Matriz EnergéTica Nacional Soracco

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  • 1. Jornadas regionales de Ingeniería 2008 27 y 28 de Junio -Oberá Misiones Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones ORGANIZAN Facultad de Ingeniería de Oberá Universidad Nacional de Misiones
  • 2. ARGENTINA MATRIZ ENERGETICA NACIONAL ENERGIA ELECTRICA Autor: Ing Eduardo Soracco
  • 3. Configuración de los Sistemas Eléctricos de Potencia
  • 4. Principales Componentes Tecnológicos De La Red Central, Térmica, Hidráulica o Nuclear Transformadora132/33/13,2 kV 380/220 V Subtransmisión Transmisión EAT Transmisión AT
  • 5. DISTRIBUCION TRANSMISION GENERACION G 3~ M 3~ M M 3 ~ 3 ~ M 1~ AT MT BT
  • 6. Planificación de la Operación Potencia MW 8760 hs 1 año Potencia MW 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 Energía diaria GWh Potencia máxima del sistema en el día
  • 7. 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 Pico Semibase Base
  • 8. ENERGIA ELECTRICA Antecedentes Estado de Situación Sector Energético Nacional Futuro Inmediato Conclusiones y Propuestas
  • 9. Modelo energético agotado. Nueva Política energética para un desarrollo sustentable en el mediano y largo plazo. Plan Energético a largo plazo. Situación delicada en la estructura del sistema energético El gas natural no puede sostener el crecimiento del sector energético. Sus reservas son limitadas. Agenda Energética
  • 10. Se necesitan mas inversiones en Generación Eléctrica . E.T. Transformadoras y Líneas de EAT Fuerte crecimiento de la demanda y del PBI. Caída en la producción de hidrocarburos y en la relación R/P ( reservas entre 9 a 12 años) (Coeficiente reservas probadas respecto a la producción de hidrocarburos)
  • 11. El crecimiento del PBI está íntimamente relacionado con el crecimiento de la demanda de energía, 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
  • 12. AÑO 2007 DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 18.345 MW Y ENERGIA GENERADA TOTAL 108.467 GWh Factor de Carga= 0,675 E anual Fc= ---------------------- Pmax * 8760
  • 13. Generación de Energía año 2006 105.158 GWh Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 14. Generación de Energía año 2007 108.467 GWh Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 15. EVOLUCION DE FUENTES DE GENERACION Fuente Sec. Energía
  • 16. EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA Fuente FUNDELEC CAMMESA
  • 17. 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 MW Región CUYO Generación Térmica 584 MW Hidro 857 MW Gen 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 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 % AREA METROPOLITANA 41,8% Fuente: Secretaría de Energía
  • 18. San Pedro Palpala Guemes Cabra Corral El Cadillal CT Tucumán Ct Ave Fenix CT San Miguel CT Plus Petrol Norte Escaba Rio Hondo La Banda Frias La Rioja Ullum Sarmiento Pilar Lujan de Cuyo Cruzde Piedra Los Reyunos Agua del Toro Nihuil I,II,III San Roque Los Molinos Rio Grande CN Embalse Sur oeste Rio Tercero Villa maria Rio Cuarto Maranzana Gral Levalle Planice Banderita El Chocón Pichi Picún Leufú Piedra del Águila Alicurá Alto Valle Termo Roca Loma de la Lata Agua del Cajon Filo Morado Futaleufú Formosa Barranqueras Sta Catalina Uruguai Yacyreta Salto Grande Calchines Sorrento San Nicolas AES Paraná Argener CN Atucha Puerto Costanera Dock Sud Dique Genelba Mar de Ajó Villa Gesel Mar del Plata Necochea Piedra Buena Pto Madryn Florentino Ameghino Ct patagonia Electropatagonia Comodoro Rivadavia Pico truncado I y II Referencias C Hidraulica C Térmica C Nuclear C Térmica Patagónica GENERACION CUYO BUENOS AIRES PATAGONICO CENTRO NEA NOA 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 % AREA METROPOLITANA 41,8% Fuente:CNEA
  • 19. Fuente FUNDELEC CAMMESA Datos Parciales 2008 del SADI Generación en %( Energía) Potencia     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
  • 20. 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) 92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
