Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA

Presentación del tema: "Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA"— Transcripción de la presentación:

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 10

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. 15

7 + MSA ==> Precios Estacionales a demanda Spot distribuidores.
PROGRAMACION ESTACIONAL ORGANIZACION COSTOS + MAPROS + RESTRICCIONES DEMANDA (t) + OFERTA DE GAS (t) + INDISPONIBILIDADES (M)+ CRONICAS APORTES (H) ESCENARIOS PRONOSTICOS PRECIOS POR PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA FONDO DE ESTABILIZACIÓN PRECIOS ESTACIONALES + 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) 13

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 Máximas en Días de Invierno
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  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 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 Máximo diario alcanzado en los últimos años (23.9 Mm3/d)
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 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 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 Demanda crecimiento del orden 5,5%, récord’s esperados energía 371 GWh, potencia 18100MW, anteriores 355,4 GWh y 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 y 2008 son del orden del 4.5%. El crecimiento de la demanda durante el año 2006 con 8 meses reales, se ubica en un 5.6%.

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 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 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 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 Principales Resultados:

42 Verano Principales Resultados: Generación Hidráulica

43 Verano Principales Resultados:

44 Verano

45 Verano

46 Verano

47 Verano 2006 - 2007 Combustibles:
Gas: Requerimiento máximo de gas del orden de los 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 Disponibilidad de gas ajustada con los volúmenes disponibles durante el año 2006.

49 Verano Principales Resultados:

50 Verano Principales Resultados:

51 Programación Nov – Abr 2007 Principales Resultados:

52 Combustibles: verano 06 invierno 07

53 Consumo Carbón Baja indeterminación por despacho en el consumo de Carbón. Considera como grupos disponibles a consumir carbón las TV’s 11, 12 y 15 de C.T. San Nicolás

54 Consumo Fuel Oil Alta aleatoriedad en los consumos de FO en el período oct/06 a abr/06, incremento de los valores medios desde marzo, importante rampa abril – mayo hasta alcanzar consumos sostenidos semanales en ele orden de las t  logística.

55 Consumo Fuel Oil

56 Consumo Fuel Oil

57 Consumo Gas Oil Consumos muy puntuales hasta marzo, incrementa riesgo en abril, mayor riesgo may – jul/07, alta incertidumbre en el volumen total.

58 Consumo Gas Oil

59 Gracias por su atención
CAMMESA Gracias por su atención