Comentarios Centro Nacional de Despacho Informe 2010

Centro Nacionalde Despacho

INFORME ANUAL DELSISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

AÑO 2010

Mayo 2011

2Centro Nacional Informe Anual del SEN 2010 de Despacho


Editorial

Durante el año 2010, El Sector Eléctrico Nacional encaró condiciones de operación que requirieron como nunca antes, del esfuerzo conjunto entre el Ente rector en la materia, Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, las empresas prestadoras del Servicio Eléctrico a través de la


Corporación Eléctrica Nacional, CORPOELEC, del Coordinador de la Operación Integrada del Sistema Nacional, Centro Nacional de Despacho y especialmente de la sociedad, quien en forma histórica contribuyó en forma sustancial, a retomar el equilibrio entre los requerimientos energéticos tanto en el área productiva como en los servicios esenciales y la oferta disponible en el país.

El desajuste manifiesto desde mediados del año 2009, entre la oferta de generación eléctrica disponible en el país, como consecuencia de la merma en las reservas hídricas en el país responsables del 70% del total generado, y los requerimientos eléctricos productos de las creciente demanda de electricidad, que en algunos casos guardaba relación con la cultura del derroche, lo que condujo al Ejecutivo Nacional, a la puesta en marcha del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica; el cual contempló por un lado las instrucciones dadas por en el Decreto 6.992 de fecha 21 de octubre de 2009, a través de las Resoluciones del Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica N° 005, 006 y 007 de fecha 21 de diciembre de 2009, dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, así como la fase IV del programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos ahorradores y por el otro, al Plan de Racionamiento Programado por regiones incluyendo la afectación de las Industrias Básicas de Guayana, la exportación a Brasil y el consumo eléctrico por parte del Sector Petrolero, resultando en un ahorro promedio diario de 34,2 GWh/día, equivalentes a 1.425 MW por día, durante el periodo enero – abril.

Más adelante, cuando la recuperación del embalse de Guri ya era manifiesta y se vislumbraba que para finales de año se estarían alcanzando los niveles óptimos de operación del embalse, producto por un lado de la aplicación del Plan Nacional deGestión del Déficit de Energía Eléctrica, y por el otro del incremento en los aportes al Embalse de Guri y al programa de incorporación y rehabilitación del parque termoeléctrico, se implanta un esquema de generación que minimiza la generación termoeléctrica, maximizando el uso de la generación hidroeléctrica del bajo Caroní, registrando un ahorro acumulado al cierre del mes de diciembre de 1.242 GWh en


generación termoeléctrica (2,48 MM BEP), sin que ello afectase el cierre del año 2010 en la cota 271,01 m.s.n.m. con lo cual se había logrado una recuperación neta de más de 9,47 m. en sus niveles de operación. [1]

En el marco de la crisis energética antes mencionada y de la cual el Sector Eléctrico habría quedado fortalecido, se dictaron medidas adicionales orientadas a la reorganización del Sector, como fueron la firma de los convenios de integración y consolidación entre las Empresas Eléctricas y CORPOELEC, los llamados Convenios de Encomiendas Convenidas, permitiendo dar paso a un esquema de gestión único a nivel nacional a través de las unidades de generación, transmisión y comercialización definidas por CORPOELEC.[2]

Adicionalmente, y sin restar importancia al mismo, se cierra el proceso antes iniciado para el establecimiento de un nuevo marco jurídico para el Sector, mediante la promulgación el 14 de diciembre de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico (LOSSE), definiendo como premisas para el Servicio Eléctrico el Acceso Universal, la Reserva de Dominio del Estado y el Modelo de Gestión Socialista, dando los primeros pasos para el establecimiento de un Sector Eléctrico acorde con el nuevo enfoque de país.

Igualmente se reafirma en la LOSSE, el carácter estratégico que tiene la Operación del Sistema Eléctrico, cuando define como una de las actividades del sistema eléctrico el Despacho del Sistema Eléctrico y reserva el ejercicio del mismo, al Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio del Poder Popular con competencia en materia de energía eléctrica, con la finalidad de garantizar el cumplimiento de las normas de seguridad y calidad así como la utilización óptima de la energía primaria en la producción de electricidad.

Es de cara al 2011, cuando el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica a través de la conformación y consolidación del Centro Nacional de Despacho, ejercerá la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico, definiendo como principales funciones las siguientes:


Planificar, supervisar, coordinar y controlar la operación integrada de Generación, Transmisión y Distribución Nacional, siguiendo criterios de seguridad, continuidad, calidad y economía.

Participar en la elaboración de políticas, objetivos y estrategias dirigidas a regular e introducir mejoras en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Elaborar la metodología y normativa técnica de operación que debe regir la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico Nacional.

Evaluar y certificar periódicamente, la disponibilidad de la capacidad instalada de generación del operador y prestador del servicio.

Realizar la planificación de la operación diaria y de corto plazo del Sistema Eléctrico Nacional.

Realizar la evaluación, análisis e investigación del resultado de la operación diaria, así como de eventos extraordinarios que se susciten en el Sistema Eléctrico Nacional.

Realizar los balances operativos de generación y demanda de energía, para garantizar el suministro en los nodos del Sistema Eléctrico Nacional, e informar al operador y prestador del servicio.

Coordinar y autorizar los planes de mantenimiento de equipos, sistemas e instalaciones de Generación, Transmisión y Distribución puestos a su disposición.

Elaborar el plan de previsión de contingencias en coordinación con las unidades del Ministerio que tenga competencia sobre la materia, y con el operador y prestador del servicio, y dirigir su aplicación.

Certificar la información operativa del Sistema Eléctrico Nacional.


Dirigir, gestionar y controlar los planes y la operación de restablecimiento del suministro de energía eléctrica, en caso de restricciones y emergencias en el Sistema Eléctrico Nacional

Apoyar técnicamente a la unidad competente, en la evaluación de los intercambios internacionales de energía eléctrica, a los fines de asegurar el balance energético Nacional.

Elaborar y analizar las estadísticas sobre la operación del Sistema Eléctrico Nacional, y remitir a la unidad competente, para su revisión y consolidación.

Participar en la formulación del plan de previsión y atención de desastres en coordinación con la unidad competente del Ministerio, el operador y prestador del servicio y los Organismos de Seguridad y Defensa de la Nación.

Procurar la mejora continua de la automatización de los procesos de los despachos de carga, en forma conjunta con las unidades competentes del Ministerio y el operador y prestador del servicio.

Solicitar al operador y prestador del servicio, información que considere necesaria para el desarrollo de sus funciones.

Coordinar la operación de las conexiones internacionales de energía eléctrica, de acuerdo a lo establecido por el Ejecutivo Nacional.

Crear y coordinar los Comités de Operación y Planificación, donde participará el operador y prestador del servicio, y otras unidades del Ministerio que se ameriten, para la evaluación periódica de las operaciones del Sistema Eléctrico Nacional.

Suministrar a la unidad con competencia en materia de fiscalización, información sobre los eventos y anomalías que se pudieren presentarse en el Sistema Eléctrico Nacional, a efectos de su investigación pertinente

Presentar el informe de gestión cuando sea requerido por la autoridad competente del Ministerio.

Las demás que señalen las leyes y actos normativos en materia de su competencia.


Resumen Ejecutivo


Durante el año 2010 el Sistema Eléctrico Nacional - SEN atendió una demanda máxima de potencia de 16.755 MW y una energía suministrada de 114.858,8 GWh obteniéndose decrecimientos con respecto al año anterior de 3,36% y 6,68% respectivamente.[3] [4]

Es importante resaltar el impacto que tuvo, tanto en la demanda máxima de potencia como en el uso de la energía eléctrica, El Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, dentro del cual el Ejecutivo aplicó un conjunto de medidas dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, las cuales junto a las condiciones favorables de aportes al embalse de Guri y el plan de incorporación de generación disponible al sistema puesto en práctica por CORPOELEC, permitieron la recuperación del embalse, alcanzando para el último trimestre del año sus niveles óptimos de operación.[5]

Los registros de caudal de aporte promedio al embalse de Guri, muestran para el año 2010, un aporte promedio diario de 6.108 m3/seg, lo que resultó en 27% por encima de la media histórica. Destaca el periodo comprendido entre abril y diciembre en donde en varias oportunidades se alcanzaron máximos históricos diarios en contraposición al periodo de verano que le antecedió, para el cual se registraron mínimos históricos. [6]

En lo referente a la producción de energía, se generaron 115.306 GWh, de los cuales el 66,5% (76.661,6 GWh) fue producido con fuentes hidráulicas mientras que el 33,5% restante (38.644,4 GWh) fue abastecido con fuentes térmicas, presentando un aumento de 1.032,8 GWh térmicos respecto al monto contabilizado durante el año 2009. [7]

Destacan durante el año 2010, los siguientes eventos con interrupción del servicio eléctrico a nivel nacional:


01/03/10 pérdida de 4.910 MW en el SEN por falla en la línea a 765 kV Arenosa – Yaracuy, 20/04/10 pérdida de 4.400 MW en el SEN por falla en líneas a 115 kV asociadas a la subestación Caña de Azúcar, 27/04/10 pérdida de 2.825 MW en el SEN por falla en la subestación Tablazo 400 kV, 19/02/10 pérdida de 1.848 MW en el SEN por falla en la S/E Horqueta 230 kV, 14/04/10 pérdida de 1.150 MW en el SEN por falla en la línea Nº 2 a 230 kV Furrial – Indio. Los eventos antes mencionados, condujeron a una desconexión de carga puntual en el sistema que varió entre 7% y 29% de la demanda máxima anual del año. [8]

Adicionalmente es importante mencionar, el impacto sobre el sistema del Plan de Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el país durante el año. [9]

Durante el año 2010, el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó una capacidad instalada de generación de 24.800,8 MW, destacándose la incorporación de 1.242,6 MW de generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida, la rehabilitación de 790 MW e incorporación al sistema por excedentes en la generación independiente de 20 MW (10 MW en la Planta Complejo Agroindustrial Azucarero Ezequiel Zamora (CAAEZ) y 10 MW en la planta Pertigalete). [10] Con respecto a la red troncal de transmisión, se instalaron 1533 MVA de capacidad de transformación, 380 MVAr de capacidad reactiva y 199 kilómetros de líneas. [11]

Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas 2010

El Sistema Eléctrico Nacional está formalmente integrado por la Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC a través de sus empresas filiales CADAFE, EDELCA, EDC, ENELVEN, SENECA, ELEVAL, CALIFE, ENELCO y ENELBAR.

