Jornadas regionales de Ingeniería 200827 y 28 de Junio -Oberá Misiones
Consejo Profesional de Arquitectura
e Ingeniería de Misiones
ORGANIZAN
Facultad de Ingeniería de Oberá
Universidad Nacional de Misiones
ARGENTINA
MATRIZ ENERGETICA
NACIONAL
ENERGIA ELECTRICA
Autor: Ing Eduardo Soracco
Configuración de los Sistemas
Eléctricos de Potencia
Principales Componentes Tecnológicos De La Red
Central, Térmica, Hidráulica o Nuclear
Transformadora132/33/13,2 kV
380/220 V
Subtransmisión
Transmisión EAT
Transmisión AT
AT MT BT
DISTRIBUCION
TRANSMISION
GENERACIONG3~
M3~
M
M
3~
3~
M1~
Planificación de la Operación
PotenciaMW
8760 hs 1 año
PotenciaMW
24 hs
Diagrama carga de
diario
Ordenando los 365 diagramas de carga diarios, se obtiene la curva monótona
Diagrama ordenado de carga o denominada curva monótona
Energía anual
GWh
Potencia máxima del sistema en el
año
Energíadiaria
GWh
Potencia máxima del sistema en el día
Población a abastecer
Central 1 de base
Nuclear, Térmica Vapor, Hidráulica de paso
Central 2 Semi base
Hidráulica, Ciclo Combinado
Central 1 Pico
Turbinas de Gas, Hidráulica
Potencia
MW
El área rayada en los 3 colores, y bajo la curva es la energía total consumida por la
población en un año Y medida en GWh
Es la : Energía activa
~
~
~
Planificación
de la Operación
8760 hs 1 año
PicoSemibase
Base
ENERGIA ELECTRICA
Antecedentes
Estado de Situación Sector Energético Nacional
Futuro Inmediato
Conclusiones y Propuestas
Modelo energético agotado. Nueva Políticaenergética para un desarrollo sustentable enel mediano y largo plazo. Plan Energético alargo plazo.
Situación delicada en la estructura del sistema energético
El gas natural no puede sostener el crecimientodel sector energético. Sus reservas sonlimitadas.
Agenda Energética
Se necesitan mas inversiones en GeneraciónEléctrica . E.T. Transformadoras y Líneas de EAT
Fuerte crecimiento de la demanda y del PBI.
Caída en la producción de hidrocarburos y enla relación R/P ( reservas entre 9 a 12 años)(Coeficiente reservas probadas respecto a laproducción de hidrocarburos)
El crecimiento del PBI está íntimamenterelacionado con el crecimiento de la demanda deenergía, estimación del PBI para el año del 2008:7%. (indicado a inicios de 2008, se habla de 1,5% menos)
Antecedentes: Variación porcentual
del PBI en Argentina 1994 - 2007
-3,15 -3,4
-0,8
-4,4-10,9
8,8 9 9,2 8,5 8,77,5
3,555,52 5,13
-15
-10
-5
0
5
10
15
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
PB
I %
0100020003000400050006000700080009000
10000110001200013000140001500016000170001800019000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Horas
MW
1 AÑO
AÑO 2007 DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 18.345 MW
Y ENERGIA GENERADA TOTAL 108.467 GWh Factor de Carga= 0,675
E anualFc= ----------------------
Pmax * 8760
Generación de Energía año 2006
105.158 GWh
Fuente FUNDELEC CAMMESA
1%
51%
41%
7%
TERMICA HIDRAULICA
NUCLEAR IMPORTACION
Generación de Energía año 2007
108.467 GWh
Fuente FUNDELEC CAMMESA
6%3%
34%57%
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION
EVOLUCION DE FUENTES DE GENERACION
Fuente Sec. Energía
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2003 2004 2005 2006 2007
TERMICA HIDRO NUCLEAR IMPORTACION
EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA
Fuente FUNDELEC CAMMESA
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
2003 2004 2005 2006 2007años
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEA
NOA
LITORAL
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
CUY0 5,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
AREAMETROPOLITANA
41,8%
Fuente: Secretaría de Energía
Potencia Instalada y Demanda de Potencia (2006)
Región NOA
Generación Térmico 1572 MW Hidro 220 MW
GenInst: 1792 MW-Demanda 1116 MW
Región NEA
Generación Térmica 148 MW Hidro 2040 MW
