matriz energética nacional soracco
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Jornadas regionales de Ingeniería 200827 y 28 de Junio -Oberá Misiones
Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones
ORGANIZAN
Facultad de Ingeniería de OberáUniversidad Nacional de Misiones
ARGENTINAARGENTINAMATRIZ ENERGETICA MATRIZ ENERGETICA
NACIONALNACIONAL
ENERGIA ELECTRICAENERGIA ELECTRICA
Autor: Ing Eduardo Soracco
Configuración de los Configuración de los SistemasSistemas
Eléctricos de PotenciaEléctricos de Potencia
Principales Componentes Tecnológicos De La Red
Central, Térmica, Hidráulica o Nuclear
Transformadora132/33/13,2 kV
380/220 V
Subtransmisión
Transmisión EAT
Transmisión AT
AT MT BT
DISTRIBUCIONDISTRIBUCION
TRANSMISIONTRANSMISION
GENERACIONGENERACION G 3~
M3~
M
M
3~
3~
M1~
Planificación de la OperaciónPlanificación de la Operación
PotenciaMW
8760 hs 1 año
PotenciaMW
24 hs
Diagrama carga de Diagrama carga de
diariodiario
Ordenando los 365 diagramas de
carga diarios, se obtiene la curva
monótona
Diagrama ordenado de carga o denominada Diagrama ordenado de carga o denominada curva monótonacurva monótona
Energía anual
GWh
Potencia máxima del sistema en el
año
Energía diaria
GWh
Potencia máxima del sistema en el día
Población a abastecer
Central 1 de base
Nuclear, Térmica Vapor, Hidráulica de paso
Central 2 Semi base
Hidráulica, Ciclo Combinado
Central 1 Pico
Turbinas de Gas, Hidráulica
Potencia
MW
El área rayada en los 3 colores, y bajo la curva es la energía total consumida por la
población en un año Y medida en GWh
Es la : Energía activa
~
~
~
PlanificaciónPlanificación
de la Operaciónde la Operación
8760 hs 1 año
PicoSemibase
Base
ENERGIA ELECTRICA
Antecedentes
Estado de Situación Sector Energético Nacional
Futuro Inmediato
Conclusiones y Propuestas
Modelo energético agotado. Nueva Política energética para un desarrollo sustentable en el mediano y largo plazo. Plan Energético a largo plazo.
Situación delicada en la estructura del sistema energético
El gas natural no puede sostener el crecimiento del sector energético. Sus reservas son limitadas.
Agenda Energética
Se necesitan mas inversiones en Generación Eléctrica . E.T. Transformadoras y Líneas de EAT
Fuerte crecimiento de la demanda y del PBI.
Caída en la producción de hidrocarburos y en la relación R/P ( reservas entre 9 a 12 años)(Coeficiente reservas probadas respecto a la producción de hidrocarburos)
El crecimiento del PBI está íntimamente relacionado con el crecimiento de la demanda de energía, estimación del PBI para el año del 2008: 7%. (indicado a inicios de 2008, se habla de 1,5% menos)
Antecedentes: Variación porcentual
del PBI en Argentina 1994 - 2007
-3,15 -3,4
-0,8
-4,4-10,9
8,8 9 9,2 8,5 8,77,5
3,555,52 5,13
-15
-10
-5
0
5
10
15
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
PBI %
0100020003000400050006000700080009000
10000110001200013000140001500016000170001800019000
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000Horas
MW
1 AÑO
AÑO 2007 DEMANDA DE POTENCIA MAXIMA 18.345 MW
Y ENERGIA GENERADA TOTAL 108.467 GWh Factor de Carga= 0,675
E anual Fc= ---------------------- Pmax * 8760
Generación de Energía año 2006
105.158 GWh
Fuente FUNDELEC CAMMESA
1%
51%
41%
7%
TERMICA HIDRAULICA
NUCLEAR IMPORTACION
Generación de Energía año 2007
108.467 GWh
Fuente FUNDELEC CAMMESA
6%3%
34%57%
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION
EVOLUCION DE FUENTES DE
GENERACION
Fuente Sec. Energía
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
2003 2004 2005 2006 2007
TERMICA HIDRO NUCLEAR IMPORTACION
EVOLUCION Del FACTOR DE CARGA
Fuente FUNDELEC CAMMESA
0,50
0,55
0,60
0,65
0,70
0,75
2003 2004 2005 2006 2007años
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEANOA
LITORAL
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
CUY0 5,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
AREAMETROPOLITANA
41,8%
Fuente: Secretaría de Energía
Potencia Instalada y Demanda de Potencia (2006)
Región NOA
Generación Térmico 1572 MW Hidro 220 MW
GenInst: 1792 MW-Demanda 1116 MW
Región NEA
Generación Térmica 148 MW Hidro 2040 MW
Gen Inst: 2.188 MW- Demanda 783 MW
Región Centro
Generación Térmica 565 MW Hidro 918 MW
Nuclear 648 MW
Gen Inst: 2.131 MW-Demanda 1453 MWRegión CUYO
Generación Térmica 584 MW Hidro 857 MWGen Inst: 1.441 MW- Demanda 921 MW
Región CBA-LIT-BA
Generación Térmica 8757 MW Hidro 357 MW
Nuclear 945MW
Gen Inst:: 10.059 -Demanda 10792MW
Región Comahue
Generación Térmica 1318 MW Hidro 4647 MW
