábitos reales del consumidor.

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La Comisión Nacional de Mercados y Competencia ha presentado, en forma de circular, sus propuestas en relación a la metodología de cálculo de las tasas de retribución de las inversiones en redes para el periodo regulatorio 2020-2025.

AFBEL ofrece a la CNMC colaborar en un desarrollo regulatorio que asegure la adecuación de sus infraestructuras de red y el desarrollo del sector.

La integración masiva de fuentes renovables, el autoconsumo y generación distribuida, la electrificación de transporte en general y el despliegue de infraestructura de carga del vehículo eléctrico, elevan sustancialmente el nivel de exigencia sobre la red de distribución y conllevan, ineludiblemente, el refuerzo y la digitalización de la misma. El propio PNIEC valora en más de 40 MM€ la necesidad de inversión en red hasta 2030.

Solo mediante la adecuada y justa incentivación de la inversión, a través de una tasa de retribución adecuada, se podrán sentar las bases de una red de distribución adaptada a los retos de la descarbonización.

Por el contrario, la propuesta de la CNMC no solo propone una importante bajada de la tasa de retribución de la inversión, sino que aplica a las ineludibles inversiones en digitalización de la red el mismo factor reductor que aplica a los costes de operación y mantenimiento.

Desde AFBEL estiman que ambos factores van a desincentivar la inversión poniendo freno a la necesaria modernización de la red de distribución y al desarrollo de las tecnologías que la empresa ofrece por todo el planeta en las mejores condiciones competitivas y de vanguardia tecnológica.

 

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    ENERGÍAS RENOVABLES

    IZHARIA INGENIERIA es una empresa de Ingeniería y Consultoría especializada en el sector eléctrico y con altos estándares de calidad en sus productos para ello está registrada en Repro, ISO 9001, e ISO 14001. Líder en energías renovables, ha realizado en España la planta fotovoltaica más grande de Europa con 500 MW. Da servicio tanto al sector de las energías renovables como a los sectores de generación convencional, transporte y distribución eléctrica. Colabora con las principales eléctricas de España realizando ingeniería de redes de gas y electricidad y de parques renovables. Desde sus sedes de España y Panamá da servicio a todos los continentes. Ha realizado proyectos en Australia, Jordania, Panamá y Uruguay, entre otros

    www.izharia.com

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    Iberdrola ha concluido el proceso de digitalización de su red de distribución con la instalación de 10,7 millones de contadores digitales en España y la infraestructura que los soporta, así como la adaptación de alrededor de 90.000 centros de transformación, a los que ha incorporado capacidades de telegestión, supervisión y automatización. Este proceso de digitalización ha representado una inversión de 2.000 M€.

    Con esta transformación de las redes hacia una infraestructura inteligente, la compañía avanza en su estrategia de transición energética y contribuye a la descarbonización de la economía, mejorando la eficiencia de la red, optimizando la gestión de la demanda y favoreciendo la integración de más renovables y la movilidad eléctrica.

    De esta forma, también, se responde a las nuevas tendencias en la relación con sus clientes, que demandan productos y servicios más personalizados y una gestión más activa de cómo consumir electricidad.

    Consumidor más conectado

    Con la digitalización de la red, el consumidor de electricidad puede conocer en tiempo real, entre otros datos, sus curvas de consumo, así como la demanda de potencia máxima, o la forma en la que se distribuye el consumo de energía eléctrica, lo que permite hacer un uso más eficiente de la electricidad, decidiendo el tipo de tarifa que se adapta mejor a su perfil y modo de vida.

    Iberdrola emplea estándares internacionales y robustos algoritmos de cifrados de máxima seguridad que garantizan la autenticación, confidencialidad y privacidad de cada uno de sus equipos digitales, mediante identificaciones únicas de usuario y contraseña. Además, los contadores digitales emplean claves criptográficas de alta seguridad, de acuerdo a estándares internacionalmente, que permiten que los paquetes de datos salgan cifrados y autentificados.

    Mayor eficiencia y calidad de suministro

    La digitalización no solo ofrece oportunidades al cliente, sino también al sistema eléctrico, ya que las redes inteligentes emplean la telegestión, que permite gestionar con rapidez y de forma remota todo lo relacionado con el punto de suministro y los servicios.Una red automatizada y digitalizada tiene un efecto muy positivo sobre la eficiencia en el servicio y la calidad de suministro al disminuir las incidencias y su duración. Asimismo, se dispone de más información que permite detectar fraudes y conseguir minimizar las pérdidas, además de incrementar la seguridad, tanto de los empleados como de los proveedores que trabajan en la red.Para gestionar y almacenar toda esta información que los nuevos contadores inteligentes proporcionan, Iberdrola ha actualizado sus sistemas y ha desarrollado aplicaciones basadas en tecnología big data.