Gen Inst: 2.188 MW- Demanda 783 MW
Región Centro
Generación Térmica 565 MW Hidro 918 MW
Nuclear 648 MW
Gen Inst: 2.131 MW-Demanda 1453 MWRegión CUYO
Generación Térmica 584 MW Hidro 857 MWGen Inst: 1.441 MW- Demanda 921 MW
Región CBA-LIT-BA
Generación Térmica 8757 MW Hidro 357 MW
Nuclear 945MW
Gen Inst:: 10.059 -Demanda 10792MW
Región Comahue
Generación Térmica 1318 MW Hidro 4647 MW
Gen Inst: 5.965 MW-Demanda 636 MW
Región Patagónica
Generación Térmica 257 MW Hidro 519 MW
Gen Inst: 776MW-Demanda 829 MW
Potencia Instalada; 24.352 MW
Maxima Potencia generada: 17.350 MW
Potencia simultanea en el MEN: 16.530 MW
Comahue
NEA
Gi. 8,98%
De. 4.73%
NOA
Gi. 7,35%
De. 6,75%
CBA-LIT-BA
Gi. 41,3%
De. 65,28%
CENTRO
Gi . 8,7%
De. 8,78%
CUYO
Gi. 5,9%
De. 5,57%
COMAHUE
Gi.24,5%
De.3,84%
PATAGONICO
Gi. 3,18%
De. 5 %
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEANOA
LITORAL
AREA
METROPOLITANA
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
Fuente:CNEA
San PedroPalpalaGuemesCabra CorralEl CadillalCT TucumánCt Ave FenixCT San MiguelCT Plus Petrol NorteEscabaRio HondoLa BandaFriasLa RiojaUllumSarmientoPilarLujan de CuyoCruzde PiedraLos ReyunosAgua del ToroNihuil I,II,IIISan RoqueLos MolinosRio GrandeCN EmbalseSur oesteRio TerceroVilla mariaRio CuartoMaranzanaGral Levalle
Planice BanderitaEl ChocónPichi Picún LeufúPiedra del ÁguilaAlicuráAlto ValleTermo RocaLoma de la LataAgua del CajonFilo MoradoFutaleufú
FormosaBarranqueras Sta CatalinaUruguaiYacyretaSalto GrandeCalchinesSorrentoSan NicolasAES ParanáArgenerCN AtuchaPuertoCostaneraDock SudDiqueGenelbaMar de AjóVilla GeselMar del PlataNecocheaPiedra BuenaPto MadrynFlorentino AmeghinoCt patagoniaElectropatagoniaComodoro RivadaviaPico truncado I y II
ReferenciasC HidraulicaC TérmicaC NuclearC Térmica Patagónica
GENERACION
Fuente FUNDELEC CAMMESA
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORT. Pmax MW
Enero 65,7 26,7 7 0,7 15.698
Febrero 67,9 24,6 7 0,5 17.930
Marzo 70,3 23,7 5,6 0,5 16.000
Abril 66,7 27,2 5,7 0,4 17.129
Mayo 60 28 7,6 3,4 18.670
Datos Parciales 2008 del SADI
Generación en %( Energía) Potencia
7,006,60
6,30
3,60
7,50 7,60
5,60
4,70 4,60
2,30
-2,00
7,90
6,70
5,80 5,90
7,30
6,20
-4,00
-2,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA la tasa 2008 es estimada
Tasa evolución de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN; en el 2007, hubo
restricciones de 1200 MW que afectaron a los grandes usuarios, por eso la tasa fue de
5,5% en vez del 7,5% esperada.( en negro evolución del PBI)
7,00 6,60 6,30
3,60
7,50
5,604,70 4,60
2,30
7,90
6,705,80 5,90
7,60 7,30
5,50
-2,00
7,08,78,59,29,08,8
3,67,5
5,15,5
-0,8
-10,9
-4,4-3,4-3,2
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
7
7,006,60
6,30
3,60
7,50 7,60
5,60
4,70 4,60
2,30
-2,00
7,90
6,70
5,80 5,90
7,30
6,20
-4,00
-2,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Año 2007 evolución del consumo de energía mes a mes, en el MEM
0,9
3,0
4,33,2
7,28,6
7,38,3
6,0
7,5
5,85,2
0
2
4
6
8
10
Ene
ro
Feb
rero
Marzo
Abril
May
o
Junio
Julio
Ago
sto
Setiembre
Octubre
Noviem
bre
Diciembre
%
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Participación de las regiones en el consumo total,
año 2007 (total 100%)12,9
8,3
4,2
6
38,5
13,1
5,5
7,3
4,3
Int BS As 12,9% Centro 8,3%Comahue 4,2% Cuyo 6%CABA y GBA 38,5% Litoral 13,1%NEA 5,5% NOA 7,3%Patagonia 4,3 %
Fuente FUNDELEC CAMMESA
11,8
3,8
6,9
8,5
-6
6,5
Residencial 11,8% Alumbrado público 3,8 %
Comercio e Industria T1 6,9% Industria T2 8,5%
Grandes Usuarios -6 % General 6,5 %
Tasa de crecimiento del consumo de energía eléctrica
por tipo de usuario en el MEN. año 2007
Fuente FUNDELEC CAMMESA
36,9
3,7
28,1
21,2
10
Residencial 36,9% AP 3,7%
Comercio e Industria 28,1% Grandes Usuarios 21,2 %
General 10%
Participación por tipo de usuario (total 100%)
