Prof.: José Manuel Aller http://josealler.blogspot.com

Diagnóstico Balance energético

Situación del parque generador

Térmico

Hidroeléctrico

Situación de la Transmisión

Situación de la Distribución

Situación de la Comercialización

Situación de la Demanda

Ventas de energía y Pérdidas

Fuentes de energía 2010-2030

Generación 2010-2030

Balance Energético - PremisasPara el 2010 60% Gas y 40%

Diesel, eliminación del Fuel Oil

Para el 2030 80% Gas y 20% Diesel, eliminación de Fuel Oil, Carbón y Coque

Generación mínima y políticas de ahorro energético

Ventas de Energía – GWh/año

0

50000

100000

150000

200000

250000

2010 2020 2030

Generación de Energía – GWh/año

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

3500002010 2020 2030

Capacidad instalada - Diagnóstico oficial optimista

Antigüedad

Eficiencia

Capacidad Térmica e Hidroeléctrica

Situación actual

Disponibilidad y riesgo de las plantas

Incorporación de unidades

Generación distribuida

Capacidad instalada - 2009

Diagnóstico optimista térmico

1773

132 18 145

1336

0529

126 0 206 77

1403

5745

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

Capacidad

Disponibilidad

Antigüedad del parque térmico

14%

22%

64%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

< 5 años Entre 6 y 25 > 25 años

Eficiencia del parque térmico

29%31%

48%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

Gas Turbo Gas Ciclo Combinado

Capacidad hidroeléctrica

2550

6300

360

2400

170

2196

80 240 300 25

14621

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

100000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

GW

h/a

ño

MW

Capacidad (MW)

P. Media (MW)

Energía (GWh)

Situación Generación 11/11/10

Situación a las 19 horas

Caudales en Guri

5979

24.48

Comportamiento del río Caroní (60 años)

Desarrollo generación 1999-2010

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Va

ria

ció

nM

W

MW

in

sta

lad

os

Hidráulica Vapor Gas Distribuida Variación

Generación ejecutada 1999-2010

Nueva generación – 2010 resultados

Disponibilidad de las plantashidroeléctricas y riesgo de falla

Disponibilidad de plantas termoeléctricas y evaluación de riesgo

Generación distribuida - MW

Generación distribuida - MW

Consumo Combustible Generación Distribuida

Miles de Litros/año

Diagnóstico del Sistema de Trasmisión y Subtransmisión

Limitaciones en el perfil de tensiones

Sobrecargas de los equipos

Caso Demanda Máxima 10 Septiembre 2009

Intercambio – Demanda max. 2009Jueves, 10/09/2009 – 19 h

Límites de transmisión excedidos

Septiembre 10, 2009

Perfil de Tensiones

33 253

54

16 7

27 199

12

0 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

69 kV 115/138 kV 230 kV 400 kV 765 kV

Series 3 Tensión < 95%

Perfil de Tensiones 115 kV

88

9 4758

22

111

5 2854

1

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Central Larense Andina Oriental Zuliana

Tensiones > 95% Tensiones < 95%

Carga de las líneas de Trasmisión

9752 442 55

57 51 7

4 328 2

0 0 20 2

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

230 kV 138 kV 115 kV 69 kV

< 60% Entre 60 y 80% Entre 80 y 100% > 100%

Carga del sistema de 115 kV

1375

20 98 12035 27

25 2

18

102 4

181

0 26

1 013 0 0 1 5 0 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Central Insular Larense Andina Oriental Sur Zuliana

< 60% Entre 60 y 80% Entre 80 y 100%2 > 100%

Carga de los Transformadores

7

1120

5

21

40

1 4

25

0 016

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

765/400/230 kV 400/320/115 kV 230/138/115/69 kV

< 50% Entre 50 y 80% Entre 80 y 100% > 100%

Subtransmisión 138/115/69 kV

300

7

7 1110

50

99

5613

8

18 18

11

94

2

79

48

3238

16

90

552 3

29 43 20

1 0

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

Central Insular Larense Andina Oriental Sur Capital Zuliana

< 50% Entre 50 y 80% Entre 80 y 100%2 > 100%

Transformadores

Transformadores Sobrecargados

%

Límites de Trasmisión (en MW)

Fuente: OPSIS – Octubre 13, 2010

Límites de Trasmisión (en MW)

Fuente: OPSIS – Octubre 13, 2010

Interrupciones > 100 MW 2010

92

3252

176

35

530

2 4 0 0 1 3 0 2

258

5333

57

143

3 4 2 3 3 1 0 0 0

140

28

327

0

50

100

150

200

250

300

350

2009 2010

OPSIS, Noviembre 11, 2010

Energía no servida 2010

7622 40

13857 20 28 0 1 0 0 0 1 0 0

244

34 11 1863

0 1 4 0 1 0 0 0 0

1,086

22

1,179

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

2009 2010

OPSIS, Noviembre 11, 2010

Descripción

Diagnóstico

Transformadores

Subestaciones

Problemas críticos

Interrupciones

Diagnóstico

Características sistema de Distribución venezolanoDescripción Unidad Total

Área de servicio km2 375.523

% Población servida % 98.8

Subestaciones ≤ 34,5 kV No. 402

Circuitos MT (1 kV-34,5 kV) No. 3.902

Capacidad instalada MT/BT MVA 4.653

Longitud circuitos MT km 108.115

Cobertura del Sistema de DistribuciónMT: 2,4; 4,16; 8,3; 12,47; 13,8; 24; 30 y 34,5 kV

