Por: Fadlala Akabani Hneide, Subsecretario de Gobierno del Gobierno de la Ciudad de México

I. Zonas Industriales en la Ciudad de México

La Ciudad de México cuenta con un sector industrial diverso. De acuerdo con el Directorio Estadístico Nacional de Unidades Económicas del National Institute of Statistics and Geography of Mexico (INEGI) se tienen 33,853 unidades clasificadas en industrias manufactureras (DENUE, 2024), que abarcan 191 giros relacionados con fabricación de algún tipo de producto. La mayoría de las unidades económicas industriales se concentran en Iztapalapa (22.7%), Cuauhtémoc (12.1%) Gustavo A. Madero (11.6%), y Azcapotzalco (4.9%), abarcando el 51.2% del total.

Mapa: Densidad de Unidades Económicas Industriales y su ponderación por población ocupada en CDMX.

A pesar de que la industria manufacturera ha migrado a otras entidades federativas por cuestiones ambientales, sociales y económicas, la Ciudad de México aún tiene importantes zonas industriales donde se producen, transforman y distribuyen bienes. Los polos industriales más importantes de la ciudad, en términos de unidades económicas y empleos, son:

1. Industrial Vallejo (Azcapotzalco)
2. Santa Bárbara (Azcapotzalco)
3. Industrial San Antonio (Azcapotzalco)
4. Granjas México (Iztacalco)
5. Santa Anita (Iztacalco)
6. Agrícola Oriental (Iztacalco)
7. Ampliación San Juan de Aragón (Gustavo A. Madero)
8. Granjas San Antonio (Iztapalapa)
9. Santa Isabel Industrial (Iztapalapa)
10. Granjas Esmeralda (Iztapalapa)
11. Granjas Estrellas (Iztapalapa)
12. Av. Rojo Gómez (Iztapalapa)
13. Atlampa (Cuauhtémoc)

Mapa: Uso de Suelo Industrial y Polos Industriales de la CDMX.

También, la Asociación Mexicana de Parques Industriales (AMPIP, Mexican Association of Industrial Parks ) registra siete parques industriales en la Ciudad de México: ProximityParks Coyoacán, O’Donnell Tlalpan, OD888 Last Mile GAM, O’Donnell Vallejo, Parque Industrial FINSA Iztapalapa, ProximityParks Iztapalapa Norte y ProximityParks Del Valle. Actualmente se encuentran en construcción tres parques industriales más en la capital mexicana.

II. Generación de Energía Eléctrica

El 99.9% de la energía que se utiliza en la Ciudad de México proviene del resto de la república. No obstante, existen centrales eléctricas de gran escala (mayores a 500 kW) dentro de la Ciudad de México, que suman un total de 417.4 MW de capacidad instalada. La principal tecnología de generación es la turbogás, con el 77% de esa capacidad y utiliza gas natural. Le sigue la combustión interna con 18.3%, utilizando diésel y gas natural. El resto corresponde a turbinas de vapor con solo 4.5%, utilizando también diésel y gas natural. Tres cuartas partes de las centrales son propiedad de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), mientras que un 12% es de centrales privadas en esquema de autoabastecimiento. Otro 7% de las centrales se encuentra con un permiso de generación bajo el amparo de la Ley de la Industria Eléctrica. Los permisos del tipo usos propios continuos y cogeneración corresponden al 5% y el 1% del total, respectivamente.

Mapa: Ubicación de Centrales Eléctricas.

Además, en la Ciudad de México hay interconectados un motogenerador de 9.6 kW en Iztapalapa y un generador que utiliza biogás con una capacidad de 1 kW instalado en Miguel Hidalgo. Sin embargo, el 99.9% de la energía transformada en centrales de generación distribuida proviene de la energía solar, puesto que hay 18,686 sistemas fotovoltaicos de generación distribuida que suman un total de 161.32 MW.

Asimismo, la planta solar fotovoltaica de la Central de Abasto consta de dos secciones:

1. Dos plantas generadoras de 500 Kilowatts cada una en la modalidad de Generación Distribuida, que generan conjuntamente 1.5 millones de Kilowatt-hora por año y que se aprovechan en las áreas comunes y para usos propios de la Central de Abasto. Estas plantas generan un ahorro de aproximadamente 3 millones de pesos por año, evitan la emisión de 752 toneladas de gases de efecto invernadero y operan desde abril de 2023.
2. Una planta de generación a gran escala de 16.5 Megawatts ubicada a lo largo de los techos de 19 naves y que concluida durante el mes de mayo de este 2024 e inmediatamente entró en la fase de pruebas e interconexión. Esta planta genera 24 millones de Kilowatt-hora por año, evitando la emisión de 12,000 toneladas de gases de efecto invernadero por año.

