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Matriz energetica nacional jri corrientes corrientes 2010 actualizacion dic 2011

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  • 1. IV JORNADAS REGIONALESDE INGENIERIA DEL NEA CORRIENTES 10 y 11 DE JUNIO DE 2010 Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones ACTUALIZACION DIC 2011
  • 2. Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de MisionesComisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente Ing. Darío Roberto Beltramo e Ing. Eduardo SoraccoComisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente
  • 3. Información Básica Sobre LaConfiguración de los Sistemas Eléctricos de Potencia
  • 4. GENERACION G 3~ DISTRIBUCION M 3~AT MT BT M 1~ TRANSMISION 3~ M GD 3~ M 3~
  • 5. Generación Central, Térmica, Hidráulica o Transporte EATNuclear.( Generación Concentrada) Transmisión AT Subtransmisión G 3~ Transformadora132/33/13,2 kV 380/220 V GD GD 3~ 3~ DistribuciónPrincipales Componentes Tecnológicos De La Red
  • 6. Planificación de la Operación Diagrama ordenado de carga o denominada curva monótona Potencia máxima Potencia del sistema en el MW año Ordenando los 365 diagramas de carga diarios, se obtiene la curva Energía anual monótona GWh Diagrama carga de 8760 hs 1 año diarioPotencia MW Potencia máxima del sistema Energía en el día diaria GWh 24 hs
  • 7. Central 3 Pico Turbinas de Gas, Hidráulica, Diesel, Resto Central 2 Semi base ~Hidráulica, Ciclo Combinado ~ Población a Potencia abastecer MW Pico Semibase Base ~ Central 1 de base 8760 hs 1 año Nuclear, Térmica Vapor, El área rayada en los 3 colores, y bajo la Hidráulica. Ciclo Combinado. curva es la energía total consumida por la población en un año Y medida en GWh Es la : Energía activa Planificación de la Operación
  • 8. ANTECEDENTES YAPRECIACIONES
  • 9. ENERGIA ELECTRICAAntecedentesEstado de Situación SectorEnergético NacionalFuturo InmediatoConclusiones y Propuestas
  • 10. Modelo energético agotado. Nueva Políticaenergética para un desarrollo sustentable enel mediano y largo plazo. Plan Energético alargo plazo.Situación delicada en la estructura del sistemaenergéticoEl gas natural no puede sostener el crecimientodel sector energético. Sus reservas sonlimitadas. Además actualmente estamosincrementando su importación, hemos perdido elautoabastecimiento.
  • 11. En la década de los 90 las reformas regulatoriasintroducidas en el sector eléctrico a partir de la ley24065, han descentralizado las decisiones, tanto engeneración como en el transporte trasladándolas a losagentes del mercado, promoviendo la participación de lasinversiones privadas de riesgo.Simultáneamente se retiró el estado nacional de lainversión directa (salvo Yacyreta) y además seretiró de la planificación eléctrica a largo plazo.
  • 12. Para sostener el crecimiento económico delpaís se necesitan sostener en el tiempo lasinversiones en Generación Eléctrica . E.T.Transformadoras y Líneas de EAT y AT. Conla evolución correspondiente de losSistemas de Distribución.Fuerte crecimiento de la demanda y delPBI, años 2003 a 2008. Caída de lademanda y del PBI año 2009.2010, fuerte recuperación de la demandaenergética, y también del PBI 7,4%Caída en la producción de hidrocarburos yen la relación R/P
  • 13. Evolución de la Tasa Interanual de la Demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN8 7,5 7,6 7,9 77 6,6 6,7 6,36 5,6 5,8 5,9 5,9 5,55 4,7 4,64 3,63 2,9 2,3210 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 10-1 -1,3-2 -2Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 14. Evolución porcentual de la Tasa del PBI, interanual10 9 9,2 8,5 8,7 9 8,8 8 8,1 7,4 7 6,8 6 5,8 5,5 5 4 3,9 3 2 1 0 0,9 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 -1 -2 -0,8 -3 -2,8 -4 -5 -3,4 -4,4 -6 -7 -8 -9-10-11 -10,9-12 Se espera para el año 2011, un PBI del 5 %
  • 15. Evolución de la Tasa de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN, ( en azul) Vs. Evolución de la Tasa del PBI (en rojo); interanuales 15 9 9,2 8,7 10 8,8 8,5 8,1 7,4 6,3 6,9 6,8 5,5 4,7 5,2 7,5 5 3,6 6,1 5,5 6,5 5,9 5,6 5,8 2,6 0,9 3,6 5,8 3,8 3,9 0 -0,8 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 -0,9 -2,1 -5 -3,4 -2,8 -4,4 -10 -10,9 -15Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 16. % Evolución de las Tasas del consumo de Energía agentes14,00 del MEM. (interanual) 12,2012,00 11,4010,00 8,00 7,20 6,50 6,20 6,00 6,00 5,10 4,90 4,00 4,00 2,70 2,20 2,00 1,70 0,00 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre DiciembreTasa total de incremento de energía MEN interanual 2010 Vs 2009: 5,9% Fuente FUNDELEC
  • 17. Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM Comparación años: 2007 Vs 2008 Vs 2009 Vs 2010.141210 8 6 4 2 0 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre-2-4-6 Comparación interanual-8 2008 Vs 2007 +3.04%, 2009 Vs 2008 -1,3% 2010 Vs 2009 5,9%Fuente FUNDELEC
  • 18. 9,0% Fuente FUNDELEC8,0% 7,80% 8,10% 7,50%7,0%6,0% 5,70% 5,90% 5,70% 4,6%5,0% 4,80% 4,1%4,0% 3,7% 3,80%3,0%2,0%1,0%0,0% Septiembre 1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00 Noviembre Octubre Febrero Agosto Enero Marzo Junio Mayo Abril Julio Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM 2011 De enero a Noviembre, el 2011 acumula un incremento del 5,6% respecto del mismo período de 2010.
