Matriz energetica nacional jri corrientes corrientes 2010 actualizacion dic 2011

Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería

de Misiones

IV JORNADAS REGIONALES

DE INGENIERIA DEL NEA

CORRIENTES 10 y 11 DE JUNIO DE 2010

ACTUALIZACION DIC 2011

Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de MisionesComisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente

Ing. Darío Roberto Beltramo e Ing. Eduardo SoraccoComisión de Política Energética, Planeamiento y Medio Ambiente

Información Básica Sobre La

Configuración de los Sistemas

Eléctricos de Potencia

AT MT BT

DISTRIBUCION

TRANSMISION

GENERACIONG3~

M3~

M

M

3~

3~

M1~

GD3~

Principales Componentes Tecnológicos De La Red

Central, Térmica, Hidráulica o Nuclear.( Generación Concentrada)

Transformadora132/33/13,2 kV380/220 V

Subtransmisión

Transmisión AT

GD3~

GD3~

G3~

Generación

Transporte EAT

Distribución

Planificación de la Operación

PotenciaMW

8760 hs 1 año

PotenciaMW

24 hs

Diagrama carga de

diario

Ordenando los 365 diagramas de carga

diarios, se obtiene la curva monótona

Diagrama ordenado de carga o denominada curva monótona

Energía anual

GWh

Potencia máxima del sistema en el

año

Energíadiaria

GWh

Potencia máxima del sistema en el día

Población a abastecer

Central 1 de base

Nuclear, Térmica Vapor,

Hidráulica. Ciclo Combinado.

Central 2 Semi base

Hidráulica, Ciclo Combinado

Central 3 Pico

Turbinas de Gas, Hidráulica, Diesel, Resto

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

ANTECEDENTES

Y

APRECIACIONES

ENERGIA ELECTRICA

Antecedentes

Estado de Situación Sector Energético Nacional

Futuro Inmediato

Conclusiones y Propuestas

Modelo energético agotado. Nueva Políticaenergética para un desarrollo sustentable enel mediano y largo plazo. Plan Energético alargo plazo.

Situación delicada en la estructura del sistema energético

El gas natural no puede sostener el crecimientodel sector energético. Sus reservas sonlimitadas. Además actualmente estamosincrementando su importación, hemos perdido elautoabastecimiento.

En la década de los 90 las reformas regulatoriasintroducidas en el sector eléctrico a partir de la ley24065, han descentralizado las decisiones, tanto engeneración como en el transporte trasladándolas a losagentes del mercado, promoviendo la participación de lasinversiones privadas de riesgo.

Simultáneamente se retiró el estado nacional de lainversión directa (salvo Yacyreta) y además seretiró de la planificación eléctrica a largo plazo.

Para sostener el crecimiento económico delpaís se necesitan sostener en el tiempo lasinversiones en Generación Eléctrica . E.T.Transformadoras y Líneas de EAT y AT. Conla evolución correspondiente de losSistemas de Distribución.

Fuerte crecimiento de la demanda y del PBI, años 2003 a 2008. Caída de la demanda y del PBI año 2009.

2010, fuerte recuperación de la demanda energética, y también del PBI 7,4%

Caída en la producción de hidrocarburos yen la relación R/P

Fuente FUNDELEC CAMMESA

Evolución de la Tasa Interanual de la Demanda de Energía Eléctrica,

Agentes MEN

76,6

6,3

3,6

7,5 7,6

5,6

4,7 4,6

2,3

-2

7,9

6,7

5,8 5,95,5

2,9

-1,3

5,9

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08 09 10 10

Evolución porcentual de la Tasa del PBI, interanual

Se espera para el año 2011, un PBI del 5 %

5,8

-2,8

5,5

8,1

3,9

-3,4

-0,8

-4,4

-10,9

8,8

9 9,28,5 8,7

6,8

0,9

7,4

-12

-11

-10

-9

-8

-7

-6

-5

-4

-3

-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010


Evolución de la Tasa de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN, ( en azul)

Vs. Evolución de la Tasa del PBI (en rojo); interanuales

5,8

-2,8

5,5

8,1

3,9

-3,4

-0,8

-4,4

-10,9

8,8 9 9,28,5

8,7

6,8

0,9

7,4

6,3

3,6

6,9

6,5

4,7

3,8

5,2

3,6

-2,1

7,56,1

5,9 5,6

5,5

2,6

-0,9

5,8

-15

-10

-5

0

5

10

15

1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Fuente FUNDELEC

Evolución de las Tasas del consumo de Energía agentes

del MEM. (interanual)

Tasa total de incremento de energía MEN interanual 2010 Vs 2009: 5,9%

7,20

6,506,20

4,00

5,10

2,70

6,00

11,40

4,90

1,702,20

12,20

0,00

2,00

4,00

6,00

8,00

10,00

12,00

14,00

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre

%

Fuente FUNDELEC

Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM

Comparación años: 2007 Vs 2008 Vs 2009 Vs 2010.

Comparación interanual

2008 Vs 2007 +3.04%, 2009 Vs 2008 -1,3% 2010 Vs 2009 5,9%-8

-6

-4

-2

0

2

4

6

8

10

12

14

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre Noviembre Diciembre

Fuente FUNDELEC

Evolución de las Tasas del consumo de Energía Eléctrica en el MEM 2011 De enero a Noviembre, el 2011 acumula un incremento del 5,6% respecto del mismo

período de 2010.

En

ero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Ju

nio

Ju

lio

Ag

osto

Se

pti

em

bre

Octu

bre

No

vie

mb

re

4,6%

4,1%3,7%

5,70%

7,80% 8,10%

4,80%

5,90%

3,80%

5,70%

7,50%

0,0%

1,0%

2,0%

3,0%

4,0%

5,0%

6,0%

7,0%

8,0%

9,0%

1,00 2,00 3,00 4,00 5,00 6,00 7,00 8,00 9,00 10,00 11,00

PARTICIPACION ENERGETICA POR REGION

ADEERA AÑO 2010

BAS 11,9%

CENTRO 9,1%

COMAHUE3,2%

CUYO8,5%

GBA 39,7%

LIT13%

NEA4,3%

NOA 7,8%

PATG 2,5%

Participación por tipo de usuario (total 100%)

Fuente ADEERA 2010

39,18%

10,28%

3,78%

15,28%

11,78%

20,18%

RESIDENCIAL < 10 kW

General < 10 kW

Alumbrado Publico

Comercio e Industria ≥ 10 y < 300 kW

Industria ≥ 300 kW

Grandes usuarios del MEN

AÑO 2010: DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 20.843MW, incremento 6,56%

Y ENERGIA OPERADA TOTAL 115.619 GWh, incremento de 3,87%

Factor de Carga = 0,63

20.843 MW

Hs

8760.