III. Demanda de Energía Eléctrica

De acuerdo con el Programa de Desarrollo del Sistema Eléctrico Nacional (PRODESEN), la Zona Centro del Sistema Eléctrico Nacional, donde se encuentra la Ciudad de México y su zona metropolitana, consume 16.62% de la energía eléctrica a nivel nacional. En 2024, SENER pronostica que el consumo neto de esta región será de 61,048 GWh, y para 2030 este llegaría a casi 70 mil GWh al año.

Para satisfacer las necesidades de demanda eléctrica, las centrales eléctricas de gran escala de la Ciudad de México transforman en energía eléctrica 12.1 petajoules (PJ) de gas seco y 0.07 de diésel. De la suma de ambos (12.17 PJ), solo 4.24 PJ se convierten efectivamente en electricidad, mientras que 7.82 PJ y 0.15 PJ se pierden en transformación y usos propios respectivamente. A los 4.24 PJ de energía eléctrica generados en la Ciudad de México, se le añaden 51.8 PJ por medio de importaciones a través de la Red Nacional de Transmisión (RNT) y las Redes Generales de Distribución (RGD), las cuales tienen pérdidas de 2.02 PJ y 5.43 PJ, respectivamente. Los 42.91 PJ restantes son consumidos por los sectores económicos de la Ciudad. En primer lugar, por el sector industrial con 25.9 PJ; seguido del sector residencial con 11.6 PJ; el sector comercial con 7.44 PJ; el público con 3.54 PJ; y el agropecuario con tan solo 0.003 PJ.

En el sector industrial existen tres usos finales del consumo de energía eléctrica. El primero se da por medio del uso de motores eléctricos (70%). El segundo hace referencia a sistemas de iluminación con el 9%, y el tercero, a sistemas de refrigeración con el 5%. El 16% restante de los usos finales no se tiene identificado de forma particular.

Gráfica: Consumo de energía por subsector industrial en 2019 (PJ).

Cabe mencionar que la AMPIP ha identificado que a nivel nacional se requerirá una capacidad de generación de 3,000 MW para satisfacer la demanda de 128 nuevos parques industriales que estarán ubicados en los corredores industriales considerados estratégicos para el gobierno federal. 

Gráfica: Estimación de la evolución de la demanda energética, superficie y número de parques industriales en México.

VI. Inversión en Generación y Transmisión de Energía

Una de las principales estrategias para hacer frente al problema de cambio climático y acompañar de una manera muy eficiente a la transición energética, consiste en el uso eficiente y racional de la energía. De tal manera que optimizando y programando los consumos de energía de los diferentes sectores de la economía, es factible diseñar sistemas de generación cada vez más compactos. No obstante, se prevé en lo inmediato el crecimiento acelerado de ciertas tecnologías como la electromovilidad y la transición de ciertos procesos industriales hacia la electricidad, de tal manera que el crecimiento de la capacidad de generación eléctrica, así como su correspondiente red de distribución resulta indispensable.

1.     Generación Distribuida:

Es una modalidad de generación de energía en sitio por parte del mismo usuario y actualmente es factible interconectar los sistemas de generación menores de 500 kW de capacidad de manera exenta de las responsabilidades de los generadores de energía a gran escala. Esta forma de generación ha sido recientemente refrendada por la Comisión Reguladora de Energía y por tal motivo es factible establecer las siguientes metas:

a.     Crecimiento tendencial de la Generación Distribuida en la CDMX de 132 MW requiere una inversión principalmente privada de 3,432 MDP.

b.     Para instalar sistemas solares en 300 edificios públicos, 150 mercados públicos, 200 escuelas públicas, electrificar 2 líneas de Metrobús y cumplir con contratos de arrendamiento relacionados se requiere generar 25.3 MW con una inversión de 656.5 MDP.

c.      A nivel nacional, para la incorporación de Generación Distribuida al año 2030 la inversión ascendería a aproximadamente 27,679.21 MDP. Esta cifra considera el incremento anual observado de la demanda nacional de electricidad del 3%.