    10 ventajas de las redes inteligentes

    • Facilitan un suministro eléctrico más eficiente y sostenible.
    • Permiten un mayor nivel de seguridad y calidad de suministro.
    • Detectan anomalías antes de que se produzcan.
    • Permiten obtener información más precisa sobre el consumo eléctrico y personalizar su uso.
    • Contribuyen a tener un mayor control del uso de energía.
    • Favorecen un papel más activo del cliente en la toma de decisiones.
    • Facilitan nuevos modelos de negocio.
    • Reducen el impacto medio ambiental.
    • Hacen posible la introducción de más renovables.
    • Favorecen la movilidad sostenible con la integración del vehículo eléctrico.

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    Schneider Electric ha trabajado en el marco del proyecto de modernización de las instalaciones eléctricas del aeropuerto de Ginebra encargándose de la actualización de toda su distribución eléctrica sin afectar a las operaciones ni a sus pasajeros, gracias a la solución EcoStruxure™ Power, que suministra electricidad de forma fiable y eficiente a la instalación.

    El aeropuerto internacional de Ginebra atiende a 15 millones de pasajeros cada año. Su tamaño y su estructura han ido creciendo durante años y se espera que en 2030 llegue a los 25 millones de pasajeros. Para acomodar esta creciente demanda, el aeropuerto ha mejorado su infraestructura, renovado sus terminales, las bodegas de equipaje y los hangares. Al mismo tiempo, y con el objetivo de mejorar la eficiencia y la seguridad de su sistema de distribución eléctrica, ha buscado un Partner fiable que comprendiera las presiones de un entorno de trabajo global e ininterrumpido y que pudiera proporcionar soluciones fiables e innovadoras en entornos críticos.

    Para cumplir con los objetivos de seguridad y eficiencia del proyecto, la compañía aportó una completa solución de media tensión, desde el transformador hasta las celdas de distribución y el software de supervisión. Además, se instalaron armarios de baja tensión en todo el centro, lo que permitió al personal del aeropuerto centralizar toda la información sobre energía y generar informes energéticos precisos.

    La integración del software EcoStruxure™ Power y la elección de productos conectados como Celda SM6, EasergyT200 y Celda RM6,ha permitido a Schneider Electric mejorar la tecnología y la experiencia de los pasajeros del aeropuerto de Ginebra sin afectar a las operaciones diarias.
    La modernización de las instalaciones de distribución eléctrica del aeropuerto ha mejoradola fiabilidad con soluciones innovadoras de confianza, una modernización rentable de los productos existentes, así como la supervisión y el control remoto de los centros de transformación, la integración del software de otros fabricantes en el centro de control y el ahorro de espacio con cuadros eléctricos para interior.

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    El Banco Europeo de Inversiones (BEI) y Gas Natural Fenosa han firmado un préstamo por un importe total de 450 M€, que el grupo energético destinará a financiar parte de su negocio de distribución eléctrica y al desarrollo de proyectos de energía renovable en España.

    La financiación del BEI contribuirá a hacer posible el plan de inversiones entre 2016-2019 de la distribuidora eléctrica de Gas Natural Fenosa, Unión Fenosa Distribución, para la modernización y extensión de la red de distribución en ocho Comunidades Autónomas españolas: Islas Canarias, Andalucía, Castilla la Mancha, Castilla León, Cataluña, Comunidad de Madrid, Extremadura y Galicia.

     

    Asimismo, Gas Natural Fenosa destinará el préstamo del BEI a financiar la construcción, a través de Gas Natural Fenosa Renovables, de once nuevos parques eólicos en las islas de Gran Canaria y Fuerteventura, con una potencia instalada total de 49,6 MW.

    En su conjunto, estas inversiones mejorarán el funcionamiento y cobertura de la red de distribución eléctrica del país, lo que redundará en mejoras de eficiencia, servicio y calidad de suministro para los ciudadanos.

    Además, los proyectos que desarrolle Gas Natural Fenosa con la financiación del BEI, permitirán la creación de más de 5.000 puestos de trabajo, directos e indirectos, durante su fase de implementación.

    La nueva financiación complementa las dos emisiones de bonos por importe de 2.000 M€ a plazos de 7 y 10 años realizadas durante el primer semestre de 2017.

    El Banco Europeo de Inversiones (BEI) es la institución de financiación a largo plazo de la Unión Europea cuyos accionistas son sus estados miembros. El BEI facilita la financiación a largo plazo a proyectos e inversión viables con el fin de contribuir al logro de los objetivos de la política de la UE.