  • 19. PARTICIPACION ENERGETICA POR REGION PATG 2,5% BAS 11,9% NOA 7,8% NEA 4,3% CENTRO 9,1% LIT COMAHUE 13% 3,2% CUYO 8,5% GBA 39,7%ADEERA AÑO 2010
  • 20. Participación por tipo de usuario (total 100%) 20,18% 39,18% RESIDENCIAL < 10 kW General < 10 kW11,78% Alumbrado Publico Comercio e Industria ≥ 10 y < 300 kW Industria ≥ 300 kW15,28% Grandes usuarios del MEN 10,28% 3,78% Fuente ADEERA 2010
  • 21. AÑO 2010: DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 20.843MW, incremento 6,56% Y ENERGIA OPERADA TOTAL 115.619 GWh, incremento de 3,87% Factor de Carga = 0,63MW21000 20.843 MW20000190001800017000160001500014000130001200011000 RESTO10000 9000 8000 HIDRAULICA DE PICO TERMICA DE PICO 7000 6000 5000 TERMICA DE SEMI BASE HIDRAULICA SEMI BASE 4000 TERMICA DE HIDRAULICA DE NUCLEAR DE 3000 2000 1000 0 BASE BASE BASE Hs 8760. 0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000EL 01/08/2011 FUE SUPERADO EL MÁXIMO HISTÓRICO DE POTENCIA PARA DÍA HÁBIL DELSADI, CORRESPONDIENDO 21564 MW A LAS 20:18 3,45% RESPECTO 2010
  • 22. Participación de las Fuentes de Generación deEnergía Eléctrica años 2003 a 2010, porcentual.0,70,60,50,40,30,20,1 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 Termica Hidraulica Importacion NuclearFuente FUNDELEC CAMMESA
  • 23. Participación de las Fuentes de Generación de Energía Eléctrica, año 2010, porcentual. Importación 2,03% Nuclear 5,79 Hidraulica 34,79% Termica 57,39%Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 24. Participación de las Fuentes de Generación de Energía Eléctrica, año 2010. 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto sepriembre octubre Noviembre Diciembre Impotacion Nuclear Hidraulica TermicaCuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 25. Participación de las Fuentes de Generación de Energía Eléctrica, año 2010. 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 Termica Hidraulica Nuclear ImportacionCuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 26. Participación de las Fuentes de Generación de Energía Eléctrica, año 2011. 80,00% Témica Hidraulica Nuclear Importación Complementarias 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% 20,00% 10,00% 0,00% Septiembre Noviembre 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Octubre Febrero Agosto Enero Marzo Junio Mayo Abril JulioCuadro actualizado fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 27. Participación de las Fuentes de Generación de Energía Eléctrica, acumulado año 2011, porcentual. IMPORTACION COMPLEMENTARIAS 2,20% 0,010% NUC LEAR 4,90% HIDRAULICA 32,70% TERMICA 60,20%Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 28. EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA Si el factor de carga disminuye implica aumento de demanda residencial versus la industrial0,75 0,720,70 0,69 0,67 0,67 0,650,65 0,630,600,550,50 2005 2005,5 2006 2006,5 2007 2007,5 2008 2008,5 2009 2009,5 2010 Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 29. EVOLUCION DE LA POTENCIA INSTALADA no FIRME EN EL SADI EN MW 28.5002006 24.354 MW 28.000 27.500 27.0002007 24.406 MW 26.500 26.0002008 25.364 MW 25.500 25.0002009 27.045 MW 24.500 24.000 2006 2007 2008 2009 20102010 28.126 MW Septiembre 2010Tasa incremento puntual : 3,99% Promedio 943 MW/añoTasa incremento medio : 3,98% Fuente CNEA
  • 30. Potencia Instalada en MW, Nov 2011AREA TER NU EOL HID TOTALCUYO 3,37% 9,63% 100% 5,7%COMAHUE 8,87% 42,1% 20,81%NOA 12,90% 24,13% 1,97% 8,09%CENTRO 6,645% 64,48% 8,32% 9,29%GB-BA-LI 64,87% 35,53% 3,4% 8,56% 42,75%NEA 1,49% 24,73% 10,34%PATAG 2,00% 72,42% 4,7% 3,00%SADI 17.317 MW 1.005 MW 8,7 MW 11.039MW 1,2 MW 29.370,9WTermica:58,96%-Nuclear:3,42%-Hidraulica:37,58%-Eólica 0,029%Solar 0,00% Fuente CNEA TOTAL INSTALADO 29.370,9 MWLa EOLICA instalada ronda los 28 MW pero como son Cooperativas que descuentan loGenerado Vs la Demanda, la diferencia neta es vista solo como Demanda
  • 31. POTENCIA INSTALADA JULIO 2011 % Y POR REGIONES NOA NEA Gi: 8,09 Gi: 10,34 CEN Gi:9;29 GB, LI CUY y BA 42,75 G:5,7 COM PAT G:20,81 Gi:3
  • 32. POTENCIA INSTALADA VS DEMANDA ENERGETICA POR REGIONESEN % AÑO 2010 NOA NEA Gi: 8,01% Gi: 8,83% De: 7% De: 4,3% CEN Gi:8% GB, LI De:9,1% y BA Gi:43,53% De:64,6% CUY Gi:5,6% Cuadro Di: 8,5% Orientativo PAT COM Gi:3,08% Gi:21,36% De:2,5% De: 3,2%
  • 33. NOA-NEA 1.250 KmComahue- Cuyo 704 Km
  • 34. San Pedro Formosa Palpala Barranqueras Guemes Sta Catalina Cabra Corral El Cadillal NOA Uruguai CT Tucumán NEA Yacyreta S Ct Ave Fenix 12,4 % Salto Grande CT San Miguel Calchines CT Plus Petrol Norte COMAHUE 3,8% Sorrento Escaba Rio Hondo San Nicolas La Banda AES Paraná Frias PATAGONIA 4,8% LITORAL Argener La Rioja CN Atucha Ullum Sarmiento CENTRO AREA Puerto Pilar Costanera METROPOLITANA Dock Sud Lujan de Cuyo NOA 6,6% CUYO Cruzde Piedra Dique Los Reyunos Genelba Agua del Toro Nihuil I,II,III NEA 4,5% BUENOS AIRES Mar de Ajó San Roque Villa Gesel Los Molinos Mar del Plata Rio Grande COMAHUE Necochea CN Embalse Piedra Buena Sur oeste CENTRO 8,1% Pto Madryn Rio Tercero Villa maria Florentino Ameghino Rio Cuarto Ct patagonia Maranzana Electropatagonia Gral Levalle Comodoro RivadaviaAL 12,3 % PATAGONICO Pico truncado I y II Planice Banderita El Chocón Pichi Picún Leufú Referencias 2008 Piedra del Águila Alicurá Alto Valle GENERACION C Hidraulica C Térmica C Nuclear Termo Roca Loma de la Lata C Térmica Patagónica Agua del Cajon Fuente:CNEA Filo Morado Futaleufú
  • 35. Evolución de la Potencia Máxima a la Potencia Instalada( no firme )MW30.00025.00020.00015.00010.000 5.000 Pmax Pinst años 0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010
  • 36. PICOS DE POTENCIA y ENERGIA ANUAL en el SADI (OPERADA) Potencia Máxima Energía anual MW GWh 2005 16.143 101.176 2006 17.385 105.158 2007 18.345 108.467 2008 19.126 112.312 2009 19.560 111.307 2010 20.843 115.619Energía: Tasa puntual 10/09 3,87 % Potencia: Tasa puntual 10/09 6,56 % Tasa media 5 años 2,18 % Tasa media 5 años 4,36 % Promedio: 836 MW/año( últimos 5 años)
  • 37. Estadísticamente la Indisponibilidad de lageneración térmica ronda entre un 18 al 23%de la potencia instalada. Sumadas a las restricciones deltransporte, combustible y características delas CH con las restricciones en los añoshidrológicos no favorables, CAMMESAestadísticamente indica hasta un 30 % deindisponibilidad vs la instalada. Hay que considerar que además el sistemanecesita entre la reserva rotante operativa(2%,) la reserva de 10 min (3%) y la reservafría de 20 min (3%), un 10 % de respaldo sobrela máxima potencia prevista.
