Energia electrica - Universidad de Buenos Aires

GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA
Se considera generador a quien, siendo titular de una central eléctrica coloque su
producción en forma total o parcial en el sistema de transporte y/o distribución sujeto a
jurisdicción nacional.
TIPOS DE GENERACIÓN DE ENERGIA ELECTRICA.
Una central productora de energía es cualquier instalación que tenga como función
transformar energía potencial en trabajo.Las centrales eléctricas son las diferentes
plantas encargadas de la producción de energía eléctrica y se sitúan, generalmente, en
las cercanías de fuentes de energía básicas (ríos, yacimientos de carbón, etc.). También
pueden ubicarse próximas a las grandes ciudades y zonas industriales, donde el
consumo de energía es elevado. Los generadores o alternadores son las máquinas
encargadas de la obtención de la electricidad. Estas maquinarias son accionadas por
motores primarios. Estos junto con el generador forman un conjunto denominado grupo.
Clasificación de las Centrales
Las Centrales Eléctricas pueden clasificarse dependiendo del servicio que brinden:
¾ Centrales de Base o Centrales Principales
Su función es suministrar energía eléctrica en forma permanente y se caracterizan por su
alta potencia. Generalmente, se trata de centrales nucleares, térmicas e hidráulicas.
¾ Centrales de Punta
Su principal función es cubrir la demanda de energía eléctrica cuando existen picos de
consumo, sirven de apoyo a las centrales de base.Trabajan en espacios cortos de tiempo,
su funcionamiento es periódico. Generalmente suelen ser centrales hidráulicas o
térmicas.
¾ Centrales de Reserva
Implica la disponibilidad de instalaciones capaces de sustituir, total o parcialmente, a las
centrales de base en caso de escasez o falta de materias primas (agua, carbón, fuel-oil,
etc.).
Las centrales a las que se suele recurrir en esos casos son las hidráulicas o con turbinas
de gas debido a la rápida capacidad de respuesta.
¾ Centrales de Socorro
Tienen el mismo propósito que las anteriores, sólo que estas son pequeñas centrales
autónomas y transportables.
Suelen ser accionadas por motores Diesel.
Centrales Nucleares
Desde el punto de vista energético, la principal diferencia existente entre las reacciones
nucleares y las químicas es la gran cantidad de energía que en las mismas se libera de
manera espontánea a partir de masas muy pequeñas.
Por este motivo, se buscan las mejores condiciones tecnológicas que permitan producir
dichas reacciones de manera controlada. Esto llevó a la construcción de las plantas
nucleares generadoras de electricidad y a los diferentes modelos de plantas nucleares
que hay en la actualidad. Las 1° construidas para que la energía liberada causada por
una reacción específica pudiera ser utilizada de manera eficiente; y la 2° para preservar
las sustancias, liberando de esta forma grandes cantidades de energía de forma
espontánea.
Centrales Térmicas
El alimento de estas centrales está constituido por los distintos combustibles sólidos
(carbón mineral); líquidos (gas-oil y fuel-oil, originados en la refinación del petróleo
crudo); y gaseosos (gas natural).
La energía eléctrica surge como consecuencia de la energía térmica de combustión.
Ciclo Combinado
Produce energía eléctrica de manera económica, limpia para el ambiente y eficiente,
mediante la utilización de cualquier combustible fósil económicamente disponible: gas
natural, carbón o petróleo.
Una planta de energía de ciclo combinado, adopta una turbina de combustión con una
turbina de vapor, operando ambas en una sola instalación para una eficiencia máxima.
Energía Hidráulica
Características Tecnológicas
Las centrales dependen de un gran embalse de agua. El agua se transporta por unos
conductos, controlados con válvulas y turbinas para adecuar el flujo de agua con
respecto a la demanda de electricidad.