Acontecimientos 2010


En esta sección se hace un recuento de los eventos relacionados con los valores de demanda máxima de las filiales de la corporación, así como la entrada en servicio de nuevos equipos de generación y transmisión ocurridos durante el año 2010.

Máximos 2010 en Demanda de Potencia

ENERO 13. A las 12:00 horas EDC alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 2.051 MW (incluye 212 MW de racionamiento), representando un decrecimiento de 8,52% respecto al año anterior. [12]

ENERO 27. A las 13:00 horas ENELCO alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 750 MW (incluye 162 MW de racionamiento), representando un decrecimiento de 2,34% respecto al año anterior. [13]

FEBRERO 26. A las 15:00 horas ENELBAR alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 639 MW (incluye 5 MW de racionamiento), representando un decrecimiento de 0,31% respecto al año anterior. [14]

MARZO 04. A las 15:00 horas ELEVAL registró su máxima demanda horaria, situándose en un valor de 360 MW (incluye 14 MW de racionamiento), lo cual representó un decrecimiento de 0,28% respecto al año anterior. [15]

MARZO 15. A las 21:00 horas CADAFE registró su máxima demanda horaria, situándose en un valor de 7.473 MW (incluye 379 MW de racionamiento), lo cual representó un decrecimiento de 1,45% respecto al año anterior. [16]

SEPTIEMBRE 17. A las 21:00 horas SENECA alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 357 MW (incluye 22 MW de racionamiento), representando un crecimiento de 6,25% respecto al año anterior. [17]


OCTUBRE 07. A las 21:00 horas EDELCA registró su máxima demanda horaria, situándose en un valor de 2.825 MW, lo cual representó un decrecimiento de 14,29% respecto al año anterior. [18]

OCTUBRE 13. A las 20:00 horas el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 16.755 MW (incluye 524 MW de racionamiento), representando un decrecimiento de 3,36% respecto al año anterior. [19]

OCTUBRE 13. A las 21:00 horas ENELVEN alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 1.958 MW (incluye 63 MW de racionamiento), representando un decrecimiento de 1,76% respecto al año anterior. [20]

Nuevo Equipamiento en el SEN [21]

ENERO 08: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Santa Ana en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 4,8 MW.

ENERO 11: Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la Planta Fuerte Cayaurima en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 16 MW.

ENERO 21: Entra en servicio por primera vez un banco de condensadores en derivación, con capacidad de 80 MVAr en la subestación El Corozo a 115 KV. ENERO 23: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Tumeremo en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

ENERO 25: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Base Aérea (BAVALLE) en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 7,5 MW.


ENERO 25: Se rehabilita la unidad N° 4 de la Planta Josefa Joaquina Sánchez Bastidas en el estado Vargas, con una capacidad instalada de 40 MW.

ENERO 28: Se sincronizan dos unidades de generación en la Planta Luisa Cáceres de Arismendi en el estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad instalada del SEN 50 MW (25 MW c/u).

ENERO 30: Se rehabilita la unidad N° 2 del Ciclo Combinado Termozulia II en el estado Zulia, con una capacidad instalada de 150 MW.

FEBRERO 10: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Tres Picos en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

FEBRERO 11: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El Vigía I en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

FEBRERO 11: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro Camejo en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW. (Información duplicada, la fecha es el 27 de marzo 2010)

FEBRERO 18: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Guasdualito en el estado Apure, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

FEBRERO 19: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Yuban Ortega en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 11 MW.

FEBRERO 21: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El Vigía II en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

MARZO 02: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Cantaura en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.


MARZO 07 y el 13: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El Vigía III y IV respectivamente, en el estado Mérida, de 15 MW cada una, sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.

MARZO 08: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Camatagua en el estado Aragua, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MARZO 15: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Pijiguaos en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

MARZO 17: Se rehabilita la unidad de generación N° 3 de la Planta Argimiro Gabaldón en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.

MARZO 26: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Guiria I a III en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 24 MW.

MARZO 26: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Elorza, ubicada en el Estado Apure, sumando a la capacidad instalada del SEN 5,7 MW.

MARZO 27: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Caripe en el estado Monagas, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MARZO 27: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro Camejo en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW.

MARZO 30: Se rehabilita la unidad de generación N° 2 de la Planta Argimiro Gabaldón, en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.

ABRIL 05: Se sincronizan unidades de generación distribuida de la Planta Gorsiño Carrillo en el estado Mérida, con una capacidad instalada de 17 MW.


ABRIL 14: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Caicara del Orinoco en el estado Bolívar, con una capacidad instalada de 15 MW.

ABRIL Se realizaron múltiples sincronizaciones de la unidad N°1 de Planta Centro como parte del programa de pruebas para su puesta en servicio en operación continua prevista para Junio.

MAYO 03: Se sincronizan la unidad N° 2 de la Planta Picure en el estado Vargas, sumando a la capacidad instalada del SEN 22 MW.

MAYO 04: Se reubican 15 MW de generación distribuida en Planta Guanapa en el Estado Barinas, provenientes de la Planta de generación distribuida Punto Fijo.

MAYO 05: Se sincroniza por primera las unidades de generación distribuida de la Planta Yaguaraparo en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MAYO 07: Fue sincronizada la unidad N° 1 de la Planta de Generación Dabajuro, ubicada en el Estado Falcón, aportando 15 MW al SEN, esta unidad viene de la Planta de Generación Distribuida Punto Fijo.

MAYO 10: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta de Monay I a IV, en el Estado Trujillo, sumando a la capacidad instalada del SEN 29,5 MW.

MAYO 07: Se rehabilita la unidad de generación N° 11 de Planta Táchira, en el estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.

MAYO 19: Se sincroniza por primera vez en periodo de prueba la Planta Antonio Nicolás Briceño, la cual opera como un conjunto generador flotante (tipo barcaza) sobre el Lago de Maracaibo en Cabimas-Estado Zulia, aportando 103,5 MW al SEN.


MAYO 19: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Caicara de Maturín en el Estado Monagas, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MAYO 21: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Carúpano en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MAYO 26: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Ciudad Bolivia en el estado Barinas, sumando a la capacidad instalada del SEN 25,92 MW.

MAYO 29: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Cumanacoa en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

JUNIO 02: Fue energizada por primera vez desde la subestación Rincón la línea de 138 kV Rincón - Palito Blanco con una longitud de 1 km, ubicada en el Estado Zulia.

JUNIO 04: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N° 1 de la Planta de Generación Picure, ubicada en el estado Vargas, sumando a la capacidad instalada del SEN 22 MW.

JUNIO 05: Fue energizado por primera vez el autotransformador No. 1 de 230/138 kV de 333 MVA en la subestación Palito Blanco, ubicada en el Estado Zulia.

JUNIO 08: Fueron energizadas por primera vez desde la subestación Palito Blanco las líneas No. 1 y No. 2 a 230 kV Palito Blanco – Termozulia, con una longitud de 23 km cada una, ubicada en el Estado Zulia.


JUNIO 10: Fue sincronizada la Planta de Generación Distribuida Las Hernández II ubicada en el estado Nueva Esparta, aportando 15 MW al SEN.

JUNIO 30: Fue sincroniza por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 11 de la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85 MW al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.

JULIO 21: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Aricagua, ubicada en el Estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad instalada del SEN 6 MW.

JULIO 26: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 10 de la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85 MW al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.

JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 6 de Planta Coro de respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.

JULIO 30: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida La Tendida, ubicada en el Estado Táchira, aportando 15 MW.

JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 5 de Planta Coro de respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.

AGOSTO 12: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Canódromo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 21,6 MW al SEN.

AGOSTO 16: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Macanáo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 7,2 MW.

AGOSTO 18: Se rehabilita la unidad de generación N° 9 de Planta Táchira, en el estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.


AGOSTO 18: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Pedro González, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 6 MW.

AGOSTO 30: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta Socopó, ubicada en el Estado Barinas, sumando a la capacidad instalada del SEN 20,4 MW.

AGOSTO 30: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Barrancas de Barinas ubicada en el Estado Barinas, aportando 10,8 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 05: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 23 de la Planta Luisa Cáceres de Arismendi ubicada en el Estado Nueva Esparta aportando 25 MW al SEN, la cual pertenece al Proyecto de Respuesta Rápida.

SEPTIEMBRE 17: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida El Piñal ubicada en San Rafael del Piñal en el Estado Táchira, aportando 12 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 19: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 1 de la Planta La Raisa ubicada en Charallave Estado Miranda, aportando 60 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 20: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Libertad ubicada en el Estado Barinas, aportando 12,6 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 24: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida Barrancas de Margarita ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 14,4 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 25: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida La Y de Cunaviche ubicada en el Estado Apure, aportando 4,3 MW al SEN.