  • 38. A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2009 conuna demanda de Potencia de 19.560 MW Generación Propia ImportaciónNuclear 1.001 MW Brasil 622 MWTérmica 9.369 MW Paraguay 84 MWHidráulica 8.610 MW Exportación Uruguay -126 MWFuente FUNDELEC CAMMESA
  • 39. A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2010 conuna demanda de Potencia de 20.843 MW 6,5% respeto pico 2009 Generación Propia ImportaciónNuclear 991 MW Brasil 1284 MWTérmica 10.528 MW Paraguay 86 MWHidráulica 7.954 MW Sistema Nacional 19.473 MW , Reserva 1.313 MW < 10% efectiva 20.786 MW instalada 28.126 MW Indisponibilidad total 26,1%3 de agosto 2010 20 y 47 hs 6 grados CFuente CAMMESA Cuadro actualizado
  • 40. INDISPONIBILIDAD TERMICA DEL SADI38363432302826242220 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 año 2009 año 2010 PROMEDIO 2009 31,4% PROMEDIO 2010 30,7%
  • 41. DATOS SECRETARIA DEENERGIA DE LA NACION
  • 42. Fuente Secretaría de Energía plan de generación2004-2008 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 Ingentis Esquel 0,00 50,00 50,00 Ingentis 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
  • 43. Expansión de la Oferta de Generación Eléctrica Centrales COGENARIÓNTerminado INGENIOS VARIOS TV - 132 MWEjecución Avanzada Ingreso: 2009/10 YACYRETÁ Ejecución Normal Aumento a cota 79 (120 MW adic)Ingreso: Oct/09 CT GÜEMES Aumento a cota 80 (220 MW adic) TG - 98 MW Ingreso: Ene/10 Ingreso: Sep/08 Aumento a cota 83 (560 MW adic) Ingreso: Ene/11 TERMOANDES SANTA FE TG – 411 MW TG – 270 MW Ingreso: Jul/08 Ingreso: Abr/11 JOSE DE SAN MARTÍNMOLINOS RIO DE LA PLATA TG – 2x277 MW TV (GAS – BIOMASA) ATUCHA II Ingreso: Jul/08 27 MW (8.3 MW) NU – 745 MW CC – 822 MW Ingreso: Nov/07 Ingreso: Jun/11 Ingreso: Dic/09 CARACOLES MANUEL BELGRANO CH – 125 MW GENELBA PLUS TG – 2x277 MW TG – 165 MW Ingreso: Abr/08 Ingreso: Jul 2009 CC – 823 MW Ingreso: Ago/09 PILAR Ingreso: Ene/10 CC – 460 MW Ingreso: Ene/10 ENSENADA M. MARANZANA TG – 540 MW TG – 2x60 MW Ingreso: Abr/11 SUDOESTE Ingreso: Nov/08 TG - 125MW VILLA GESELL LOMA DE LA LATA TG - 57 MW CC – 175 MW (TV) SOLVAY INDUPA Ingreso: Dic/10 Ingreso: Sep/10 CC - 165 MW Ingreso: Ago/09 INGENTIS MAR DEL PLATA 2 TG - 205 MW CC - 180 MW Ingreso: May/11 ENERGÍA DEL SUR Ingreso: Nov/11 CC - 35 MW (TV) RIO TURBIO Ingreso: Jul/09 TV – 240 MW (TV) Ingreso: Jun/12 Dic 09: 388 MW Dic 10: 1306 MW Dic 11: 2740 MW Secretaria de Energía Total: 7018 MW
  • 44. Expansión de la Oferta de Generación Eléctrica Res SE Nº 220/2007Energía Distribuida Secretaria de Energía Ing SUAREZ FORMOSA I y II TG - 5 MW LAGUNA BLANCA TG – 2 x 15 MW TARTAGAL TG –7 MW TG - 10 MW PASO DE LA PATRIA TG – 2,4 MW PIRANÉ TG - 15 MW BARRANQUERAS L. SAN MARTIN TG - 90 MW TG – 15 MW JUAN J. CASTELLI CHARATA TG - 15 MW TG - 8 MW SAENZ PEÑA SANTA ROSA TG – 20 MW TG - 3 MW AÑATUYA PARANÁ TG – 18,6 MW TG - 40 MW CATAMARCA CONCEPCIÓN DEL URUGUAY TG – 20 MW TG - 41 MW LA RIOJA MATHEU TG – 20 MW TG - 42 MW RAFAELA LA PLATA DI 19,2 MW DI 40,4 MW CAVIAHUE PINAMAR DI 5 MW TG - 21 MW ALUMINE BRAGADO DI 6,3 MW TG 50 MW VILLA REGINA TG - 5 MW CAPITAN SARMIENTO ISLA VERDE TG - 5 MW TG - 20 MW LAS ARMAS Sep 09: 480,1 VENADO TUERTO TG 10 MW TG – 19,2 MW MW JUNIN TG – 20 MW Dic 10: 224 CIPOLETTI MW DI - 5 MW OLAVARRIA TG - 41 MW Total : 704,1 USHUAIA PEHUAJO MW TG - 15 MW TG - 20 MW 46
  • 45. Planificación Estratégica de Largo PlazoI. Integración Energética RegionalII. Avanzar en Proyectos Binacionales en conjunto con países vecinos en materia hidroeléctrica y nuclearIII. Relanzamiento del Plan Nuclear ArgentinoIV. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico NacionalV. Políticas de Uso Eficiente de EnergíaVI. Plan en Energías Renovables (complementarias) Secretaria de Energía
  • 46. Integración Energética Regional UNASUR A la fecha los doce países de Unasur acordaron: • Lineamientos para la Estrategia Energética Suramericana • Anteproyecto de Plan de Acción • Se está trabajando en el establecimiento de un Proyecto de Tratado Energético Suramericano Mecanismo de Integración y Coord. Bilateral Argentina – Brasil Garabi, Interconexión Eléctrica/Gasífera y Cooperación Nuclear. Argentina- Bolivia Oct. 2006 Contrato de compraventa de GN 7,7 Mm3/día hasta 27,7 Mm3/día en 2010/12. Argentina – Venezuela Ago. 2007 Memorandum de Entendimiento – regasificación de GNL Cooperación en Materia Energética: Argentina-Uruguay Construcción de Planta Regasificadora de GNLSecretaria de Energía 48
  • 47. SECTOR HIDRAULICO
  • 48. Proyectos Binacionales Hidroeléctricos CORPUS 2880 MW – 19000 GWh Ingreso: (2020?) GARABÍ y PANAMBI 2.150 MW – 8.000 GWh Ingreso: 2016 ? Panambí 50Secretaria de Energía
  • 49. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional LOS BLANCOS I y II 443 MW – 1200 GWh Ingreso: Dic/15 CHIHUIDOS I 637 MW – 1750 GWh Ingreso: Dic/14Secretaria de Energía 51
  • 50. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional CONDOR CLIFF 1140 MW – 3100 GWh Ingreso: Dic/15 LA BARRANCOSA600 MW – 1900 GWh Ingreso: Dic/16 Secretaria de Energía 52