En el mercado eléctrico argentino se destacan tres tipos de generación de energía
eléctrica:
1. Generación térmica
2. Generación hidroeléctrica
3. Generación nuclear
De donde el 56% de la energía se genera en centrales térmicas, el 39% en
centrales hidroeléctricas y el 4 % restante en centrales nucleares. Es por esto
que la crisis energética actual, tiene principal incidencia en la generación de
energía ya que el gas es uno de los principales combustibles utilizados por las
centrales térmicas.
ZONAS DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA - MEM
NOA(Noroeste argentino)
NEA(Noreste Argentino)
Centro
Cuyo
GBA
COM(Cuenca del Comahue)
El conjunto de estas regiones forman el SIN (sistema interconectado nacional). La
región sur patagónica no esta interconectada con el resto del país, sino que forma un
mercado aparte - MEMSP (mercado eléctrico mayorista sur patagónico.
Descripción del Software Oscar-Margo
Este conjunto de programas de optimización y despacho hidrotérmico se puede dividir
en dos grandes conjuntos, el primero de obtención de los valores de agua de los
embalses estacionales - OSCAR - y el segundo de despacho hidrotérmico - MARGO -.
El modelo MARGO efectúa la planificación de la gestión de un sistema hidroeléctrico
para un horizonte anual con pasos de tiempos semanales.
Tiene aplicación en los problemas del largo plazo (análisis de la operación a largo
plazo) y en los de corto plazo (gestión de la producción y previsión de precios
estacionales)
Permite comparar el costo a mediano plazo de diferentes políticas de gestión de las
reservas, con diversas aleatoriedades. Dichas políticas pueden ser obtenidas a través del
programa OSCAR, o fijadas externamente
En el largo plazo permite evaluar el costo de gestión para diferentes escenarios y
adaptar el parque de producción.
Los costos marginales calculados por el modelo en condiciones de parque adaptado
pueden servir de base para la elaboración de tarifas.
TRANSPORTE
“Se considera transportista a quien, siendo titular de una concesión de transporte de
energía eléctrica, es responsable de la transmisión y transformación a ésta vinculada,
desde el punto de entrega de dicha energía por el generador hasta el punto de recepción
por el distribuidor o gran usuario según sea el caso” .
Existen dos posiciones antagónicas que corresponden a las visiones de libre mercado y
la del modelo centralmente planificado. En la última, que se aplicó históricamente, la
prestación del servicio eléctrico estaba en manos del Estado. La transformación de la
industria se encaminó hacia un esquema de mercado con fuerte presencia del sector
privado.
En materia de Transporte de Energía Eléctrica las unidades se clasifican en:
•
•
EAT Extra Alta Tensión. Una sola concesión: Transener S.A.
AT Alta Tensión en sistemas regionales concesionados a transportistas por
distribución troncal.
Ampliaciones de transporte: diferentes modalidades entre las que se destacan:
•
•
Ampliaciones por concurso público.
Ampliaciones por convocatoria abierta con aportes del Fondo Fiduciario para el
Transporte Eléctrico Federal.
En el primer caso el contrato se firma entre un contratista independiente que debe
cumplir las funciones Contrato de Construcción, Operación y Mantenimiento (COM) y
los beneficiarios de la ampliación (Comitente). Aparece la figura del Transportista
Independiente (TI) que no es titular de la concesión del Transporte. El Transportista
recibe el pedido de los beneficiarios, lo analiza y luego de hacer un informe presenta la
solicitud ante el ENRE.
Tras casi 10 años de vigencia de la vieja normativa se estableció un nuevo marco
regulatorio para el sector eléctrico, posibilitando una mayor libertad económica de los
particulares en la explotación de las actividades vinculadas a la industria eléctrica.
La realidad imperante en esos últimos años mostraba que el Transporte no creció en
forma sostenida con la generación y la distribución conformándose en este sector el
llamado cuello de botella. Se intentó brindar una solución con el Plan Federal de
Transporte (500 KV) y por medio de un decreto se autorizó el financiamiento de
ampliaciones. Las mismas podían darse a iniciativa y riesgo del privado.