2.     Electromovilidad:

Según estadísticas del INEGI y de la Asociación Mexicana de la Industria Automotriz (AMIA) se prevé para el 2030 el ingreso a la circulación de 100,000 vehículos eléctricos particulares, los cuales van a requerir de 218 GWh de electricidad para circular. Esta cantidad de energía no es en realidad grande y se puede gestionar mediante la programación de cargas nocturnas. Sin embargo, es necesario programar los aumentos en la capacidad de generación sobre todo para la Ciudad de México donde no hay ya gran posibilidad de generar energía a partir de hidrocarburos. Por tal motivo, es conveniente programar aumentos de capacidad en los sitios actuales de generación, o bien generar en sitios remotos. Para alimentar a 100,000 vehículos eléctricos se requiere de una capacidad generadora de 34 MW a partir de ciclo combinado o bien su equivalente con energías renovables con costo estimado de 680 MDP.

3.      Líneas de distribución:

Las principales causas que afectan la confiabilidad del suministro de energía eléctrica en las RGD son la presencia de objetos sobre las líneas de los circuitos de distribución (árboles, ramas, animales, otros) y fallas en dispositivos y equipos. Por lo tanto. CFE Distribución ha estimado montos de inversión a nivel nacional para la modernización y ampliación de las RGD. Para la ampliación de las redes se requeriría una inversión de 24,147 MDP entre 2024 y 2028 desagregado en incremento de la eficiencia operativa de las RDG mediante la reducción de pérdidas técnicas, regularización de colonias populares y adquisición de acometidas y medidores de distribución. Para la modernización de las redes eléctricas al 2028 se necesitaría un monto de inversión de 4,536.86 MDP de acuerdo con CFE Distribución, que contempla la modernización de interruptores y transformadores de subestaciones de distribución de las RGD.

4.     Red Eléctrica Inteligente (REI):

De acuerdo con la Ley de la Industria Eléctrica (LIE) y el Artículo 37 de la Ley de Transición Energética (LTE), el despliegue de la REI tiene como objetivo apoyar la modernización de la RNT y de las RGD para contribuir a mejorar la eficiencia, confiabilidad, calidad y seguridad del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) con la incorporación de tecnologías avanzadas de medición, monitoreo, comunicación y operación, entre otras. Esto con la finalidad de facilitar el acceso abierto y no indebidamente discriminatorio a la RNT y a las RGD, y permitir la integración de las fuentes de energías limpias y renovables que promuevan la reducción de costos del sector eléctrico. Además, la LTE indica que el Programa de REI 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 RNT y de las RGD;
• La optimización dinámica de la operación de la RNT y de las RGD, y sus recursos;
• La integración de proyectos de Generación Distribuida;
• ⁠El despliegue de tecnologías inteligentes para la medición y comunicación en las REI;

El desarrollo de estándares de comunicación e interoperabilidad de los aparatos y equipos conectados a la RNT y a las RGD, incluyendo la infraestructura que le da servicio a dichas redes. Los proyectos de CFE Distribución para convertir la actual Red Eléctrica en una Red Eléctrica Inteligente requieren una inversión 6,183.05 MDP en el período 2024-2028.

La transformación hacia una REI incluye:

• La operación remota y automatismo en redes de distribución;
• El escalamiento de la infraestructura de medición avanzada;
• La gestión del balance de energía de las RGD;
• El sistema de monitoreo de calidad de la energía (SIMOCE);
• El equipo de radiocomunicación de voz y datos para la operación de las RGD;
• Modernización de equipo de control y redes de comunicación operativas para subestaciones y centros de control de distribución.

En suma, la ampliación y modernización de las RGD en todo el país para consolidar a una Red Eléctrica Inteligente tendría un monto de inversión aproximado a los 34,866.91 millones de pesos para el año 2030. Para mayor detalle consultar en el anexo la tabla con los montos de inversión del Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución que no Correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista.

6. Gerencia de Control Regional (GCR)

a.     GCR Central y su dimensión económica

La GCR de la zona central del país ocupa aproximadamente el 3.8% del territorio nacional. En 2023, concentró el 25.3% de la población (32.6 millones de personas) y atendió al 21.2% de los usuarios finales de energía eléctrica. Su consumo per cápita de energía se estima en 1,799 kWh/habitante y su tasa de desocupación promedio resultó de 1.9%, siendo menor a la de 2022 donde alcanzó una tasa de 2.3%.