Fuente FUNDELEC CAMMESA
MEM NEA
interanual mensual interanual
01del 08 Vs. 01 del 07 Resp. mes anterior 01del 08 Vs. 01 del 07
Enero 4,9 2,9 4,6
Febrero -4,9 7 1,5
Marzo -0,5 -1,5 -1,5
Abril -3,6 3,4 -3,1
Mayo 5,9 -0,1 4,8
Datos Parciales 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA
EVOLUCION ENERGETICA POR REGIONES
Centro Comahue CuyoInt Bs
As NOA NEACABA,
LP Litoral Patagonia
GBA
2004 7,81 5,7 9,28 5,76 9,62 9,04 5,21 7,1 ------------
2005 6,08 0,24 5,02 7,1 6,77 8,88 6,25 6,73 ------------
2006 6,3 6,19 5,07 4,67 6,55 7,88 5,31 7,37 ------------
2007 7,53 8,71 2,6 4,02 8,53 9,37 7,43 5,2 -14,86
Patagonia esta considerada desde su interconexión al MEM
Fuente FUNDELEC CAMMESA
2008 EVOLUCION ENERGETICAPOR REGIONES Interanual en %
Centro Comahue Cuyo Int Bs As NOA NEA CABA, LP Litoral Patagonia
GBA
Enero 11,3 10,9 0,1 4,6 7,8 4,6 4,7 10,9 -23,5
Febrero 9,8 18,7 1 8,7 6,6 1,5 8,7 10,4 -12,6
Marzo 2,35 11 1,7 1,24 1,25 1,5 2,16 3,22 -19,1
Abril 6,9 9,8 3,3 2,2 2,1 -3,1 4,8 5,4 -12,2
Mayo 0,1 1,1 0,4 -1,7 1,3 4,8 -1,4 2,4 0,3
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Datos Parciales 2008
Interanual mes2008 vs 2007 Febrero Marzo Abril Mayo
Residencial hasta 10 kW 10,50% 6,60% 6,40% 4,50%
General hasta 10 kW 6,80% 3,50% 3,80% 3,10%
Industria y Comercio ( 10 kW a 300 kW) 7,10% 4,90% 5,00% 4,50%
Industria > 300 kW 1,40% -3,20% -4,30% -5,10%
Alumbrado Público 3,80% 1,20% 1,40% 1,30%
Compra directa al MEM 2% 2% 2% 2%
Estadísticamente la Indisponibilidad de la generación térmica ronda entre un 18 al 23% de la potenciainstalada. Sumadas a las restricciones del transporte, combustible y características de las CH con lasrestricciones en los años hidrológicos no favorables, CAMMESA estadísticamente indica hasta un 30 %de indisponibilidad vs la instalada. Hay que considerar que además el sistema necesita entre la reservarotante operativa 2%, la reserva de 10 min y la reserva fría de 20 min, un 10% por sobre la demandamáxima prevista.
Evolución de la Potencia Máxima respecto a la Potencia Firme y a la
Potencia Instalada
Potencia Máxima año 2007 18.345 MW
años
MW
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pot max Pot f irme Pot inst
2008 2009 2010
MW MW MW
Rosario San Martin
Campana Gral. Belgrano. 400,00 1.320,00 0,00
Termo Andes.Salta 110,00 0,00 0,00
Puerto Madryn 20,00 0,00 0,00
Cuesta del Viento Hidro 9,50 0,00 0,00
Termica Guemes. Salta 0,00 98,00 0,00
Loma de la Lata. Neuquén 0,00 185,00 0,00
Ingentes esquel 0,00 50,00 50,00
Ingentes trelew 0,00 400,00 100,00
Modesto Moranzo Rio IV 0,00 76,00 46,00
Centrales EPEC 0,00 406,00 0,00
Caracoles Hidro San Juan 0,00 125,00 0,00
Yacyreta 0,00 1.200,00 0,00
Río Turbio 0,00 240,00 0,00
Atucha II 0,00 0,00 745,00
Cogeneradores 260,00 0,00 0,00
Mar del Plata 0,00 60,00 180,00
TOTAL 799,50 4.160,00 1.121,00
Fuente Secretaría de Energía
2008 termica + hidro 800
2009 termica + hidro 4.160
2010 termica + nuclear 1.121
2011 0
2012 0
2013 0
2014 0
2015 0
2016 0
2017 0
2018 0
2019 0
2020 0
2021 0
2022 0
2023 0
2024 0
2025 0
2026 0
6.081 MW
Proyección de la demanda de Potencia en MW en base a las tasas de la Secretaria de Energía.
Fundelec indicaba a principios de año, que para el2008 el pico de potencia superaría los 19.000 MW.
En junio 2008 se está importando de nuevo deBrasil alrededor de 1000 MW
El 23 de junio con 8,4°C a las 19 y 37 hs; la demandade potencia fue de 19.126 MW y todavía faltan losmeses de Julio y Agosto. Pico histórico.
Considerando las tasas medias de evolución de laSecretaria de Energía que desde la fecha hasta el2026 ( 18 años) estiman un incremento medio anualdel 3,3%.
Con estas condiciones estamos hablando de un valorestimativo de demanda de potencia en el año 2026 de33.800 MW, 15.400 MW sobre el pico 2007, un 84 %más .