  • 51. Relanzamiento del Plan HidroeléctricoCHIHUIDOS I 637 MW – 1750 GWh Ingreso: Dic/14, FU: 31%LOS BLANCOS I y II 443 MW – 1200 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 30,9%CONDOR CLIFF 1140 MW – 3100 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 31%LA BARRANCOSA 600 MW – 1900 GWh Ingreso: Dic/16, FU: 36%GARABÍ y PANAMBI 2150 MW –8.000GWh Ingreso: 2016?, FU: 42,5%CORPUS 2880 MW – 19000 GWh Ingreso: (2020?), FU: 75,3%Hidráulica Nacional 2.970 MW 7.950 GWhHidráulica Binacional 4.880 MW 28.000 GWhTotal Hidráulica (Parcial) 8.150 MW 35.950 GWh 53 Secretaria de Energía
  • 52. SECTOR NUCLEAR.
  • 53. Atucha I ingresa al final de su vida útil El Congreso sancionó la Ley Nuclear, El Senado de laNación convirtió en ley el proyecto que declara de interés nacional la construcción de la Cuarta CentralNuclear, Atucha III, el reacondicionamiento de la Central deEmbalse para extender su vida útil y además encomienda a la Comisión Nacional de Energía Atómica eldiseño, ejecución y puesta en marcha del reactor CAREM. “la Cuarta Central generará alrededor de 1500 MW depotencia” y se avaló “la continuación del programa nuclear argentino, que contempla la utilización de uranio natural para su funcionamiento, además de considerar comoelemento fundamental, la mayor cantidad posible de mano de obra nacional”.
  • 54. La Ley tiene por finalidad otorgar las herramientas necesarias para realizar las actividades de diseño, construcción, adquisición de bienes y servicios, montaje, puesta en marcha, marcha de prueba, recepción y puesta en servicio comercial, de una Cuarta Central de uno o dos módulos de energía de fuente nuclear a construirse en nuestro país y realizar todos losactos necesarios que permitan concretar la extensión de vida de..la..Central..Nuclear Embalse. A demás, la normativa delega en la CNEA la construcción y ejecución del proyecto CAREM, un reactor modular de baja potencia, de diseño completamente argentino.
  • 55. Proyectos Binacionales Nucleares Cooperación Nuclear con BrasilI. Se constituyó una Comisión Binacional de Energía Nuclear (COBEN) mediante Declaración conjunta de los presidentes de Argentina y Brasil (Febrero 2008). Sus funciones son identificar posibilidades de acción y cooperación bilateral en el área nuclear y elaborar proyectos para el cumplimiento de los objetivos fijados en la misma.II. La Declaración de los Presidentes instruye además a desarrollar un reactor nuclear de potencia, obtener un proyecto común en el área del ciclo de combustible y constituir una empresa binacional de enriquecimiento de uranio.III. Los organismos competentes de ambos países comenzaron las negociaciones pertinentes. AREAS: Aplicaciones Nucleares, Ciclo de Combustible Nuclear, Reactores de potencia y desechos, Regulación Nuclear, Enriquecimiento de Uranio.Secretaria de Energía 57
  • 56. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino En agosto de 2006 el Gobierno Nacional definió el:“Plan para la Reactivación de la Actividad Nuclear en la Argentina”,incluyendo entre otros tópicos:  Terminación de la Central Nuclear Atucha II (CNA-II)  Extensión de Vida Central Nuclear Embalse (CNE)  Estudio de Factibilidad de una nueva Central  Reactivación de la Planta de Agua Pesada  Reactivación del desarrollo del Reactor CAREM  Reactivación de la Planta de Enriquecimiento de UranioSecretaria de Energía 5 8
  • 57. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino Proyecto Central Nuclear IV Beneficios del Proyecto  Consolidación del desarrollo del Sector Nuclear argentino.  Incorporación de los sectores industrial y de servicios al desarrollo del Sector Nuclear.  Posibilidad de participación en proyectos CANDU fuera del país.  Transferencia de tecnología con el fin de que NASA se constituya con capacidad de Diseño para otras Centrales Nucleares.  Capacidad de repetición de la Central tantas veces como sea necesario y posible en territorio nacional.Secretaria de Energía 5 9
  • 58. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino Proyecto Central Nuclear IV Nueva Central Nuclear Argentina:  Entrada en servicio: 2016 / 2017  Tipo de Reactor: PHWR. ?????  Combustible: Uranio Natural.  Moderador y Refrigerante: Agua Pesada  Potencia Térmica: 2 Unidades de 2.084 MWt  Potencia Eléctrica: 2 Unidades de 740 MWe  Generará > 10.000 GWh por añoSecretaria de Energía 6 0
  • 59. Políticas de Uso Eficiente de Energía (PRONUREE)Acciones desarrolladas 8.9 millones de lámparas de bajo consumo distribuidas 4.5 millones hogares alcanzados en 1.950 localidades de 24 Provincias 26% localidades finalizadas en todo el país. Cambio de huso horario: diminucion la demanda máxima de verano 08/09 en 345 MW, pero sin embargo hubo incremento de energía. Cambio de 300.000 lámparas en edificios públicos. Secretaria de Energía
  • 60. Políticas de Uso Eficiente de Energía (PRONUREE)  Etiquetado:  Artefactos Eléctricos: Etiquetado obligatorio de eficiencia energética en Heladeras, Lámparas y Acondicionadores de Aire  Estándares de EE: nivel máximo de consumo específico de energía, o mínimo de eficiencia energética para Heladeras Clase C  Artefactos a Gas: norma IRAM 19050-1 en estudio (anafes y hornos)  Vivienda: norma IRAM 11900, Eficiencia Energética en Edificios, en estudio Secretaria de Energía
