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TP 6 SITUACIÓN ENERGETICA ARGENTINA (maxi)

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TP 6 SITUACIÓN ENERGETICA ARGENTINA (maxi)
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  UNSa. Facultad de Ciencias Exactas. Introducción a las Energías Renovables. 2017 T.P. 6: Situación Energética Eléctrica en la Argentina Actividad Nº 1. Lea el artículo “SITUACIÓN DEL SECTOR ELECTRICO ARGENTINO” y “SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE LA REPUBLICA ARGENTINA” y responda:  1-   Lea el primer artículo, si lo desea complételo con más información e indique su opinión sobre ¿Cómo ve el accionar de Argentina en cuanto a l sector eléctrico argentino? Lea el segundo artículo, investigue al respecto y responda: 2-   ¿Cómo fue la demanda de energía eléctrica en la región NOA y en la provincia de Salta respecto mismo mes del año anterior? ¿Qué me puede decir respecto a las otras regiones? 3-   ¿Cómo fue la evolución general de la demanda de energía eléctrica en el NOA y GBA en los meses registrados del año 2017 respecto al mismo mes del año anterior? 4-   ¿Cuáles son las regiones que más demandan energía eléctrica? Hacer un diagrama de torta tomando como referencia el mes de Julio del 2017. 5-   ¿Cómo fue el comportamiento de la demanda eléctrica del sector RESIDENCIAL en los meses registrados del año 2017? ¿Qué relación tiene esto con el hecho de que la temperatura del mes fue tres grados superior al valor obtenido en julio de 2016? (esto da como consecuencia un menor uso de calefacción en hogares) ¿Qué sector creció? 6-   ¿En qué mes se produce el mayor pico de demanda máxima de potencia? ¿Qué pasó en Julio 2017 respecto al mismo mes de los últimos 4 años? ¿A que puede deberse? 7-   Investigue y responda. ¿Cuánto es la potencia instalada total? ¿Cuánto el consumo por año? 8-   Investigue y responda. ¿Cuáles son las horas pico de consumo de nuestro país, en energía eléctrica? 9-   ¿Qué tipos de equipos están instalados en el SADI? 10-   ¿Qué tecnología predomina en el NOA en cuanto a la capacidad instalada en el MEM? Realice un diagrama de torta. 11-   ¿Cómo ha sido el comportamiento de los últimos años de la generación de energía neta hidráulica? ¿Qué porcentaje ocupa en la matriz energética? 12-   ¿Cómo ha sido el comportamiento de los últimos años de la generación de otras energías renovables? ¿Qué porcentaje ocupa en la matriz energética? 13-   ¿Cómo fue el comportamiento de la energía neta atómica en Julio 2017 respecto al mismo mes de los últimos años? 14-   ¿Cómo fue el consumo de cada tipo de combustible usado para la generación térmica en los meses registrados del 2017? (¿El consumo de qué combustible creció más?, ¿Cuál es el que predomina?) 15-   ¿Cómo es la evolución de las emisiones de CO2 en Julio 2017? Hay alguna tendencia en el comportamiento? 16-   Resuma el comportamiento del sector de energía nuclear en el último año. 17-   ¿Cómo fueron las exportaciones e importaciones en el 2017 respecto a otros años? 18-   De las Figuras del consumo residencial de gas natural. ¿Qué ocurre con el consumo de gas natural para generación eléctrica en verano e invierno? ¿A qué se debe? SITUACIÓN DEL SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO  –  JUNIO 2017 http://www.codigoenergetico.com/2017/06/situacion-del-sector-electrico-argentino-junio-2017/    Por el lado de la oferta eléctrica, el parque de generación hasta abril de 2017 es de 34.012 MW, de los cuales solo 26.000 MW están disponibles. Hay otros 560 MW en proceso de habilitación comercial. El record de demanda del sistema se produjo el 24 de Febrero de 2017 cuando se llegó a 25628 MW de pico, pero se tuvo que importar de 1100 MW de los países vecinos por algunas horas para preservar la integridad del sistema eléctrico. El sistema eléctrico disminuyó peligrosamente sus reservas en la última década para lo cual se necesitan incorporar 2000 MW para recuperar reservas más otros 3000 MW para cubrir incrementos de demanda en los próximos tres años para satisfacer correctamente la demanda. Dada la urgencia de las necesidades, el Ministerio de Energía y Minería lanzó una licitación en el marco de la Resolución SEE Nº 21/2016 a través de CAMMESA para incorporar máquinas de rápido montaje, con módulos de 50 a 300 MW por proyecto, para abaratar los costos y diferenciarse así de su antecesor, el programa “Energía Delivery”, cuyos costos eran  muy elevados. El proceso de adjudicación se realizó en tres atapas: en la primera se adjudicaron 1916 MW (Res SEE 155/2016), en la segunda (Res SEE 216/2016) se adjudicaron 957 MW y en la tercera (Res SEE 387/2016) se adjudicaron 237 MW. En total son 3110 MW de srcen térmico para los próximos dos años.  