En 2023, la GCR Central alojó poco menos de 1.5 millones de unidades económicas, las cuales representan el 26.3% del total del país, conforme a la información presentada en el DENUE del INEGI. Sus principales Centros de Carga se encuentran en la industria de la construcción (cementeras), industria del acero, el Sistema de Transporte Colectivo-Metro, armadora automotriz, refinería Miguel Hidalgo localizada en Tula de Allende Hidalgo y las plantas de bombeo Cutzamala. La Inversión Extranjera Directa (IED) durante 2023 representó el 37.5% del total nacional, siendo así la GCR Central la que mayor inversión extranjera capta.

Con estimaciones del escenario Macroeconómico 2024-2038, se calcula que la contribución de esta GCR al PIB nacional en 2023 sea de 27.3%, compuesto en un 83.3% por las actividades terciarias. Por su parte, las actividades secundarias sumarán 15.6%, donde el PIB de electricidad, agua y suministro de gas por ductos al consumidor final representaría el 5.4% de dichas actividades y el 0.8% con respecto al PIB de la Gerencia. Finalmente, las actividades primarias sólo aportaran el 1.1% restante.

La GCR Central se divide en tres regiones: Valle de México Norte, Valle de México Centro y Valle de México Sur, las cuales representaron el 39.6%, 18.2% y 42.2%, respectivamente de la demanda máxima de esta GCR. Al interior de la región Valle de México Norte destaca la zona Cuautitlán como la que concentra la mayor proporción de la Demanda Máxima (16.9%). La zona Ixmiquilpan concentra el 1.4%, sin embargo, fue la que presentó el mayor incremento en la demanda durante 2023 al registrar un avance de 17.2%.

En la región Valle de México Centro, la zona Chapingo acaparó el 20.8% de la demanda máxima, sin embargo, el mayor crecimiento durante 2023 lo registró la zona Polanco con una tasa anual de 4.4%. En lo que respecta a la región Valle de México Sur, la zona Lázaro Cárdenas destaca porque, a la vez que concentró el 19.8% de la demanda máxima también tuvo la tasa de crecimiento anual más elevada de la región durante 2023 con 6.1%.

Se espera que en el periodo 2024-2038, el PIB de la GCR Central tenga un crecimiento promedio anual de 2.6%, manteniendo su contribución a la economía nacional en el año 2038 con 27.3%. Por el lado de la demanda, se estima que las zonas Tula de la región Valle de México Norte, Nezahualcóyotl de la región Valle de México Centro y Las Lomas perteneciente a la región Valle de México Sur, registrarán el crecimiento promedio anual más elevado a un ritmo de 3.1%, 4.7% y 4.9%, respectivamente durante el mismo periodo.

b.     Desafíos en la GCR Central

·       La gerencia es deficitaria en generación, por lo cual requiere la importación de energía eléctrica para atender su demanda. Durante el 2023 presentó el máximo registro de demanda correspondiente al 13 de junio a las 19:52 cómo con un valor de 8,839 megawats y en este punto operativo se contó con un monto de generación eléctrica local d 6620 mega watts e importación de energía eléctrica de 2,219 megawats a través de compuertas de flujo de transmisión en red eléctrica de 400, 230 y 115 kilovolts, es decir coma se importó el 25% de la demanda.

• La compuerta de flujo Teotihuacán-Texcoco de 400 kilovolts, transmite el flujo de potencia activa que es inyectada desde las centrales eléctricas instaladas en la zona del golfo de México, así como parte de la generación de las centrales eléctricas instaladas en la zona del pacífico y del occidente del país. Lo anterior propicia flujos de potencia activa coincidentes que inciden en la subestación eléctrica Teotihuacán y que se distribuyen hacia la subestación Texcoco por medio de la red nacional de transmisión en la red eléctrica de 400 kilowatts y 230 kilowatts. Durante el periodo de enero a diciembre de 2023 se alcanzaron flujos superiores a los 1600 MVA en la compuerta de flujo Teotihuacán Texcoco de 400 kV, con el cual, se alcanza el valor del límite operativo de transmisión de una de las líneas de transmisión ante la contingencia de la línea de transmisión paralela, dicho estado operativo de alerta en emergencia se mantuvo durante 154 horas.

Existe un requerimiento para la repotenciación de los dos circuitos de 400 kilovoltss Teotihuacán Texcoco con fecha de abril de 2021; sin embargo, su puesta en servicio será factible hasta diciembre de 2030 (este proyecto fue instruido para su construcción en el mes de Julio de 2021 por la SENER a las CFE Transmisión). Por otra parte, a fin de mitigar las afectaciones debidas al retraso en su entrada en operación, se tiene implementado un sistema de acción remedial que consiste en el disparo automático de generación de una unidad de gas en la central ciclo combinado energía del Valle de México, ante una eventual contingencia sencilla de una de las dos líneas de transmisión de 400 kilovolts.