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    ABB ha presentado una micro red modular y escalable del tipo “plug and play”, en respuesta a la demanda global creciente de tecnologías flexibles, aplicables a la distribución eléctrica en los países en desarrollo. La micro red se instala en un contenedor y es de coste reducido, adecuada tanto para países desarrollados como para países emergentes, y apta tanto para zonas urbanas como rurales, y ayudará a maximizar el empleo de energías renovables, y a reducir la dependencia de los combustibles fósiles empleados en los generadores.

    La innovadora tecnología de ABB con su PowerStore Battery y su sistema de control Microgrid Plus, así como con un servicio remoto basado en la nube, puede suministrar electricidad en áreas remotas y asegurar el suministro eficiente e ininterrumpido a comunidades e industrias, tanto durante los cortes de tensión de red programados como durante los imprevistos.

     

    Todos los equipos necesarios para que funcione la micro red: el convertidor y el sistema de control específico de ABB, Microgrid Plus, y las baterías de almacenamiento, se han integrado en un contenedor, para así poder hacer la instalación más rápida y seguramente. El cliente puede elegir la configuración de la micro red para integrar energía solar, eólica, alimentarse de la red principal, o de un generador diésel, dependiendo de las condiciones y de la aplicación.

    La micro red modular de ABB es compacta y tiene cuatro variantes pre diseñadas en el rango de 50 a 4.600 kW, para adaptarse a cada necesidad del cliente. Entre las características estándar está la capacidad de funcionamiento conectada a la red o aislada, con una transición sin cortes. Toda la instalación va dentro de un contenedor para facilitar su transporte, su rápida instalación y la puesta en servicio sobre el terreno. El funcionamiento y el mantenimiento se facilitan con un sistema de servicio remoto basado en la nube, lo que constituye otro ejemplo del posicionamiento de ABB como líder tecnológico y pionero, en el impulso de la revolución energética y de la cuarta revolución industrial.

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    Arteche, Ingeteam y Ormazabal colaboran en el desarrollo de una micro red eléctrica inteligente, un proyecto que se enmarca en una de las tres áreas del Energy Intelligence Center que impulsa la Diputación Foral de Bizkaia: el transporte y distribución de la energía eléctrica.

    Se trata del segundo acuerdo tractor dentro del Energy Intelligence Center, tras la colaboración entre la Diputación y Petronor-Repsol para la creación de la Unidad de Movilidad Sostenible para desarrollar un vehículo eficiente.

    Arteche, Ingeteam y Ormazabal colaboran en el desarrollo de una microrred eléctrica inteligente en media tensión, trabajando de manera conjunta para el avance y consolidación de esta iniciativa que, con el apoyo de la Diputación, quiere hacer de Bizkaia un polo de referencia en este ámbito. Las tres empresas, que previamente han identificado una oportunidad de negocio conjunto, han definido ya una primera fase de cooperación para el diseño conceptual de una microrred eléctrica inteligente y la realización de una experiencia piloto, así como la elaboración de un estudio de mercado y la definición de un Modelo y un Plan de Negocio.

    El Diputado General ha subrayado que con este acuerdo Bizkaia da un gran paso en un sector estratégico para el territorio y en un área como las microrredes, sobre la que investigan potencias como Estados Unidos, Canadá y Japón: el futuro eléctrico se juega en clave de calidad, eficiencia y respeto al medio ambiente. Y con este acuerdo, Bizkaia y sus empresas entran a tiempo en esta clara oportunidad de futuro global.

    Microrredes eléctricas inteligentes

    Las microrredes eléctricas son pequeños sistemas inteligentes de distribución eléctrica y térmica autogestionados localmente, de forma que podrían funcionar tanto conectados a la red pública de distribución como aislados de la misma.

    Sus ventajas para los consumidores, el medio ambiente y la economía son diversas. Las microrredes permiten una mayor calidad del suministro, mayor ahorro y menor dependencia de la red de distribución, ya que se controla más el consumo y se optimizan los elementos del sistema. Además, la cercanía de la ubicación de las fuentes de generación y el  aprovechamiento en red de los diversos sistemas de energía y calor aumentan considerablemente la eficiencia energética del conjunto.

    En el aspecto medioambiental, las microrredes utilizan menos energía que los sistemas actuales de generación y distribución centralizada, por lo que reducirían las emisiones de gases de efecto invernadero, causantes del cambio climático. Asimismo, su uso potenciaría la implantación de sistemas alternativos basados en energías renovables, más respetuosas con la naturaleza.

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    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.

    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.

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