Objetivos

1
Objetivos

• Informe de Riesgo 2007-2011

2
Objetivos

• El objetivo de este informe es evaluar la
  situación del sistema en el corto y mediano plazo
  2007-2009, en función de la mejor información
  disponible, y teniendo en cuenta diferentes
  escenarios.
• Adicionalmente, se evalúa el año 2011, dado que
  para dicha fecha se prevé que ya estarán
  disponibles todos los proyectos de nuevo
  equipamiento de generación y transporte que se
  encuentran en estudio o ejecución a la fecha, al
  sólo efecto de tener una primera visión del
  futuro con todas las obras en ejecución
  funcionando.

3
Objetivos

• Las evaluaciones realizadas surgen de la
  simulación del funcionamiento del sistema
  eléctrico para distintas condiciones previsibles
  en los próximos años y se manejan como
  indicadores principales la utilización del parque
  generador, el consumo de combustibles, la energía
  no suministrada y la utilización de transporte.
• Como marco de referencia, se indican definiciones
  de Riesgo e Incertidumbre, palabras que permiten
  encuadrar los conceptos señalados
  precedentemente.
• Se define como Riesgo a la posibilidad de
  pérdida o lesión peligro. Se dice que el Riesgo
  está presente cuando los eventos futuros ocurren
  con probabilidad mensurable.
• Se define como Incertidumbre a un hecho
  indefinido, indeterminado. Se dice que la
  Incertidumbre está presente cuando la
  probabilidad de los eventos futuros es indefinida
  o incalculable.

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Objetivos

• En suma, las evaluaciones realizadas surgen de la
  simulación del funcionamiento del sistema para
  distintas condiciones previsibles. Los eventos
  futuros inciertos, ya sean de orden
  macroeconómico o técnico no han sido entonces
  considerados, lo que no implica negar el impacto
  significativo que de ocurrir los mismos pueden
  tener sobre el sistema analizado.
• Entre los principales indicadores de riesgo que
  se analizan en las simulaciones se encuentran
• Utilización del parque generador Se evalúa nivel
  de exigencia a que es sometido y la reserva
  disponible.
• Consumo de combustible Se analizan los
  requerimientos y la posibilidad de su gestión.
• Energía no suministrada Se estima el riesgo de
  no cubrir la demanda.
• Utilización del Transporte Verifica el
  funcionamiento de la red y el cumplimiento de los
  límites operativos.

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Objetivos

• Es necesario diferenciar el impacto de la ENS en
  función de las características de los eventos,
  teniendo en cuenta previamente que se agotan los
  recursos extraordinarios y la gestión de la
  demanda
• Corte de Potencia en el MEM es la ENS
  básicamente en el pico de la demanda por no
  poseer la capacidad de potencia de
  abastecimiento. Son característicamente de corta
  duración (1-2 hs) y aplicado a algunos días. De
  no convertirse en sistemáticos, la poca duración
  del corte minimiza su impacto. Existen
  antecedentes de este tipo de cortes
  circunstanciales en el período 1993-2005, en
  general relacionados con fallas de transporte o
  condiciones meteorológicas extremas.

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Objetivos

• Corte de Energía en el MEM es un evento de larga
  duración con un déficit cuasi-permanente del
  abastecimiento de la demanda a lo largo de los
  días/semanas, según la naturaleza de la escasez.
  Una ENS del 5 de la energía, aplicada sólo
  durante las horas diurnas (12 hs) y para una
  rotación que implique no más de 3 hs de corte por
  día por usuario, implicaría una afectación al 40
  de los usuarios. Considerando la flexibilización
  requerida a la demanda gt 300 kW, sobre un total
  de aproximadamente 4000 MW de demanda de esas
  características, se vería afectada alrededor de
  un 15 a 20 del conjunto para el nivel de ENS
  señalado.
• Cortes Regionales Este tipo de corte afecta a
  una parte del sistema total, que puede ser de
  corta o larga duración y se debe a restricciones
  propias de la red de transporte, a sobrecargas
  provocadas por déficit de generación, etc.