  • 21. 7 Fuente FUNDELEC CAMMESA Año 2007 evolución del consumo de energía mes a mes, en el MEM
  • 22. Fuente FUNDELEC CAMMESA Participación de las regiones en el consumo total, año 2007 (total 100%)
  • 23. Fuente FUNDELEC CAMMESA Tasa de crecimiento del consumo de energía eléctrica por tipo de usuario en el MEN. año 2007
  • 24. Fuente FUNDELEC CAMMESA Participación por tipo de usuario (total 100%)
  • 25. Fuente FUNDELEC CAMMESA Datos Parciales 2008   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
  • 26. Fuente FUNDELEC CAMMESA EVOLUCION ENERGETICA POR REGIONES Centro Comahue Cuyo Int Bs As NOA NEA CABA, 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
  • 27. Fuente FUNDELEC CAMMESA 2008 EVOLUCION ENERGETICA POR 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
  • 28. Fuente FUNDELEC CAMMESA Datos Parciales 2008 Interanual mes 2008 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%
  • 29. Estadísticamente la Indisponibilidad de la generación térmica ronda entre un 18 al 23% de la potencia instalada. Sumadas a las restricciones del transporte, combustible y características de las CH con las restricciones 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 reserva rotante operativa 2%, la reserva de 10 min y la reserva fría de 20 min, un 10% por sobre la demanda máxima 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
  • 30. Fuente Secretaría de Energía 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
  • 31. 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
  • 32. 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 el 2008 el pico de potencia superaría los 19.000 MW. En junio 2008 se está importando de nuevo de Brasil alrededor de 1000 MW El 23 de junio con 8,4 °C a las 19 y 37 hs; la demanda de potencia fue de 19.126 MW y todavía faltan los meses de Julio y Agosto. Pico histórico. Considerando las tasas medias de evol uc ión de la Secretaria de Energía que desde la fecha hasta el 2026 ( 18 años) estiman un incremento medio anual del 3,3%. Con estas condiciones estamos hablando de un valor estimativo de demanda de potencia en el año 2026 de 33.800 MW, 15.400 MW sobre el pico 2007, un 84 % más .
  • 33. 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 MW
  • 34. PICOS DE POTENCIA MW NACIONAL Tasa puntual 06/07 5,5% año MW 2003 14.185 2004 15.032 2005 16.143 2006 17.395 2007 18.345 Tasa 5 años 6,80%
  • 35. 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
  • 36. 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$S/año .
  • 37. Según el Instituto de investigación en Ciencias Sociales de la Universidad del Salvador (IDICSO ) Afirma que para el año 2024 se necesitará incrementar la potencia del sector eléctrico en 42.000 MW por sobre la potencia instalada de 24.600 MW. Correspondiente a una firme de 20.700MW ( sumando la firme mas la prevista por IDICSO dos da un total de 62.700MW), esto implica una tasa de crecimiento energético media de mas del 7% anual sostenida hasta el año 2024. ( 2600 MW/año)
  • 38. El ingeniero Gerardo Rabinovich perteneciente al Instituto Argentino de la Energía General Mosconi de la Universidad de Belgrano. El indica la probable composición del parque de generación en Argentina para el año 2018.Con una potencia instalada de 39.600 MW por sobre la base de pot instalada de 24.600MW nov 2007. Ciclos Combinados 21% (CC) Turbinas de Vapor 16%(TV) Turbinas de Gas 7%(TG) Hidráulica 41% (CH) Nuclear 6%(Nuc) Renovables 8%(Ren) Térmica total 44% frente al 57% del 2007
  • 39. Esto implica un incremento de 15.000 MW: CC 2130 MW TV 1900 MW Nu 1300 MW CH 6400 MW Ren 3200 MW Total 15.000 MW para los próximos 10 años (1.500MW/año) con una inversión de 2.000 millones U$S/año hasta el 2018 , (solo costos de Generación, no está considerada ni la Transmisión, Transformación y Distribución que se corresponde con esa demanda) y con un análisis de un crecimiento de la demanda eléctrica del 4%. Nota: como renovables están indicadas: Eolica, Solar, Geotérmica, Mareomotriz, Biomasa, Hidráulica hasta 30 MW entre otros.
