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Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA

Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA. 12 de octubre 2007. Contenido. Invierno 2006. Verano 2006. Gcia Programación de la Producción - Organización. Estacional Semanal Diaria. Programación. Estudios Eléctricos sobre la red de transporte (corto, mediano y largo plazo).

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  1. Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA 12 de octubre 2007

  2. Contenido • Invierno 2006. • Verano 2006.

  3. Gcia Programación de la Producción - Organización Estacional Semanal Diaria Programación Estudios Eléctricos sobre la red de transporte (corto, mediano y largo plazo). Cargos Estacionales Ingresos de nuevos equipamientos (Generación, Transporte, Compensación) Calidad y Procesos Oscilatorios. Expansiones de la red. Automatismos (DAG, DAD) Estudios Eléctricos

  4. SIMULACION DE LARGO PLAZO • Objetivo: • Simular el comportamiento global del SADI a mediano y largo plazo. • Propone: • Ingresos de nuevos equipamientos (generadores, elementos del transporte, demandas, importaciones y exportaciones). • Escenarios considerando aleatorios de oferta y crecimiento de la demanda. • Resultados • Evolución de la calidad en el suministro y propuestas para su mejora. • Propone criterios de seguridad para el despacho económico y sugiere acciones de corrección sobre el equipamiento. • Efectúa diagnóstico del sistema respecto a su estabilidad. • Tendencias en los precios de Mercado.

  5. La Programación de la Operación - Etapas PROGRAMACION ESTACIONAL Horizonte : 3 años Periodo programado : 6 meses Ajuste : trimestral Previsión para cada semana del periodo PROGRAMACION SEMANAL Horizonte : 2 semanas Periodo programado : 1 semana Despacho para cada día de la semana PROGRAMACION DIARIA Horizonte : 1 día Periodo programado : 1 día Despacho horario OPERACION EN TIEMPO REAL Y REDESPACHO Horizonte : 24 Hs Redespacho del resto del día PRECIOS ESTACIONALES PRECIOS HORARIOS DEL MERCADO SPOT

  6. La Programación de la Operación Horizontes de cálculo Estacional ( 3 años) Plurianual paso semanal con bloques horarios. Semanal ( 2 semanas ) Diario con bloques horarios. Diario ( 24 hs. ) Horario Tipo de optimización Estacional Lineal estocástica Semanal y Diaria Lineal determinística Fundamentos Función objetivo. Magnitud de variables. Representación requerida.

  7. DEMANDA (t) + OFERTA DE GAS (t) + INDISPONIBILIDADES (M)+ CRONICAS APORTES (H) COSTOS + MAPROS + RESTRICCIONES ESCENARIOS PRONOSTICOS PRECIOS POR PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA FONDO DE ESTABILIZACIÓN PRECIOS ESTACIONALES PROGRAMACION ESTACIONAL ORGANIZACION + MSA ==> Precios Estacionales a demanda Spot distribuidores.

  8. Programación semanal y diaria GENERADORES DISTRIBUIDORES + GRANDES USUARIOS • Disponibilidad • Disponibilidad de Combustible • Restricciones Operativas • Niveles Embalses • Predicción aportes • Restricciones aguas abajo • Demandas Previstas OBSERVACIONES PROG. ESTAC. Información Básica • Base de Datos INTERCONEXIONES INTERNACIONALES TRANSPORTISTAS • Importación • Exportación Modelo de Despacho Hidrotérmico • Mantenimiento • Restricciones • Generación Forzada Programación Semanal Programación Diaria Antes de las 14:00 hs del penúltimo día laborable Diariamente (incluído Sábado y Domingo) • Paquetes Generación Hidro Diaria • Turbo Vapor E/S • Valores del Agua • Consumo Combustibles • Coordinación Mantenimientos • Programa de Cargas por Grupo • Precio de Mercado-Precios Locales • Factores de Nodo • Despacho RPF - RSF • Despacho Reserva Fría • Restricciones (si existe déficit)

  9. Invierno 2006 • Demanda crecimiento del orden 5%. • Exportaciones/Importaciones: • Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia, Brasil solo emergencia. •  Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay demanda de Formosa. • Características: • temperaturas medias por encima de las históricas, veranito en julio. • Hidrología: Muy bien Comahue con P.Ex. Limay 14%; Collon Cura 8% (Li + CC = 11%); Neuquén 3% con récord’s del CC y Ne en julio. Bajos Uruguay 97% y Paraná 81%.