OCTUBRE 08: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 3 de 230/115 kV de 200 MVA en la subestación Barbacoa I, ubicada en el Estado Anzoátegui.

OCTUBRE 08: Se incorpora en periodo de prueba después de ser rehabilitada la unidad N° 3 de la planta La Mariposa, ubicada en el Estado Miranda, aportando 45 MW al SEN.

OCTUBRE 10: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N° 1 de la planta Alberto Lovera, ubicada en el Estado Anzoátegui, aportando 150 MW al SEN.

OCTUBRE 16: Fue energizada por primera vez, la línea N° 2 a 765 kV Arenosa - Yaracuy, con una longitud de 153 km, ubicada entre los Estados Carabobo y Yaracuy.

NOVIEMBRE 12: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta La Concepción, ubicada en el Estado Trujillo, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

NOVIEMBRE 15: Se sincroniza en el estado Anzoátegui la planta de generación distribuida Bavalle II, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.

NOVIEMBRE 16: Se sincronizan por primera vez las unidades “3A” y “5A” en Planta Táchira cada una de 15 MW, sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.

NOVIEMBRE 23: Se sincroniza en el estado Zulia la planta de generación distribuida Quisiro, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.

NOVIEMBRE 27: Se puso en servicio por primera vez, la Reactancia Nº 2 de 300 MVAr de S/E Yaracuy a 765 kV.


DICIEMBRE 17: Fue energizada por primera vez, la línea a 115 kV Asunción – Los Robles, de 6,8 km, ubicada en el estado Nueva Esparta.

DICIEMBRE 17: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de la Planta San Carlos, ubicada en el Estado Zulia, sumando a la capacidad instalada del SEN 14,4 MW.

DICIEMBRE 18: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 5 de 765/230 kV de 1.000 MVA de la subestación Yaracuy, ubicada en el estado Yaracuy.

Capacidad de Generación Instalada

El SEN incrementa su capacidad instalada en 4,61% con respecto al año 2009, para alcanzar un total de 24.800,8 MW, que representa una variación neta de 1.092,6 MW adicionales con respecto al año anterior. [22]

La nueva generación incorporada al SEN que aporta energía al sistema nacional, la integran las siguientes plantas:

En lo concerniente a unidades de generación distribuida se encuentran: Guanapa III de 15 MW, Las Hernández II de 15 MW, Aricagua de 6 MW, Barrancas de Barinas10,8 MW, Barrancas de Margarita de 14,4 MW, Batalles I, II de 13,5 MW, Caicara de Maturín de 8 MW, Caicara de Orinoco de 15 MW, Camatagua de 8 MW, Canódromo de 21,6 MW, Cantaura de 8 MW, Caripe de 8 MW, Carúpano de 8 MW, Ciudad Bolivia de 25,92 MW, Cumanacoa de 8 MW, Dabajuro de 15 MW, El Piñal de 12 MW, El Vigía de 60 MW, Elorza de 5,7 MW, Fuerte Cayaurima de 16 MW, Gorsiño Carrillo de 17 MW, Guasdualito de 15 MW, Guiria de 24 MW, La Concepción de 15 MW, La Tendida de 15 MW, La Y de Cunaviche de 4,3 MW, Libertad de 12,6 MW, Monay de 29,5 MW, Pedro González de 6 MW, Pijiguaos de 15 MW, Quisiro de 6 MW, San Carlos de 14,4 MW, Santa Ana de 4,8 MW, Socopó de 20,4 MW, Tres


Picos de 8 MW, Tumeremo de 8 MW, Macanao (Venetur) 7,2 MW, Yaguaraparo de 8 MW y Yuban Ortega de 11 MW [23] ; mientras que con base a turbinas a gas, entraron en operación las siguientes plantas: 1ra unidad de la Planta Alberto Lovera de 150 MW, la Mariposa con 45 MW, la 1ra unidad de la Planta La Raisa de 60 MW, la Planta Picure con 44 MW, dos unidades cada una de 85 MW en la Planta Termozulia IV, la Planta tipo Barcaza Antonio Nicolás Briceño de 103,5 MW, así como 75 MW en la Planta Luisa Cáceres, 30 MW en Planta Coro y 30 MW en Planta Táchira. [24]

En la siguiente gráfica se muestra la distribución porcentual de la capacidad instalada para el 2010, donde la participación mayoritaria en el total nacional la tiene la filial EDELCA con un 56% seguida por CADAFE, EDC y ENELVEN con un 22%, 9% y 8% respectivamente.


Capacidad de Generación Instalada por Fuente Primaria

Del total instalado en el SEN 24.800,8 MW, el 59% son de origen hidráulico (14.622 MW) y el restante 41% de origen térmico (10.178,8 MW), este último se descompone en 17% de turbinas a vapor (4.246 MW), 16% de turbinas a gas (3.941,8 MW), 4% de motores de generación distribuida (1.050,9 MW) y 4% de ciclo combinado (940 MW); la gráfica siguiente muestra el desglose por fuente primaria de la capacidad instalada.

La participación del componente térmico en el SEN pasa de 38% en el 2009 a 41% en el 2010. Esta variación neta obedece a la inclusión en el sistema de 1.242,6 MW de generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida y los restantes 707,5 MW están asociados a la inclusión en el sistema de turbinas a gas; así mismo se retiran del sistema 150 MW de origen térmico conformados por 120 MW asociados a las unidades N° 3 y 4 en la planta Josefa Joaquina SánchezBastidas y la transferencia de las unidades N° 1 y 2 de 15 MW cada una de la planta de generación distribuida Punto Fijo hacia las plantas también de generación distribuida Guanapa y Dabajuro. [25]

El cuadro siguiente presenta el detalle de la capacidad de generación instalada del SEN por fuente primaria para el año 2010. [26]


En la tabla de la página siguiente se muestra el detalle por planta del parque de generación instalado en el SEN para el año 2010, indicando adicionalmente la Energía Promedio y Firme por planta.[27]


A continuación se muestra en el mapa de la República Bolivariana de Venezuela, la distribución geográfica de la generación nacional.


Red Troncal de Transmisión

El SEN interconecta los sistemas de generación de las empresas filiales a través de la Red Troncal de Transmisión RTT, conformada principalmente por líneas de 765 kV, 400 kV y 230 kV, destacándose el enlace Guayana-Centro Occidente de 765 kV cuya longitud alcanza los 2.083 kms.

Durante el año 2010 se incorporan a la red troncal de transmisión del SEN 199 kilómetros de líneas que corresponden a la puesta en servicio de la 2da línea Arenosa – Yaracuy a 765 kV de longitud 153 km, línea Palito Blanco – Termozulia a 230 kV de longitud 46 km. En cuanto al sistema de transformación en el 2010 se incorporaron 1.533 MVA de los cuales 1.000 MVA corresponden al autotransformador N° 2 de 765/230 kV de la S/E Yaracuy, 333 MVA correspondientes al autotransformador en la S/E Palito Blanco 230/138 kV y 200


MVA al autotransformador en la S/E Barbacoa I de 230/115 kV, así mismo se incorporaron al sistema 380 MVAr de capacidad reactiva.

A continuación se muestra en forma gráfica, el inventario de las redes de transmisión de la RTT para diciembre del 2010, indicando las longitudes totales de las líneas operadas por el Despacho de Carga Central, discriminadas por niveles de tensión.

Demanda Máxima de Potencia


La demanda máxima del sistema es el valor máximo de potencia neta horaria determinado por el Centro de Control del Despacho Nacional, que considera todas las empresas que conforman la Corporación Eléctrica Nacional.

El 13/10/10 a las 20:00 horas se registró la demanda máxima del SEN con 16.755 MW (incluye 524 MW de racionamiento) [28], en la gráfica siguiente se observa como durante todo el año 2010, la demanda máxima del SEN se ubica por debajo de la curva del año 2009 e inclusive por debajo a los valores correspondientes al año 2008 en los periodos abril-agosto y octubre-noviembre, este comportamiento obedece principalmente a la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigidos a restablecer los niveles óptimos de operación del embalse de Guri.

En la gráfica anterior se muestra como para el año 2010 la demanda máxima de potencia del SEN ocurre en el mes de octubre, coincidiendo con los años 2006, 2007 y 2008, en donde dicho valor había ocurrido en el período octubre – diciembre, mientras que para el año 2009, el máximo anual ocurrió en el mes de septiembre.En la gráfica siguiente se observa como las filiales CADAFE, EDELCA, EDC y ENELVEN contribuyen en un 82% a formar el pico de demanda máxima


del SEN, restando un 18% cubierto por las filiales y cargas especiales ENELCO, ENELBAR, ELEVAL, SENECA, el Sector Petrolero Oriental, Hidrocapital, Hidrocentro y Mineras Loma de Níquel.

La demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional decreció durante el año 2010 en 3,36%, igualmente se muestran decrecimientos con respecto al año anterior para las filiales: EDELCA, La EDC, ENELCO, ENELVEN, CADAFE y ENELBAR, con tasas de decrecimiento de 14,29%, 8,52%, 2,34%, 1,76%, 1,45% y 0,31% respectivamente; mientras que las cargas asociadas a la filial SENECA, Sector Petrolero Oriental e Hidrológicas y Lomas de Níquel mostraron para el año 2010 crecimientos de 6,25%, 4,25%, 2,16% respectivamente.