  • 61. Plan en Energías Renovables Fomento para el uso de fuentes renovables para la generación eléctrica. Establece como meta para el año 2016, en que el 8% del consumo de electricidad nacional deberá ser abastecido con energía renovables. (Ley Nº 26190/2006) Régimen de los biocombustibles. Establece que todo combustible líquido como las naftas o el diesel oil deberá tener una mezcla en proporciones crecientes, hasta un mínimo del 5% de biocombustible a alcanzar en cuatro años. (Ley Nº 26093/2006) Régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y aplicaciones del hidrógeno como vector de energía. (Ley Nº 26123/2006) Secretaria de Energía 63
  • 62. Plan en Energías Renovables Estudio de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos (PAH). Se identificaron proyectos hasta 30 MW de potencia Instalada vinculados o próximos a las redes eléctricas. Se confirmó un potencial preliminar de 324 proyectos que totalizan aproximadamente 425 MW. Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales (PERMER). Abastece de servicio eléctrico a hogares rurales y servicios públicos que se encuentran fuera del alcance de las redes mediante generación distribuida con fuentes renovables. Plan Nacional de Energía Eólica. En su marco se confeccionó un Sistema Geográfico Eólico, el desarrollo de la industria eólica, la adecuación de la infraestructura asociada y de parques eólicos. Bioenergía Sistema de Información Nacional. Desarrollo interinstitucional y en cooperación técnica de FAO de un Sistema de Información Geográfica que da cuenta de la oferta y demanda de recursos biomásicos. 64Secretaria de Energía
  • 63. Plan en Energías Renovables Mini Hidro 65 Secretaria de Energía
  • 64. Plan en Energías Renovables m/s Eólica Secretaria de Energía 66
  • 65. Plan en Energías Renovables 67Secretaria de Energía
  • 66. Plan en Energías Renovables 68Secretaria de Energía
  • 67. Escenario Socioeconómico Considerado Evolución de la tasa del PBI (2002-2025) En Revisión por cambios 2,5% en escenario 700 económico 3,0% internacional 600 4,0% PBI pm, base 1993. En Miles de Millones de Pesos 8,5% 500 400 300 200 100 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025Fuente: INDEC – Dirección Nacional de Política Económica 69
  • 68. Escenarios Energéticos Escenarios Energéticos Escenario Escenario Tendencial Estructural Mantiene tendencias históricas en la  Fuerte aplicación de políticas de usoparticipación de los distintos energéticos eficiente de la energíaIncorpora innovaciones tecnológicas y Políticas de sustitución de energéticos.mejoras en la eficiencia productiva comoun proceso propio de mercado Mayor penetración de energías renovablesCumplimiento de la normativa Fuente Secretaria de Energía de la Nación
  • 69. Evolución del Consumo de Energía Total 2008 - 2025 120,000 102 120,000 102 3,1 % a.a. MTep 3,1 % a.a. MTep 100,000 Ahorro total del 100,000 Ahorro% del 17.6 total 17.6 % 80,000 80,000 84 Miles de Tep 54 MTep84 Miles de Tep MTep54 MTep 60,000 MTep 60,000 2,2 % a.a. 2,2 % a.a. 2,2 % a.a. 2,2 % a.a. 40,000 40,000 20,000 20,000 0 0 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025 Estructural Tendencial Estructural TendencialFuente: Modelo LEAP, Prospectiva de Demanda Energética 71 Fuente Secretaria de Energía de la Nación
  • 70. Demanda Final de Energía Sector Residencial Escenario Tendencial Escenario Estructural 25.000 25.000 20.000 20.000 15.000 15.000 miles de Tepmiles de Tep 10.000 10.000 5.000 5.000 0 0 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024 Carbón Vegetal Electricidad Eólica Gas Licuado 50.000 0 de Tep miles Gas Natural Kerosene Leña Solar Fuente Secretaria de Energía de la Nación
  • 71. Demanda Final de Energía Eléctrica Por sectores Escenario Tendencial Escenario Estructural 250 250 AHORRO Ahorro 2025 , 20% 200 200 150 150 miles de Gwhmiles de Gwh 100 100 50 50 0 0 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025 Agropecuario Transporte Industria Comercial y Publico Residencial 500 0 2007 Fuente Secretaria de Energía de la Nación
  • 72. Evolución de la Potencia Instalada Total Parque Existente60.000 Escenario Estructural 2017 Pot Inst tot 41.322 MW 2025 Pot Inst tot 50.201 MW MW Parque Nuevo 18.148 MW Parque Nuevo 27.904 MW50.000 2012 Pot Inst tot 32.649 MW Parque Nuevo 8.926 MW40.00030.000 Retiro de máquinas 1.900 MW20.00010.000 0 años 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Potencia instalada Total, Parque existente, Diferencia Parque Nuevo 7 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Fuente: Secretaría de Energía 16 El grafico esta originado a partir del año 2007, y esta desarrollado a partir del año 2010. 4
  • 73. Evolución de la Nueva Potencia a Instalar Escenario Estructural Complementarias 14,33% sobre 27.904 MW y 8% sobre 50.201 MW ( 2025) 27.904 MW 30,000 25,000 18.148 MW 20,000 MW 15,000 8.926 MW 10,000 5,000 0 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 RENOVABLES ALTERNATIVAS HIDRO NUCLEAR OPC NUC/CA TV a CA DIESEL TV a FO TG CC 7Fuente: Secretaría de Energía 5