Gen Inst: 5.965 MW-Demanda 636 MW
Región Patagónica
Generación Térmica 257 MW Hidro 519 MW
Gen Inst: 776MW-Demanda 829 MW
Potencia Instalada; 24.352 MW
Maxima Potencia generada: 17.350 MW
Potencia simultanea en el MEN: 16.530 MW
Comahue
NEA
Gi. 8,98%
De. 4.73%
NOA
Gi. 7,35%
De. 6,75%
CBA-LIT-BA
Gi. 41,3%
De. 65,28%
CENTRO
Gi . 8,7%
De. 8,78%
CUYO
Gi. 5,9%
De. 5,57%
COMAHUE
Gi.24,5%
De.3,84%
PATAGONICOGi. 3,18%De. 5 %
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEANOA
LITORAL
AREA
METROPOLITANA
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
Fuente:CNEA
San PedroPalpalaGuemes Cabra CorralEl CadillalCT TucumánCt Ave FenixCT San MiguelCT Plus Petrol NorteEscabaRio HondoLa BandaFriasLa RiojaUllumSarmientoPilarLujan de CuyoCruzde PiedraLos ReyunosAgua del ToroNihuil I,II,IIISan RoqueLos MolinosRio GrandeCN EmbalseSur oesteRio TerceroVilla mariaRio CuartoMaranzanaGral Levalle
Planice BanderitaEl ChocónPichi Picún LeufúPiedra del ÁguilaAlicuráAlto ValleTermo RocaLoma de la LataAgua del CajonFilo MoradoFutaleufú
FormosaBarranqueras Sta CatalinaUruguaiYacyretaSalto GrandeCalchinesSorrentoSan NicolasAES ParanáArgenerCN AtuchaPuertoCostaneraDock SudDiqueGenelbaMar de AjóVilla GeselMar del PlataNecocheaPiedra BuenaPto MadrynFlorentino AmeghinoCt patagoniaElectropatagoniaComodoro RivadaviaPico truncado I y II
ReferenciasC Hidraulica C TérmicaC NuclearC Térmica Patagónica
GENERACION
Fuente FUNDELEC CAMMESA
TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORT. Pmax MW
Enero 65,7 26,7 7 0,7 15.698
Febrero 67,9 24,6 7 0,5 17.930
Marzo 70,3 23,7 5,6 0,5 16.000
Abril 66,7 27,2 5,7 0,4 17.129
Mayo 60 28 7,6 3,4 18.670
Datos Parciales 2008 del SADI
Generación en %( Energía) Potencia
7,006,60
6,30
3,60
7,50 7,60
5,60
4,70 4,60
2,30
-2,00
7,90
6,70
5,80 5,90
7,30
6,20
-4,00
-2,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA
la tasa 2008 es estimada
Tasa evolución de demanda de Energía Eléctrica, Agentes MEN; en el 2007, hubo restricciones de 1200 MW que afectaron a los grandes usuarios, por eso la tasa fue de
5,5% en vez del 7,5% esperada.( en negro evolución del PBI)
7,00 6,60 6,30
3,60
7,50
5,604,70 4,60
2,30
7,906,70
5,80 5,90
7,60 7,30
5,50
-2,001 2 3 4 5 6 7 8 9 1 0 1 1 1 2 1 3 1 4 1 5 1 6 1 7
7,08,78,59,29,08,83,6
7,55,15,5
-0,8
-10,9
-4,4-3,4-3,2
92 93 94 95 96 97 98 99 00 01 02 03 04 05 06 07 08
7
7,006,60
6,30
3,60
7,50 7,60
5,60
4,70 4,60
2,30
-2,00
7,90
6,70
5,80 5,90
7,30
6,20
-4,00
-2,00
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Año 2007 evolución del consumo de energía mes a mes, en el MEM
0,93,0
4,33,2
7,28,6
7,38,3
6,0
7,5
5,85,2
0
2
4
6
8
10
%
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Participación de las regiones en el consumo total, año 2007 (total 100%)
12,9
8,3
4,2
6
38,5
13,1
5,5
7,3
4,3
Int BS As 12,9% Centro 8,3%Comahue 4,2% Cuyo 6%CABA y GBA 38,5% Litoral 13,1%NEA 5,5% NOA 7,3%Patagonia 4,3 %
Fuente FUNDELEC CAMMESA
11,8
3,8
6,9
8,5
-6
6,5
Residencial 11,8% Alumbrado público 3,8 %Comercio e Industria T1 6,9% Industria T2 8,5%Grandes Usuarios -6 % General 6,5 %
Tasa de crecimiento del consumo de energía eléctrica
por tipo de usuario en el MEN. año 2007
Fuente FUNDELEC CAMMESA
36,9
3,7
28,1
21,2
10
Residencial 36,9% AP 3,7%Comercio e Industria 28,1% Grandes Usuarios 21,2 %General 10%
Participación por tipo de usuario (total 100%)
Fuente FUNDELEC CAMMESA
MEM NEA
interanual mensual interanual
01del 08 Vs. 01 del 07 Resp. mes anterior 01del 08 Vs. 01 del 07
Enero 4,9 2,9 4,6
Febrero -4,9 7 1,5
Marzo -0,5 -1,5 -1,5
Abril -3,6 3,4 -3,1
Mayo 5,9 -0,1 4,8
Datos Parciales 2008
Fuente FUNDELEC CAMMESA
EVOLUCION ENERGETICA POR REGIONES
Centro Comahue Cuyo Int Bs As NOA NEACABA,
LP Litora
l Patagonia
GBA
2004 7,81 5,7 9,28 5,76 9,62 9,04 5,21 7,1 ------------
2005 6,08 0,24 5,02 7,1 6,77 8,88 6,25 6,73 ------------
2006 6,3 6,19 5,07 4,67 6,55 7,88 5,31 7,37 ------------
2007 7,53 8,71 2,6 4,02 8,53 9,37 7,43 5,2 -14,86
Patagonia esta considerada desde su interconexión al MEM
Fuente FUNDELEC CAMMESA
2008 EVOLUCION ENERGETICA POR REGIONES Interanual en %
Centro Comahue Cuyo Int Bs As NOA NEA CABA, LP Litoral Patagonia
GBA
Enero 11,3 10,9 0,1 4,6 7,8 4,6 4,7 10,9 -23,5
Febrero 9,8 18,7 1 8,7 6,6 1,5 8,7 10,4 -12,6
Marzo 2,35 11 1,7 1,24 1,25 1,5 2,16 3,22 -19,1
Abril 6,9 9,8 3,3 2,2 2,1 -3,1 4,8 5,4 -12,2
Mayo 0,1 1,1 0,4 -1,7 1,3 4,8 -1,4 2,4 0,3
Fuente FUNDELEC CAMMESA
Datos Parciales 2008
Interanual mes 2008 vs 2007 Febrero Marzo Abril Mayo