En la gráfica siguiente se muestra para el año 2010 la evolución mensual de la demanda máxima de potencia de cada filial, los valores son mostrados en relación a las demandas máximas anuales de cada filial, observándose como en el 1er trimestre del año, las filiales La EDC, ENELCO, ENELBAR, CADAFE y ELEVAL así como la carga del Sector Petrolero Oriental alcanzan sus máximos anuales, en el mes de septiembre el máximo anual se obtiene para la carga asociada a las


Hidrológicas y Lomas de Níquel y la filial SENECA, mientras que para el mes de octubre son las filiales EDELCA y ENELVEN las que alcanzan sus máximos anuales.

Generación Neta

El total de energía neta generada durante el año 2010 en el Sistema Eléctrico Nacional fue de 115.306 GWh decreciendo 6,6% respecto al valor obtenido el año anterior [29]. Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó 76.661,6 GWh (66,5%), mientras que el componente térmico totalizó 38.644,4 GWh (33,5%), registrando un valor promedio mensual térmico de 3.220 GWh.

En Venezuela la generación hidráulica se encuentra ubicada en las regiones de Guayana y Los Andes, mientras que la térmica tiene instalados sus principales núcleos de producción en las regiones Capital, Central y Zuliana.


La distribución porcentual de la generación neta del SEN según la gráfica siguiente, visualiza la participación mayoritaria por parte de EDELCA con un 65% totalizando 74.984 GWh, seguida por las filiales CADAFE, La EDC, y ENELVEN con 10,9%, 10,1%, y 8% respectivamente, mientras que SENECA, ELEVAL, ENELBAR, ENELCO, Genevapca, Turboven, Termobarrancas y el Sector Petrolero Oriental contribuyen con el 5,9% restante al total nacional durante el 2010.

Contrastando los totales de energía neta generada del año 2010 con respecto al año anterior, tenemos que las filiales EDELCA, La EDC, CADAFE, y ELEVAL, así como GENEVAPCA generaron volúmenes inferiores con decrecimientos del 10,31%, 3,71%, 2,49%, 2,4% y 80,59% respectivamente, mientras que las filiales ENELBAR, ENELCO, SENECA, ENELVEN, incrementaron su producción de energía en 58,38%, 40,6%, 9,03% y 6,55%, respectivamente; igualmente incrementaron la energía aportada al sistema interconectado el Sector Petrolero Oriental, TURBOVEN y TERMOBARRANCAS con incrementos porcentuales con respecto al año anterior de 118,12%, 32,22% y 3,35% respectivamente.


Generación Bruta por Tipo de Combustible

El parque térmico del SEN generó un total de 39.921 GWh en el año 2010, que representa un aumento de 2,7% respecto al valor obtenido en el año 2009. De los cuales 17.829 GWh se generaron utilizando como combustible primario el gas, 11.972 GWh empleando en su producción el gasoil mientras que los restantes 10.121 GWh, proviene de unidades que utilizan como combustible el fueloil. [30]

En el acumulado anual, se observa incremento del 25,2% en la energía generada bruta usando el gasoil como combustible primario (fuente), mientras que para el total generado empleando gas ó fueloil se obtienen decrecimientos con respecto al año anterior del 6,77% y 0,57% respectivamente. [31]

En cuanto a la distribución de la generación por tipo de combustible en el SEN, en la gráfica anterior se observa como La EDC es la principal generadora empleando como combustible primario el gas, con una participación del 42% en el total nacional, que equivale a 7.417 GWh, seguida por las filiales CADAFE y ENELVEN con participaciones del 19% y 14% que corresponden a 3.437 GWh y 2.411 GWh respectivamente. En cuanto al fueloil destaca La EDC con participación en el total generado nacional del 45% seguida por CADAFE y ENELVEN con participaciones


del 28% y 26% respectivamente, totalizando valores anuales de 2.868 GWh y 2.678 GWh. Para el caso del gasoil, resaltan las filiales CADAFE y ENELVEN y como las principales generadoras con participaciones en el total generado empleando este combustible del 42% y 39%, que corresponden a 4.996 GWh y 4.714 GWh respectivamente, seguidas por la filial SENECA con una participación en el total nacional de 17% equivalentes a 2.004 GWh. [32]

Energía Generada Bruta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP)

La generación de energía bruta en el SEN por medio de las cuatro fuentes empleadas en Venezuela (gas, gasoil, fueloil e hidráulica), alcanzó durante el año 2010 un total de 116.702 GWh [33] que equivalen a 70,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), este valor representa un decrecimiento de 6,5% respecto al valor observado el año anterior, siendo el componente de origen hidráulico el que disminuye con respecto al año anterior en 10,7% mientras que el térmico se incrementó en 2,7%.


En la gráfica anterior se observa que durante el 2010, empleando gas se generaron 10,7 millones BEP (17.829 GWh), por su parte la generación con gasoil fue de 7,2 millones BEP (11.972 GWh) mientras que la generación a fueloil contabilizó 6,1 millones BEP (10.121 GWh), lo que totaliza 24 millones BEP de energía generada por medio de fuentes térmicas (39.921 GWh). [34]

Del total generado en el año se obtuvieron por medio de fuentes hidráulicas 46,2 millones BEP (76.780 GWh), registrando un descenso de 10,7% con respecto al año anterior. [35]

Intercambios de Energía en el SEN

Los intercambios de energía que ocurrieron durante el año 2010 muestran los efectos de un esquema de generación con la preponderancia del componente de energía hidroeléctrica; descendiendo en esta oportunidad 6,31% los valores de intercambio de EDELCA con el resto de las filiales para alcanzar un valor de cierre de año de 56.050 GWh; lo antes expuesto es consecuencia de la presencia del fenómeno climatológico El Niño, que produjo durante el 1er semestre del año un descenso en los aportes que alimentan al embalse de Gurí y a la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica que indujo a un descenso en la demanda.[36]

Todas las filiales de CORPOELEC disminuyen sus intercambios de energía con el sistema interconectado, mostrando los siguientes decrecimientos: La EDC con 38,71%, ENELVEN con 25,78%, ENELBAR con 18,39%, ENELCO con 16,52%, SENECA con 14,2%, ELEVAL con 2,17% y CADAFE con 1,11%; mientras que TURBOVEN y TERMOBARRABCAS incrementan los valores de intercambio con respecto al año pasado en 32,22% y 3,35% respectivamente en contraposición con la disminución durante el año del aporte que realiza GENEVAPCA, el cual descendió en un 80,6%. En cuanto a los intercambios internacionales de energía en el sistema nacional, se tiene que en el 2010 se exportaron 3,04 GWh hacia Colombia (básicamente energía de regulación) lo que representa una disminución del 98,8%


respecto a los volúmenes intercambiados en el año anterior, en donde principalmente ocurrieron en el sentido Colombia – Venezuela; para el caso del intercambio con Brasil se exportaron durante el año 444,2 GWh decreciendo 29,4% en comparación al valor del año 2009.

El diagrama siguiente muestra por filiales el intercambio neto acumulado durante el año 2010, apreciándose como la energía suministrada por EDELCA, GENEVAPCA, TERMOBARRANCAS, TURBOVEN suplen los requerimientos del resto de las filiales y exporta energía a la nación de Brasil. [37]

Energía Suministrada

El Sistema Eléctrico Nacional consumió durante el año 2010 un total de 114.859 GWh [38], lo que representa un decrecimiento de 6,68% respecto al total consumido durante el año anterior, en contraste al valor creciente alcanzado en el período anterior 2009/2008 de 4,55%. Adicional a ello se incrementa en un 20,05% con respecto al año anterior el intercambio neto con las naciones de Colombia y Brasil equivalente al 0,39% del total consumido nacional. [39]


En el año 2010 todas las filiales excepto SENECA registran decrecimientos en la energía suministrada con respecto al año anterior, encontrándose EDELCA con -20,38%, ENELCO con -13,21%, La EDC con -8,96%, ENELVEN con -3,82%, ELEVAL con -2,3%, CADAFE con -1,47% y ENELBAR con -0,7% así como las Hidrológicas y Lomas de Níquel con -6,33% mientras que para SENECA y el Sector Petrolero Oriental la energía suministrada se incrementó durante el año en 4,55% y 0,29% respectivamente.

Destaca que de la variación de energía suministrada con respecto al año anterior, la filial EDELCA contribuyó en un 58% seguida por La EDC, CADAFE y ENELVEN con un 15%, 9% y 6% respectivamente.

En la gráfica anexa se muestran las magnitudes de generación propia versus la energía consumida asociada a cada área servida por las filiales de CORPOELEC. En ella se observa como las filiales La EDC, SENECA, ENELVEN y ELEVAL cubrieron su demanda de energía durante el 2010 en más de un 50% con generación propia, mientras que las filiales ENELBAR, CADAFE, ENELCO y el Sector Petrolero Oriental satisficieron su demanda de energía haciendo uso mayoritariamente de la energía intercambiada a través del SEN.


En cuanto a la distribución del consumo de energía del SEN, se observa como las filiales CADAFE y EDELCA comparten el 60% del total nacional (44% y 16% respectivamente), seguidas en orden de participación por las filiales La EDC y ENELVEN con participaciones alrededor del 11%, mientras que el restante 18% lo comparten en orden de participación, las filiales ENELCO, Sector Petrolero oriental, Lomas de Níquel e Hidrológicas, ENELBAR, ELEVAL y SENECA.

Consumo de Combustible

El consumo de gas asociado a las plantas de generación térmica para el 2010 disminuyó con respecto al año anterior en 412 MM m3 lo que representa un decrecimiento del 6,6%, totalizando en el año 5.926 MM m3 que equivalen a 34,31 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP).[40]


Según la gráfica anexa todas las filiales a excepción de ENELBAR disminuyeron su consumo con respecto al año anterior, resaltando a CADAFE, ENELCO y ENELVEN con tasas de decrecimiento 27%, 15% y 11% respectivamente, resalta La EDC con una participación del 41% consumiendo 2.454 MM m3.