Potencia instalada, Potencia firme estimada Vs.
Demanda de potencia esperada ( todo en MW) Tasa media 3,3%,
se agregaron a fines del 2007, 2000 MW de potencia que estaba indisponible
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
potencia Max esperada potencia instalada potencia firme estimada
MW
año MW
2003 14.185
2004 15.032
2005 16.143
2006 17.395
2007 18.345
Tasa 5 años 6,80%
PICOS DE POTENCIA
MW NACIONAL
Tasa puntual 06/07 5,5%
Consideraciones sobre el
crecimiento energético
La tasa puntual de crecimiento energético del año2006 al año 2007 fue de 5,5%, considerando 1200MW de
restricciones cuando la esperada era 7,5%
La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución
energética es del 5%
La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años
fue de 6,8%
La tasa puntual de crecimiento energético año 2007a 2008
se estima en 7,3 %
La tasa promedio de PBI en los últimos 5 años es de aproximadamente 8,8%, una de las más elevadas de
Latino América. La estimada 2008 7%
La tasa media estimada de la Secretaria de Energía de la
Nación, 3,3% hasta el 2026
De acuerdo a la UIA Unión Industrial Argentina, para
sostener 5% de crecimiento económico se deben
incorporar hasta el año 2016, 1000 MW/año, importar
petróleo a partir del 2009, incrementar la compra de gas
a Bolivia y realizar inversiones el sector energético del
orden de 2.650 millones U$S/año.
Según el Instituto de investigación en CienciasSociales de la Universidad del Salvador (IDICSO)
Afirma que para el año 2024 se necesitará incrementar la
potencia del sector eléctrico en 42.000 MW por sobre la
potencia instalada de 24.600 MW. Correspondiente a una
firme de 20.700MW ( sumando la firme mas la prevista
por IDICSO dos da un total de 62.700MW), esto implica
una tasa de crecimiento energético media de mas del 7%
anual sostenida hasta el año 2024. ( 2600 MW/año)
El ingeniero Gerardo Rabinovich perteneciente alInstituto Argentino de la Energía General Mosconide la Universidad de Belgrano.
El indica la probable composición del parque degeneración en Argentina para el año 2018.Con unapotencia instalada de 39.600 MW por sobre la base depot instalada de 24.600MW nov 2007.
Ciclos Combinados 21% (CC)
Turbinas de Vapor 16%(TV)Turbinas de Gas 7%(TG)
Hidráulica 41% (CH)Nuclear 6%(Nuc)
Renovables 8%(Ren)Térmica total 44% frente al 57% del 2007
Esto implica un incremento de 15.000 MW:CC 2130 MWTV 1900 MWNu 1300 MWCH 6400 MWRen 3200 MW
Total 15.000 MW para los próximos 10 años(1.500MW/año) con una inversión de 2.000 millonesU$S/año hasta el 2018, (solo costos de Generación, noestá considerada ni la Transmisión, Transformación yDistribución que se corresponde con esa demanda) y conun análisis de un crecimiento de la demanda eléctrica del4%.
Nota: como renovables están indicadas:Eolica, Solar, Geotérmica, Mareomotriz, Biomasa,
Hidráulica hasta 30 MW entre otros.
En base a lo analizado anteriormente y debido a ladispersión de opiniones existentes se desprende lanecesidad de realizar un análisis de sensibilidad convariación de tasas medias desde la de 3,3 % hasta un5,6%.
De esta manera tendremos plasmado un escenarioprobable ante tantas alternativas posibles.
Análisis de sensibilidad de tasas promedio de crecimiento para el estado de pico en MW, sin la
consideración de la energía disponible por año en GWh
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
años
MW
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme tasa sec energia promedio 3,3%
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
Sobre la base año 2007 Pmax 18.345 MW,
108.467 GWh Fc: 0,675
Potencia firme estimativa fines 2007 20.700 MW
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
tasa 3,30% mínima 4,10% media 5,60% máxima
año
% P y E Pot nec
MW
% P y E Pot nec
MW
% P y E Pot nec
MW
2013 15,69% 3.249 24,73% 5.119 35,23% 7.293
2018 34,12% 7.063 51,61% 10.682 78,93% 16.338
2023 51,75% 10.712 76,60% 15.856 124,04% 25.676
2026 63,41% 13.127 90,18% 18.667 149,60% 30.966
año INGRESOOBRAS MWProbable Pot
F irme
2007 20.700
2008 térmica + hidro 800 21.500
2009 Térmica + hidro 4.160 25.660
2010 térmica + nuclear 1.121 26.781
2011 Eolica 100 26.881
2012 Eolica 300 27.181
2013 Eolica 300 27.481
2014 Eolica 300 27.781
2015 Nuclear 800 28.581
2016 Nuclear 800 29.381
2017 El Chihuido 1.875 31.256
2018 Garabí 1/2 450 31.706
2019 Santa Maria 1/2 450 32.156
2020 Corpus 3.200 35.356
2021 Geotérmica 400 35.756
2022 Condor Cliff 1.400 37.156
2023 Geotérmica 300 37.456
2024 Geotérmica 300 37.756
2025 Paraná Medio 3.300 41.056
2026 Paraná Medio 2.300 43.356
Eolica 1.000 MW
Nuclear 1.600 MW
Hidráulica 12.075 MW
Geotérmica 1.000 MW
15.675 MWAproximadamente 1000 MW/año
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
años
MW
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme1 tasa 3,3% oferta firme2
Cuadro Tentativo ya que a la fecha no se posee cronograma de obras
En la década de los 90 las reformas regulatoriasintroducidas en el sector eléctrico a partir de la ley 24065,han descentralizado las decisiones, tanto en generacióncomo en el transporte trasladándolas a los agentes delmercado, promoviendo la participación de las inversionesprivadas de riesgo.