Hasta el momento por Resolución SEE 21/2016 ingresaron al servicio con habilitación comercial 6 centrales con 492 MW y otras 3 centrales de 210 MW están en etapa de prueba. Hay otros 349 MW que ya tendrían que haber ingresado al sistema y que se encuentran demorados por distintos motivos como ser demora en los trámites aduaneros para ingresar los equipos y demoras en los trámites para los permisos provinciales, municipales y estudios de impacto ambiental. Recientemente se ha lanzado la Resolución SEE 287/2017, mecanismo por el cual se pretende incorporar alrededor de 1500 MW de cogeneración y cierres a ciclos combinados de máquinas TG existentes, con una inversión estimada de u$d 1500 millones. Esta medida permitirá incrementar potencia eléctrica del parque eléctrico sin incrementar demasiado el consumo de combustible, con centrales de muy alto rendimiento. En cuanto a la incorporación de energías renovables, durante el año 2016 se lanzaron dos licitaciones importantes: la Renovar 1.0 y la Renovar 1.5. En el primero de los llamados, se adjudicaron 1142 MW mientras que en el segundo llamado se adjudicaron 1281,5 MW. Lo mejor de ambas licitaciones son los precios obtenidos los cuales son bajos, para el caso de la energía eólica el promedio fue de 59,4 u$d/MWh y para la solar 59,7 u$d/MWh, precios comparables con otras licitaciones de renovables realizadas en la región (Chile, Perú, Uruguay), y dichos precios son muy competitivos aún con los precios de generación térmica a base de gas natural de producción local. En cuanto a las otras fuentes de generación, el Presidente Macri acaba de firmar acuerdos en China para levantar las centrales nucleares IV y V a construirse en los próximos diez años, la primera con 740 MW y la segunda con 1150 MW (esta última de uranio enriquecido). En cuanto a generación hidroeléctrica, se está a la espera de que concluyan los estudios de impacto ambiental de las represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic sobre el río Santa Cruz para poder comenzar las obras. También se está a la espera del relanzamiento de la central Chihuido I sobre el río Neuquén, proyecto muy necesario no solo por su capacidad de generación hidroeléctrica, sino también por su importante papel que desempeñará el embalse de Chihuido I en el control de crecidas del río Neuquén y en donde hay un fallo de la Corte Suprema de la Nación ordenando realizar las obras necesarias para el control de crecidas sobre dicho río. El sector eléctrico venía con serios problemas desde la administración anterior: crisis en el sector distribución sobre todo en el área Gran Buenos Aires, subsidios indiscriminados creciendo exponencialmente, cadena de pagos rota en una buena parte de las distribuidoras del interior del país, grandes volúmenes de importación de combustibles y carencia de un plan energético de largo plazo. Es esperable que la calidad de servicio que reciben los usuarios del área metropolitana mejore sensiblemente en los próximos 3 años, ya que para eso se produjo el proceso de Revisión Tarifaria Integral (RTI) y se vuelve a poner en vigencia una parte del marco regulatorio, en lo que respecta a distribución. El Valor Agregado de Distribución (VAD) de las distribuidoras del AMBA aumentó un 42% en Febrero de 2017 y se espera un aumento del 19% en Noviembre de 2017 y otro 17% adicional en Febrero de 2018 para completar con los aumentos de la Renegociación Tarifaria Integral (RTI). Se prevé un incremento moderado de la demanda eléctrica para los próximos dos años, del orden del 2% por año para el caso de un escenario de moderado crecimiento económico. Con la actualización tarifaria, este incremento de demanda se podría moderar