MW

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

18000

19000

20000

21000

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

HIDRAULICA DE BASE

TERMICA DEBASE

NUCLEAR DE BASE

TERMICA DE PICOHIDRAULICA DE PICO

RESTO

HIDRAULICA SEMI BASETERMICA DE SEMI BASE

EL 01/08/2011 FUE SUPERADO EL MÁXIMO HISTÓRICO DE POTENCIA PARA DÍA HÁBIL DEL

SADI, CORRESPONDIENDO 21564 MW A LAS 20:18 3,45% RESPECTO 2010

Participación de las Fuentes de Generación de

Energía Eléctrica años 2003 a 2010, porcentual.


0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Termica Hidraulica Importacion Nuclear


Participación de las Fuentes de Generación de Energía

Eléctrica, año 2010, porcentual.

Termica57,39%

Hidraulica34,79%

Nuclear5,79

Importación2,03%

Cuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA


Eléctrica, año 2010.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

enero febrero marzo abril mayo junio julio agosto sepriembre octubre Noviembre Diciembre

Impotacion Nuclear Hidraulica Termica

Cuadro actualizado Fuente FUNDELEC CAMMESA


Eléctrica, año 2010.

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Termica Hidraulica Nuclear Importacion

Cuadro actualizado fuente FUNDELEC CAMMESA

Participación de las Fuentes de Generación

de Energía Eléctrica, año 2011.

0,00%

10,00%

20,00%

30,00%

40,00%

50,00%

60,00%

70,00%

80,00%

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Témica Hidraulica Nuclear Importación Complementarias

En

ero

Fe

bre

ro

Ma

rzo

Ab

ril

Ma

yo

Ju

nio

Ju

lio

Ag

osto

Se

pti

em

bre

Octu

bre

No

vie

mb

re



Eléctrica, acumulado año 2011, porcentual.

TERMICA 60,20%

HIDRAULICA32,70%

NUC LEAR 4,90%

IMPORTACION2,20%

COMPLEMENTARIAS 0,010%

EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA

Si el factor de carga disminuye implica aumento de demanda residencial versus la industrial


0,72

0,690,67

0,67

0,650,63

0,50

0,55

0,60

0,65

0,70

0,75

2005 2005,5 2006 2006,5 2007 2007,5 2008 2008,5 2009 2009,5 2010

EVOLUCION DE LA POTENCIA INSTALADA

no FIRME EN EL SADI EN MW

Fuente CNEA

2006 24.354 MW

2007 24.406 MW

2008 25.364 MW

2009 27.045 MW

2010 28.126 MW Septiembre 2010

Tasa incremento puntual : 3,99%

Tasa incremento medio : 3,98%

24.000

24.500

25.000

25.500

26.000

26.500

27.000

27.500

28.000

28.500

2006 2007 2008 2009 2010

Promedio 943 MW/año

Potencia Instalada en MW, Nov 2011

AREA TER NU EOL HID TOTAL

CUYO 3,37% 9,63% 100% 5,7%

COMAHUE 8,87% 42,1% 20,81%

NOA 12,90% 24,13% 1,97% 8,09%

CENTRO 6,645% 64,48% 8,32% 9,29%

GB-BA-LI 64,87% 35,53% 3,4% 8,56% 42,75%

NEA 1,49% 24,73% 10,34%

PATAG 2,00% 72,42% 4,7% 3,00%

SADI 17.317 MW 1.005 MW 8,7 MW 11.039MW 1,2 MW 29.370,9W

Termica:58,96%-Nuclear:3,42%-Hidraulica:37,58%-Eólica 0,029%

Solar 0,00%

Fuente CNEA TOTAL INSTALADO 29.370,9 MWLa EOLICA instalada ronda los 28 MW pero como son Cooperativas que descuentan lo Generado Vs la Demanda, la diferencia neta es vista solo como Demanda

NEAGi: 10,34

NOAGi: 8,09

CUYG:5,7

GB, LI y BA

42,75

CENGi:9;29

COMG:20,81

PATGi:3

POTENCIA INSTALADA JULIO 2011 % Y POR REGIONES

NEAGi: 8,83%De: 4,3%

NOAGi: 8,01%

De: 7%

CUYGi:5,6%Di: 8,5%

GB, LI y BAGi:43,53%De:64,6%

CENGi:8%De:9,1%

COMGi:21,36%De: 3,2%

PATGi:3,08%De:2,5%

POTENCIA INSTALADA VS DEMANDA ENERGETICA POR REGIONES EN % AÑO 2010

Cuadro Orientativo

NOA-NEA1.250 Km

Comahue-Cuyo

704 Km

CUYO

BUENOS AIRES

PATAGONICO

CENTRO

NEANOA

LITORAL

AREA

METROPOLITANA

COMAHUE

COMAHUE 3,8%

BUENOS AIRES 12,4 %

PATAGONIA 4,8%

CENTRO 8,1%

NEA 4,5%

NOA 6,6%

LITORAL 12,3 %

Fuente:CNEA

San PedroPalpalaGuemesCabra CorralEl CadillalCT TucumánCt Ave FenixCT San MiguelCT Plus Petrol NorteEscabaRio HondoLa BandaFriasLa RiojaUllumSarmientoPilarLujan de CuyoCruzde PiedraLos ReyunosAgua del ToroNihuil I,II,IIISan RoqueLos MolinosRio GrandeCN EmbalseSur oesteRio TerceroVilla mariaRio CuartoMaranzanaGral Levalle

Planice BanderitaEl ChocónPichi Picún LeufúPiedra del ÁguilaAlicuráAlto ValleTermo RocaLoma de la LataAgua del CajonFilo MoradoFutaleufú

FormosaBarranqueras Sta CatalinaUruguaiYacyretaSalto GrandeCalchinesSorrentoSan NicolasAES ParanáArgenerCN AtuchaPuertoCostaneraDock SudDiqueGenelbaMar de AjóVilla GeselMar del PlataNecocheaPiedra BuenaPto MadrynFlorentino AmeghinoCt patagoniaElectropatagoniaComodoro RivadaviaPico truncado I y II

Referencias 2008C HidraulicaC TérmicaC NuclearC Térmica Patagónica

GENERACION

Evolución de la Potencia Máxima a la Potencia Instalada( no firme )

años

MW

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010

Pmax

Pinst

PICOS DE POTENCIA y ENERGIA

ANUAL en el SADI (OPERADA)

Energía: Tasa puntual 10/09 3,87 %

Tasa media 5 años 2,18 %

Potencia Máxima Energía anual

MW GWh

2005 16.143 101.176

2006 17.385 105.158

2007 18.345 108.467

2008 19.126 112.312

2009

2010

19.560

20.843

111.307

115.619

Potencia: Tasa puntual 10/09 6,56 %

Tasa media 5 años 4,36 %

Promedio: 836 MW/año( últimos 5 años)

Estadísticamente la Indisponibilidad de lageneración térmica ronda entre un 18 al 23%de la potencia instalada.