• La subestación eléctrica lago de Texcoco contemplada para su energización a finales de 2019 actualmente reporta una obra civil y electromecánica concluida; sin embargo, los retrasos de su energización dependen de la conclusión de los circuitos en el nivel de tensión de 230 kilovoltios realizados por la CFE, cuyo método de instalación aún se encuentra en proceso de definición. Esta situación se generó a raíz de la cancelación del Nuevo Aeropuerto Internacional de la Ciudad de México, que se interconectaría con la red eléctrica en 230 kilovoltios de la subestación y que originalmente por seguridad aeronáutica contemplaba la instalación de circuitos con cable de potencia subterráneos. A fin de mitigar las afectaciones derivadas por el retraso en su entrada en operación, se tiene actualmente implementado un mecanismo que consiste en el disparo automático de la línea de transmisión la compuerta de flujo de 230 kilovoltios Texcoco Valle de México, con la finalidad de reducir la saturación de la línea de transmisión Valle de México Cerro Gordo, sin embargo, esta acción degrada la confiabilidad del suministro en la Ciudad de México ante una eventual contingencia.
• Se mantiene una capacidad de transmisión limitada de 35 mega watts en la línea de transmisión Toluca Lerma de 85 kW por lo que el monto de despacho de la generación asociada con la central hidroeléctrica Lerma está condicionado al límite operativo del circuito.
• Aún no se solucionan los problemas sociales que impiden continuar con los trabajos de reforzamiento de la compuerta de flujo Apasco Actopan Pachuca d 85 kilovoltios. A la fecha solamente se tiene un avance equivalente al 90% del segundo circuito del tramo Pachuca Actopan y no se ha podido continuar con el resto de la trayectoria. Derivado de su limitada capacidad de transmisión, este corredor debe operar con red eléctrica seleccionada en Actopan con la finalidad de reducir el riesgo de afectación en el suministro de energía eléctrica ante la contingencia sencilla, lo cual tiene un impacto sobre la confiabilidad en el suministro de la región centro del estado de Hidalgo. Se están analizando propuestas alternativas de proyectos que permitan incrementar la confiabilidad de la red eléctrica asociada, uno de los cuales consiste en la construcción de una fuente de energía eléctrica alterna a la subestación eléctrica, lo que permitiría incrementar la capacidad de transmisión para alimentar la carga de la red eléctrica asociada a la subestación Pachuca, además de realizar reforzamientos en la red eléctrica asociada.
• El proyecto “Sustitución de equipamiento en la GCR Central que han sido rebasados en su capacidad de cortocircuito” fue propuesto en respuesta a la necesidad de modernización identificada del equipo eléctrico primario que ha superado su nivel de cortocircuito en la red de 230 y de 400 kilovoltios hora. La finalidad del proyecto es garantizar en el corto y mediano plazos el suministro de energía eléctrica de la zona metropolitana de la Ciudad de México, así como gran parte del estado de Hidalgo tanto en estado operativo normal como durante contingencias sencillas.  El proyecto fue instruido en 2021 por la SENER a CFE Transmisión con una fecha de entrada en operación necesaria de febrero de 2021. Recientemente la CFE transmisión reportó a CENACE que el proyecto tiene una fecha factible para diciembre de 2027, lo cual impactará en la confiabilidad del suministro en la región. Cuando no se cumple con el dimensionamiento adecuado en el equipamiento de la subestación eléctrica, refiriéndose a la capacidad interrogativa, y ocurre alguna falla local o cercana es muy probable que se presente la explosión e incendio, al operar con niveles de cortocircuito por arriba de su capacidad. Adicionalmente se tiene la posibilidad de provocar daños físicos a instalaciones cercanas y poner en riesgo la integridad física de las personas.

V. Banco de Tierra

Se pidió información sobre predios disponibles a Patrimonio Inmobiliario del Gobierno de la Ciudad.

ANEXO.

Tabla. Unidades Económicas de los Sectores de Generación, transmisión, distribución y comercialización de energía eléctrica, suministro de agua y de gas natural por ductos al consumidor final y de las Industrias Manufactureras por Alcaldía.  

Tabla: Monto de inversión del Programa de Ampliación y Modernización de las Redes Generales de Distribución que no Correspondan al Mercado Eléctrico Mayorista 2024-2028.

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