Simultáneamente se retiró el estado nacional de lainversión directa (salvo Yacyreta) y además se retiróde la planificación eléctrica a largo plazo.
Si bien el actual plan energético nacional constituye unpaliativo para el abastecimiento eléctrico para un horizontemenor a 10 años, (siempre cuanto se disponga de gasnatural, gas oil , diesel oil, agua en los embalses ydisponibilidad en el equipamiento de generación,transmisión y transformación)
Aún la función del planeamiento a largo plazo( 25 años)aún no se ha recuperado de manera sustancial dentro de laestructura del estado.
La información por lo general esta fragmentaday dispersa como para poder tener una ideageneral.
No hay indicios de un inventario actualizado deproyectos hidroeléctricos (Solo en Plan EnergéticoNacional 2004-2008, se menciona comoproyectos hidroeléctricos superiores a 400 MW yen revisión; a Corpus y Garabí).
Falta definición de estrategias sobre la participación de lafuente nuclear en la producción de electricidad, elMinisterio de Planificación Federal anunció que para luegoque ingrese Atucha II se construirá otra central Nuclear.Atucha I deja de operar en los próximos años.
También ausencia de iniciativas privadas en materia deinversiones en nuevas centrales térmicas.
“El abastecimiento Problemática del transporte de Energía Eléctrica en extra
Alta Tensión”
El transporte de energía eléctrica en alta tensión
Operación - Restricciones - Perspectivas
Longitud Total de líneas de 500,330 y 220 kV:
11.700 km
Cantidad de EETT:38
Cap. de transformación:12800 MVA
Cantidad de líneas de132 kV: 11.621 km
* (inc. transportistas independientes)
Red de Extra Alta TensiónY Alta Tensión
Características de la Red
Red de Extra Alta TensiónY Alta Tensión
Características de la Red
Configuración básicamenteradial
El principal Centro deconsumo, GBA, está a grandistancia de importantesCentrales de bajo costo degeneración:
1000 - 1200 km desde el Comahue.
900 km desde Yacyreta.
1200 km desde El Bracho(NOA).
Corredores de 500 kV saturados
URUGUAY
BOLIVIA PARAGUAY
BR
AS
IL
CH
ILE
YacyretáResistencia
Salto Grande
El Bracho
Malvinas
G.Mendoza
Rodríguez Ezeiza
Henderson
Garabí
1000 MW (I)
+
1000 MW (II)
Choele
Choel
C.Elia San Javier
CO
MA
HU
E
Olavarría
B.Blanca
Puelches
Abasto
Campana
S.Tomé
Rosario O.
Ramallo
Recreo
Rincón S.M.
Luján
ARGENTINA
• Comahue - GBA
• GBA - Litoral - NEA
• Litoral - Centro
• Cuyo - Centro
URUGUAY
BOLIVIA PARAGUAY
BR
AS
IL
CH
ILE
YacyretáResistencia
Salto Grande
El Bracho
Malvinas
G.Mendoza
Rodríguez Ezeiza
Henderson
Garabí
1000 MW (I)
+
1000 MW (II)
Choele
Choel
C.Elia San Javier
CO
MA
HU
E
Olavarría
B.Blanca
Puelches
Abasto
Campana
S.Tomé
Rosario O.
Ramallo
Recreo
Rincón S.M.
Luján
ARGENTINAMáquina única
Amp. Seg. Res.SE 01/03
EETT saturadas
Próximas a la saturación
Amp. Aprob. ENRE
Capacidad de transformación
Recién Ingresada
Concepción del Mercado y sus Efectos
La concepción del MEM fueabsolutamente liberal: procuró evitartoda intervención centralizada y dejólibre a las fuerzas del mercado laresponsabilidad de mantener elequilibrio dinámico necesario entreoferta y demanda.
Concepción del Mercado y sus Efectos
En teoría, con cada restricción de
transporte se generaría un fondo para
inversiones o una oportunidad de
negocios, que le permitiría al mercado
resolver cada uno de los problemas. Así,
las inversiones en ampliaciones de
transporte quedaron a cargo de los
usuarios de la red.
Concepción del Mercado y sus Efectos
Naturalmente esta concepción noresolvió dos aspectos básicos de unaadecuada planificación:
•a) que las ampliaciones estén en servicio
cuando son necesarias y no después.