Sumadas a las restricciones deltransporte, combustible y características delas CH con las restricciones en los añoshidrológicos no favorables, CAMMESAestadísticamente indica hasta un 30 % deindisponibilidad vs la instalada.

Hay que considerar que además el sistemanecesita entre la reserva rotante operativa(2%,) la reserva de 10 min (3%) y la reservafría de 20 min (3%), un 10 % de respaldo sobrela máxima potencia prevista.

A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2009 con

una demanda de Potencia de 19.560 MW

Generación Propia Importación

Nuclear 1.001 MW Brasil 622 MW

Térmica 9.369 MW Paraguay 84 MW

Hidráulica 8.610 MW

Exportación Uruguay -126 MW


A modo de ejemplo veamos como se cubrió el estado de pico 2010 con

una demanda de Potencia de 20.843 MW 6,5% respeto pico 2009

Generación Propia Importación

Nuclear 991 MW Brasil 1284 MW

Térmica 10.528 MW Paraguay 86 MW

Hidráulica 7.954 MW

Sistema Nacional 19.473 MW , Reserva 1.313 MW < 10%

efectiva 20.786 MW instalada 28.126 MW

Indisponibilidad total 26,1%

3 de agosto 2010 20 y 47 hs 6 grados C

Fuente CAMMESA

Cuadro actualizado

20

22

24

26

28

30

32

34

36

38

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

año 2009 año 2010

INDISPONIBILIDAD TERMICA DEL SADI

PROMEDIO 2009 31,4%

PROMEDIO 2010 30,7%

DATOS SECRETARIA DE

ENERGIA DE LA NACION

2008 2009 2010

MW MW MW

Rosario San Martin

Campana Gral. Belgrano. 400,00 1.320,00 0,00

Termo Andes.Salta 110,00 0,00 0,00

Puerto Madryn 20,00 0,00 0,00

Cuesta del Viento Hidro 9,50 0,00 0,00

Termica Guemes. Salta 0,00 98,00 0,00

Loma de la Lata. Neuquén 0,00 185,00 0,00

Ingentis Esquel 0,00 50,00 50,00

Ingentis Trelew 0,00 400,00 100,00

Modesto Moranzo Rio IV 0,00 76,00 46,00

Centrales EPEC 0,00 406,00 0,00

Caracoles Hidro San Juan 0,00 125,00 0,00

Yacyreta 0,00 1.200,00 0,00

Río Turbio 0,00 240,00 0,00

Atucha II 0,00 0,00 745,00

Cogeneradores 260,00 0,00 0,00

Mar del Plata 0,00 60,00 180,00

TOTAL 799,50 4.160,00 1.121,00

Fuente Secretaría de Energía plan de generación

2004-2008

CentralesExpansión de la Oferta de Generación Eléctrica

Dic 09: 388 MW Dic 10: 1306 MW Dic 11: 2740 MW

Total: 7018 MW

CT GÜEMES TG - 98 MW

Ingreso: Sep/08

MOLINOS RIO DE LA PLATATV (GAS – BIOMASA)

27 MW (8.3 MW) Ingreso: Nov/07

ENERGÍA DEL SURCC - 35 MW (TV)Ingreso: Jul/09

M. MARANZANATG – 2x60 MWIngreso: Nov/08

LOMA DE LA LATACC – 175 MW (TV)

Ingreso: Sep/10

GENELBA PLUSTG – 165 MWIngreso: Ago/09

CARACOLESCH – 125 MW

Ingreso: Jul 2009

TERMOANDESTG – 411 MW

Ingreso: Jul/08

INGENTIS2 TG - 205 MW

Ingreso: May/11

SOLVAY INDUPACC - 165 MW Ingreso: Ago/09

COGENARIÓN INGENIOS VARIOS TV - 132 MW Ingreso: 2009/10

PILARCC – 460 MW

Ingreso: Ene/10

SUDOESTETG - 125MW

SANTA FETG – 270 MWIngreso: Abr/11

ENSENADATG – 540 MWIngreso: Abr/11

VILLA GESELLTG - 57 MWIngreso: Dic/10

MAR DEL PLATACC - 180 MWIngreso: Nov/11

ATUCHA IINU – 745 MWIngreso: Jun/11

RIO TURBIOTV – 240 MW (TV)

Ingreso: Jun/12

YACYRETÁAumento a cota 79 (120 MW adic)Ingreso: Oct/09Aumento a cota 80 (220 MW adic)Ingreso: Ene/10Aumento a cota 83 (560 MW adic)Ingreso: Ene/11