Residencial hasta 10 kW 10,50% 6,60% 6,40% 4,50%
General hasta 10 kW 6,80% 3,50% 3,80% 3,10%
Industria y Comercio ( 10 kW a 300 kW) 7,10% 4,90% 5,00% 4,50%
Industria > 300 kW 1,40% -3,20% -4,30% -5,10%
Alumbrado Público 3,80% 1,20% 1,40% 1,30%
Compra directa al MEM 2% 2% 2% 2%
Estadísticamente la Indisponibilidad de la generación térmica ronda entre un 18 al 23% de la potencia Estadísticamente la Indisponibilidad de la generación térmica ronda entre un 18 al 23% de la potencia instalada. Sumadas a las restricciones del transporte, combustible y características de las CH con las instalada. Sumadas a las restricciones del transporte, combustible y características de las CH con las restricciones en los años hidrológicos no favorables, CAMMESA estadísticamente indica hasta un 30 % restricciones en los años hidrológicos no favorables, CAMMESA estadísticamente indica hasta un 30 % de indisponibilidad vs la instalada. Hay que considerar que además el sistema necesita entre la reserva de indisponibilidad vs la instalada. Hay que considerar que además el sistema necesita entre la reserva rotante operativa 2%, la reserva de 10 min y la reserva fría de 20 min, un 10% por sobre la demanda rotante operativa 2%, la reserva de 10 min y la reserva fría de 20 min, un 10% por sobre la demanda máxima prevista.máxima prevista.
Evolución de la Potencia Máxima respecto a la Potencia Firme y a la Potencia Instalada
Potencia Máxima año 2007 18.345 MW
años
MW
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
Pot max Pot f irme Pot inst
2008 2009 2010
MW MW MW
Rosario San Martin
Campana Gral. Belgrano. 400,00 1.320,00 0,00
Termo Andes.Salta 110,00 0,00 0,00
Puerto Madryn 20,00 0,00 0,00
Cuesta del Viento Hidro 9,50 0,00 0,00
Termica Guemes. Salta 0,00 98,00 0,00
Loma de la Lata. Neuquén 0,00 185,00 0,00
Ingentes esquel 0,00 50,00 50,00
Ingentes trelew 0,00 400,00 100,00
Modesto Moranzo Rio IV 0,00 76,00 46,00
Centrales EPEC 0,00 406,00 0,00
Caracoles Hidro San Juan 0,00 125,00 0,00
Yacyreta 0,00 1.200,00 0,00
Río Turbio 0,00 240,00 0,00
Atucha II 0,00 0,00 745,00
Cogeneradores 260,00 0,00 0,00
Mar del Plata 0,00 60,00 180,00
TOTAL 799,50 4.160,00 1.121,00
Fuente Secretaría de Energía
2008 termica + hidro 800
2009 termica + hidro 4.160
2010 termica + nuclear 1.121
2011 0
2012 0
2013 0
2014 0
2015 0
2016 0
2017 0
2018 0
2019 0
2020 0
2021 0
2022 0
2023 0
2024 0
2025 0
2026 0
6.081 MW
Proyección de la demanda de Potencia en MW en base a las tasas de la Secretaria de
Energía.Fundelec indicaba a principios de año, que para el 2008 el pico de potencia superaría los 19.000 MW.
En junio 2008 se está importando de nuevo de Brasil alrededor de 1000 MW
El 23 de junio con 8,4°C a las 19 y 37 hs; la demanda de potencia fue de 19.126 MW y todavía faltan los meses de Julio y Agosto. Pico histórico.
Considerando las tasas medias de evolución de la Secretaria de Energía que desde la fecha hasta el 2026 ( 18 años) estiman un incremento medio anual del 3,3%.
Con estas condiciones estamos hablando de un valor estimativo de demanda de potencia en el año 2026 de 33.800 MW, 15.400 MW sobre el pico 2007, un 84 % más .
Potencia instalada, Potencia firme estimada Vs.
Demanda de potencia esperada ( todo en MW) Tasa media 3,3%,
se agregaron a fines del 2007, 2000 MW de potencia que estaba indisponible
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
potencia Max esperada potencia instalada potencia firme estimada
MW
año MW
2003 14.185
2004 15.032
2005 16.143
2006 17.395
2007 18.345
Tasa 5 años 6,80%
PICOS DE POTENCIA MW NACIONAL
Tasa puntual 06/07 5,5%
Consideraciones sobre el
crecimiento energéticoLa tasa puntual de crecimiento energético del año2006 al
año 2007 fue de 5,5%, considerando 1200MW de restricciones cuando la esperada era 7,5%
La Tasa media de los últimos 5 años de la evolución energética es del 5%
La tasa media de potencia máxima de los últimos 5 años fue de 6,8%
La tasa puntual de crecimiento energético año 2007a 2008 se estima en 7,3 %
La tasa promedio de PBI en los últimos 5 años es de aproximadamente 8,8%, una de las más elevadas de
Latino América. La estimada 2008 7%
La tasa media estimada de la Secretaria de Energía de la Nación, 3,3% hasta el 2026
De acuerdo a la UIA Unión Industrial Argentina, para
sostener 5% de crecimiento económico se deben
incorporar hasta el año 2016, 1000 MW/año, importar
petróleo a partir del 2009, incrementar la compra de gas
a Bolivia y realizar inversiones el sector energético del
orden de 2.650 millones U$S/año.