BT: 120/208 V trifásico y 120/240 V monofásico

Subestaciones x Estado

812 Transformadores asociadosa los sistemas de transmisón ysubtransmisión

km x Estado

Antigüedad S/E

5 9

24

61

98

66

12

127

0

20

40

60

80

100

120

140

01-05 06-10 11-15 16-20 21-25 26-30 31-35 > 35 años

32%

402 Sub-Estaciones

Sobrecargas

Circuitos x Estado

Circuitos con problemas diagnosticados

Circuitos sobrecargados x Estado

Subestaciones con problemas

SE sin Capacidad Firme x Estado

Sobrecargas en S/E y Circuitos

Diagnóstico del Sistema de Distribución Déficit de recursos

(Presupuestarios, financieros, recursos humanos, técnicos y logísticos)

Retraso en contrataciones de obras, bienes y servicios Deficiencia organizativa para atender a más del 80%

del territorio Problemas en redes y S/E

Interrupciones de servicio Obsolescencia Perfil de tensión fuera de límites Sobrecargas Falta de capacidad firme

Falta de información Diversidad de sistemas de control de gestión para

operación Tomas ilegales

Ciclo comercial

Pérdidas no técnicas

Cuentas por cobrar

Atención al usuario

Ciclo ComercialCORPOELEC 2009

Energía disponible 120.411 GWh

Ventas 83.476 GWh

Pérdida móvil anual 30,7%

Facturación (MMBsF) 6.596

Recaudación (MMBsF) 5.437

Efectividad de la cobranza 82,4%

Cuentas por cobrar (MMBsF) 6.510

Rotación CxC 12 meses

Usuarios 5.610.652

Pérdidas de energía

Pérdidas de energía x filial

Sin considerar EDELCA las pérdidas son:

36.202 GWh = 98% Generación Térmica

1.200.000 usuarios no formales

2.268.575 usuarios sin medidor

Anomalías medidores

Cuentas x cobrar

Cuentas x Cobrar Diciembre 2009 MMBsF

Sector privado 2.127

Deuda filiales eléctricas a EDELCA 2.669

Usuarios finales sector público 4.121

Sector público 6.790

Sector eléctrico total 8.917

Cierre Diciembre 2008 sector electrico 9.433

Cuentas x cobrar se reducen 5% con respecto a 2008

Principales deudores 2009Organismo MMBsF

CVG VENALUM 462

CVG ALCASA 417

SIDOR 112

Metro de Caracas 106

Alcaldía del municipio Maturín 106

Hidrocapital 94

Alcaldía del municipio Sucre 76

CVG BAUXILUM 75

Alcaldía del municipio Caroní 63

Alcaldía del municipio Atanacio Girardot 62

Total de los 10 más grandes deudores 1573

Efectividad de la cobranza

Sector Privado

Sector Público

MM

BsF

Oficinas Comerciales

75% necesitan adecuación49% necesitan adecuación mayor

Total: 320 Oficinas Comerciales

7 Unidades móviles

5 Centros de atención telefónica

Energía

Generación

Transmisión

Distribución

Comercialización

Conclusiones Energía Política de congelamiento para desarrollos

hidroeléctricos

Perspectivas para la inclusión de energía nuclear y

expansión del uso del gas, diesel y energía

alternativas

Eliminación del Fuel Oil, Carbón y Coque

No se ha medido el impacto de la moratoria

hidroeléctrica en el consumo de hidrocarburos

La perspectiva para el uso del gas y energía

nuclear es poco clara por inversiones requeridas

Conclusiones Generación

Conclusiones Transmisión Contingencia en alguna línea de 765 kV originarían

colapso en condición de demanda máxima. También

algunas contingencias en 400 kV (límites de trasmisión)

Presencia de tensiones fuera de rango 18% en 230 kV,

45% en 69 kV y 44% en 115 kV

Líneas tienen capacidad de carga

Transformadores sobrecargados alcanzan el 16% en

230 kV

37% de las subestaciones no tiene capacidad firme

Conclusiones Distribución 36% de los transformadores y 43% de los circuitos

se encuentran sobrecargados

Desempeño del sistema de distribución

comprometido por las tomas ilegales

Perfiles de tensión fuera de rango

Gran número de interrupciones con un promedio

nacional de 25,22 horas por año

Déficit de recursos, falta de información y

obsolescencia

Conclusiones Comercialización

Pérdidas superan el 38% de la energía generada

Efectividad en la cobranza del sector pública muestra un deterioro importante (25%)

Inestabilidad en el sistema de gestión comercial

Sistemas de gestión comercial no son compatibles

Información deficiente que dificulta el análisis y la toma de decisiones

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