JOSE DE SAN MARTÍNTG – 2x277 MWIngreso: Jul/08CC – 822 MWIngreso: Dic/09

MANUEL BELGRANOTG – 2x277 MWIngreso: Abr/08CC – 823 MWIngreso: Ene/10

Secretaria de Energía

Terminado

Ejecución Avanzada

Ejecución Normal

Expansión de la Oferta de Generación Eléctrica

Res SE Nº 220/2007

PIRANÉTG - 15 MW

JUAN J. CASTELLITG - 15 MW

PASO DE LA PATRIATG – 2,4 MW

LA RIOJATG – 20 MW

PARANÁTG - 40 MW

SAENZ PEÑATG – 20 MW

ISLA VERDETG - 20 MW

OLAVARRIATG - 41 MWPEHUAJOTG - 20 MW

CONCEPCIÓN DEL URUGUAYTG - 41 MW

VILLA REGINATG - 5 MW

CIPOLETTIDI - 5 MW

USHUAIATG - 15 MW

CATAMARCATG – 20 MW

AÑATUYATG – 18,6 MW

FORMOSA I y IITG – 2 x 15 MW

SANTA ROSATG - 3 MW

JUNINTG – 20 MW

VENADO TUERTOTG – 19,2 MW

MATHEUTG - 42 MW

CAPITAN SARMIENTOTG - 5 MW

PINAMARTG - 21 MW

Sep 09: 480,1 MWDic 10: 224 MWTotal : 704,1 MW

RAFAELADI 19,2 MW

CAVIAHUEDI 5 MW

ALUMINEDI 6,3 MW

LA PLATADI 40,4 MW

LAS ARMASTG 10 MW

BRAGADOTG 50 MW

Energía Distribuida Secretaria de EnergíaLAGUNA BLANCA

TG –7 MWTARTAGALTG - 10 MW

L. SAN MARTINTG – 15 MW

Ing SUAREZTG - 5 MW

CHARATATG - 8 MW

BARRANQUERASTG - 90 MW

46

I. Integración Energética Regional

II. Avanzar en Proyectos Binacionales en conjunto con países vecinos en materia hidroeléctrica y nuclear

III. Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino

IV. Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional

V. Políticas de Uso Eficiente de Energía

VI. Plan en Energías Renovables (complementarias)

Planificación Estratégica de Largo Plazo


Integración Energética Regional

UNASUR

A la fecha los doce países de Unasur acordaron:

• Lineamientos para la Estrategia Energética Suramericana

• Anteproyecto de Plan de Acción

• Se está trabajando en el establecimiento de un Proyecto de Tratado Energético

Suramericano

Mecanismo de Integración y Coord. Bilateral Argentina – Brasil

Garabi, Interconexión Eléctrica/Gasífera y Cooperación Nuclear.

Argentina- Bolivia

Oct. 2006 Contrato de compraventa de GN 7,7 Mm3/día hasta 27,7 Mm3/día en 2010/12.

Argentina – Venezuela

Ago. 2007 Memorandum de Entendimiento – regasificación de GNL

Cooperación en Materia Energética: Argentina-Uruguay

Construcción de Planta Regasificadora de GNL

48Secretaria de Energía

SECTOR HIDRAULICO

Proyectos Binacionales Hidroeléctricos

CORPUS2880 MW – 19000 GWh

Ingreso: (2020?)

GARABÍ y PANAMBI2.150 MW – 8.000 GWh Ingreso: 2016 ?

50


Panambí

Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional

LOS BLANCOS I y II443 MW – 1200 GWh Ingreso: Dic/15

CHIHUIDOS I637 MW – 1750 GWh Ingreso: Dic/14


Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico Nacional

CONDOR CLIFF1140 MW – 3100 GWh

Ingreso: Dic/15

LA BARRANCOSA600 MW – 1900 GWh

Ingreso: Dic/16


Relanzamiento del Plan Hidroeléctrico

53

CHIHUIDOS I 637 MW – 1750 GWh Ingreso: Dic/14, FU: 31%

LOS BLANCOS I y II 443 MW – 1200 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 30,9%

CONDOR CLIFF 1140 MW – 3100 GWh Ingreso: Dic/15, FU: 31%

LA BARRANCOSA 600 MW – 1900 GWh Ingreso: Dic/16, FU: 36%

GARABÍ y PANAMBI 2150 MW –8.000GWh Ingreso: 2016?, FU: 42,5%

CORPUS 2880 MW – 19000 GWh Ingreso: (2020?), FU: 75,3%

Hidráulica Nacional 2.970 MW 7.950 GWh

Hidráulica Binacional 4.880 MW 28.000 GWh

Total Hidráulica (Parcial) 8.150 MW 35.950 GWh


SECTOR NUCLEAR.

El Congreso sancionó la Ley Nuclear, El Senado de la

Nación convirtió en ley el proyecto que declara de interés

nacional la construcción de la Cuarta Central

Nuclear, Atucha III, el reacondicionamiento de la Central de

Embalse para extender su vida útil y además encomienda a

la Comisión Nacional de Energía Atómica el

diseño, ejecución y puesta en marcha del reactor CAREM.

“la Cuarta Central generará alrededor de 1500 MW de

potencia” y se avaló “la continuación del programa nuclear

argentino, que contempla la utilización de uranio natural

para su funcionamiento, además de considerar como

elemento fundamental, la mayor cantidad posible de mano

de obra nacional”.

Atucha I ingresa al final de su vida útil

La Ley tiene por finalidad otorgar las herramientas

necesarias para realizar las actividades de

diseño, construcción, adquisición de bienes y

servicios, montaje, puesta en marcha, marcha de

prueba, recepción y puesta en servicio comercial, de una

Cuarta Central de uno o dos módulos de energía de fuente

nuclear a construirse en nuestro país y realizar todos los

actos necesarios que permitan concretar la extensión de vida

de..la..Central..Nuclear Embalse.

A demás, la normativa delega en la CNEA la construcción y

ejecución del proyecto CAREM, un reactor modular de baja

potencia, de diseño completamente argentino.

Proyectos Binacionales Nucleares

I. Se constituyó una Comisión Binacional de Energía Nuclear(COBEN) mediante Declaración conjunta de los presidentes deArgentina y Brasil (Febrero 2008). Sus funciones son identificarposibilidades de acción y cooperación bilateral en el área nuclear yelaborar proyectos para el cumplimiento de los objetivos fijados enla misma.

II. La Declaración de los Presidentes instruye además a desarrollar unreactor nuclear de potencia, obtener un proyecto común en elárea del ciclo de combustible y constituir una empresa binacionalde enriquecimiento de uranio.

III. Los organismos competentes de ambos países comenzaron lasnegociaciones pertinentes. AREAS: Aplicaciones Nucleares, Ciclo de

Combustible Nuclear, Reactores de potencia y desechos, Regulación Nuclear,

Enriquecimiento de Uranio.

Cooperación Nuclear con Brasil


En agosto de 2006 el Gobierno Nacional definió el:

“Plan para la Reactivación de la Actividad Nuclear en la Argentina”,

incluyendo entre otros tópicos:

Terminación de la Central Nuclear Atucha II (CNA-II)

Extensión de Vida Central Nuclear Embalse (CNE)

Estudio de Factibilidad de una nueva Central

Reactivación de la Planta de Agua Pesada

Reactivación del desarrollo del Reactor CAREM

Reactivación de la Planta de Enriquecimiento de Uranio

5

8

Relanzamiento del Plan Nuclear Argentino


Consolidación del desarrollo del Sector Nuclear argentino.

Incorporación de los sectores industrial y de servicios al

desarrollo del Sector Nuclear.

Posibilidad de participación en proyectos CANDU fuera del

país.

Transferencia de tecnología con el fin de que NASA se

constituya con capacidad de Diseño para otras Centrales

Nucleares.