  10. Temperaturas Invierno

  11. Situación MEM Incluye Región Patagónica

  12. Situación MEM – Demanda Durante los primeros 24 días del mes de septiembre la demanda presenta un crecimiento del 3.3%, con temperaturas de 1.7°C por encima del mismo mes del año anterior.

  13. Potencias Máximas Anuales Máximas en Días de Invierno Récord de potencia: En los últimos años los máximos se dan en Verano(Feb/01- Feb/02- Dic/04- Nov05)

  14. Máximos de Energía El récord de energía se registro el día martes 21/2/06 con un valor de 343 GWh (incluyendo la Región Patagónica  355.4 GWh). Para los meses de verano pueden esperarse energías del orden de los 371 GWh, en los cuales la región patagónica participaría con 13 GWh.

  15. Situación MEM Incluye Región Patagónica

  16. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Paraná por debajo de los medios históricos.

  17. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Uruguay por debajo de los medios históricos.

  18. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Limay superiores a los medios históricos.

  19. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Collon Curá superiores a los medios históricos.

  20. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Neuquén superiores a los medios históricos.

  21. CAUDALES – Evolución 2006 Caudales del Río Futaleufú recuperan la tendencia a los medios históricos.

  22. CAUDALES – Evolución 2006

  23. Invierno 2006 • Oferta: • Hidráulica de acuerdo a hidrologías, se destaca aumento de cota en Yacyretá desde abril 06, acción SE – AIC en crecida Comahue evitando vertidos, con embalses finalizando el período en sus cotas máximas FON. • Nuclear indisponibilidades forzadas de corta duración en CN Atucha y CN Embalse, larga duración CN Atucha desde ½ set. a dic 06. • Térmica: • CC’s en gral operaron con gas, superando las exspectativas con G.O. AES, Puerto y Costanera se alcanzaron los 25.000 m3/semana. • TV’s operaron mayormente con F.O. buen desempeño en general.. • TG’s habituales en general bien.

  24. Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06

  25. Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06

  26. Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06

  27. Invierno 2006 • Combustibles • Gas: se operó con propio (en Gral CC’s; Guemes por exportación, autogeneradores y cogeneradores), IAP’s con gestión propia y delegada al distribuidor; IAP’s CAMMESA alto % de utilización, criterio de asignación  áreas críticas, eficiencia y posición en la red. • Carbón: Gestión propia del generador, se incorporaron SNICTV 11 y 12 con limitaciones, antes indisponibles. • FO: Mayoritariamente provista por el Estado Nacional, se superaron consumos de 2005, operación compleja con varios proveedores, PDVSA, YPF, ESSO, Agrocom. Se incorporaron centrales mediterráneas como Pilar y Lujan de Cuyo. Situaciones complicadas en arranque, durante y final. Cancelaciones sin costos adicionales. • GO: Reposición de stock’s (propios o prefinanciados) provisto por el Estado Nacional. • Stock’s fin de invierno: FO prácticamente completo, GO en CC’s superior al 80% de su capacidad.

  28. Inyección Diaria de Gas – Ene 04 a Sep 06 TGN + TGS

  29. Consumo Gas Usinas MEM (c/PAT) Total

  30. Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06

  31. Consumo Usinas MEM Total - Alternativos Máximo diario alcanzado en los últimos años (23.9 Mm3/d)

  32. Consumo Usinas MEM Total – fo + go 1992/2006

  33. Consumo FO Usinas MEM 2003/2006 por origen

  34. Invierno 2006 • Transporte • Límite 4.900 MW corredor Comahue operativo (100% de la capacidad de transporte). • Resonancia sub sincrónica Bahía Blanca, habilitación protecciones y acuerdo con el Agente. • E/S capacitores serie de Olavarría. • Corredor Yacyretá incorporación de capacitores shunt en estaciones intermedias + actualización DAG  Límite del corredor 2.100 MW, límite de seguridad (estabilidad y DAG < 1.200MW). • Instalación doble interruptores 500 kV en trafos 500/220 de E.T. Ezeiza, complejo, protecciones, disponibilidad de capacidad de transformación y de compensadores sincrónicos. Mejora seguridad y operación. • Incorporación del tercer Trafo de E.T. Almafuerte, mejora EPEC. • Incorporación de DAD en varias regiones (Centro, Cuyo y NOA). • Áreas críticas se mantienen las conocidas, mejoran Centro y NOA Norte.