Por otra parte el consumo de fueloil en el SEN disminuye respecto al año anterior en 0,78% alcanzando 2,73 millones de toneladas que equivalen a 18,2 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP). Se observa una disminución en el consumo de fueloil en la filial CADAFE con una tasa de decrecimiento de 16,7% en contraposición a las filiales ENELVEN y La EDC que experimentaron variaciones con respecto al año anterior del 10,2% y 5,6% respectivamente. Destaca La EDC como el mayor consumidor de fueloil con un consumo anual de 1,17 millones de toneladas, que equivale a una participación del 43% en el total nacional. [41]


En cuanto al consumo de gasoil a nivel nacional se registra un aumento de 25,4% con respecto al año anterior, totalizando para el año 3.958 millones de litros que equivalen a 13,8 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP) [42]; las filiales que experimentan incrementos en el consumo de gasoil con respecto al año anterior son: La EDC, CADAFE, ENELVEN y SENECA, cuyos crecimientos son de 59%, 54%, 19% y 4% respectivamente. La mayor participación en el consumo anual de gasoil lo registra CADAFE con un consumo de 1.634,9 millones de litros que representan el 41% del total nacional. [43]


La cantidad de combustibles líquidos y gas empleados para generar 39.921 GWh de energía bruta durante el 2010 corresponden a un consumo de 66,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), que representan un decrecimiento de 1,79% respecto al año 2009 y una eficiencia equivalente del parque térmico del 36%. [44]

Indicadores del Embalse de Guri


Para el año 2010 los aportes promedios al embalse de Guri estuvieron cercanos a los mínimos históricos para luego repuntar a mediados de año ubicándose cercanos a los máximos históricos y hasta marcar en diez y siete (17) oportunidades nuevos máximos. El caudal promedio acumulado anual para el año 2010 logra un promedio anual de 6.108 m3/seg lo que representa un 27% por encima de la media histórica, siendo el aporte promedio mínimo diario de 403 m3/seg ocurrido en el mes de marzo y el máximo de 15.147 m3/seg ocurrido en el mes de junio. [45]

Por su parte, la cota registrada en el embalse de Guri para el 31 de Diciembre de 2010 fue de 271,01 m.s.n.m. descendiendo 9,45 m con respecto al cierre del año anterior; por su parte la mínima cota durante el año fue de 248,04 m alcanzada el 10 de mayo, encontrándose 13,52 m por debajo de la cota mínima correspondiente al año anterior. [46]


Es importante mencionar que en el año 2010 se abrieron las compuertas de los aliviaderos del embalse de Guri durante los meses de agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre, registrándose un caudal de alivio promedio en estos meses de 1.003 m3/seg. [47]

Indicadores de Desempeño del SEN

Continuidad del Suministro

En esta sección se detallan los indicadores definidos para medir la continuidad del suministro en el SEN: La carga promedio anual interrumpida (PPI), la duración promedio anual de interrupción (TPR) y el índice de severidad (IS). [48]


Es importante destacar que para el cálculo de estos indicadores, se toman en cuenta las interrupciones mayores a 100 MW causadas tanto por trabajos planificados en la red, como las causadas por incidentes en las instalaciones de generación, transmisión y distribución.

Carga Promedio Anual Interrumpida - PPI

Este indicador refleja la carga promedio anual que sería interrumpida ante una perturbación mayor en el SEN. Se obtiene de la suma de la energía asociada a todas las interrupciones mayores a 100 MW entre la suma del tiempo equivalente al total de carga interrumpida ante fallas mayores a 100 MW.

PPI = Σ ENS / ΣTEM

Donde:

ENS: Energía no servida asociada a las perturbaciones mayores a 100 MW.

TEM: Tiempo equivalente al total de carga interrumpida.

Duración Promedio Anual de Interrupción TPR

Este indicador mide la duración promedio anual en minutos debido a una interrupción del suministro en el sistema. Se obtiene de la sumatoria del tiempo asociado a las interrupciones mayores a 100 MW, entre el número de eventos con interrupciones mayores a 100 MW.

TPR = Σ TPE NE

Donde:

TPE: Tiempo de interrupción por evento.NE: Número de eventos con interrupciones.

Índice de Severidad – IS


Este indicador representa la proporción anual de la energía no servida en el sistema interconectado nacional con respecto al total de energía consumida. Se obtiene del cálculo de la energía no servida ante perturbaciones mayores a 100 MW, entre el consumo de energía anual del sistema.

IS = Σ ENS*100 EC

Donde:

ENS: Energía no servida en las perturbaciones mayores a 100 MW.EC: Consumo de energía.

A continuación se presentan los Indicadores de Continuidad en el Suministro para el período 2008-2010, es importante resaltar el impacto que tiene sobre los indicadores la energía no servida producto de la implantación durante el año 2010, del Plan de Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el país durante el año. [49]


En la gráfica anexa se observa como durante el 2010 la carga promedio anual interrumpida (PPI), muestra el valor más alto en los últimos tres años, registrando un crecimiento del 103% con respecto al año anterior. [50]


En cuanto a la duración promedio anual de interrupción (TPR), se observa como para el año 2010 el indicador continúa con la tendencia creciente acentuando en este año la tendencia exponencial, de tal forma que casi duplica al valor obtenido el año anterior. [51]

Por su parte el Índice de Severidad (IS) el cual mide el porcentaje interrumpido de la energía consumida durante el año 2010, se incrementa en 198% respecto al año anterior, pasando a ser este el valor más alto registrado en el último trienio. [52]

Desempeño de las Líneas de Transmisión

En esta sección se presenta el desempeño de las líneas de transmisión pertenecientes a la red troncal del SEN, el cual es evaluado con base en los siguientes indicadores:

Número Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea


Indica la relación entre el número de desconexiones de la línea y su longitud. Se determina mediante la siguiente ecuación:

Fkms = N° Desconexiones LongLínea

Donde:

Fkms: Desconexiones por kilómetros de línea.Nº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período.LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros.

Tiempo Promedio de Interrupción

Es el tiempo promedio de desconexiones de la línea y está representado por la siguiente ecuación:

TProm = N° Horas Desconexiones N° Desconexiones

Donde:TProm: Tiempo Promedio de InterrupciónNº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período.Nº Horas Desconexiones: Número de horas en desconexión durante el período.

Tiempo Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea

Representa la relación entre las horas de desconexión de la línea y su longitud. Está determinada por la siguiente ecuación:

TFkms = N° HorasDesconexiones LongLínea


Donde:

TFkms: Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea.Nº HorasDesconexiones: Número de horas en desconexión durante el período.LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros.

A continuación se muestra para el año 2010, el desempeño de las líneas de transmisión que integran la Red Troncal de Transmisión a través de sus indicadores relevantes.


A continuación se muestra el desempeño de la RTT para el año 2010 comparado con los dos años anteriores: [53]

De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 la indisponibilidad forzada del sistema de 765 kV revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para


ubicarse en el valor menor del trienio en estudio, para el caso del sistema de 400 kV se observa lo contario, en donde para el año 2010 se observa el valor más alto con respecto a los dos años anteriores, incrementándose con respecto al año anterior en un 92%, al respecto destaca el desempeño en el año de las líneas Yaracuy – Tablazo 3 y Planta Centro - Yaracuy, las cuales tuvieron indisponibilidades forzadas del 1,50% y 1,08% respectivamente principalmente ocasionadas en el primer caso por afectación de una torre de soporte de la línea como consecuencia de las lluvias, mientras que en el segundo caso la causa de la indisponibilidad de la línea obedeció por el desprendimiento de cadena de aisladores; el sistema de 230 kV, sigue siendo el que presenta mayores índices de indisponibilidad forzada durante los últimos tres años, continuando con la tendencia creciente, el año 2010 muestra el mayor valor del trienio, para incrementarse con respecto al año anterior en 12%. [54]


En la gráfica anterior se observa como la indisponibilidad programada durante el trienio estudiado para cada uno de los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuye consecutivamente. Así mismo se observa como para el año 2010 las indisponibilidades forzadas para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuyen con respecto al año anterior en 47%, 14% y 31% respectivamente, así mismo se ratifica lo observado en los dos años anteriores, en donde la indisponibilidad programada del sistema de 400 kV supera al de 230 kV y este a su vez al de 765 kV. [55]

El N° Total de interrupciones por kilómetro de línea para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV durante el año 2010 se incrementa con respecto al año anterior, en 21%, 11% y 1% respectivamente. Así mismo se observa como análogo al comportamiento de los años anteriores, el sistema de 765 kV presenta una frecuencia de interrupción por kilómetro de línea menor a la mostrada por el sistema de 400 kV y este a su vez menor que la asociada al sistema de 230 kV. [56]


El tiempo promedio de interrupción durante el periodo de estudio muestra una tendencia creciente para el sistema de 230 kV, mientras que para el sistema de 400 kV se evidencia una tendencia a la mejora del indicador, por su parte el sistema de 765 kV revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para ubicarse en el valor menor del trienio en estudio. Las variaciones mostradas durante el año 2010 con respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es como sigue: - 80%, -6% y 11% respectivamente. Para el año 2010, el sistema de 230 kV mantiene su desempeño relativo con respecto a los otros dos sistemas, siendo el sistema con mayor tiempo promedio de interrupción. [57]


Durante el trienio estudiado para el sistema de 230 kV, el tiempo total de interrupción por kilómetro de línea se incrementa consecutivamente, las variaciones durante el año 2010 con respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es de -76%, 5% y 12% respectivamente. Para el año 2010 se mantiene el desempeño relativo entre sistemas, en donde el sistema de 230 kV sigue siendo el que presenta el valor más alto en el tiempo total de interrupción por kilómetro de línea, seguido por el sistema de 400 kV y este a su vez por el de 765 kV. [58]


Desempeño de las Unidades de Generación

En esta sección se presenta el desempeño de las plantas de generación, evaluado a través de los siguientes indicadores:

Tasa de Salida Forzada o Programada (FOR o SOR)

Representa la probabilidad de que un tipo de unidad se encuentre en condición de falla o mantenimiento. Se calcula empleando la siguiente ecuación:

FOR o SOR (%) = HFU o HMU * 100 HSU + HFU o HMUDonde:

HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista.HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).