Capacidad de repetición de la Central tantas veces como sea

necesario y posible en territorio nacional.


Proyecto Central Nuclear IV

Beneficios del Proyecto

5

9


Nueva Central Nuclear Argentina:

Entrada en servicio: 2016 / 2017

Tipo de Reactor: PHWR. ?????

Combustible: Uranio Natural.

Moderador y Refrigerante: Agua Pesada

Potencia Térmica: 2 Unidades de 2.084 MWt

Potencia Eléctrica: 2 Unidades de 740 MWe

Generará > 10.000 GWh por año

6

0


Proyecto Central Nuclear IV


Políticas de Uso Eficiente de Energía (PRONUREE)

Acciones desarrolladas

8.9 millones de lámparas de bajo consumo

distribuidas

4.5 millones hogares alcanzados en 1.950

localidades de 24 Provincias

26% localidades finalizadas en todo el país.

Cambio de huso horario: diminucion la

demanda máxima de verano 08/09 en 345

MW, pero sin embargo hubo incremento de

energía.

Cambio de 300.000 lámparas en edificios

públicos. Secretaria de Energía

Políticas de Uso Eficiente de Energía (PRONUREE)

Etiquetado:

Artefactos Eléctricos: Etiquetado

obligatorio de eficiencia energética

en Heladeras, Lámparas

y Acondicionadores de Aire

Estándares de EE: nivel máximo de

consumo específico de energía,

o mínimo de eficiencia energética

para Heladeras Clase C

Artefactos a Gas: norma IRAM

19050-1 en estudio (anafes y hornos)

Vivienda: norma IRAM 11900, Eficiencia

Energética en Edificios, en estudio


Fomento para el uso de fuentes renovables para la generación

eléctrica. Establece como meta para el año 2016, en que el 8% del

consumo de electricidad nacional deberá ser abastecido con energía

renovables. (Ley Nº 26190/2006)

Régimen de los biocombustibles. Establece que todo combustible

líquido como las naftas o el diesel oil deberá tener una mezcla en

proporciones crecientes, hasta un mínimo del 5% de biocombustible a

alcanzar en cuatro años. (Ley Nº 26093/2006)

Régimen para el desarrollo de la tecnología, producción, uso y

aplicaciones del hidrógeno como vector de energía. (Ley Nº

26123/2006)


Plan en Energías Renovables


Estudio de Pequeños Aprovechamientos Hidroeléctricos

(PAH). Se identificaron proyectos hasta 30 MW de potencia

Instalada vinculados o próximos a las redes eléctricas. Se

confirmó un potencial preliminar de 324 proyectos que totalizan

aproximadamente 425 MW.

Proyecto de Energías Renovables en Mercados Rurales

(PERMER). Abastece de servicio eléctrico a hogares rurales y

servicios públicos que se encuentran fuera del alcance de las

redes mediante generación distribuida con fuentes renovables.

Plan Nacional de Energía Eólica. En su marco se confeccionó

un Sistema Geográfico Eólico, el desarrollo de la industria eólica,

la adecuación de la infraestructura asociada y de parques

eólicos.

Bioenergía Sistema de Información Nacional. Desarrollo

interinstitucional y en cooperación técnica de FAO de un Sistema

de Información Geográfica que da cuenta de la oferta y

demanda de recursos biomásicos.

64


Mini HidroPlan en Energías Renovables

65


Eólica


Plan en Energías Renovablesm/s

67



68



Escenario Socioeconómico Considerado

Evolución de la tasa del PBI (2002-2025)

Fuente: INDEC – Dirección Nacional de Política Económica

100

200

300

400

500

600

700

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

PB

I pm

, b

ase

19

93

. En

Mile

s d

e M

illo

ne

s d

e P

eso

s

8,5%

4,0%

3,0%

2,5%

En Revisión por cambios en escenario económico

internacional

69

Escenarios EnergéticosEscenarios Energéticos

Escenario Tendencial

Escenario Estructural

Mantiene tendencias históricas en la participación de los distintos energéticos

Incorpora innovaciones tecnológicas y mejoras en la eficiencia productiva como un proceso propio de mercado

Cumplimiento de la normativa

Fuerte aplicación de políticas de uso

eficiente de la energía

Políticas de sustitución de energéticos.

Mayor penetración de energías renovables

Fuente Secretaria de Energía de la Nación

Evolución del Consumo de Energía Total2008 - 2025

Fuente: Modelo LEAP, Prospectiva de Demanda Energética 71

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

Mile

s d

e T

ep

Estructural Tendencial

84 MTep

2,2 % a.a. 2,2 % a.a.

54

MTep

3,1 % a.a.

102 MTep

Ahorro total del 17.6 %

0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

Mile

s d

e T

ep


84 MTep

2,2 % a.a. 2,2 % a.a.

54

MTep

3,1 % a.a.

102 MTep


0

20,000

40,000

60,000

80,000

100,000

120,000

1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010 2015 2020 2025

Mile

s d

e T

ep


84 MTep

2,2 % a.a. 2,2 % a.a.

54

MTep

3,1 % a.a.

102 MTep



0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

mile

s d

e T

ep

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2008 2010 2012 2014 2016 2018 2020 2022 2024

mile

s d

e T

ep

Demanda Final de Energía Sector Residencial

Escenario Tendencial Escenario Estructural

050.000

mile

s d

e Te

p

Carbón Vegetal Electricidad Eólica Gas Licuado

Gas Natural Kerosene Leña Solar


Demanda Final de Energía Eléctrica Por sectores

Escenario Tendencial Escenario Estructural

0500

2007

Agropecuario Transporte Industria Comercial y Publico Residencial

0

50

100

150

200

250

2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

mil

es

de

Gw

h

AHORRO

0

50

100

150

200

250

2007 2009 2011 2013 2015 2017 2019 2021 2023 2025

mil

es

de

Gw

h

Ahorro 2025 , 20%


0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16años

Pot Instalada totalParque Existente

Fuente: Secretaría de Energía7

4

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

2012 Pot Inst tot 32.649 MW

Parque Nuevo 8.926 MW

2017 Pot Inst tot 41.322 MWParque Nuevo 18.148 MW

2025 Pot Inst tot 50.201 MWParque Nuevo 27.904 MW

Retiro de máquinas

1.900 MW

Evolución de la Potencia Instalada TotalEscenario Estructural

El grafico esta originado a partir del año 2007, y esta desarrollado a partir del año 2010.