un poco más, aunque la demanda suele ser bastante inelástica al incremento de los precios y tarifas. En caso de volver a la senda de crecimiento económico, la demanda volvería a crecer a un ritmo del 3% / 4% anual desde el 2018. En estos primeros dieciocho meses de gobierno se tomaron algunas medidas en la dirección correcta: quita de subsidios en el sector eléctrico con reducción de 3000 MMU$S en dos años, recomposición del VAD para las distribuidoras de jurisdicción nacional (Edenor y Edesur) e inicio de un proceso de incorporación de nuevas centrales eléctricas, tanto térmicas como renovables. Hasta el momento se hizo poco en cuanto al desarrollo de nuevos proyectos hidroeléctricos y en materia de eficiencia energética. Todavía falta mucho por realizar, como recomponer señales de precios para el sector de generación y establecer nuevas reglas de juego para el Mercado Eléctrico Mayorista. Con perspectiva de crecimiento económico y con los marcos regulatorios normalizados, el sector eléctrico argentino volverá a ser atractivo para los capitales locales e internacionales y estará listo para cuando la economía argentina vuelva a crecer. SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA Comisión Nacional de Energía Atómica - Julio 2017 http://www.melectrico.com.ar/web/pdfs/CNEA/sintesis%20mem%20julio%202917.pdf  Demanda de Energía y Potencia  A continuación, se presenta la evolución de la demanda de energía eléctrica por región y por provincia, comparando con el mismo mes del año anterior. A continuación, se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada tanto por región como por tipo de usuarios (sectores) expresada como porcentaje de la energía total demandada.   En el gráfico anterior pueden observarse pequeñas diferencias provocadas por las distintas incidencias regionales de los factores climáticos. A continuación se presenta la comparación interanual de la Demanda Eléctrica por tipos de Usuario, de acuerdo a la última información disponible. Cabe aclarar que desde julio de 2016, se han agrupado las categorías de consumo General, de Alumbrado Público y Comercio e Industria entre 10 y 300 kW. Demanda Máxima de Potencia Como se muestra a continuación, la demanda máxima de potencia aumentó un 5,8%, tomando como referencia el mismo mes del 2016. Cabe destacar que este valor es el más alto en los últimos cuatro años para el mes de julio.   Potencia Instalada Los equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) pueden clasificarse en tres grupos, de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico fósil (TER), Nuclear (NU) o Hidráulico (HID). Los térmicos a combustible fósil, a su vez, pueden subdividirse en cinco tipos tecnológicos, en función del ciclo térmico y combustible que utilizan para aprovechar la energía: Turbinas de Vapor (TV), Turbinas de Gas (TG), Ciclos Combinados (CC), Motores Diesel (DI), Biodiesel (BD) y Biogas (BG). Existen en el país otras tecnologías de generación agrupadas en el concepto Otros Renovables, las cuales se están conectando al SADI progresivamente, como la Eólica (EOL) y la Fotovoltaica (FV). Sin embargo, ésta última aún tiene baja incidencia en cuanto a capacidad instalada. Por su parte la generación móvil no se encuentra localizada en un lugar fijo, sino que puede desplazarse de acuerdo a las necesidades regionales. Si bien CAMMESA, a partir de marzo de 2016, en línea con la Ley de Energías Renovables N° 27191, discrimina las hidráulicas menores a 50 MW del total de potencia hidráulica instalada, en la tabla siguiente se seguirán contabilizando bajo la categoría de hidráulicas. A continuación se muestra la capacidad instalada por regiones y tecnologías en el MEM, en MW. Se realizaron las siguientes incorporaciones, totalizando 410,9 MW adicionales de potencia al SADI: BAS: Se adicionaron 0,9 MW de potencia a la TG correspondiente a la C.T. Salto 2, totalizando la potencia de dicha central en 60,9 MW. CEN: Se incorporó un BD correspondiente a la Central Bioeléctrica Río Cuarto, adicionando un total de 2,0 MW a la región. COM: Se incorporó una TG correspondiente a la C.T. Loma de la Lata 2, adicionando un total de 105,0 MW a la región.
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