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Conclusiones

• Informe de Riesgo 2007-2011

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• El paulatino ingreso de los nuevos proyectos
  considerados no es suficiente para mejorar el
  escenario de reservas de los próximos dos años,
  si continúa la tendencia de crecimiento de la
  demanda que se registra en la actualidad.
• En consecuencia, los años 2007/08 presentan un
  mayor requerimiento de Fuel Oil que el año 2006,
  resultando en un alto despacho del parque TV.
• Pueden producirse situaciones de bajas / nulas
  reservas en las semanas más frías de los
  inviernos 2007/2008.
• La situación de escasez de reservas del sistema
  puede ante la ocurrencia de ciertos eventos
  conducir a la utilización de recursos
  extraordinarios, requerir la flexibilización de
  demanda y/o ENS de corto plazo / cortes de
  potencia.

9
Conclusiones Previsiones y Acciones

• El equipamiento de generación existente deberá
  aportar ante situación de bajos aportes
  hidráulicos o altas demanda valores que rondan
  los 8000/9000 MW. Este requerimiento muestra el
  grado de exigencia modelado sobre el equipamiento
  existente y la necesidad de reconstruir reservas
  aunque las mismas resulten de equipamiento de
  baja calidad como grupos diesel, etc.
• Para el mayor aporte del equipamiento, se debe
  mejorar la disponibilidad y el suministro de
  combustible en las centrales a gas en boca de
  pozo sin combustibles alternativos, las
  principales centrales TV con capacidad de
  trabajar con FO y las reservas de corto plazo en
  las centrales con GO.

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• Los resultados de las simulaciones de los años
  2007/2008 muestran un sistema con escasa reserva
  que inicia su recomposición con el ingreso del
  equipamiento previsto.
• Tal como se explicó previamente el informe
  evalúa los riesgos y no las incertidumbres. Qué
  explica entonces, que en los primeros párrafos de
  estas conclusiones si bien se expresa la falta de
  reserva para los próximos dos años se quita el
  énfasis en los riesgos futuros que tenía el
  informe del año pasado?

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• La explicación se debe a que determinados
  proyectos que estaban en una fase incierta
  pasaron a estar en lo que en CAMMESA
  históricamente consideró cierto, como
  adjudicación de la obra, etc. (caso FONINVEMEM
  CAMMESA tiene información de su adjudicación y la
  evolución de pagos y ejecución Yacyretá
  CAMMESA lo incluyó como incierto en el 2006 y sin
  embargo, efectivamente se levantó la cota - caso
  Gas no cayó el suministro de gas a centrales
  caso Fuel Oil/Gas Oil mejoró la operatoria).
• Desde la demanda, adicionalmente, el gobierno
  fijó las prioridades de abastecimiento
  estableciendo que aquella demanda industrial sin
  respaldo de abastecimiento debería flexibilizarse
  ante situaciones críticas.

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• A nivel de mercado, existe una situación de
  precios creciente en los próximos dos años, con
  un piso para la energía de 30 US/MWh, que supera
  al registrado en el 2001, y decreciente hacia el
  año 2009 en energía debido principalmente a la
  incorporación definitiva de los CC del
  FONINVEMEM, la suba total de la cota de Yacyretá,
  y los nuevos equipamientos en Córdoba y la Costa
  Atlántica. A lo anterior se deberá agregar el
  costo del pago del nuevo equipamiento (FONINVEMEM
  CC, fideicomiso gas, otros).
• Los escenarios regular y malo muestran que un
  retraso en la entrada en servicio del
  equipamiento del FONINVEMEM y de la suba de cota
  de Yacyretá conducirían a situaciones que
  resultarían riesgosas.

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• A los efectos operativos, la eventual demora en
  el aporte adicional de gas correspondiente a los
  proyectos de ampliaciones de transporte de gas
  vigentes, provocaría un mayor uso de gasoil en la
  máquinas del FONINVEMEM en la medida que
  estuvieran en condiciones técnicas de hacerlo en
  forma continua con dicho combustible o, caso
  contrario, se incrementaría el riesgo operativo
  del sistema.
• Si se produjeran demoras en la terminación del
  proyecto del FONINVEMEM, se incrementarían los
  riesgos operativos del sistema.