MW

Potencia instalada Total, Parque existente, Diferencia Parque Nuevo

Evolución de la Nueva Potencia a InstalarEscenario Estructural

Fuente: Secretaría de Energía7

5

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

MW

RENOVABLES HIDRO NUCLEAR OPC NUC/CA TV a CA DIESEL TV a FO TG CC

8.926 MW

18.148 MW

27.904 MWComplementarias 14,33% sobre 27.904 MW y 8% sobre 50.201 MW ( 2025)

ALTERNATIVAS

2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

76

Cóndor Cliff1.140 MW

Santa Cruz.

Chihuidos I637 MWNeuquen

La Barrancosa600 MW. Santa Cruz

Los Blancos I y II443 MWMendoza

Chihuidos II290 MWNeuquen

Michihuao621 MW Neuquen

Collón Curá376 MWNeuquén

Proyectos Hidroeléctricos

La Elena102 MW Chubut

El Baqueano190 MW. Mendoza

Frontera II80 MW Chubut La Caridad

64 MW. Chubut

La Rinconada200 MW. Neuquén

Corpus ?2880 MWMisiones

Garabí y Panambi2150 MW

Corrientes Misiones

Fuente Secretaria de Energía de la Nación 9773 MW

BIOMASA 100 MW

PEQUEÑAS HIDROELÉCTRICAS

60 MW

GEOTERMIA 30 MW

SOLAR 20 MW

BIOGAS 20 MW

RESIDUOS URBANOS 120 MW

BIOCOMBUSTIBLES 150 MW

EÓLICA 500 MW

1.000 megavatios

GENREN ( Complementarias)

7

7

Fuente Secretaria de Energía de la Nación Nota: la licitación fue cerrada por 1500 MW, en Energía Renovable.

GENREN (EOLICA)

7

8

CENTRAL EMPRESA POTENCIA MW

Malaspina I (Chubut) IMPSA 50Madryn O (Chubut) Energías Sustentables 20Malaspina II (Chubut) IMPSA 30Madryn I (Chubut) Emgasud 50Madryn II (Chubut) Emgasud 50Rawson I (Chubut) Emgasud 50Rawson II (Chubut) Emgasud 30Madryn Sur (Chubut) Patagonia Wind Energy 50Madryn Norte (Chubut) Internacional New Energies 50 Koluel Kailel I ( Sta Cruz) IMPSA 50Koluel Kailel II( Sta Cruz) IMPSA 25 Loma Blanca I (Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca II (Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca III(Chubut) ISOLUX 50Loma Blanca IV(Chubut) ISOLUX 50Tres Picos I ( Bs As) Sogesic 49,5Tres Pico II ( Bs As) Sogesic 49,5

754 MWParque Eólico La Rioja en construcción 400 MW

Cuadro actualizado

2011

CNA-II745 MW

2012

PEV CNE683 MW

2013 2016

4ta CN1500 MW

2017 2022

1600 MW

2023

?

Perspectivas Nucleares

79Fuente Secretaria de Energía de la Nación

Generación de Energía Eléctrica

Escenario Estructural

Fuente: Secretaría de Energía 8

0

-

50,000

100,000

150,000

200,000

250,000

2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Térmica (Gas Natural) Térmica (Líquidos) Térmica (Carbón) Opción Nuclear Nuclear Hidroeléctrica Renovables Autoproducción

216,4 TWh

Oferta Interna de Energía al 2025Escenario Estructural

8

1

Año 2025 – 134,5 MTEPAño 2007 – 81,3 MTEP

7.0%

9.0%

39.0%

33.0%

4.0%

7.0% 1.0%

134.5 MTEP

4.3%2.7%

52.0%37.1%

0.5% 2.7% 0.7%

Energía Hidráulica Nuclear Gas Natural Petroleo Carbón Mineral Renovables Otros Primarios

4.3%

2.7%

52.0%

37.1%

0.5%

2.7%

0.7%

81.3 MTEP

Nuevas Líneas Eléctricas en Extra-Alta Tensión (Plan Federal II)

Red Eléctrica Extra Alta Tensión

500 kV


Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en

500 KV

TRAMO CHOELE CHOEL – PUERTO MADRYN

354 km de línea, 1 E T de 500/330 kV, 1 ampliación a una ET existente

Obra inaugurada el 28 de Febrero de 2006, Inversión : $ 232,3 millones

TRAMO MENDOZA – SAN JUAN(actualmente funciona en 220 kV)

178 km de línea, 2 ampliaciones a ET existentes

obra inaugurada el 29 de junio de 2007, Inversión : $ 161,1 millones

TRAMO PUERTO MADRYN – PICO TRUNCADO

552 km de línea,1 ET 500/132 kV,1 ampliación a una ET existente

obra inaugurada el 30 de abril de 2008, Inversión : $ 549,6 millones

TERCER TRAMO DE YACYRETÁ

912 km de línea, 2 ET de 500/132 kV, 3 ampliaciones a ET existentes

obra inaugurada el 29 de mayo de 2008, Inversión : $ 1.575 millones

TRAMO RECREO – LA RIOJA

150 km de línea, 40 km de línea de 132 kV doble terna,1 ET de 500 kV, 1

ampliación a ET “Recreo”

obra inaugurada el 28 de Mayo de 2009, Inversión : $ 209 millones

TOTAL 2146 Km de línea de 500 Kv 5 ET nuevas y 8 ET ampliadas

AMPLIACIONES CONCLUIDAS

Año de Inicio del Plan: 2004

83

AMPLIACIÓN EN CONSTRUCCIÓN

Expansión a la red de Transporte de Energía Eléctrica en 500 KV

LICITACION EN CURSO

• TRAMO PICO TRUNCADO – RIO TURBIO – RIO GALLEGOS:

564 km de línea, 436 km de línes de 220 y 132 Kv, 1 ET de 500/220 kV

1 ET de 500/132 kV, 1 ET de 220/33 kV, 1 ampliación a ET existentes

período de ejecución: 36 meses

• TRAMO NEA – NOA

1208 km de línea, 5 ET de 500/132 kV, 2 ampliaciones a ETexistentes


Inversión : $ 2.597,2 millones

• TRAMO COMAHUE – CUYO

708 km de línea, 1 ET de 500/220 kV , 3 ampliaciones a ET

existentes


Inversión : $ 1.912,6 millones

84

2003

9.101 km


2003

9.101 km


2009

11.092 km

2003

9.101 km


2011

14.010 km

Aspectos críticos del transporte en alta tensión

•Tiempos de ejecución de obras

15 meses4 meses

30 meses

1/4/06 1/8/06 1/3/0912/04

Compromiso de Inversión

Análisis de Ofertas, Obtención

de financiación Negociación y

Firma de Contratos

Plazo aproximado de

ejecución de la Obra

Elaboración del

proyecto.