Según el Instituto de investigación en Ciencias Sociales de la Universidad del Salvador (IDICSO)
Afirma que para el año 2024 se necesitará incrementar la
potencia del sector eléctrico en 42.000 MW por sobre la
potencia instalada de 24.600 MW. Correspondiente a una
firme de 20.700MW ( sumando la firme mas la prevista
por IDICSO dos da un total de 62.700MW), esto implica
una tasa de crecimiento energético media de mas del 7%
anual sostenida hasta el año 2024. ( 2600 MW/año)
El ingeniero Gerardo Rabinovich perteneciente al Instituto Argentino de la Energía General Mosconi de la Universidad de Belgrano.
El indica la probable composición del parque de generación en Argentina para el año 2018.Con una potencia instalada de 39.600 MW por sobre la base de pot instalada de 24.600MW nov 2007.
Ciclos Combinados 21% (CC)Turbinas de Vapor 16%(TV)
Turbinas de Gas 7%(TG)Hidráulica 41% (CH)
Nuclear 6%(Nuc)Renovables 8%(Ren)
Térmica total 44% frente al 57% del 2007
Esto implica un incremento de 15.000 MW:CC 2130 MWTV 1900 MWNu 1300 MWCH 6400 MWRen 3200 MW
Total 15.000 MW para los próximos 10 años (1.500MW/año) con una inversión de 2.000 millones U$S/año hasta el 2018, (solo costos de Generación, no está considerada ni la Transmisión, Transformación y Distribución que se corresponde con esa demanda) y con un análisis de un crecimiento de la demanda eléctrica del 4%.
Nota: como renovables están indicadas:Eolica, Solar, Geotérmica, Mareomotriz, Biomasa,
Hidráulica hasta 30 MW entre otros.
En base a lo analizado anteriormente y debido a la dispersión de opiniones existentes se desprende la necesidad de realizar un análisis de sensibilidad con variación de tasas medias desde la de 3,3 % hasta un 5,6%.
De esta manera tendremos plasmado un escenario probable ante tantas alternativas posibles.
Análisis de sensibilidad de tasas promedio de crecimiento para el estado de pico en MW, sin la
consideración de la energía disponible por año en GWh
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
años
MW
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme tasa sec energia promedio 3,3%
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
Sobre la base año 2007 Pmax 18.345 MW,
108.467 GWh Fc: 0,675
Potencia firme estimativa fines 2007 20.700 MW
Base tasas: CAMMESA-IDICSO USAL-UBA
tasa 3,30% mínima 4,10% media 5,60% máxima
año
% P y E Pot nec
MW
% P y E Pot nec
MW
% P y E Pot nec
MW
2013 15,69% 3.249 24,73% 5.119 35,23% 7.293
2018 34,12% 7.063 51,61% 10.682 78,93% 16.338
2023 51,75% 10.712 76,60% 15.856 124,04% 25.676
2026 63,41% 13.127 90,18% 18.667 149,60% 30.966
año INGRESOOBRAS MWProbable Pot
F irme
2007 20.700
2008 térmica + hidro 800 21.500
2009 Térmica + hidro 4.160 25.660
2010 térmica + nuclear 1.121 26.781
2011 Eolica 100 26.881
2012 Eolica 300 27.181
2013 Eolica 300 27.481
2014 Eolica 300 27.781
2015 Nuclear 800 28.581
2016 Nuclear 800 29.381
2017 El Chihuido 1.875 31.256
2018 Garabí 1/2 450 31.706
2019 Santa Maria 1/2 450 32.156
2020 Corpus 3.200 35.356
2021 Geotérmica 400 35.756
2022 Condor Cliff 1.400 37.156
2023 Geotérmica 300 37.456
2024 Geotérmica 300 37.756
2025 Paraná Medio 3.300 41.056
2026 Paraná Medio 2.300 43.356
Eolica 1.000 MWNuclear 1.600 MW
Hidráulica 12.075 MWGeotérmica 1.000 MW
15.675 MWAproximadamente 1000 MW/año
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
40.000
45.000
50.000
55.000
2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026
años
MW
tasa 5,6% tasa 4,1% oferta firme1 tasa 3,3% oferta firme2
En la década de los 90 las reformas regulatorias introducidas en el sector eléctrico a partir de la ley 24065, han descentralizado las decisiones, tanto en generación como en el transporte trasladándolas a los agentes del mercado, promoviendo la participación de las inversiones privadas de riesgo.
Simultáneamente se retiró el estado nacional de la inversión directa (salvo Yacyreta) y además se retiró de la planificación eléctrica a largo plazo.
Si bien el actual plan energético nacional constituye un paliativo para el abastecimiento eléctrico para un horizonte menor a 10 años, (siempre cuanto se disponga de gas natural, gas oil , diesel oil, agua en los embalses y disponibilidad en el equipamiento de generación, transmisión y transformación)
Aún la función del planeamiento a largo plazo( 25 años) aún no se ha recuperado de manera sustancial dentro de la estructura del estado.
La información por lo general esta fragmentada y dispersa como para poder tener una idea general.
No hay indicios de un inventario actualizado de proyectos hidroeléctricos (Solo en Plan Energético Nacional 2004-2008, se menciona como proyectos hidroeléctricos superiores a 400 MW y en revisión; a Corpus y Garabí).