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Conclusiones Previsiones y Acciones

• Aquella demanda cuya potencia sea superior a los
  300 kW y que opere sin respaldos de generación en
  los términos de la resolución SE N 1281/2006,
  tendría requerimientos de flexibilización de
  demanda sólo en situaciones eventuales. Este
  requerimiento de flexibilización se estima que
  será del orden de 600 MW con una probabilidad no
  superior al 15 en los días críticos del período
  invernal. En verano este requerimiento será
  inferior debido a la mayor disponibilidad de gas
  hipotetizada.
• En vista que los incrementos de la potencia
  máxima demandada superen los incrementos de la
  potencia media, a mediano plazo será necesaria la
  incorporación de potencia suficiente en áreas de
  demanda para cubrir los requerimientos de punta.

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Conclusiones Previsiones y AccionesPeríodo 2011

• El equipamiento de generación que se prevé
  incorporar hasta el 2011 resulta suficiente para
  cubrir el incremento de la demanda en un
  escenario de crecimiento medio, teniendo en
  cuenta además que el nuevo equipamiento térmico
  debe disponer del correspondiente combustible
  adicional. Para que el sistema evolucione
  operativamente a condiciones de riesgo aceptable
  se requiere mayor ingreso de equipamiento que el
  conocido hasta la fecha.
• Considerando los nuevos proyectos modelados a
  instalarse, el año 2011 presentaría una situación
  similar a la del año 2006 en lo que se refiere a
  necesidad de uso de combustibles alternativos y
  requerimiento de máquinas TV o TG.

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Conclusiones - Requerimientos

• En forma similar a la Evaluación de Riesgos del
  año anterior, puede decirse que el sistema está
  preparado desde el punto de vista eléctrico para
  cubrir el aumento de la demanda en los años
  2007/08 con reservas bajas, aunque requiere
• Asegurar el abastecimiento de FO y GO para
  cantidades aún superiores a las del 2006.
• Que al menos se mantenga la disponibilidad de
  máquinas y combustible (gas) históricas 2005/06.
• Contar con gas de emergencia Res SE 659/04 por
  sobre el gas recibido en el 2006 e importación
  desde Brasil para reducir los riesgos ante
  situaciones críticas de abastecimiento.

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Conclusiones - Requerimientos

• El año 2008 requiere la incorporación de la
  potencia adicional proyectada
• Generación del FONINVEMEM
• Aportes adicionales de Yacyretá
• El abastecimiento de la demanda será fuertemente
  dependiente del mantenimiento de las condiciones
  operativas actuales y de la efectiva concreción
  de las acciones informadas por los agentes
  públicos y privados (CCs FONINVEMEM, aumento
  cota Yacyretá, ampliación transmisión Yacyretá
  GBA, aumento capacidad transporte de gas, etc.).

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Conclusiones - Requerimientos

• El sistema esta evolucionando hacia precios
  monómicos de 40 US/MWh (a pesar de lo cual son
  inferiores a los regionales Chile/Brasil-)
• En el año 2011 se requeriría disponer como mínimo
  de 1200 MW de Generación adicionales con su
  correspondiente combustible para poder lograr el
  funcionamiento del sistema en condiciones de
  riesgo aceptable. (consumo de combustibles
  líquidos en cantidades limitadas).

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Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Informe de Riesgo 2007-2011

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Demanda del MEM del año 2006 (incluido el Sistema
  Patagónico), resultó del orden de la prevista,
  cerrando el año con un crecimiento del 5.6
  respecto al año anterior, y dentro del marco de
  los casos analizados del 5 y 7 de crecimiento.
  Este crecimiento fue similar al 5.6 del año
  2005 e inferior al 6.4 registrado en el año
  2004.
• La temperatura de los años 2005 y 2006 tuvieron
  temperaturas invernales en general sobre las
  medias, con temperaturas bajas en casos puntuales
  de corta duración. Esto influyó en que los
  períodos de alta demanda invernal fueran
  reducidos. Por el contrario durante el verano
  pueden observarse temperaturas altas que
  implicaron una importante demanda energética en
  varias semanas