Audiencia Pública.

Elaboración del

Pliego de

Condiciones.

Licitación.

Cronograma típico

para una línea de 500 kV

o un Ciclo Combinado:

mínimo 4 años!…

Una línea de 132 kV y Estación

Transformadora

pueden demandar 3 años o más.

Un transformador 132 kV tarda un año de

entrega.

Aspectos críticos del transporte en alta tensión

Tan sólo incorporar un nuevo transformador de rebaje de 500/132 kV

insume como mínimo 2 años

Proyección de la demanda de Potencia en MW.

El 3 de Agosto de 2010 se produjo el pico histórico con 20.843 MW, 6,5% superior al del año 2009.

Considerando las tasas medias históricas de evolución de la Secretaria de Energía hasta el 2026 estimaban un

incremento medio anual del 3,3%.

Con estas condiciones estamos hablando de un valor estimativo de demanda de potencia en el año 2025 de

33.920 MW, 13.077 MW sobre el pico 2010.

Aproximadamente un incremento de 870 MW/año, considerando que la tasa de 3,3% es conservativa.

La demanda de los últimos cinco años tuvo un promedio de incremento de 840 MW/año , la puntual 2010 Vs 2009

1283 MW mayor a la potencia de el Chocón.NOTA: el análisis esta considerado hasta 16 años ya que el análisis de potencia instalada esta desarrollado al año 2025

Cuadro actualizado

La tasa puntual de crecimiento Energía Eléctrica del año2010 al año 2009 fue de +3,9 % (generación.)

La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución

Energía Eléctrica es del +2,2 % (2010 a 2006).

La tasa puntual de potencia máxima del año 2010 al año

2009 fue de + 6,6 %.

La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años

fue de + 3,9% (2010 a 2006).

La evolución de la Tasa del PBI en los últimos 5 años(2002 a 2008) fué de 8,5 %, la proyección de lasecretaria de energía de energía (2009 a 2013) del 4%;de(2014 a 2018) del 3% y del (2019 a 2025) del 2,5%.

La tasa media de crecimiento que estimaba la Secretaria

de Energía de la Nación, 3,3% hasta el 2026.

IDICSO la USAL y UBA hablan de tasas de crecimiento, de

4,2% y 5,6%.

Consideraciones sobre el crecimiento energético

En base a lo analizado anteriormente y debido a ladispersión de opiniones existentes se desprende lanecesidad de realizar un análisis de sensibilidadcon variación de tasas medias desde la de 3,3 %hasta un 5,6%.

La base de análisis esta referida al año 2010.

De esta manera tendremos plasmado un escenarioprobable ante tantas alternativas posibles.

Base tasas: Secretaria de Energía CAMMESA-IDICSO-USAL-UBA

Análisis de sensibilidad de la oferta de potencia Vs

demanda de potencia en MW. Caso 1 indisponibilidad

30%, tasas de 5,6% 4,2% y 3,3%, periodo 2010 a 2025

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025

Pot efect D t 5,6 D t 4,2 D t 3,3




0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

45.000

50.000

2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025


97

ANALISIS DE LA POTENCIA A INSTALAR AL AÑO 2025

Según Gráficos Secretaria de Energía

Complementarias 3.780 MWHidráulica 9.773 MWNuclear 4.560 MWTV NU o CA 944 MWTV CA 1.860 MWDiesel 943 MWTG 3.022 MWCC 3.022 MW

Total 27.904 MW

Proyectos Previstos

1.900 MW Complementarias9.773 MW Hidráulica3.845 MW Nuclear

9.791 MW Hidrocarburos

Escenario estructural , ahorro 20%

Dependencia térmicas al año 2025 estimado 48%(no esta especificado la proporción de térmicas en el retiro de maquinas, del total de 1900 MW)

Debe alertarse que siempre cuanto se disponga degas natural, gas oíl , diesel oíl, agua en los embalsesy disponibilidad en el equipamiento deGeneración, Transmisión, Transformación yDistribución; además se materialice la proyecciónde potencia a instalar; solo así el sistemainterconectado estará en condiciones, para cubrir lademanda de Potencia y el consumo Energético.

Todavía la función del planeamiento a largo plazo(25 años) se esta recuperando , pero faltan mayoresprecisiones al respecto.

La información por lo general esta fragmentaday dispersa como para poder tener conclusionesmás precisas.

Conclusiones Finales Sector Eléctrico

Como el país necesita en un futuro próximovolúmenes de potencia y energía a gran escala, estonos pone en una situación comprometida y noscondiciona a realizar todo lo necesario paraabastecer la demanda. Contemplando de maneraprioritaria el impacto ambiental.

Urgente reconversión de la Matriz Energética

En Hidráulica

En Nuclear

Generación Distribuida, o denominadas Fuentes Complementarias.

Menos incidencia de la Generación Térmica a base de hidrocarburos

Disminución del uso del Gas Natural para generar Energía Eléctrica y su transferencia a la

Industria, Comercio y sector Residencial.

Se debe invertir de manera importante enInvestigación y desarrollo, en sistemasalternativos de generación, para hacerlascompetitivas con las convencionales enprecio, en potencias, en energías, enfactores de utilización, en rendimientos, endisponibilidad, en confiabilidad y con lacalidad que requiere el servicio eléctrico.

Se debe promover de manera efectiva el usoracional y la eficiencia energética.

Se debe invertir de manera simultanea y coordinada enGeneración, Transmisión y Distribución de acorde a unPlaneamiento Eléctrico suficientemente estudiado.

Para que los sistemas eléctricos sean confiables ybrinden calidad de servicio, es necesario que la mismaregla se cumpla con su infraestructura y con susrecursos humanos. (Ingenieros yTécnicos, especializados y de carrera).

La desregulación energética genero en Argentina la faltade inversión genuina y de manera coordinada (en lostres segmentos, Generación, Transporte y Distribución);dejando al mercado que invierta ante las necesidadesenergéticas del SADI.

Abandonando asi el planeamiento energético, yperdiendo poder estratégico y geopolítico.

Algunos Estudios Eléctricos asociados:

Estudios de crecimiento energético por regiones y país.Estudios de flujos de carga.Estudios de Niveles de Cortocircuito.Estudios de Confiabilidad.Estudios de Estabililidad. Estudios de Transitorios Electromagnéticos.