Plan Federal de Transporte de Energía Eléctrica en 500 kV.
Origen y Administración de los Fondos del PFT
Se constituye el FONDO FIDUCIARIO DEL TRANSPORTE ELÉCTRICO
FEDERAL (FFTEF), destinándolo a coparticipar con inversores interesados privados en
el pago del canon de ampliaciones del sistema de transporte que sean dedicadas al
abastecimiento de la demanda o a la interconexión de regiones eléctricas para mejora de
calidad y/o seguridad de servicio.
Obras Identificadas que forman el PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE EN 500 kV
•
Interconexión COMAHUE-CUYO: mejora la transmisión de la generación del
Comahue y mejora la calidad del servicio en Cuyo. Promueve una baja del precio en el
resto del país. Permite la exportación a Chile.
•
Interconexión NOA-NEA: asociada a la expansión de la generación en NOA.
Posibilidades de exportación a Brasil.
•
Interconexión CHOELE CHOEL-PUERTO MADRYN: obra de calidad y
seguridad, con beneficios en los precios para consumidores.
Interconexión CUYO-NOA (LÍNEA MINERA): alternativa más económica de
•
abastecimiento a los desarrollos mineros en la zona cordillerana.
Transener S.A.
Transener es la concesionaria del servicio público del Sistema de Transmisión Eléctrica
en Extra Alta Tensión en la República Argentina. Opera un sistema que consiste de
aproximadamente 8.250 km de líneas de transmisión de 500 kV y 570 km de líneas de
transmisión de 220 kV, 32 estaciones transformadoras, así como diversos
transformadores y equipos de interconexión ("la red").
Transener percibe sus ingresos de la Compañía Administradora del Mercado Mayorista
Eléctrico S.A. ("CAMMESA"), que efectúa los pagos con fondos provenientes de los
cargos que cobra a las compañías de distribución de energía eléctrica, generadores y
grandes usuarios de electricidad.
En el mes de julio de 1997, Transener obtuvo en una licitación pública internacional el
90% del capital accionario que le asegura la operación de la Empresa de Transporte de
Energía Eléctrica por Distribución Troncal de la Provincia de Buenos Aires S.A.
(TRANSBA).
TRANSBA es la transportista regional más importante de la República Argentina, y la
segunda compañía de transmisión eléctrica del país.
Su sistema de transporte se conforma por una red de aproximadamente 5.760 km de
líneas de media y alta tensión y 76 estaciones transformadoras.
Mediante las instalaciones se abastece una demanda de:
•
•
Energía: 9.800GWh - año
Potencia: 1.600 MW
La coordinación de tareas tales como mantenimiento de líneas y estaciones
transformadoras están a cargo de la Gerencia de Mantenimiento ubicada en Ezeiza,
quien a su vez brinda el apoyo técnico y logístico necesario a las Regiones para cumplir
adecuadamente con los programas estacionales de mantenimiento, atención de
emergencias y planes de inversión. Además de mantener el correcto funcionamiento de
las líneas y estaciones de su propiedad, TRANSENER presta similares servicios para
instalaciones de terceros en todo el país.La metodología de trabajo de TRANSENER se
apoya en varios factores que son fundamentales en el mantenimiento predictivo y
preventivo, y correctivo. Ellos son: inspecciones frecuentes, trabajo con tensión, rapidez
en la detección y la disponibilidad de repuestos y equipos propios.
DISTRIBUCIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
Según el artículo IX del capítulo IV de la ley 24.065 se considera distribuidor a quien,
por contrato de concesión, es responsable de abastecer a usuarios finales que no tengan
la facultad de contratar en forma independiente el suministro de energía
Diseño Regulatorio
En la ley se define las funciones del Ente Nacional Regulador de la Electricidad
(ENRE) quien, en términos generales, es el encargado de hacer cumplir la Ley Nº
24.065 (Marco Regulatorio del Sector Eléctrico) y la efectivización de los contratos de
concesión. Además, regula las tarifas de las distribuidoras, de acuerdo a la ley, esto es
que deberán permitir obtener ingresos suficientes para satisfacer los costos operativos
razonables, impuestos, amortizaciones, una tasa de retorno.
Modo de tarifación
De acuerdo al cuadro tarifario se clasifican los usuarios en las siguientes categorías:
• Usuarios de pequeñas demandas (Dmax inferior a 10kW) ⇒ Tarifa 1
• Usuarios de medianas demandas (Dmax promedio de 15 min. consecutivos entre 10
kW y 50kW) ⇒ Tarifa 2
• Usuarios de grandes demandas (Dmax promedio de 15 min. consecutivos superior a
15kW) ⇒ Tarifa 3
Normas de calidad de servicio
Será responsable la distribuidora de prestar el servicio público de electricidad con un
nivel de calidad satisfactorio. Para ello deberá cumplir con las exigencias establecidas
en el contrato, realizando los trabajos e inversiones que estime convenientes.
Por ello se implementan controles sobre:
a) Calidad de producto técnico suministrado
b) Calidad del servicio técnico prestado
c) Calidad del servicio comercial
Empresas
Las empresas distribuidoras deben tomar energía de la red de alta tensión, reducir su
voltaje y distribuirlas a los diferentes tipo de usuarios: GUMEs (grandes usuarios
menores), GUMAs (grandes usuarios mayores), Residenciales, Comerciales e
Industriales de Bajo Consumo.
A continuación se describen dos empresas Federales y una provincial:
EDENOR (Federal)
EDENOR distribuye electricidad en la zona noroeste del Gran Buenos Aires y al sector
norte de la Capital Federal, lo cual abarca una superficie de 4.637 kilómetros cuadrados,
con una población de aproximadamente 7.000.000 de personas.
A los efectos administrativos, la Compañía divide su área de Concesión en cuatro áreas
operativas: Olivos (Escobar, San Isidro y Vicente López), Norte (3 de Febrero y Capital
Federal), Pilar (Pilar, José C. Paz y San Miguel), Morón (La Matanza, Merlo y Morón).
EDESUR (Federal)
Abastece un área de 3.309 km2 con una población de aproximadamente 6.000.000 de
habitantes.Que comprenden la zona sur de Capital Federal y 12 partidos de la provincia
de Buenos Aires: Almirante Brown, Avellaneda, Berazategui, Cañuelas, Esteban
Echeverría, Ezeiza, Florencio Varela, Lanús, Lomas de Zamora, Presidente Perón,
Quilmes y San Vicente
EDEA (Provincial)
EDEA es la mayor distribuidora de electricidad en la región este de la provincia de
Buenos Aires en términos de cantidad de clientes y GWh de energía vendida.
A continuación se observa el área de concesión de la empresa y algunos datos
relevantes.
Datos
Relevantes
Superficie servida: 105.438 Km2
Población aproximada: 1.500.000
Empleados: 654
Clientes Dic 2001: 412.222
Oficinas comerciales: 22
Subestaciones: 3.220
Líneas de distribución: 9.454 Km.
CRISIS ENERGÉTICA
Para poder interpretar y entender la crisis energética actual primeramente debemos
remontarnos a fines del año 2001 y principios del año 2002.
- Gas. Congelamiento de Precios y Tarifas. Sobreconsumo
Como consecuencia de la devaluación el Gobierno Nacional decidió congelar el precio
del gas natural a boca de pozo. Esto genera una tarifa bajísima del insumo en el 75% de
sus usuarios, sólo para proteger a una parte del restante 25% que son los usuarios
domiciliarios.