Falta definición de estrategias sobre la participación de la fuente nuclear en la producción de electricidad, el Ministerio de Planificación Federal anunció que para luego que ingrese Atucha II se construirá otra central Nuclear. Atucha I deja de operar en los próximos años.
También ausencia de iniciativas privadas en materia de inversiones en nuevas centrales térmicas.
“El abastecimiento Problemática del transporte de Energía Eléctrica
en extra Alta Tensión”
El transporte de energía eléctrica en alta
tensiónOperación - Restricciones - Perspectivas
Longitud Total de líneas de Longitud Total de líneas de 500, 330 y 220 kV: 500, 330 y 220 kV:
11.700 km11.700 km
Cantidad de EETT:Cantidad de EETT:3838
Cap. de transformación: Cap. de transformación: 12800 MVA12800 MVA
Cantidad de líneas de Cantidad de líneas de 132 kV: 11.621 km132 kV: 11.621 km
* (inc. transportistas independientes)* (inc. transportistas independientes)
Red de Extra Alta TensiónRed de Extra Alta TensiónY Alta TensiónY Alta Tensión
Características de la RedCaracterísticas de la Red
Red de Extra Alta TensiónRed de Extra Alta TensiónY Alta TensiónY Alta Tensión
Características de la RedCaracterísticas de la Red
Configuración Configuración básicamente radialbásicamente radial
El principal Centro de El principal Centro de consumo, GBA, está a consumo, GBA, está a gran distancia de gran distancia de importantes Centrales importantes Centrales de bajo costo de de bajo costo de generación:generación:
1000 - 1200 km desde el 1000 - 1200 km desde el Comahue.Comahue.
900 km desde Yacyreta.900 km desde Yacyreta.
1200 km desde El Bracho 1200 km desde El Bracho (NOA).(NOA).
Corredores de 500 kV Corredores de 500 kV saturadossaturados
URUGUAY
BOLIVIA
YacyretáResistencia
Salto Grande
El Bracho
Malvinas
G.Mendoza
Rodríguez Ezeiza
Henderson
Garabí
1000 MW (I)+
1000 MW (II)
ChoeleChoel
C.Elia San Javier
Olavarría
B.BlancaPuelches
Abasto
Campana
S.Tomé
Rosario O.
Ramallo
Recreo
Rincón S.M.
Luján
ARGENTINA
• Comahue - GBAComahue - GBA
• GBA - Litoral - NEAGBA - Litoral - NEA
• Litoral - CentroLitoral - Centro
• Cuyo - CentroCuyo - Centro
URUGUAY
BOLIVIA
CH
ILE
YacyretáResistencia
Salto Grande
El Bracho
Malvinas
G.Mendoza
Rodríguez Ezeiza
Henderson
Garabí
1000 MW (I)+
1000 MW (II)
ChoeleChoel
C.Elia San Javier
Olavarría
B.BlancaPuelches
Abasto
Campana
S.Tomé
Rosario O.
Ramallo
Recreo
Rincón S.M.
Luján
ARGENTINAMáquina única
Amp. Seg. Res.SE 01/03
EETT saturadas
Próximas a la saturación
Amp. Aprob. ENRE
Capacidad de transformaciónCapacidad de transformación
Recién Ingresada
Concepción del Mercado y sus Efectos
La concepción del MEM fue absolutamente liberal: procuró evitar toda intervención centralizada y dejó libre a las fuerzas del mercado la responsabilidad de mantener el equilibrio dinámico necesario entre oferta y demanda.
Concepción del Mercado y sus Efectos
En teoría, con cada restricción de En teoría, con cada restricción de
transporte se generaría un fondo transporte se generaría un fondo
para inversiones o una oportunidad para inversiones o una oportunidad
de negocios, que le permitiría al de negocios, que le permitiría al
mercado resolver cada uno de los mercado resolver cada uno de los
problemas. Así, las inversiones en problemas. Así, las inversiones en
ampliaciones de transporte ampliaciones de transporte
quedaron a cargo de los usuarios de quedaron a cargo de los usuarios de
la red.la red.
Concepción del Mercado y sus Concepción del Mercado y sus EfectosEfectos
Naturalmente esta concepción no Naturalmente esta concepción no resolvió dos aspectos básicos de resolvió dos aspectos básicos de una adecuada planificación:una adecuada planificación:
•a) que las ampliaciones estén en servicio a) que las ampliaciones estén en servicio cuando son necesarias y no después.cuando son necesarias y no después.
•b) que b) que un sistema optimizado no es el un sistema optimizado no es el resultado de la suma de los proyectos resultado de la suma de los proyectos óptimos de los agentes. óptimos de los agentes.
Aspectos críticos del transporte en alta Aspectos críticos del transporte en alta tensióntensión•Tiempos de ejecución de obras
15 meses4 meses
30 meses
1/4/06 1/8/06 1/3/0912/04
Compromiso de Inversión
Análisis de Ofertas, Obtención de financiación
Negociación y Firma de Contratos
Plazo aproximado de ejecución de la Obra
De
De cc
ii ssi ó
n d
e I
nve
rsió
ni ó
n d
e I
nve
rsi ó
n
Elaboración del proyecto.
Audiencia Pública.
Elaboración del Pliego de Condiciones.
Licitación.
Cronograma típico Cronograma típico
para una línea de 500 kVpara una línea de 500 kV
o un Ciclo Combinado:o un Ciclo Combinado:
mínimo 4 años!…mínimo 4 años!…
Una línea de 132 kV y ET pueden demandar
3 años o más.