•b) que un sistema optimizado no es el
resultado de la suma de los proyectos
óptimos de los agentes.
Aspectos críticos del transporte en alta tensión
•Tiempos de ejecución de obras
15 meses4 meses
30 meses
1/4/06 1/8/06 1/3/0912/04
Compromiso de Inversión
Análisis de Ofertas, Obtención
de financiación Negociación y
Firma de Contratos
Plazo aproximado de
ejecución de la Obra
Elaboración del
proyecto.
Audiencia Pública.
Elaboración del
Pliego de
Condiciones.
Licitación.
Cronograma típico
para una línea de 500 kV
o un Ciclo Combinado:
mínimo 4 años!…
Una línea de 132 kV y ET pueden demandar
3 años o más.
Aspectos críticos del transporte en alta tensión
En general hay inconvenientes paraatenderse nuevos pedidos de demandas enáreas industriales
Tan sólo incorporar un nuevo transformador de rebaje de 500 kV insume como mínimo 2 años
La Planificación en el MEMAlgunos Planes
Luego el CFEE y la Secretaría de Energía se ocuparon de
ampliarlo e instrumentarlo.
En la Guía 1998-2005 se propusieron las vinculaciones en
500 kV Comahue-Cuyo y NOA-NEA. En ambos casos se
sumaban como factores de interés para las inversiones
privadas hipótesis de exportación hacia países vecinos.
El Plan Federal tuvo sus primeros antecedentes en
propuestas de la Guía de Referencia de Transener, para
dotar al SADI de mayor confiabilidad.
La Planificación en el MEMAlgunos Planes
El “Plan Nacional de Obras de Transporte Imprescindibles para elPeríodo 2004-2008” fue elaborado en Julio de 2003 por ATEERA,para colaborar con la Subsecretaría de Energía Eléctrica en labúsqueda de una rápida respuesta a necesidades perentorias delpaís, para que las redes de transporte no paralizaran sureactivación.
La Planificación en el MEM
Algunos Planes
Luego el CFEE extendió el alcance de ese Plan más allá de lasjurisdicciones de los Transportistas creando el denominado “PLANFEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO II”, el cual contiene unplan de obras prioritarias para el período 2004 - 2008 paragarantizar el abastecimiento y eliminar las restricciones detransporte en el corto y mediano plazo en los Sistemas Regionalesde Transporte Eléctrico.
3C.F.E.E.
Etapas del proyecto
Etapa I: Recopilación de obras consideradas de interés o prioritarias para cada jurisdicción del SEN
Etapa II: Definición de los criterios a utilizar para la evaluación de cada obra, determinación de los estudios necesarios para validarlas, selección de las obras a ser evaluadas en profundidad.
Etapa III: Estudio de las obras seleccionadas, ordenamiento según los resultados del análisis.
Etapa IV: Formulación del Plan de Obras Prioritarias.
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEANOA
LITORAL
AREA
METROPOLITANA
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
CUY0 5,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
AREAMETROPOLITANA
41,8%
Fuente: Secretaría de Energía
PLAN FEDERAL LINEAS DE 500 kV
NOA-NEA en licitación
RECREO-LA RIOJA:
en construcción.
SAN JUAN MENDOZA:
Concluida.
YACYRETA GBA
en construcción
COMAHUE-CUYO
en licitación
MEM-MEMSP: Concluida
PUERTO MADRYN-PICO TRUNCADO
En construcción
PICO TRUNCADO-SANTA CRUZ
En licitación
UNLP IITREE
Conclusiones
El sistema de transporte está muy exigido
(corredores saturados, problemas de tensión, falta de
capacidad de transformación).
Su operación es compleja. Debe recurrirse a
adaptaciones permanentes de la topología de la red,
al establecimiento de múltiples límites de transporte.
Se recurre al uso de automatismos de corte de
generación y de demanda, y de conexión/desconexión
de equipos de compensación de reactivo.
FUNDELEC opina que en los últimos años e
impulsado por políticas energéticas oficiales, el
transporte eléctrico se EAT Argentino viene
mostrando un gran crecimiento en cuanto a obras de
inversiones. Esto es fundamental para desarrollar una
estructura eléctrica mas acorde a las necesidades
actuales del país.
Fuente FUNDELEC
Desde 1992 al 2001 el sector eléctrico invirtió unos
12.500 millones de dólares lo cual permitió un
crecimiento del 68% en generación y del 40% en
distribución quedando postergado el sector
transporte.
Fuente FUNDELEC
En la actualidad es necesario también avanzar en
los otros dos sub-segmentos del sistema eléctrico
de potencia que son la generación y la distribución,
para así logra un crecimiento equilibrado que pueda
sustentar el crecimiento de la industria y la
economía Argentina.