  • 40. En base a lo analizado anteriormente y debido a la dispersión de opiniones existentes se desprende la necesidad de realizar un análisis de sensibilidad con variación de tasas medias desde la de 3,3 % hasta un 5,6%. De esta manera tendremos plasmado un escenario probable ante tantas alternativas posibles.
  • 41. 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 Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
  • 42. 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
  • 43. Aproximadamente 1000 MW/año año INGRESOOBRAS MW Probable 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 MW
  • 44. En la década de los 90 las reformas regulatorias introducidas en el sector eléctrico a partir de la ley 24065, han descentralizado las decisiones, tanto en generación como en el transporte trasladándolas a los agentes del mercado, promoviendo la participación de las inversiones privadas de riesgo. Simultáneamente se retiró el estado nacional de la inversión directa (salvo Yacyreta) y además se retiró de la planificación eléctrica a largo plazo.
  • 45. Si bien el actual plan energético nacional constituye un paliativo para el abastecimiento eléctrico para un horizonte menor a 10 años, (siempre cuanto se disponga de gas natural, gas oil , diesel oil, agua en los embalses y disponibilidad 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 la estructura del estado.
  • 46. La información por lo general esta fragmentada y dispersa como para poder tener una idea general. No hay indicios de un inventario actualizado de proyectos hidroeléctricos (Solo en Plan Energético Nacional 2004-2008, se menciona como proyectos hidroeléctricos superiores a 400 MW y en revisión; a Corpus y Garabí).
  • 47. Falta definición de estrategias sobre la participación de la fuente nuclear en la producción de electricidad, el Ministerio de Planificación Federal anunció que para luego que ingrese Atucha II se construirá otra central Nuclear. Atucha I deja de operar en los próximos años. También ausencia de iniciativas privadas en materia de inversiones en nuevas centrales térmicas.
  • 48. “ El abastecimiento Problemática del transporte de Energía Eléctrica en extra Alta Tensión” El transporte de energía eléctrica en alta tensión Operación - Restricciones - Perspectivas
  • 49. 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 de 132 kV: 11.621 km * (inc. transportistas independientes) Red de Extra Alta Tensión Y Alta Tensión Características de la Red
  • 50. Red de Extra Alta Tensión Y Alta Tensión Características de la Red Configuración básicamente radial El principal Centro de consumo, GBA, está a gran distancia de importantes Centrales de bajo costo de generación: 1000 - 1200 km desde el Comahue. 900 km desde Yacyreta. 1200 km desde El Bracho (NOA).
  • 51. Corredores de 500 kV saturados
    • Comahue - GBA
    • GBA - Litoral - NEA
    • Litoral - Centro
    • Cuyo - Centro
  • 52. Máquina única Amp. Seg. Res.SE 01/03 EETT saturadas Próximas a la saturación Amp. Aprob. ENRE Capacidad de transformación Recién Ingresada
  • 53. Concepción del Mercado y sus Efectos La concepción del MEM fue absolutamente liberal: procuró evitar toda intervención centralizada y dejó libre a las fuerzas del mercado la responsabilidad de mantener el equilibrio dinámico necesario entre oferta y demanda.
  • 54. 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.
  • 55. Concepción del Mercado y sus Efectos Naturalmente esta concepción no resolvió dos aspectos básicos de una adecuada 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.