Aspectos críticos del transporte en Aspectos críticos del transporte en alta tensiónalta tensión
En general hay inconvenientes para atenderse nuevos pedidos de demandas en áreas industriales
Tan sólo incorporar un nuevo transformador de rebaje de 500 kV insume como mínimo 2 años
La Planificación en el MEMLa Planificación en el MEMAlgunos PlanesAlgunos Planes
Luego el CFEE y la Secretaría de Energía se ocuparon de ampliarlo e instrumentarlo.
En la Guía 1998-2005 se propusieron las vinculaciones en 500 kV Comahue-Cuyo y NOA-NEA. En ambos casos se sumaban como factores de interés para las inversiones privadas hipótesis de exportación hacia países vecinos.
El Plan Federal tuvo sus primeros antecedentes en propuestas de la Guía de Referencia de Transener, para dotar al SADI de mayor confiabilidad.
La Planificación en el MEMLa Planificación en el MEMAlgunos PlanesAlgunos Planes
El “Plan Nacional de Obras de Transporte Imprescindibles El “Plan Nacional de Obras de Transporte Imprescindibles para el Período 2004-2008” fue elaborado en Julio de 2003 para el Período 2004-2008” fue elaborado en Julio de 2003 por ATEERA, para colaborar con la Subsecretaría de por ATEERA, para colaborar con la Subsecretaría de Energía Eléctrica en la búsqueda de una rápida respuesta Energía Eléctrica en la búsqueda de una rápida respuesta a necesidades perentorias del país, para que las redes de a necesidades perentorias del país, para que las redes de transporte no paralizaran su reactivación.transporte no paralizaran su reactivación.
La Planificación en el MEMLa Planificación en el MEM
Algunos PlanesAlgunos Planes
Luego el CFEE extendió el alcance de ese Plan más allá de Luego el CFEE extendió el alcance de ese Plan más allá de las jurisdicciones de los Transportistas creando el las jurisdicciones de los Transportistas creando el denominado “PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO denominado “PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELÉCTRICO II”, el cual contiene un plan de obras prioritarias para el II”, el cual contiene un plan de obras prioritarias para el período 2004 - 2008 para garantizar el abastecimiento y período 2004 - 2008 para garantizar el abastecimiento y eliminar las restricciones de transporte en el corto y eliminar las restricciones de transporte en el corto y mediano plazo en mediano plazo en los Sistemas Regionales de Transporte los Sistemas Regionales de Transporte EléctricoEléctrico..
3C.F.E.E.
Etapasdel proyecto
Etapa I: Recopilación de obras consideradas de interés o prioritarias para cada jurisdicción del SEN
Etapa II: Definición de los criterios a utilizar para la evaluación de cada obra, determinación de los estudios necesarios para validarlas, selección de las obras a ser evaluadas en profundidad.
Etapa III: Estudio de las obras seleccionadas, ordenamiento según los resultados del análisis.
Etapa IV: Formulación del Plan de Obras Prioritarias.
CUYO
BUENOS AIRES
PATAGONICO
CENTRO
NEANOA
LITORAL
AREA
METROPOLITANA
COMAHUE
COMAHUE 3,8%
CUY0 5,8%
BUENOS AIRES 12,4 %
PATAGONIA 4,8%
CENTRO 8,1%
NEA 4,5%
NOA 6,6%
LITORAL 12,3 %
AREAMETROPOLITANA
41,8%
Fuente: Secretaría de Energía
PLAN FEDERAL LINEAS DE 500 kV
NOA-NEA en licitación
RECREO-LA RIOJA:
en construcción.
SAN JUAN MENDOZA:
Concluida.
YACYRETA GBA en construcción
COMAHUE-CUYO
en licitación
MEM-MEMSP: Concluida
PUERTO MADRYN-PICO TRUNCADOEn construcción
PICO TRUNCADO-SANTA CRUZ
En licitación
UNLP IITREE
ConclusionesConclusiones
El sistema de transporte está muy exigido El sistema de transporte está muy exigido (corredores saturados, problemas de tensión, (corredores saturados, problemas de tensión, falta de capacidad de transformación).falta de capacidad de transformación).
Su operación es compleja. Su operación es compleja. Debe recurrirse Debe recurrirse a adaptaciones permanentes de la topología de a adaptaciones permanentes de la topología de la red, al establecimiento de múltiples límites la red, al establecimiento de múltiples límites de transporte. de transporte. Se recurre al uso de automatismos de corte de Se recurre al uso de automatismos de corte de generación y de demanda, y de generación y de demanda, y de conexión/desconexión de equipos de conexión/desconexión de equipos de compensación de reactivo. compensación de reactivo.
FUNDELEC opina que en los últimos años e
impulsado por políticas energéticas oficiales, el
transporte eléctrico se EAT Argentino viene
mostrando un gran crecimiento en cuanto a
obras de inversiones. Esto es fundamental para
desarrollar una estructura eléctrica mas acorde
a las necesidades actuales del país.
Fuente FUNDELEC
Desde 1992 al 2001 el sector eléctrico invirtió
unos 12.500 millones de dólares lo cual
permitió un crecimiento del 68% en generación
y del 40% en distribución quedando
postergado el sector transporte.
Fuente FUNDELEC
En la actualidad es necesario también
avanzar en los otros dos sub-segmentos del
sistema eléctrico de potencia que son la
generación y la distribución, para así logra un
crecimiento equilibrado que pueda sustentar
el crecimiento de la industria y la economía
Argentina.