  • 74. Proyectos Hidroeléctricos Michihuao Frontera II 80 MW Chubut La Caridad 621 MW Neuquen 64 MW. ChubutCóndor Cliff 1.140 MW La BarrancosaSanta Cruz. 600 MW. Santa Cruz La Elena 102 MW Chubut 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 Collón Curá Chihuidos I 376 MW Chihuidos II La Rinconada 637 MW Neuquén 290 MW 200 MW. Neuquen Neuquen El Baqueano Neuquén Los Blancos I y II Garabí y Panambi 190 MW. Mendoza 443 MW 2150 MW Mendoza Corrientes Misiones Corpus ? 2880 MW Misiones 76 Fuente Secretaria de Energía de la Nación 9773 MW
  • 75. GENREN ( Complementarias) BIOMASA PEQUEÑAS 100 MW GEOTERMIA HIDROELÉCTRICAS 60 MW 30 MW SOLAR 20 MW EÓLICA 500 MW BIOGAS 20 MW RESIDUOS URBANOS 120 MW 1.000 megavatios BIOCOMBUSTIBLES 150 MW Fuente Secretaria de Energía de la Nación 7Nota: la licitación fue cerrada por 1500 MW, en Energía Renovable. 7
  • 76. GENREN (EOLICA)CENTRAL EMPRESA POTENCIA MWMalaspina I (Chubut) IMPSA 50Madryn O (Chubut) Energías Sustentables 20Malaspina II (Chubut) IMPSA 30Madryn I (Chubut) Emgasud 50Madryn II (Chubut) Emgasud 50Rawson I (Chubut) Emgasud 50Rawson II (Chubut) Emgasud 30Madryn Sur (Chubut) Patagonia Wind Energy 50Madryn Norte (Chubut) Internacional New Energies 50Koluel Kailel I ( Sta Cruz) IMPSA 50Koluel Kailel II( Sta Cruz) IMPSA 25Loma Blanca I (Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca II (Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca III(Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca IV(Chubut) ISOLUX 50Tres Picos I ( Bs As) Sogesic 49,5Tres Pico II ( Bs As) Sogesic 49,5 754 MWParque Eólico La Rioja en construcción 400 MW Cuadro actualizado 7 8
  • 77. Perspectivas NuclearesCNA-II PEV CNE 4ta CN745 MW 683 MW 1500 MW 1600 MW ? 2011 2012 2013 2016 2017 2022 2023 Fuente Secretaria de Energía de la Nación 79
  • 78. Generación de Energía Eléctrica Escenario Estructural 250,000 216,4 TWh 200,000 150,000 100,000 50,000 - 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Térmica (Gas Natural) Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables AutoproducciónFuente: Secretaría de Energía 8 0
  • 79. Oferta Interna de Energía al 2025 Escenario Estructural Año 2007 – 81,3 MTEP Año 2025 – 134,5 MTEP 0.5% 0.7% 2.7% 7.0% 1.0% 7.0% 2.7% 4.0% 4.3% 9.0%37.1% 81.3 MTEP 134.5 MTEP 33.0% 52.0% 39.0% 0.5% 2.7% 0.7% 4.3%2.7% Energía Hidráulica Nuclear 37.1% Gas Natural Petroleo Carbón Mineral 52.0% Renovables Otros Primarios 8 1
  • 80. Nuevas Líneas Eléctricas en Extra- Alta Tensión (Plan Federal II) Red Eléctrica Extra Alta Tensión 500 kV Fuente Secretaria de Energía de la Nación
  • 81. Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en 500 KV Año de Inicio del Plan: 2004 AMPLIACIONES CONCLUIDAS TRAMO CHOELE CHOEL – PUERTO MADRYN 354 km de línea, 1 E T de 500/330 kV, 1 ampliación a una ET existente Obra inaugurada el 28 de Febrero de 2006, Inversión : $ 232,3 millones TRAMO MENDOZA – SAN JUAN(actualmente funciona en 220 kV) 178 km de línea, 2 ampliaciones a ET existentes obra inaugurada el 29 de junio de 2007, Inversión : $ 161,1 millones TRAMO PUERTO MADRYN – PICO TRUNCADO 552 km de línea,1 ET 500/132 kV,1 ampliación a una ET existente obra inaugurada el 30 de abril de 2008, Inversión : $ 549,6 millones TERCER TRAMO DE YACYRETÁ 912 km de línea, 2 ET de 500/132 kV, 3 ampliaciones a ET existentes obra inaugurada el 29 de mayo de 2008, Inversión : $ 1.575 millones TRAMO RECREO – LA RIOJA 150 km de línea, 40 km de línea de 132 kV doble terna,1 ET de 500 kV, 1 ampliación a ET “Recreo” obra inaugurada el 28 de Mayo de 2009, Inversión : $ 209 millones TOTAL 2146 Km de línea de 500 Kv 5 ET nuevas y 8 ET ampliadas 83
  • 82. Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en 500 KV AMPLIACIÓN EN CONSTRUCCIÓN• TRAMO NEA – NOA 1208 km de línea, 5 ET de 500/132 kV, 2 ampliaciones a ET existentes período de ejecución: 36 meses Inversión : $ 2.597,2 millones• TRAMO COMAHUE – CUYO 708 km de línea, 1 ET de 500/220 kV , 3 ampliaciones a ET existentes período de ejecución: 24 meses Inversión : $ 1.912,6 millones LICITACION EN CURSO• TRAMO PICO TRUNCADO – RIO TURBIO – RIO GALLEGOS: 564 km de línea, 436 km de línes de 220 y 132 Kv, 1 ET de 500/220 kV 1 ET de 500/132 kV, 1 ET de 220/33 kV, 1 ampliación a ET existentes período de ejecución: 36 meses 84
  • 83. Secretaria de Energía 20039.101 km
  • 84. Secretaria de Energía 2003 2009 9.101 km11.092 km
  • 85. Secretaria de Energía 2003 2011 9.101 km14.010 km
  • 86. Aspectos críticos del transporte en alta tensión•Tiempos de ejecución de obras Análisis de Ofertas, Obtención de financiación Negociación y Firma de Contratos Compromiso de Inversión Cronograma típico Elaboración del proyecto. para una línea de 500 kV Audiencia Pública. o un Ciclo Combinado: Elaboración del Pliego de mínimo 4 años!… Condiciones. Plazo aproximado de Licitación. ejecución de la Obra 30 meses 4 meses 15 meses 12/04 1/4/06 1/8/06 1/3/09
  • 87. Aspectos críticos del transporte en alta tensión Tan sólo incorporar un nuevo transformador de rebaje de 500/132 kV insume como mínimo 2 años Una línea de 132 kV y Estación Transformadora pueden demandar 3 años o más. Un transformador 132 kV tarda un año de entrega.