Factor de Salida Forzada o Programada (FOF o SOF)

Este indicador mide porcentualmente la ocurrencia de una indisponibilidad prevista o eventual durante el período total evaluado. Se calcula empleando la siguiente ecuación:

FOF o SOF (%) = HFU o HMU * 100 HPDonde:

HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista.


HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).

Tasa de Indisponibilidad Total (IT)

Mide porcentualmente la ocurrencia de una desconexión forzada o programada, referida al período en el cual una unidad pudo haber estado en servicio en el caso que no hubiesen ocurrido interrupciones. Se calcula empleando la siguiente ecuación:

IT (%) = HFU + HMU * 100 HSU + HFU + HMU

Donde:

HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista.HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.

Factor de Indisponibilidad Total (UF)

Este indicador mide porcentualmente el tiempo que un tipo de unidad de generación estuvo indisponible (falla + mantenimiento) dentro del período evaluado. Se calcula utilizando la siguiente fórmula:

UF (%) = HFU + HMU * 100 HPDonde:

HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista.


HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.

HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).

Factor de Disponibilidad Total (AF)

Este indicador mide porcentualmente el tiempo que una unidad de generación estuvo disponible dentro del período evaluado. Se calcula utilizando la siguiente fórmula:

AF (%) = (HSU + HR) * 100 HP

Donde:

HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).HR: Total de horas en que la unidad estuvo con su capacidad disponible pero sin entregar potencia al sistema.HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).

Es importante destacar que para la aplicación de los indicadores antes mencionados al conjunto de varias unidades agrupadas por filial o por tipo de turbina, de debe trabajar sobre horas equivalentes del grupo a analizar, afectando las horas por la capacidad de cada unidad, de acuerdo al ejemplo siguiente para el AF: [59]

AF_Turbo gas (%) = ΣHSU *CAPU_+ _ΣHR *CAPU * 100 HP*ΣCAPU

Donde:CAPU: Capacidad de la unidad turbo gas.


A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño por unidad de las plantas de Generación. [60]


La siguiente tabla muestra las tasas de salida forzada (FOR) y salida programada (SOR) medidas porcentualmente para las diferentes filiales de la corporación. [61]


En la tabla anterior se observa que la tasa de salida forzada durante el 2010 es mayor para las unidades turbo vapor con 32,39%, seguida por las unidades turbo gas con 24,06%, siendo la filial CADAFE la más influyente en ambos casos; mientras que las unidades hidráulicas y el ciclo combinado registran tasas de salida forzadas de 8,50% y 4,44% respectivamente.

Por su parte las unidades que muestran mayores tasas de salida programada son las unidades turbo vapor con 17,12%, destacando en dicho indicador la filial CADAFE, seguidas por las unidades hidráulicas con 15,12%; en tanto que las unidades ciclo combinado y a gas registran tasas de 12,72% y 8,01% respectivamente. Para el caso de las turbinas a gas destaca SENECA con los valores más altos.

Seguidamente se presenta el factor de indisponibilidad (UF) por tipo de unidad de generación.


El factor de indisponibilidad (UF) en el parque generador del SEN durante el año 2010, es mayor para las unidades a vapor y a gas que totalizan 40,58% y 27,47% respectivamente, seguidas por las hidráulicas con 18,79% y las unidades de ciclo combinado con 16,05%. Para las categorías turbinas a vapor, turbinas a gas e hidráulicas, resalta la filial CADAFE con los valores más altos de indisponibilidad. [62]

A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño de las plantas que integran el parque del SEN, comparado con los valores de los últimos dos años:


De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 bajan su indisponibilidad forzada con respecto al año anterior, tanto las turbinas a gas en 6% como las turbinas a vapor en 3%, mientras que las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado aumenta su disponibilidad con respecto al año anterior en 79% y 29% respectivamente. A lo largo del trienio en estudio, siguen siendo las turbinas a vapor las que presentan mayor indisponibilidad, seguidas por las turbinas a gas, las hidráulicas y por último el ciclo combinado. [63]

El indicador de salida programada se incrementa para todas las categorías de estudio con respecto al año anterior a excepción de las turbinas a gas, la cual disminuye en comparación al año anterior en 37%. Para el año 2010 igual que como sucedió en el año 2008, se visualiza en las turbinas a vapor la mayor indisponibilidad programada, seguidas por las turbinas hidráulicas, el ciclo combinado y por último las turbinas a gas. [64]


En la gráfica se observa que para el año 2010 el factor de indisponibilidad (UF) aumenta para todas las categorías a excepción de las turbinas a gas, la cual disminuye en un 13% con respecto al valor observado en el año anterior. Para el trienio en estudio se observa como las turbinas que presentan mayor índice de indisponibilidad son las turbinas a vapor, seguidas por las turbinas a gas, las hidráulicas y por último las turbinas a ciclo combinado. Así mismo se aprecia para el año 2010 como las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado muestra los valores más altos del trienio de estudio. [65]

Resumen Estadístico del SEN 2010 [66]


Histórico 2006-2010


Esta sección muestra las estadísticas correspondientes a los últimos 5 años (período de las variables capacidad instalada en generación, demanda máxima y energía generada, intercambiada y consumida.

Capacidad Instalada, Demanda Máxima

Durante el período 2006-2010, la capacidad nominal del SEN ha experimentado un crecimiento promedio interanual de 2,8% equivalentes a 517 MW instalados por año. [67] 2.33 %

Destacan durante el período la entrada en servicio de: La última unidad (183 MW c/u) de las doce que conforman la planta hidroeléctrica Francisco de Miranda en Caruachi de 2.196 MW de la planta, la instalación de dos unidades de 12,5 MW c/u en la planta hidroeléctrica Masparro, la incorporación de la turbina a vapor de 170 MW para completar el primer ciclo combinado en la planta Termozulia I de 470 MW,la instalación de las dos primeras unidades (150 MW c/u) en la planta Termozulia II en ciclo combinado con una capacidad prevista de 470 MW, la instalación en la planta Termozulia IV de dos turbinas a gas de 85 MW c/u, la instalación de dos turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta Pedro Camejo totalizando 300 MW, la instalación de la tercera turbina a gas (40 MW c/u) en la planta Argimiro Gabaldón totalizando 120 MW, la instalación de tres turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta Josefa Camejo, la instalación en la planta Picure de dos turbinas a gas de 22 MW c/u, la instalación de la primera turbinas a gas de 60 MW en la planta La Raisa, la rehabilitación de 45 MW en la planta termoeléctrica La Mariposa, la puesta en servicio de 103,5 MW tipo Barcaza en la planta Antonio Nicolás Briceño, la primera turbina a gas de 150 MW en la planta Alberto Lovera, 145 MW en turbinas a gas en la planta Luisa Cáceres, 30 MW en turbinas a gas en planta Coro, 30 MW en turbinas a gas en planta Táchira, y 1.039 MW de generación distribuida, así como, los 150 MW y 40 MW aportados al sistema por Termobarrancas y Turboven respectivamente. [68]


A continuación se muestran en detalle las unidades de generación desincorporadas e instaladas del SEN en el período 2006 - 2010:


La demanda máxima de potencia en el período 2006-2010 registra un crecimiento promedio interanual de 1,2% al pasar de 15.945 MW a 16.755 MW al final del período, equivalente a un incremento promedio interanual de 162 MW. El máximo pico anual registrado en el período se obtuvo en el año 2009 con 17.337 MW (incluye 842 MW de racionamiento). [69]

Así mismo destaca en el periodo, el impacto que sobre la demanda máxima anual nacional tuvo el programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos ahorradores de energía abanderado de la Misión Revolución Energética, en donde la demanda máxima del año 2007 disminuyó en 2,5% con respecto al año anterior, equivalentes a un ahorro de 1800 MW en la tendencia que se venía mostrando en la variable y al efecto en el año 2010 de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de operación del embalse de Guri obteniéndose una disminución con respecto al año anterior del 3,4%.


Generación, Intercambio y Energía Suministrada

Durante el período 2006-2010 la generación neta anual del SEN presentó un crecimiento promedio interanual del 1% para alcanzar durante el 2010 los 115,31 Teravatios hora; este crecimiento equivale a un incremento promedio anual de 856,4 GWh/año. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde el total generado disminuye con respecto al año anterior en 6,6%, este comportamiento es producto de la disminución en la Energía Suministrada en el año como consecuencia de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de operación del embalse de Guri.

El intercambio promedio neto anual del SEN en los últimos 5 años ha sido de - 475 GWh-año, lo que indica que el SEN ha generado suficiente como para satisfacer el total de la energía consumida y además exportar a los países de Colombia y Brasil 2.374 GWh.

Destacan en el periodo de análisis los años 2008 y 2009, en donde el SEN ha registrado un intercambio con la República de Colombia de 96 GWh y 257 GWh respectivamente, siendo este último el valor más alto registrado en el quinquenio.