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Combustibles
• Gas
• La disponibilidad de gas continuó siendo la
  variable más relevante que afectó la operatoria
  del sistema tanto en lo que respecta a costos
  como a riesgos de abastecimiento y fue similar a
  la prevista. En el verano de 2007 la
  disponibilidad fue mayor, reduciéndose las
  exportaciones de gas.
• Combustibles alternativos
• Los topes previstos de los consumos de
  combustibles líquidos se alcanzaron varias veces
  en el caso del FO y fueron superados en en el
  caso del GO, por el buen funcionamiento de los CC
  con este combustible. Por lo tanto, se prevé
  adecuar el tope del aporte máximo semanal en la
  previsión del año 2007.

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Hidrología
• La generación real del año 2006 fue a partir del
  mes de julio de características ricas, debida
  principalmente al área Comahue, que tuvo aportes
  del orden del 10 al 30 de Prob. de excedencia,
  lo que compensó la baja oferta de la C. H. Salto
  Grande que estuvo casi todo el año en la franja
  del 70 de Prob. de excedencia.
• C. H. Yacyretá con la elevación de cota 76 a 78
  ocurrida a partir de la semana 14 tuvo una suba
  del orden de 170-200 MW medios respecto al
  previsto con elevación a 78 a fin 2006.

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Reserva térmica
• Los máximos requerimientos energéticos para el
  parque térmico se registraron en los meses de
  febrero y diciembre de 2006 en días con alto
  requerimiento de demanda debido a altas
  temperaturas y baja oferta de generación
  hidráulica en febrero y menor generación nuclear
  en diciembre.
• Precios Res 240
• Se observó una correspondencia entre los precios
  real y previsto, con diferencias debidas a
  variaciones en los precios de los combustibles
  líquidos y en menor grado a diferencias de
  consumo debido a variaciones de la oferta
  hidroeléctrica real respecto a la prevista.

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
Abastecimiento 2006 Evolución de principales
variables

• Síntesis
• La gestión de despacho y combustibles (alto
  consumo alternativos y redireccionamiento de gas)
  en la primera mitad del año, el aumento de la
  disponibilidad hidráulica en la segunda mitad del
  año y las temperaturas moderadas registradas en
  invierno mantuvieron acotado el riesgo de
  abastecimiento.
• Situaciones similares se dieron en los años
  anteriores. Las situaciones de riesgo energético
  se pueden observar asociadas a la disminución del
  nivel del embalse Alicurá. En este verano 2007 se
  pudo disponer de un mayor volumen de gas en
  consonancia con menores exportaciones de gas.

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Informe de Riesgo 2007 - 2011
2006
2004
2005
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Informe de Riesgo 2007 - 2011
2006
2004
2005
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Análisis 2007-2009 Escenarios Considerados

• Informe de Riesgo 2007-2011

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Escenarios Período de análisis
Caso Base Demanda 5 Anual Disponibilidad Gas
Natural Gas Base Similar Abastecimiento
2005/2006 Capacidad Adicional Transporte Gas
Total 13.6 Mm3/día Disponibilidad Combustible
Alternativo FO Abastecimiento 80/45 Invierno /
Verano kton GO Abastecimiento 20 kton CC 4
kton Resto Carbón Disponible todo el año
29
Escenarios Período de análisis
Caso Base Disponibilidad Equipamiento
Estacional ½ CC F/S Ingreso Equipamiento CC
FONINVEMEM TG Segundo trimestre 2008 CC
Segundo trimestre 2009 Pilar/Sudoeste TG Tercer
trimestre 2008 CC 2009 V. Gesell TG Tercer
Trimestre 2008 Mar del Plata TG Tercer Trimestre
2008 CC 2009 Centrales TG Plus 400 MW
2007/2008 Yacyretá Cota 80 2008 - Cota 83 2009
30
Escenarios Incrementos Oferta
31
Escenarios Período de análisis
Caso Bueno Disponibilidad de Gas Oil 50kton CC y
E/S ½ CC Ingreso CC FONINVEMEM con Buena
Disponibilidad Caso Regular Disponibilidad de
Gas Oil 10kton para CC y atraso 6 meses CC
FONINVEMEM Yacyretá Cota 83 2010 Caso Malo
Disponibilidad de Gas Oil 10kton para CC y
atraso 6 meses CC FONINVEMEM Yacyretá Cota 83
2010 Incremento Demanda 7
32
Cubrimiento Demanda 2007-2009