  • 88. Proyección de la demanda de Potencia en MW. El 3 de Agosto de 2010 se produjo el pico histórico con 20.843 MW, 6,5% superior al del año 2009.Considerando las tasas medias históricas de evolución de la Secretaria de Energía hasta el 2026 estimaban un incremento medio anual del 3,3%. Con estas condiciones estamos hablando de un valor estimativo de demanda de potencia en el año 2025 de 33.920 MW, 13.077 MW sobre el pico 2010. Aproximadamente un incremento de 870MW/año, considerando que la tasa de 3,3% es conservativa. La demanda de los últimos cinco años tuvo un promedio de incremento de 840 MW/año , la puntual 2010 Vs 2009 1283 MW mayor a la potencia de el Chocón. NOTA: el análisis esta considerado hasta 16 años ya que el análisis de potencia instalada esta desarrollado al año 2025 Cuadro actualizado
  • 89. Consideraciones sobre el crecimiento energéticoLa tasa puntual de crecimiento Energía Eléctrica del año2010 al año 2009 fue de +3,9 % (generación.)La Tasa media de los últimos 5 años de la evoluciónEnergía Eléctrica es del +2,2 % (2010 a 2006).La tasa puntual de potencia máxima del año 2010 al año2009 fue de + 6,6 %.La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 añosfue de + 3,9% (2010 a 2006).La evolución de la Tasa del PBI en los últimos 5 años(2002 a 2008) fué de 8,5 %, la proyección de lasecretaria de energía de energía (2009 a 2013) del 4%;de(2014 a 2018) del 3% y del (2019 a 2025) del 2,5%.La tasa media de crecimiento que estimaba la Secretariade Energía de la Nación, 3,3% hasta el 2026.IDICSO la USAL y UBA hablan de tasas de crecimiento, de4,2% y 5,6%.
  • 90. En base a lo analizado anteriormente y debido a ladispersión de opiniones existentes se desprende lanecesidad de realizar un análisis de sensibilidadcon variación de tasas medias desde la de 3,3 %hasta un 5,6%.La base de análisis esta referida al año 2010.De esta manera tendremos plasmado un escenarioprobable ante tantas alternativas posibles. Base tasas: Secretaria de Energía CAMMESA-IDICSO-USAL-UBA
  • 91. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs demanda de potencia en MW. Caso 1 indisponibilidad 30%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025 Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,350.00045.00040.00035.00030.00025.00020.00015.00010.000 5.000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
  • 92. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs demanda de potencia en MW. Caso 2 indisponibilidad 25%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025 Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,350.00045.00040.00035.00030.00025.00020.00015.00010.000 5.000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
  • 93. Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs demanda de potencia en MW. Caso 3 indisponibilidad 20%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025 Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,350.00045.00040.00035.00030.00025.00020.00015.00010.000 5.000 0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025
  • 94. ANALISIS DE LA POTENCIA A INSTALAR AL AÑO 2025Según Gráficos Secretaria de Proyectos Previstos EnergíaComplementarias 3.780 MW 1.900 MW ComplementariasHidráulica 9.773 MW 9.773 MW HidráulicaNuclear 4.560 MW 3.845 MW NuclearTV NU o CA 944 MWTV CA 1.860 MWDiesel 943 MW 9.791 MW HidrocarburosTG 3.022 MWCC 3.022 MWTotal 27.904 MWDependencia térmicas al año 2025 estimado 48%(no esta especificado la proporción de térmicas en el retiro demaquinas, del total de 1900 MW)Escenario estructural , ahorro 20% 97
  • 95. Debe alertarse que siempre cuanto se disponga degas natural, gas oíl , diesel oíl, agua en los embalsesy disponibilidad en el equipamiento deGeneración, Transmisión, Transformación yDistribución; además se materialice la proyecciónde potencia a instalar; solo así el sistemainterconectado estará en condiciones, para cubrir lademanda de Potencia y el consumo Energético.Todavía la función del planeamiento a largo plazo(25 años) se esta recuperando , pero faltan mayoresprecisiones al respecto.La información por lo general esta fragmentaday dispersa como para poder tener conclusionesmás precisas.
  • 96. Conclusiones Finales Sector Eléctrico Como el país necesita en un futuro próximo volúmenes de potencia y energía a gran escala, esto nos pone en una situación comprometida y nos condiciona a realizar todo lo necesario para abastecer la demanda. Contemplando de manera prioritaria el impacto ambiental. Urgente reconversión de la Matriz Energética En Hidráulica En Nuclear Generación Distribuida, o denominadas Fuentes Complementarias.Menos incidencia de la Generación Térmica a base de hidrocarburos Disminución del uso del Gas Natural para generar Energía Eléctrica y su transferencia a la Industria, Comercio y sector Residencial.
  • 97. Se debe invertir de manera importante enInvestigación y desarrollo, en sistemasalternativos de generación, para hacerlascompetitivas con las convencionales enprecio, en potencias, en energías, enfactores de utilización, en rendimientos, endisponibilidad, en confiabilidad y con lacalidad que requiere el servicio eléctrico.Se debe promover de manera efectiva el usoracional y la eficiencia energética.
  • 98. Se debe invertir de manera simultanea y coordinada enGeneración, Transmisión y Distribución de acorde a unPlaneamiento Eléctrico suficientemente estudiado.Para que los sistemas eléctricos sean confiables ybrinden calidad de servicio, es necesario que la mismaregla se cumpla con su infraestructura y con susrecursos humanos. (Ingenieros yTécnicos, especializados y de carrera).La desregulación energética genero en Argentina la faltade inversión genuina y de manera coordinada (en lostres segmentos, Generación, Transporte y Distribución);dejando al mercado que invierta ante las necesidadesenergéticas del SADI.Abandonando asi el planeamiento energético, yperdiendo poder estratégico y geopolítico.
  • 99. Algunos aspectos básicos correspondientes al Planeamiento Eléctrico: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.Evaluación Técnico, Económica y Financiera.Estudios Eléctricos.Algunos Estudios Eléctricos asociados:Estudios de crecimiento energético por regiones y país.Estudios de flujos de carga.Estudios de Niveles de Cortocircuito.Estudios de Confiabilidad.Estudios de Estabililidad.Estudios de Transitorios Electromagnéticos.