Fuente FUNDELEC
ALGUNOS DATOS DEL NEA
Grl.J.de San Martín
S A N T A
R I O S
E N T R E
F E
F O R M O S A
C H A C O
CORRIENTES
MIS
IONES
REFERENCIAS
Transformadoras
Estación Transformadora
Central Térmica Vapor o TG
E.T. 500 kV
Centrales y Estaciones
Conversoras
Nudos
Central Hidráulica
Central Nuclear
Líneas
Líneas de 500 kV
Líneas de 132 kV
Líneas de 220 kV
Líneas de 500 kV en construccion
S.Lorenzo Refisan
Grl. San MartínArocena
Payzume
San Carlos
Esperanza Santa Fé
Nelson
Justo San
Crespo San Javier
Calchaquí
Arrufó
Reconquista
Va. Ocampo
Charata
Va. Angela
Pres.Roque Saenz Peña
la Plaza Pres. de
Resistencia Norte Barranqueras
Corrientes
S.Catalina
Formosa
Clorinda
Pirané
VistaBella
Goya
Esquina
Curuzu Cuatia
CaserosMonte
los LibresPaso de
Ita-Ibate
V.Virasoro
S. Isidro
Posadas
Roca
Obera
P. Mineral
A.del Valle
El DoradoPt. Piray
Pt. Iguazu
Conquistadores
Chajari
ConcordiaSan Salvador
San José
del UruguayConcepcion
BasavilbasoNogoya
Crespo
Victoria
Paraná
El Pingo
Sta. Elena
YACYRETA APIPE
Uruguaí
SGRA
S.CAXIAS
ChopinFoz Do
FundoPasso
SGRU
LambareCaballero
Guarambare
C.A.Lopez
Natalio
Paranambu
Encarnacion
Pato Branco
Guarita
Sta.Rosa
Macambara
Alegrete
Sao Borja
4 Bocas
Artigas
Paysandu
Arapey
SANTOTOMÉ
ROMANG
RESISTENCIA
PATRIAP.DE LA
MARIASANTARINCON
GARABIS.ANGELO
x4ITAIPU
CC +/- 600 kV
C.ELIA S.JAVIER
Apostoles
Ibarreta
CD 6
CASCABELOESTE
Cascabel
GUAIRA
CD 5
La Ribera
El Colorado
S. Tomé
La Cruz
J.J. Castelli
Tres IsletasWanda
P. Celulosa
MERCEDES
NUEVA
San Isidro
San Isidro
SISTEMA INTERCONECTADO
DEL NEA ( 500 kV y 132 kV)
GENERACION NEA : 12,6% Vs LA NACIONAL
DEMANDA DE POTENCIA del NEA :
4,73% Vs LA NACIONAL
COMSUNO DE ENERGIA DEL NEA 5,5 % RESPECTO AL
CONSUMO NACIONAL
RELACION DE DEMANDA DE POTENCIA NEA VS GENERACION NEA 35,8 %
TASA DE CRECIMIENTO AÑO 2007 9,3 % (NEA)
TASA DE CRECIMIENTO ESTIMADA PARA EL AÑO 2008
3,5 % (NEA) Nov 2007 a abril 2008Fuente FUNDELEC
ALGUNOS DATOS DE MISIONES
DEMANDA DE POTENCIA PICO VERANO 07/08
1,6 % RESPECTO AL PICO INVIERNO NACIONAL 2007
ENERGIA CONSUMIDA AÑO 2007
1,41 % RESPECTO A LA NACIONAL.
TASA POTENCIA PICO ULTIMOS 5 AÑOS:
7,5 % (Misiones) > 6,8 % (Nacional)
TASA DE CRECIMIENTO ENERGETICO 2006/2007
9,3 % (NEA)> 6,51%(Misiones) > 5,5 % ( Nacional)
TASA de CRECIMIENTO ENERGETICO 5 AÑOS
8,28%( Misiones)>5%(Nacional)
Pmax año
0
50
100
150
200
250
300
350
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
P M
W
Energía anual en GHh
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
E G
Hh
Factor de Carga
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
Generación en el SIP. Contribución de fuentes
0,22% 0,33% 0,97%
72,33%
12,07%14,29%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
70,00%
80,00%
Termica Saltitos APSA SADI ANDE Urugua-I
Provincia Misiones distribución de energía por categoría de Usuarios
43,85%
11,69%
4,86%
23,26%
7,49%
8,84%
1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto
1-RESIDENCIAL 43,85%
2-COMERCIAL 11,69%
3-INDUSTRIAL 8,84%
4-GDES.US. 23,26%
5-AL.PUB. 4,86%
6-RESTO 7,49%
1,54% 1,46%0,16%0,59%
6,85%
89,40%1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto
1-RESIDENCIAL 89,40%
2-COMERCIAL 6,85%
3-INDUSTRIAL 1,54%
4-GDES.US. 0,16%
5-AL.PUB. 0,59%
6-Resto 1,46%
Provincia Misiones distribución de Usuarios por categoría
Relación de Energías Oberá Vs Provincia y por categorías
6,69%7,34%
10,37%
7,06%
9,65% 9,31%
7,52%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
1-RESID
ENCIA
L
2-COM
ERCIA
L
3-IN
DUSTR
IAL
4-GDES.U
S.