La Energía Suministrada en el SEN durante el período 2006-2010 muestra un crecimiento promedio interanual del 0,98%, lo que equivale a un incremento de 875 GWh por año.

Para el año 2010 la Energía Suministrada alcanza los 114,86 Teravatios hora. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde la Energía Suministrada durante el año disminuye con respecto al año anterior en 6,7%, este comportamiento es producto de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de operación del embalse de Guri. [70]


A continuación se muestra la evolución anual en el período 2006 - 2010 de la energía generada, intercambiada y suministrada por filial de CORPOELEC, Generadores independientes y Cargas Especiales.


En la gráfica siguiente se observa como durante el período de análisis las filiales EDC, ENELVEN, ELEVAL y SENECA satisficieron más del 50% de sus requerimientos de energía con generación propia, resaltando La EDC con el valor más alto en el periodo de 90% en el año 2010, mientras filiales como CADAFE yENELBAR no satisfacen más allá del 35% de sus requerimientos de energía con generación propia, en el caso de ENELCO y El Sector Petrolero Oriental cubren menos del 10% de sus requerimientos de energía con generación propia.


Glosario

Abreviaciones

AFFactor de Disponibilidad Total

CADAFECompañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico

CORPOELECCorporación Eléctrica Nacional S.A.

EDELCAElectrificación del Caroní C.A.

La EDCLa C.A. Electricidad de Caracas

ELEVALC.A. Electricidad de Valencia

ENELBARC.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto

ENELCOC.A. Energía Eléctrica de la Costa Oriental

ENELVENC.A. Energía Eléctrica de Venezuela

FKMSDesconexiones por kilómetros de línea

FOF


Factor de Salida Forzada

FORTasa de salida forzada

HFUTotal de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o indisponible por cualquier eventualidad no prevista.

HMUTotal de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones.

HSUTotal de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa.

HPTotal de horas del período evaluado

PPIPotencia promedio interrumpida.

TPRTiempo promedio interrumpido.

ITTasa de Indisponibilidad Total

ISPorcentaje Interrumpido de la Energía Consumida o índice de Severidad


LONGLINEALongitud de la línea medida en kilómetros.

N° DESCONEXIONESNúmero de desconexiones ocurridas durante el período.

N°HORASDESCONEXIONESNúmero de horas en desconexión durante el período.

S/ESubestación

SENECASistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta C.A.

SOFFactor de salida programada

SORTasa de salida programada

TFKMSTiempo total de interrupción por kilómetro de línea.

TPROMTiempo promedio de interrupción

UFFactor de Indisponibilidad Total

TV


Turbo vapor

TGTurbo gas

HHidráulicas

CCCiclo Combinado

Términos

Capacidad InstaladaSuma de potencias nominales de máquinas de la misma clase (generadores, transformadores, convertidores, motores, entre otros) en una instalación eléctrica.

Centro Nacional de Despacho (CND)Es el órgano que por delegación del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MPPEP), ejerce la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico de acuerdo a lo estipulado en la Ley Orgánica del Sistema y el Servicio Eléctrico promulgada el 14/12/2010.

Consumo de combustibleEs la cantidad de combustible usado en una planta termoeléctrica para producir electricidad. Se expresa en Millones de m3 para el gas, Millones de litros para el gasoil y Miles de Toneladas para el fueloil; igualmente se puede expresar en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) usando las siguientes equivalencias:

1 Millón de m3 de gas = 5,7893 Miles de BEP1 Miles de toneladas de fueloil = 6,67547 Miles de BEP1 Millón de litros de gasoil = 5,9283 Miles de BEP

Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC)Es la empresa estatal encargada de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía


eléctrica, conformada por las empresas filiales CADAFE, EDELCA, EDC y ENELVEN así como por las empresas eléctricas ENELCO, ENELBAR, SENECA, CALIFE, ELEBOL y ENAGEN.Demanda Eléctrica de PotenciaEs la potencia eléctrica medida a la hora exacta calculada en el Centro de Control del Despacho Nacional producto de la suma de la Generación Neta, Intercambio Neto y el Racionamiento.

Demanda Máxima de PotenciaValor máximo de demanda eléctrica de potencia.

Red Troncal de Transmisión (RTT)Es el conjunto de instalaciones de transmisión de los Sistemas Eléctricos pertenecientes al Sistema Eléctrico Nacional, que interconectan las principales plantas de generación y/o los centros de carga y que influyen de manera importante en la estabilidad, confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional.

Sistema Eléctrico Nacional (SEN)Instalaciones y equipos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, físicamente conectadas o no entre sí, pertenecientes a empresas públicas y privadas encargadas de prestar el servicio de suministro de electricidad en la totalidad del territorio venezolano.

Unidades de Medida

BEP Barriles Equivalentes de PetróleoGWh Gigavatios horaKms KilómetroskV KilovoltioKW Kilovatiosm.s.n.m. Metros sobre el nivel del marm3 Metros cúbicosm3/seg Metros cúbicos por segundoMVA Megavoltio amperio


MVAr Megavoltio amperio reactivoMW MegavatioTera Teravatios


Sumario de comentarios eléctricos

Por Ingenieros:

José G. Aguilar, José M. Aller y Nelson Hernández

Observación Nro.

Pág. Doc. original Comentario

[1] 5 JGA - No se puede hablar de que “se implanta un esquema de generación que minimiza la generación termoeléctrica, maximizando el uso de la generación


hidroeléctrica del bajo Caroní”. Primero, no se puede aceptar la tesis ya que se raciona energía en el país por indisponibilidad del parte térmico de generación y segundo, no se ha maximizado el uso del bajo Caroní, cuando se derrochan casi 5685 GWh al río Orinoco, al no reactivarse las empresas básicas y no generar con más vigor una vez que comienza la recuperación del embalse, habiendo campo en la RTT y a sabiendas de que se venía una hidrología excepcional.

[2] 5JGA - No se puede aceptar la tesis que el sector ha salido fortalecido cuando se miran objetivamente los resultados de la gestión integral.

[3], [4] 9

JGA - Se admite que ha ocurrido una contracción de la energía y la demanda máxima inéditas desde 1960. Esto hace del año 2010 un año atípico. No obstante, el valor de 114.858,8 GWh como energía suministrada (generación neta) es un valor que se aparea con 115.306 GWh como energía generada (generación bruta), lo cual se ratifica en la pág.71 observación 66. Sin embargo, esto va en contradicción con la M&C 2010 del Min para PP EE en su pág. 615 Tabla 1, donde se indica, 116.702 GWh, para una diferencia de 1396 GWh (1.21%). Esto es una diferencia muy significativa y con grandes implicaciones para el análisis y la economía del país ya que pone al país en un retroceso de 3 años. Adicionalmente, en la pág. 35 en la observación se revierte al valor de la la M&C 2010 del Min para PP EE (116.702 GWh). Esto le resta credibilidad al reporte anual 2010 del CND

[5] 9JGA - Muy debatible, el hablar de niveles óptimos, si se usan para derrochar un embalse a sabiendas de que hay una hidrología que es favorable y que se mantiene favorable.

[6] 9JGA - El caudal de aportes del 2010 es el tercero de todos los tiempos. Algo que no cuadra muy bien con el “montaje de El Niño”.

[7] 9JGA - Una pena, que cuando Venezuela necesito de su generación térmica en el 2010, la misma defraudó y sigue defraudando por sus crónicos problemas de disponibilidad y confiabilidad.

[8] 10 JGA - No se reseñan apagones de amplio espectro ocurridos en julio 2010.

[9] 10

JGA - No conforme, “energía no servida” es cortes, racionamientos, apagones, programados o no (fallas) hay un Pueblo sin luz y citar un valor de 1.086,49 GWh como energía no servida, aunque con méritos técnicos posiblemente no es sensible a las penurias de los usuarios eléctricos.

[10] 10

JGA - Cifra de la capacidad instalada del SEN al cierre del 2010, es inferior a la reportada en M&C 2010 del Min para PP EE en su pág. 615 Tabla 1 de 24838 MW. Discrepancia inadmisible- ¿En dónde están los MW? Segundo, la cifra que se reporta de generación recuperada es de 790 MW y es inferior a los 866 MW de la del mismo documento presentado a la AN el 17 febrero de 2011. .En dónde están 114 MW, que Venezuela necesita en la continuación de esta Crisis Eléctrica.

[11] 10JGA - Muy débil el esfuerzo realizado con la transmisión, años de rezagos.

[12] - [18],

11-12 JGA - Sólo dos regiones o filiales reportaron mayor actividad eléctrica el resto fue contracción.


[20]

[19] 12

JGA - La demanda de 16755 MW, sugiere que con 524 MW de “RACIONAMIENTO”, la generación disponible estaba en 16251 MW, muy similar a la actual. Pero es de hacer notar, que otras informaciones para ese día sugieren que el racionamiento total estaba en el orden de 1620 MW.

[21] 12

JGA - Verificando las cifras hay unas duplicaciones. Al hacer chequeos cruzados con otros documentos surgen las siguientes discrepancias:

1. La generación incorporada es 1096.62 MW, No los 1092.6 MW, esto es inferior a los 1250 MW reportados al cierre de la M&C 2010 del Min. PP para EE antes citada.

2. La generación recuperada contabilizada en el informe anual es de 786.5 MW, y se reporta como 790 MW-Se piensa razonable, pero es inferior a los 866 MW reportados en la M&C 2010 del Min. PP para EE antes citada.

3. Esto causa una brecha contra los reportado en la M&C 2010 del Min. PP para EE, que alega 2166 MW “incorporados”, cuando en realidad no se corrobora la existencia de 232.88 MW menos. Por lo tanto la generación “incorporada” sería: 1883.12 MW o 10.75 % inferior al total reportado a la nación.