Fuente FUNDELEC
ALGUNOS DATOS DEL NEA
Grl.J.de San Martín
S A N T A
R I O S
E N T R E
F E
F O R M O S A
C H A C O
CORRIENTES
MISIONES
REFERENCIAS
Transformadoras
Estación Transformadora
Central Térmica Vapor o TG
E.T. 500 kV
Centrales y Estaciones
Conversoras
Nudos
Central Hidráulica
Central Nuclear
Líneas
Líneas de 500 kV
Líneas de 132 kV
Líneas de 220 kV
Líneas de 500 kV en construccion
S.Lorenzo Refisan
Grl. San MartínArocena
Payzume
San Carlos
Esperanza Santa Fé
Nelson
Justo San
Crespo San Javier
Calchaquí
Arrufó
Reconquista
Va. Ocampo
Charata
Va. Angela
Pres.Roque Saenz Peña
la Plaza Pres. de
Resistencia Norte BarranquerasCorrientes
S.Catalina
Formosa
Clorinda
Pirané
VistaBella
Goya
Esquina
Curuzu Cuatia
CaserosMonte
los LibresPaso de
Ita-Ibate
V.Virasoro
S. Isidro
Posadas
Roca
Obera
P. MineralA.del Valle
El DoradoPt. Piray
Pt. Iguazu
Conquistadores
Chajari
ConcordiaSan Salvador
San José
del UruguayConcepcion
BasavilbasoNogoya
Crespo
Victoria
Paraná
El Pingo
Sta. Elena
YACYRETA APIPE
Uruguaí
SGRA
S.CAXIAS
ChopinFoz Do
FundoPasso
SGRU
LambareCaballero
Guarambare
C.A.Lopez
Natalio
Paranambu
Encarnacion
Pato Branco
Guarita
Sta.Rosa
Macambara
Alegrete
Sao Borja
4 Bocas
Artigas
Paysandu
Arapey
SANTOTOMÉ
ROMANG
RESISTENCIA
PATRIAP.DE LA
MARIASANTARINCON
GARABI S.ANGELO
x4ITAIPU
CC +/- 600 kV
C.ELIA S.JAVIER
Apostoles
Ibarreta
CD 6
CASCABELOESTE
Cascabel
GUAIRA
CD 5
La Ribera
El Colorado
S. Tomé
La Cruz
J.J. Castelli
Tres IsletasWanda
P. Celulosa
MERCEDESNUEVA
San IsidroSan Isidro
SISTEMA INTERCONECTADO DEL NEA ( 500 kV y 132 kV)
GENERACION NEA : 12,6% Vs LA NACIONAL
DEMANDA DE POTENCIA del NEA :
4,73% Vs LA NACIONAL
COMSUNO DE ENERGIA DEL NEA 5,5 % RESPECTO AL CONSUMO NACIONAL
RELACION DE DEMANDA DE POTENCIA NEA VS GENERACION NEA 35,8 %
TASA DE CRECIMIENTO AÑO 2007 9,3 % (NEA)
TASA DE CRECIMIENTO ESTIMADA PARA EL AÑO 2008 3,5 % (NEA) Nov 2007 a abril 2008
Fuente FUNDELEC
ALGUNOS DATOS DE MISIONES
DEMANDA DE POTENCIA PICO VERANO 07/08 1,6 % RESPECTO AL PICO INVIERNO NACIONAL 2007
ENERGIA CONSUMIDA AÑO 2007 1,41 % RESPECTO A LA NACIONAL.
TASA POTENCIA PICO ULTIMOS 5 AÑOS:7,5 % (Misiones) > 6,8 % (Nacional)
TASA DE CRECIMIENTO ENERGETICO 2006/2007 9,3 % (NEA)> 6,51%(Misiones) > 5,5 % ( Nacional)
TASA de CRECIMIENTO ENERGETICO 5 AÑOS 8,28%( Misiones)>5%(Nacional)
Pmax año
0
50
100
150
200
250
300
350
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
P M
W
Energía anual en GHh
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
E G
Hh
Factor de Carga
0,20
0,25
0,30
0,35
0,40
0,45
0,50
0,55
0,60
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007
año
Generación en el SIP. Contribución de fuentes
0,22% 0,33% 0,97%
72,33%
12,07%14,29%
0,00%
10,00%
20,00%
30,00%
40,00%
50,00%
60,00%
70,00%
80,00%
Termica Saltitos APSA SADI ANDE Urugua-I
Provincia Misiones distribución de energía por categoría de Usuarios
43,85%
11,69%
4,86%
23,26%
7,49%
8,84%
1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto
1-RESIDENCIAL 43,85%
2-COMERCIAL 11,69%
3-INDUSTRIAL 8,84%
4-GDES.US. 23,26%
5-AL.PUB. 4,86%
6-RESTO 7,49%
1,54% 1,46%0,16% 0,59%
6,85%
89,40%1-RESIDENCIAL 2-COMERCIAL 3-INDUSTRIAL
4-GDES.US. 5-AL.PUB. 6-Resto
1-RESIDENCIAL 89,40%
2-COMERCIAL 6,85%
3-INDUSTRIAL 1,54%
4-GDES.US. 0,16%
5-AL.PUB. 0,59%
6-Resto 1,46%
Provincia Misiones distribución de Usuarios por categoría
Relación de Energías Oberá Vs Provincia y por categorías
6,69%7,34%
10,37%
7,06%
9,65% 9,31%
7,52%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
6,47% 7,02%
10,88%
16,92%
0,07%
6,21% 6,55%
0%
2%
4%
6%
8%
10%
12%
14%
16%
18%
Relación de Usuarios por Categorías Oberá Vs Provincia
Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs E.T. OBERA
48,7%
Relación demanda de Potencia Zona OBERA Vs carga SIP
8,6%
Relación demanda de Potencia E.T OBERA Vs carga SIP
17,8%
NOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDANOTA SOBRE LA GENERACION DISTRIBUIDA
La misma esta integrada entre otras por La misma esta integrada entre otras por
Energía eólicaEnergía eólicaCélulas de CombustibleCélulas de Combustible
Hidráulica de baja potencia.Hidráulica de baja potencia.Geotérmica, BiomasaGeotérmica, Biomasa
Térmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc,Térmica de baja potencia ( Diesel o Gas),Etc,
En Argentina son complementarias de la En Argentina son complementarias de la Generación Concentrada Generación Concentrada
(Grandes potencias , de Grandes Energías) (Grandes potencias , de Grandes Energías)
y por lo tanto no son sustitutivasy por lo tanto no son sustitutivas
¿ A que responde esta circunstancia?¿ A que responde esta circunstancia?