  • 100. Esta última recomendación se debe a que cualquier: Central Eléctrica, Línea EAT, AT, MT, Estación Transformadora, equipamiento decompensación, etc, que se ingrese al SADI o a los sistemas Interconectados provinciales, no puede decidirse su instalación y menos aun su incorporaciónsin los estudios previos correspondientes. Los Sistemas de Potencia, tienen su complejidad y limitaciones que no pueden ser ignorados.
  • 101. NOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDA ANALISIS NACIONAL La misma esta integrada entre otras por Energía eólica Células Fotovoltaicas. Hidráulica de baja potencia. Geotérmica, Biomasa Térmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc, En Argentina son complementarias de laGeneración Concentrada (Grandes potencias , de Grandes Energías) y por lo tanto no son sustitutivas
  • 102. A que responde esta circunstancia?Se recuerda que Argentina, tiene una distribución de supoblación muy concentrada en la CABA , GBA, zonas de CORDOBA, y zonas de SANTA FE. Hay que considerar además que las fuentes de Generación se encuentran en general alejadas de losCentros de Consumo; con el agravante de que la red deTransmisión presenta topología de característica radial (más frágiles desde el punto de suministro eléctrico).Actualmente se esta mallando el sistema de 500kVCon la línea NOA-NEA. Y las de las zonas del NOA y CUYO-COMAHUE.
  • 103. Por lo tanto presentan una diferencia sustancial conlos países Europeos que poseen redes malladas ( másrobustas desde el punto de suministro eléctrico); y conlas fuentes de generación cercanas a los centros deconsumo.Existiendo un gran desarrollo de las fuentes degeneración complementarias que se constituyen engeneración distribuida.
  • 104. Se esta incentivando a Nivel Nacional con másénfasis, el desarrollo de las fuentes alternativas degeneración. En la Provincia de Misiones a partir de la ley4.439, del régimen de promoción de las EnergíasAlternativas Renovables, Biocombustibles e Hidrogenose genero la Comisión de Estudio y Planificación delPrograma Provincial para el desarrollo y usosustentables de Fuentes de Energía Renovables noConvencionales, Biocombustibles e Hidrogeno, con locual la provincia de Misiones se encuentra trabajandoen el tema respectivo.El CPAIM es miembro activo en dicha comisión.
  • 105. Pero debemos alertar: que la realización de laGD, sin reforzar las líneas de Transmisión yEstaciones Transformadoras que vinculan la zona encuestión, con el Sistema de Potencia; en el caso deque la GD no esté disponible deja desabastecida laregión.Por eso existe el concepto de los sistemasinterconectados con grandes Centrales Eléctricas ylas líneas de EAT y AT, si no sería imposible elsuministro de energía puesto que el mismo se basaen el principio de aprovechar la disponibilidad de lascentrales y el despacho económico
  • 106. Con respecto al potencial Eólico CAMMESA plantea los siguientes problemas:Las rápidas fluctuaciones de potencia que se producendesde un parque Eólico, pueden afectar los costos deoperación y la estabilidad dinámica de la red a la cualse interconecta. Con el incremento de disponibilidadde potencia Eólica, en el mundo, este problema aunesta sin resolver y en estudio. La magnitud del impactoy el efecto de agregación de múltiples turbinas todavíano esta bien cuantificado. La variación de la velocidaddel viento en una turbina eólica, afecta la potenciagenerada. El comportamiento del parque Eólico estotalmente diferente ya que el viento aunque nuncacesa, presenta variaciones sustanciales en algunossegundos, generando oscilaciones de potencia. Noposeemos el control del mismo.
  • 107. Tareas asociadas al control :El mantenimiento minucioso del balance oferta demanda.Suministro de potencia reactiva y su control de regulaciónde tensión, ya que la misma aumenta con la frecuencia, y la frecuencia con la velocidad del viento. Problemas de integración: Como consecuencia de la integración de los parqueseólicos y su inserción a la red eléctrica, se deben realizarestudios de Ingeniería, Operación y Planificación para su inserción en los sistemas eléctricos de Potencia. Estudios a realizar : Impacto de Armónicas en la generación eólica. Alimentación de Potencia Reactiva. Regulación de tensión, Control de Frecuencia.La Electrónica de Potencia esta trabajando en la solución de estos temas.
  • 108. Estudios OperacionalesLa reserva rotante no solo debe cubrir el respaldo delmáximo de potencia, sino el problema del desbalance de potencia de generación por fluctuaciones de lavelocidad del viento, cuando el parque es pequeño y la red suficientemente robusta , se absorben las fluctuaciones , ya que el sistema tiene el respaldo necesario para compensar dichas fluctuaciones. Son fundamentalmente dependientes para supredespacho del pronostico del viento. Cuanto mejorpronostico se posea, se podrá generar con eólica con poca reserva rotante en el Sistema InterconectadoCon respecto a la estabilidad transitoria , las turbinaseólicas son de baja velocidad, gran inercia, presentan excelentes propiedades .
  • 109. Nuestra Opinión al respecto:Con respecto al potencial Eólico de la Patagonia sehabla de un potencial mayor a 5.000 MW, pero noestán estudiados, ni se han resuelto técnicamente laOperación y el Transporte, hacia los centros deconsumo, y además hay que considerar que condistancias superiores a 1.300 km., amerita latransmisión de Energía en Corriente Continua deEAT. ( el país todavía no posee esa tecnología ymenos la experiencia de su operación).
  • 110. Nuestra Opinión al respecto:Es por ello que para poder sostener la generacióneólica en la Patagonia se van a construir las CentralesHidroeléctricas de Cóndor Cliff y Barrancosa, de esamanera constituyéndose la eólica encomplementaria de una Generación de mayorpotencia y que a su vez es reguladora defrecuencia, lo cual la generación eólica no lo es..
  • 111. • Referencia Bibliográfica• SECRETARIA DE ENERGIA PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008. PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO. ELEMENTOS PARA EL PLANEAMIENTO ENERGETICO.• CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima• ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica Argentina• TRANSENER Transportista Energía Eléctrica• FUNDELEC Fundación para el Desarrollo Eléctrico• DIRECCION DE GAS de la PROVINCIA de MISIONES• INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE• BELGRANO• IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del Salvador• CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica.• EBY Entidad Binacional Yacyreta.• INDESA Ingeniería para el Desarrollo S.A.• SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA.(autores varios)
  • 112. Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de MisionesAGRADECEN SU ATENCION www.cpaim.com.ar cpaim@arnet.com.ar