  35. Verano 2006 - 2007 • Demanda crecimiento del orden 5,5%, récord’s esperados energía 371 GWh, potencia 18100MW, anteriores 355,4 GWh y 17395 MW. Impacto A.A. ???? • Exportaciones/Importaciones: • Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia (según situación de su sistema), Brasil solo emergencias. •  Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay demanda de Formosa. • Tendencias: • temperaturas sin pronósticos que indiquen tendencias. • Hidrología ídem temperaturas, escurrimiento de nieve en Comahue del orden de la media o superior.

  36. DEMANDAS - Previsiones de Energía • El 2005 presentó un crecimiento del 5.8 %. • Los Agentes prevén para el trimestre Nov-Ene/07 un crecimiento del 5.5%. • Los crecimientos previstos para los años 2007 y 2008 son del orden del 4.5%. El crecimiento de la demanda durante el año 2006 con 8 meses reales, se ubica en un5.6%.

  37. DEMANDAS - Previsiones por Regiones Mayor crecimiento producto de mayores demandas en Empresas de la región Menor crecimiento que el resto del país.

  38. DEMANDAS - Previsiones por Tipos de Agentes Para el trimestre Nov-Ene los agentes Distribuidores prevén un crecimiento del 5,0% mientras que los GUMAS un 7.1%.

  39. Verano 2006 - 2007 • Oferta: • Hidráulica sin pronósticos que indiquen tendencia, embalses estacionales de Comahue siguiendo evolución cota máxima FON  similar 2005. • Reservas hidráulicas críticas, Alicurá, Futaleufú, Salto Grande y Río Grande a partir de enero se prevén con plena disponibilidad.

  40. Verano 2006 - 2007 • Oferta: • Nuclear Atucha indisponible hasta fines de diciembre 2006, Embalse posterga su MAPRO estacional a mediados de marzo. • Térmico, su operación será mayoritariamente con gas, las posibilidades de consumo de combustibles alternativas se incrementa en el segundo trimestre, requerimiento por demanda y control de reservas Hidro. • CC’s se prevé una convocatoria prácticamente plena de este parque. Se estima reingreso de TG de Puerto durante diciembre 2006. Operación con G.O. solo ante contigencias gas • TV’s se estima una utilización creciente durante el período con igual tendencia en el consumo de combustibles alternativos. Duda, disponibilidad de consumir carbón  impacto en la estimación del consumo de FO. • TG’s intención de despacho similar TV’s, no se prevé el consumo de GO para el sistema, eventualmente se producirá en áreas críticas.

  41. Verano 2006 - 2007 Principales Resultados:

  42. Verano 2006 - 2007 Principales Resultados: Generación Hidráulica

  43. Verano 2006 - 2007 Principales Resultados:

  44. Verano 2006 - 2007

  45. Verano 2006 - 2007

  46. Verano 2006 - 2007

  47. Verano 2006 - 2007 • Combustibles: • Gas: Requerimiento máximo de gas del orden de los 43.000 dam3/d, OIE’s presentada en MEG por aproximadamente 20 MMm3, CAMMESA 6.2 MMm3. Sin ofertas  IAP’s. Volumen total similar año anterior + crecimiento. • FO por corrimiento MAPRO de CN Embalses, situación embalses de Comahue y con disponibilidad de consumo de carbón  baja requerimiento de este combustible en primer trimestre, aumenta en el segundo. • GO sin previsión significativa en el período, requerimiento ante situaciones de contingencias del sistema o de suministro de gas.

  48. Verano 2006 - 2007 • Disponibilidad de gas ajustada con los volúmenes disponibles durante el año 2006.

  49. Verano 2006 - 2007 Principales Resultados:

  50. Verano 2006 - 2007 Principales Resultados:

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