5-AL.
PUB.
6-Res
to
TOTA
L
6,47% 7,02%
10,88%
16,92%
0,07%
6,21% 6,55%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
1-RESID
ENCIA
L
2-COM
ERCIA
L
3-IN
DUSTR
IAL
4-GDES.U
S.
5-AL.P
UB.
6-Res
to
TOTA
L
Relación de Usuarios por Categorías Oberá Vs Provincia
Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs E.T. OBERA
48,7%
Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs carga SIP
8,6%
Relación demanda de Potencia E.T OBERA Vs carga SIP
17,8%
NOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDA
La misma esta integrada entre otras por
Energía eólicaCélulas de Combustible
Hidráulica de baja potencia.Geotérmica, Biomasa
Térmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc,
En Argentina son complementarias de la Generación Concentrada
(Grandes potencias , de Grandes Energías)
y por lo tanto no son sustitutivas
¿ A que responde esta circunstancia?
Se recuerda que Argentina, por la distribución de su
población concentrada en la CABA , GBA, zonas de
CORDOBA y zonas de SANTA FE; considerando además
que las fuentes de Generación se encuentran en general
alejadas de los Consumos; con el agravante de que la red
de Transmisión presenta topología de característica
radial ( más frágiles desde el punto de suministro
eléctrico).
.
Además no esta incentivado a Nivel Nacional
con el énfasis necesario, el desarrollo de las
fuentes alternativas de generación.
Por lo tanto presenta una diferencia sustancial
con países Europeos que poseen redes
malladas ( más robustas desde el punto de
suministro eléctrico); y con las fuentes de
generación cercanas a los centros de consumo
Y gran desarrollo de las fuentes de generación
alternativas que se constituyen en generación
distribuida.
Hay que tener en cuenta que si realizamos solo GD y no reforzamos las líneas de Transmisión y Estaciones
Transformadoras, si la GD no esta disponible deja desabastecida la región.
Por eso existe el concepto de los sistemas interconectados con grandes centrales eléctricas y
las líneas de EAT y AT, si no sería imposible el suministro de energía puesto que el mismo se basa
en el principio de aprovechar la disponibilidad de las centrales y el despacho económico
Conclusiones Finales
Como el país necesita en un futuro próximovolúmenes de potencia y energía a gran escala, estonos pone en una situación comprometida y noscondiciona a realizar todo lo necesario paraabastecer la demanda. Contemplando de maneraprioritaria el impacto ambiental.
Se debe volver a realizar planificación delsistema eléctrico nacional de manera global alargo plazo
Análisis de la variación de la actividad económica
Evolución del PBI.
Análisis de alternativas de suministro Energético
Plan de obras e ingreso de las mismas
Algunos Estudios Eléctricos asociados:
Esta recomendación se debe a que cualquier: CentralEléctrica, Línea EAT AT MT, Estación Transformadora,equipamiento de compensación, etc, que se ingrese alSADI o a los sistemas interconectados provinciales, nopuede decidirse su instalación y menos aun suincorporación sin los estudios previos correspondientes.
Estudios de crecimiento energético por regiones y paísEstudios de flujos de cargaEstudios de Niveles de Cortocircuito.Estudios de ConfiabilidadEstudios de Estabililidad Estudios de Transitorios Electromagnéticos
Se debe invertir de manera importante enInvestigación y desarrollo, en sistemas alternativosde generación, para hacerlas competitivas con lasconvencionales en precio, en potencias ,en energías,en factores de utilización, en rendimientos, endisponibilidad ,en confiabilidad y con la calidad querequiere el servicio eléctrico.
Se debe promover de manera efectiva el uso racionaly la eficiencia energética.
Para que los sistemas eléctricos sean confiables ybrinden calidad de servicio, es necesario que lamisma regla se cumpla con su infraestructura ycon sus recursos humanos.
La desregulación de la actividad de la energíaeléctrica fue la causante de los apagones deCalifornia y la zona de Nueva York en los EstadosUnidos de Norteamérica.Sr. Jim Burke Ingeniero de la ABB y miembro de laIEEE( Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica deEEUU)
Referencia BibliográficaSECRETARIA DE ENERGIA PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008
PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO II
CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima
ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica ArgentinaTRANSENER Transportista Energía Eléctrica
Ing. Eduardo Nitardi Gerente Técnico Ing. Jorge Nizovoy Gerente de Planeamiento
FUNDELEC Fundación para el Desarrollo Eléctrico
UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA IITREE-LAT Instituto InvestigacionesTecnológicas Redes y Equipos Eléctricos. Lab. Alta Tensión. Fac. Ingeniería UNLP. Ing. Patricia Arnera
INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE BELGRANO Ing Gerardo Rabinovich
IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del SalvadorIng. Alfredo Fernández Franzini Ex Director de CN Atucha I. Ing. José Francisco Freda ex director Nacional de combustibles.
CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica
SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA Ing Juan Angel Correa UNLP
Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones
www.cpaim.com
AGRADECE SU ATENCION