Algunos aspectos básicos correspondientes al Planeamiento Eléctrico:

Análisis de la variación de la actividad económica.Evolución del PBI.Análisis de alternativas de suministro Energético.Plan de obras e ingreso de las mismas.Evaluación Técnico, Económica y Financiera.Estudios Eléctricos.

Esta última 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.

Los Sistemas de Potencia, tienen su

complejidad y limitaciones que no pueden

ser ignorados.

NOTA SOBRE LA GENERACION

DISTRIBUIDA

ANALISIS NACIONAL

La misma esta integrada entre otras por Energía eólica

Células Fotovoltaicas.Hidráulica de baja potencia.

Geotérmica, BiomasaTérmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc,

En Argentina son complementarias de la Generación Concentrada (Grandes potencias , de

Grandes Energías)

y por lo tanto no son sustitutivas

A que responde esta circunstancia?

Se recuerda que Argentina, tiene una distribución de su

población muy concentrada en la CABA , GBA, zonas de

CORDOBA, y zonas de SANTA FE.

Hay que considerar además que las fuentes de

Generación se encuentran en general alejadas de los

Centros de Consumo; con el agravante de que la red de

Transmisión presenta topología de característica radial

(más frágiles desde el punto de suministro eléctrico).

Actualmente se esta mallando el sistema de 500kV

Con la línea NOA-NEA. Y las de las zonas del NOA y

CUYO-COMAHUE.

Por lo tanto presentan una diferencia sustancial con

los 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.

Existiendo un gran desarrollo de las fuentes de

generación complementarias que se constituyen en

generación distribuida.

Se esta incentivando a Nivel Nacional con másénfasis, el desarrollo de las fuentes alternativas degeneración.

En la Provincia de Misiones a partir de la ley

4.439, del régimen de promoción de las EnergíasAlternativas Renovables, Biocombustibles e Hidrogenose genero la Comisión de Estudio y Planificación delPrograma Provincial para el desarrollo y usosustentables de Fuentes de Energía Renovables noConvencionales, Biocombustibles e Hidrogeno, con locual la provincia de Misiones se encuentra trabajandoen el tema respectivo.

El CPAIM es miembro activo en dicha comisión.

Pero debemos alertar: que la realización de laGD, sin reforzar las líneas de Transmisión yEstaciones Transformadoras que vinculan la zona encuestión, con el Sistema de Potencia; en el caso deque la GD no esté disponible deja desabastecida laregión.

Por eso existe el concepto de los sistemasinterconectados con grandes Centrales Eléctricas ylas líneas de EAT y AT, si no sería imposible elsuministro de energía puesto que el mismo se basaen el principio de aprovechar la disponibilidad de lascentrales y el despacho económico

Con respecto al potencial Eólico CAMMESAplantea los siguientes problemas:

Las rápidas fluctuaciones de potencia que se producendesde un parque Eólico, pueden afectar los costos deoperación y la estabilidad dinámica de la red a la cualse interconecta. Con el incremento de disponibilidadde potencia Eólica, en el mundo, este problema aunesta sin resolver y en estudio. La magnitud del impactoy el efecto de agregación de múltiples turbinas todavíano esta bien cuantificado. La variación de la velocidaddel viento en una turbina eólica, afecta la potenciagenerada. El comportamiento del parque Eólico estotalmente diferente ya que el viento aunque nuncacesa, presenta variaciones sustanciales en algunossegundos, generando oscilaciones de potencia. Noposeemos el control del mismo.

Tareas asociadas al control :

El mantenimiento minucioso del balance oferta demanda.Suministro de potencia reactiva y su control de regulación de tensión, ya que la misma aumenta con la frecuencia, y

la frecuencia con la velocidad del viento.

Problemas de integración:

Como consecuencia de la integración de los parques eólicos y su inserción a la red eléctrica, se deben realizar estudios de Ingeniería, Operación y Planificación para su

inserción en los sistemas eléctricos de Potencia.

Estudios a realizar :

Impacto de Armónicas en la generación eólica. Alimentación de Potencia Reactiva.

Regulación de tensión, Control de Frecuencia.La Electrónica de Potencia esta trabajando en la solución

de estos temas.

Estudios Operacionales

La reserva rotante no solo debe cubrir el respaldo del máximo de potencia, sino el problema del desbalance

de potencia de generación por fluctuaciones de la velocidad del viento, cuando el parque es pequeño y

la red suficientemente robusta , se absorben las fluctuaciones , ya que el sistema tiene el respaldo necesario para compensar dichas fluctuaciones.

Son fundamentalmente dependientes para su predespacho del pronostico del viento. Cuanto mejor pronostico se posea, se podrá generar con eólica con poca reserva rotante en el Sistema Interconectado

Con respecto a la estabilidad transitoria , las turbinas eólicas son de baja velocidad, gran inercia, presentan

excelentes propiedades .

Con respecto al potencial Eólico de la Patagonia sehabla de un potencial mayor a 5.000 MW, pero noestán estudiados, ni se han resuelto técnicamente laOperación y el Transporte, hacia los centros deconsumo, y además hay que considerar que condistancias superiores a 1.300 km., amerita latransmisión de Energía en Corriente Continua deEAT. ( el país todavía no posee esa tecnología ymenos la experiencia de su operación).

Nuestra Opinión al respecto:

Es por ello que para poder sostener la generacióneólica en la Patagonia se van a construir las CentralesHidroeléctricas de Cóndor Cliff y Barrancosa, de esamanera constituyéndose la eólica encomplementaria de una Generación de mayorpotencia y que a su vez es reguladora defrecuencia, lo cual la generación eólica no lo es..

Nuestra Opinión al respecto:

• Referencia Bibliográfica

• SECRETARIA DE ENERGIA

PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008. PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO. ELEMENTOS PARA EL PLANEAMIENTO ENERGETICO.

• CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad Anónima

• ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica Argentina

• TRANSENER Transportista Energía Eléctrica

• FUNDELEC Fundación para el Desarrollo Eléctrico

• DIRECCION DE GAS de la PROVINCIA de MISIONES

• INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE • BELGRANO

• IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del Salvador

• CNEA Comisión Nacional de Energía Atómica.

• EBY Entidad Binacional Yacyreta.

• INDESA Ingeniería para el Desarrollo S.A.

• SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA.(autores varios)

AGRADECEN SU ATENCIONwww.cpaim.com.ar [email protected]

Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería

de Misiones

http://www.cpaim.com/

Matriz energetica nacional jri corrientes corrientes 2010 actualizacion dic 2011

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