Parece obvio mencionar que por las medidas aplicadas, el nivel de inversiones en este
sector (como en todos los de la industria nacional) se mantuvo prácticamente nulo desde
Enero de 2001. Ninguna empresa estaba en condiciones de realizar ninguna inversión,
ya que debían mantener la operatividad a pesar de todas las adversidades ya
mencionadas, tarea que los dejaba sin margen de inversión posible.
Por otro lado, el mercado se vuelca significativamente hacia el uso del gas, esto se debe
a diversos motivos:
¾ La expansión del consumo de GNC por la crisis de equipamiento y costos
del usuario automotor
¾ El aumento indiscriminado del uso del gas como materia prima básica o
como insumo energético por parte de la industria
Entonces nos encontramos con un mercado sobresaturado donde las empresas no
pueden abastecer la demanda interna, que de por sí le rinde mucho menos que la
externa. En este momento hay un déficit de 5 millones de m3 de gas por día, lo que
representa un 4% del total de la demanda insatisfecha. Para el invierno se prevee un
déficit de 14 millones de m3 por día, un 10% de la demanda de la demanda
instisfecha.
Ante esto el gobierno tomó las siguientes medidas:
3
¾ Decidió importar gas de Bolvia. (4 millones de m por día).
¾ Suspendió la exportación de excedentes de gas natural que resulten útiles
para el abastecimiento interno.
¾ Importación de Fuel Oil de Venezuela
¾ Sistema de premios y castigos para los usuarios según el consumo
Energía Eléctrica. Falta de inversiones y problemas climáticos.
Al igual que en el caso de la industria gasífera, la Industria de la Energía Eléctrica se vio
imposibilitada de realizar inversiones. Esto genera, evidentemente, un deterioro
generalizado en las maquinarias ya sean dedicadas a la generación, transmisión o
distribución.
En la ley 24065 se define el Fondo de Estabilización. Es un fondo que sale del excedente
resultante de la diferencia entre los costos operativos y de mantenimiento totales que les
permitan a las empresas mantener la calidad, continuidad y seguridad del servicio y el
precio de venta de la energía generada. Sirve para compensar por mayores costos de
producción a las empresas generadoras de electricidad en el período invernal. En este
momento el fondo se encuentra con un déficit de 400 Millones de pesos con una
proyección deficitaria para Diciembre de 1000 – 1200 Millones de pesos.
El gobierno decidió aportar 150 millones de pesos al fondo, lo cual, evidentemente, es
insuficiente.
Otra fuente de problemas es debido al gas. Uno de los medios de generación de Energía
Eléctrica es la utilización de turbinas de gas, sobre cuya escasez y estado crítico del
sector ya nos hemos extendido. En el sector energético esto trae como consecuencia la
no disponibilidad de combustible para satisfacer el 10% de la demnda (1500
Megawatts).
En la generación en centrales hidroeléctricas de embalse nos encontramos con que
debido a las sequías, los embalses se encuentran muy bajos limitando esto su capacidad
de generación.
Durante los primeros meses del 2004 la demanda de energía batió records históricos,
esto se debió a dos motivos:
¾ Reactivación de la economía durante el año 2003.
¾ Extensión del clima caluroso (temperaturas de 35°C en el mes de Abril).
Ante el exceso de demanda el gobierno decidió tomar estas medidas:
¾ Regular el nivel de tensión: El 30 de Marzo de 2004 se redujo la tensión de
220 a 209V buscando limitar la potencia consumida.
¾ Realizando corte programados a grandes usuarios interrumpibles
¾ Restricción de las exportaciones a Uruguay.
¾ Adelantos a generadores (mes de enero) para adquirir reserva de potencia por
50 millones de dolares.
¾ Importación de electricidad del Brasil.
¾ Sistema de premios y castigos para los usuarios según el consumo
¾ Acuerdo para la culminación de Yaciretá
¾ Creación de la empresa estatal ENARSA (Energía Argentina S.A)