4. No se toman en cuenta las capacidades instaladas de la unidad GRR Nro. 10 de Planta Termozulia IV y tampoco las de Planta CAAEZ y Planta Pertigalete – ambas turbo vapor de 10 MW cada una.

[22] 21

JGA - Considerando que 120 MW fueron retirados del parque de generación al cierre del 2010 y tomando en cuenta que la generación instalada al comienzo del 2010 era: 23708.2 MW (Boletín 491-CNG), entonces la capacidad instalada al cierre del ejercicio 2010 sería 24684.82 MW. Esta cifra sería inferior respecto de los siguientes reportes como se detalla a continuación:

1. 153.8 MW, respecto de la M&C 2010 del Min. PP para EE antes citada.

2. 115.98 MW, respecto del Informe CND 2010 (presente documento)

En síntesis por primera vez, desde 1960 se pone en duda razonable la capacidad instalada de generación de Venezuela. Hecho bochornoso y deplorable ante significativas carencias eléctricas y el ocultamiento de la información del SEN en progreso de manera abierta y radical desde el 16 de noviembre de 2010.


[23] 22JGA - Se corroboran cifras para la generación distribuida. Pero hay dudas sobre tres plantas, que se muestran en negrilla y se presumen como recuperaciones no nuevas instalaciones.

[24] 22 JGA - Se corroboran cifras de las instalaciones de equipos turbo gas.

[25] 22

JGA - La M&C 2010 del Min. PP para EE antes citada indica el retiro de 120 MW, no los 150 MW de este documento. En cuanto a los 30 MW de unidades de generación distribuida que se “reubicaron” esto ni añade ni substrae de la capacidad instalada.Así mismo decir por un lado que Planta Centro Unidad Nro. 1 es de 320 MW y por otro lado es de 400 MW crea un desorden en la capacidad instalada del SEN.El tema de la generación incorporada alegada en 2166 MW en la M&C 2010 del Min. PP para EE antes citada, al realizar los inventarios llegamos a 1988.12 MW, es decir un monto inferior al reportado por 177.88 MW. Esto es inadmisible y deplorable.

[26] 22JGA - Las tablas no reflejan la capacidad instalada a SENECA que se estima en 492 MW por otras fuentes. Boletín 504 CND.

[27] 23

JGA - Las tablas no incorporan la totalidad de las nuevas unidades incorporadas en el 2010 y algunas reubicaciones.Realmente es deplorable que no se pueda precisar la capacidad instalada de Venezuela.

[28] 30

JGA - La potencia disponible el día 13 de octubre 2010, (jueves) de la máxima demanda era 16231 MW. Hoy 8 meses después estamos casi igual, lo que refleja una muy pobre gestión. Eso quiere decir, que al momento del pico de máxima demanda del 2010, con una capacidad instalada de 24709 MW, la capacidad de generación indisponible se situaba en 8478 MW. Este número es muy superior (21.1%) y reportado como indisponible en la M&C 2010 tanto del Presidente como la del Min. PP de EE y el que consistentemente se le indica a los medios, en los 7 mil MW.

[29] 32JGA - Se reportan 115302 GWh eso es inferior por 1396 GWh (1.21%) a la cifra de 116702 GWh. ¿Cuál es la cifra correcta?-Inaceptable.

[30] 34 NH – Sin comentarios

[31] 34 NH - La política debiera ser minimizar el consumo de diesel

[32]- [35]

35,36 NH – Sin comentarios

[35] 36JGA – Teniendo en su inventario un exceso de 4 mil 500 MW por encima de la demanda, el parque térmico fue incapaz de cubrir una reducción del 10.7 % en la generación hidroeléctrica.

[36] 36 JGA – Se rechaza la tesis del fenómeno de “El Niño”. Un embalse que tiene 32 meses de período de regulación fue abusado en los meses:


Mayo a diciembre 2009 ya que en vez de operar a 8250 MW se operó a 10850 MW. Eso empalma con los meses de enero a abril 2010 donde generalmente no llueve. Lo que ocurrió fue un abuso con el embalse ante la incapacidad de la generación térmica fuera de Guayana de aportar la generación requerida por Venezuela.

[37] 37JGA – El intercambio de la energía revela la dependencia de los recursos del Bajo Caroní por la marcada y alta indisponibilidad de la generación instalada fuera de Guayana.

[38] 37JGA – Nuevamente el número reportado es inferior al citado en la Memoria y Cuenta 2010 del Min. para PP de EE.

[39] 37 JGA - El intercambio con los países vecinos es modesto

[40] 39NH – la reducción es por deficiencia en el suministro. 5.926 MM m3

[573.4 MMPCD]

[41] 40 NH - es lógico ya que Planta Centro no opero a su capacidad

[42]- [43]

41

NH - No hay como corroborar las cifras de consumo…sin embargo, no van a decir que el aumento en el consumo de combustibles líquidos es por falta de gas, ejemplo de esto es el aumento en fuel oil experimentado en la EDC

[44] 42

NH - Me parece alto esta eficiencia… de sus cifras, mis cálculos indican 33.7%...que me parece alto también.JGA – Hay errores de metrología, ya que a Planta Centro Unidad 1 se le asignaba una eficiencia del 41 %, cosa que no es posible. Hay un peso de la unidad TZCC1 que por ser ciclo combinado tiene una eficiencia del 54%, eso hace que los números estén en el orden 30 % para el parque térmico, pero pensar que es 36 % no es posible.

[45] 43

JGA- El año hidrológico como reportado en 6108 m3 por segundo, es el tercer mejor aporte histórico desde 1950. Es de hacer notar que no se conocen datos corroborativos a partir de 17 de noviembre 2010, por el apagón informativo.

[46] 43 JGA –Los números son los correctos.

[47] 44 JGA – Considerando que se alivio en los meses de agosto, septiembre, octubre, noviembre y diciembre se debe tomar en cuenta en el promedio la cantidad de 123 días y utilizando el factor de conversión del bajo Caroní, el caudal aliviado representa 5685 GWh de desperdicio del embalse. Este total no incluye los aproximadamente 1700 GWh (estimado) derrochados en los Andes por el mal estado de la Planta San Agatón y no concluir la CH Fabricio Ojeda (La Vueltosa) – Es decir un total aproximado de 7385 GWh o un 89.88% del valor que se redujo el consumo de energía, es una atónita cifra de una pésima gestión hidro térmica. En uno de los mejores años


hidrológicos es el año en que más energía se racionó y además que más energía se despilfarró.

[48] 44 JGA – No importa el indicador que se utiliza los resultados son pobres.

[49] 46JGA – No se reportan los racionamientos “no programados”, ¿Por qué engañan?

[50] 47 JGA – La tendencia muestra un sistema inestable.

[51] 48

JGA – La tendencia exponencial muestra que estamos ante una condición severa.NH - Esta grafica me parece importante porque refleja el deterioro del SEN al incrementarse el valor TPR

[52] 49JGA – La tendencia es de naturaleza exponencial y ratifica que estamos ante una condición severa.

[53] a [58]

56-60JGA – Los problemas en la RTT son agudos por su sobre exigencia (operación por encima de los límites del diseño) en forma continuada.

[59] 63

JGA – La formulación para las horas equivalentes de operación-HEO, es inadecuada, ya que diferentes fabricantes usan diferentes factores para acomodar tipos de disparo, horas con fuego, arranques, tipos de combustibles, porcentajes de carga y operación en virador. Esto no sólo aplica a las unidades turbo gas sino también a algunas unidades turbo vapor de Corpoelec Lo que sí es cierto para la planificación y la operación día-día se debe tomar en cuenta que las HEO son inferiores en términos reales a las horas calendario.

[60] 63

JGA - Las tablas aunque reflejan problemas de indisponibilidad son incompletas por la falta de datos para algunas de las nuevas unidades o unidades reincorporadas al SEN en el 2010. Por ejemplo, Planta Centro 1 no registra datos.

[61] 66 JGA – Datos incompletos




[65] 70

JGA – Datos incompletos – Se deben incorporar los datos para publicar la condición real. Los datos no deben estar “viciados”, ya que se ha observado unidades en “reserva” que están indisponible para manipular los indicadores. Así mismo todos los años las unidades deben reportar una capacidad real en prueba de forma actualizada, para saber con que realmente se puede contar.

[66] 71JGA – Una tabla sumario es una buena idea, pero los datos deben ser todos fidedignos y no un compendio “de lo mejor que se dispone”.


[67] 72 JGA – Un pequeño error de cálculo.

[68] 72JGA – La capacidad de Turboven ya era existente en el país, antes del período señalado. FAVOR verificar ese punto Don Miguel

[69] 76

JGA - La potencia disponible el día 10 de septiembre 2009, (jueves) de la máxima demanda era 16495 MW. Hoy año y medio después estamos por debajo de esa cifra pese a que se ha instalado nueva generación, lo que refleja una muy pobre gestión. Eso quiere decir, que al momento del pico de máxima demanda del 2009, con una capacidad instalada de 23547.1 MW, la capacidad de generación indisponible se situaba en 7052 MW. Este número implica que hemos vendido empeorando a pesar de la nueva generación incorporada. Pesan los 2300 MW por año en averías significativas.

[70] 78JGA – Hablar de la restitución de niveles óptimos del embalse de Guri para luego desperdiciarlo en la forma hecha es una vergüenza.

[71]

[72]

[73]

[74]

[75]

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[77]

[78]

[79]

[80]

[81]

[82]

Comentarios Centro Nacional de Despacho Informe 2010

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