• Informe de Riesgo 2007-2011

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Cubrimiento DemandaBalance Energético
34
Cubrimiento DemandaRequerimiento Térmico
Convencional (sin Nuclear)
Nueva Gen gas asociado
35
Consumo combustibles

• Informe de Riesgo 2007-2011

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Consumo de CombustiblePrev. 2007 vs Real 2006
37
Consumo de CombustibleEvolución consumo gas y FO
38
Consumo de CombustibleEvolución consumo gas y FO
39
Consumo de CombustibleConsumo anual FO (miles
Ton)
40
Consumo de CombustibleEvolución consumo mensual
FO Caso Base
41
Precios (Res. SE 240)

• Informe de Riesgo 2007-2011

42
Resultados Base Modificado Costos
43
Reservas de Generación

• Informe de Riesgo 2007-2011

44
Reserva de GeneraciónEvolución Semanal Base
45
Reserva de GeneraciónEvolución Semanal Malo
46
Uso de posible reserva extraordinaria/Flexibilizac
ión de demanda/Falla

• Informe de Riesgo 2007-2011

47
Restricciones E.N.S.
48
Restricciones E.N.S.
49
Requerimientos

• Se podría cubrir el el aumento de la demanda en
  los años 2007/08 con reservas bajas, requiriendo
• Que se mantenga la disponibilidad de máquinas y
  combustible (gas) históricas 2005/06.
• Asegurar el abastecimiento de FO y GO para
  cantidades aún superiores a las del 2006.
• Disponibilidad de con gas de emergencia Res SE
  659/04 por sobre el gas recibido en el 2006 y/o
  importación desde Brasil para reducir los riesgos
  ante situaciones críticas de abastecimiento.

50
Requerimientos

• El año 2008 requiere la incorporación de la
  potencia adicional proyectada
• Generación del FONINVEMEM
• Aportes adicionales de Yacyretá
• Los escenarios regular y malo muestran que un
  retraso en la entrada en servicio del
  equipamiento del FONINVEMEM y de la suba de cota
  de Yacyretá conducirían a situaciones que
  resultarían riesgosas.

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Abastecimiento 2011

• Informe de Riesgo 2007-2011

52
Ingreso Equipamiento
Yacyreta Incremento asociado elevación a cotas
80 y 83 msnm CC FONINVEMEM 2008 Ingreso TG, 2009
cierre CC y 2010 Incremento Disponibilidad Nuclear
Incorporación Atucha II y MAPRO extensión vida
útil Embalse (750 650 100 MW Netos) Térmico
Adicional Cierre Ciclos Combinados Pilar
LDLata PPNorte, TGs V.GesellMar del Plata
Suroeste CBA, ingreso Termo Andes y Energía Plus
(totalizando año 2011 - 1100MW)
53
Informe de Riesgo 2007 - 2011
Requerimientos para que el Sistema evolucione
hacia un estado operativo con riesgos aceptables

• En el largo plazo, el año 2011 requeriría al
  menos de la incorporación adicional de 1200 MW de
  generación con su combustible asociado.
• A los efectos de comparación, se realizó una
  simulación de dicho año agregando un CC en NOA de
  800 MW y un CC en Dolavón de 400 MW. Los gráficos
  siguientes muestran el requerimiento de máquinas
  TV y Fuel Oil con dichas modificaciones.
• Se observa que el sistema se halla en una
  situación operativa con riesgo considerablemente
  aceptable y comparable a la existente
  pre-devaluación.

54
Consumo Anual Fuel Oil
55
Consumo Mensual Gas Natural
56
Monótona Semanal Utilización TV
57
Reserva Térmica - 2011
58
Reserva Térmica - 2011