  • 56. Aspectos críticos del transporte en alta tensión
    • Tiempos de ejecución de obras
    15 meses 4 meses 30 meses 1/ 4 /0 6 1/ 8 /06 1/ 3 /0 9 12/0 4 Compromiso de Inversión Análisis de Ofertas, Obtención de financiación Negociación y Firma de Contratos Plazo aproximado de ejecución de la Obra De c i s ión de Inversión 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!…
  • 57. Una línea de 132 kV y ET pueden demandar 3 años o más. Aspectos críticos del transporte en alta tensión En general hay inconvenientes para atenderse nuevos pedidos de demandas en áreas industriales Tan sólo incorporar un nuevo transformador de rebaje de 500 kV insume como mínimo 2 años
  • 58. La Planificación en el MEM Algunos 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.
  • 59. La Planificación en el MEM Algunos Planes El “Plan Nacional de Obras de Transporte Imprescindibles para el Período 2004-2008” fue elaborado en Julio de 2003 por ATEERA, para colaborar con la Subsecretaría de Energía Eléctrica en la búsqueda de una rápida respuesta a necesidades perentorias del país, para que las redes de transporte no paralizaran su reactivación.
  • 60. La Planificación en el MEM Algunos Planes Luego el CFEE extendió el alcance de ese Plan más allá de las jurisdicciones de los Transportistas creando el denominado “PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO II”, el cual contiene un plan de obras prioritarias para el período 2004 - 2008 para garantizar el abastecimiento y eliminar las restricciones de transporte en el corto y mediano plazo en los Sistemas Regionales de Transporte Eléctrico .
  • 61. 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 CUYO BUENOS AIRES PATAGONICO CENTRO NEA NOA 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 % AREA METROPOLITANA 41,8% Fuente: Secretaría de Energía
  • 62. 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.
  • 63. 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
  • 64. 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
  • 65. 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
  • 66. ALGUNOS DATOS DEL NEA
  • 67. San Isidro San Isidro SISTEMA INTERCONECTADO DEL NEA ( 500 kV y 132 kV)
  • 68. 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 2008 Fuente FUNDELEC
  • 69. 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)
  • 70.  
  • 71.  
  • 72.  
  • 73. Generación en el SIP. Contribución de fuentes
  • 74. Provincia Misiones distribución de energía por categoría de Usuarios 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%
  • 75. Provincia Misiones distribución de Usuarios por categoría 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%
  • 76. Relación de Energías Oberá Vs Provincia y por categorías
  • 77. Relación de Usuarios por Categorías Oberá Vs Provincia
  • 78. 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%
  • 79. NOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDA La misma esta integrada entre otras por Energía eólica Células 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
  • 80. ¿ 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). .
  • 81. 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.
  • 82. 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
  • 83. Conclusiones Finales 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. Se debe volver a realizar planificación del sistema eléctrico nacional de manera global a largo 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 Evaluación Económica y Financiera
  • 84. Algunos Estudios Eléctricos asociados : Esta recomendación se debe a que cualquier: Central Eléctrica, Línea EAT AT MT, Estación Transformadora, equipamiento de compensación, etc, que se ingrese al SADI o a los sistemas interconectados provinciales, no puede decidirse su instalación y menos aun su incorporación sin los estudios previos correspondientes . 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
  • 85. Se debe invertir de manera importante en Investigación y desarrollo, en sistemas alternativos de generación, para hacerlas competitivas con las convencionales en precio, en potencias ,en energías, en factores de utilización, en rendimientos, en disponibilidad ,en confiabilidad y con la calidad que requiere el servicio eléctrico. Se debe promover de manera efectiva el uso racional y la eficiencia energética.
  • 86. Para que los sistemas eléctricos sean confiables y brinden calidad de servicio, es necesario que la misma regla se cumpla con su infraestructura y con sus recursos humanos . La desregulación de la actividad de la energía eléctrica fue la causante de los apagones de California y la zona de Nueva York en los Estados Unidos de Norteamérica. Sr. Jim Burke Ingeniero de la ABB y miembro de la IEEE ( Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de EEUU)
  • 87. Referencia Bibliográfica SECRETARIA 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 Argentina TRANSENER 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 Investigaciones Tecnológicas 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 Salvador Ing. 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
  • 88. Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones www.cpaim.com [email_address] AGRADECE SU ATENCION