Se recuerda que Argentina, por la distribución de Se recuerda que Argentina, por la distribución de
su población concentrada en la CABA , GBA, zonas su población concentrada en la CABA , GBA, zonas
de CORDOBA y zonas de SANTA FE; considerando de CORDOBA y zonas de SANTA FE; considerando
además que las fuentes de Generación se además que las fuentes de Generación se
encuentran en general alejadas de los Consumos; encuentran en general alejadas de los Consumos;
con el agravante de que la red de Transmisión con el agravante de que la red de Transmisión
presenta topología de característica radial ( más presenta topología de característica radial ( más
frágiles desde el punto de suministro eléctrico).frágiles desde el punto de suministro eléctrico).
..
Además no esta incentivado a Nivel Además no esta incentivado a Nivel
Nacional con el énfasis necesario, el Nacional con el énfasis necesario, el
desarrollo de las fuentes alternativas de desarrollo de las fuentes alternativas de
generación.generación.
Por lo tanto presenta una diferencia Por lo tanto presenta una diferencia
sustancial con países Europeos que poseen sustancial con países Europeos que poseen
redes malladas ( más robustas desde el redes malladas ( más robustas desde el
punto de suministro eléctrico); y con las punto de suministro eléctrico); y con las
fuentes de generación cercanas a los fuentes de generación cercanas a los
centros de consumocentros de consumo
Y gran desarrollo de las fuentes de Y gran desarrollo de las fuentes de
generación alternativas que se generación alternativas que se
constituyen en generación distribuida.constituyen en generación distribuida.
Hay que tener en cuenta que si realizamos solo Hay que tener en cuenta que si realizamos solo GD y no reforzamos las líneas de Transmisión GD y no reforzamos las líneas de Transmisión y Estaciones Transformadoras, si la GD no esta y Estaciones Transformadoras, si la GD no esta
disponible deja desabastecida la región.disponible deja desabastecida la región.
Por eso existe el concepto de los sistemas Por eso existe el concepto de los sistemas interconectados con grandes centrales interconectados con grandes centrales
eléctricas y las líneas de EAT y AT, si no sería eléctricas y las líneas de EAT y AT, si no sería imposible el suministro de energía puesto que imposible el suministro de energía puesto que
el mismo se basa en el principio de el mismo se basa en el principio de aprovechar la disponibilidad de las centrales y aprovechar la disponibilidad de las centrales y
el despacho económicoel despacho económico
Conclusiones FinalesConclusiones FinalesComo el país necesita en un futuro próximo volúmenes de potencia y energía a gran escala, esto nos pone en una situación comprometida y nos condiciona a realizar todo lo necesario para abastecer la demanda. Contemplando de manera prioritaria el impacto ambiental.Se debe volver a realizar planificación del sistema eléctrico nacional de manera global a largo plazo
Análisis de la variación de la actividad económicaEvolución del PBI.
Análisis de alternativas de suministro EnergéticoPlan de obras e ingreso de las mismas
Algunos Estudios Eléctricos asociadosAlgunos Estudios Eléctricos asociados::
Esta recomendación se debe a que cualquier: Esta recomendación se debe a que cualquier: Central Eléctrica, Línea EAT AT MT, Estación Central Eléctrica, Línea EAT AT MT, Estación Transformadora, equipamiento de compensación, Transformadora, equipamiento de compensación, etc, que se ingrese al SADI o a los sistemas etc, que se ingrese al SADI o a los sistemas interconectados provinciales, no puede decidirse interconectados provinciales, no puede decidirse su instalación y menos aun su incorporación sin los su instalación y menos aun su incorporación sin los estudios previos correspondientesestudios previos correspondientes..
Estudios de crecimiento energético por Estudios de crecimiento energético por regiones y paísregiones y paísEstudios de flujos de cargaEstudios de flujos de cargaEstudios de Niveles de Cortocircuito.Estudios de Niveles de Cortocircuito.Estudios de ConfiabilidadEstudios de ConfiabilidadEstudios de Estabililidad Estudios de Estabililidad Estudios de Transitorios ElectromagnéticosEstudios de Transitorios Electromagnéticos
Se debe invertir de manera importante en Investigación y desarrollo, en sistemas alternativos de generación, para hacerlas competitivas con las convencionales en precio, en potencias ,en energías, en factores de utilización, en rendimientos, en disponibilidad ,en confiabilidad y con la calidad que requiere el servicio eléctrico.
Se debe promover de manera efectiva el uso racional y la eficiencia energética.
Para que los sistemas eléctricos sean Para que los sistemas eléctricos sean confiables y brinden calidad de servicio, es confiables y brinden calidad de servicio, es necesario que la misma regla se cumpla con necesario que la misma regla se cumpla con su infraestructura y con sus recursos su infraestructura y con sus recursos humanoshumanos..La desregulación de la actividad de la energía eléctrica fue la causante de los apagones de California y la zona de Nueva York en los Estados Unidos de Norteamérica.Sr. Jim Burke Ingeniero de la ABB y miembro de la IEEE ( Instituto de Ingeniería Eléctrica y Electrónica de EEUU)
Referencia BibliográficaReferencia BibliográficaSECRETARIA DE ENERGIA SECRETARIA DE ENERGIA PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008PLAN ENERGETICO NACIONAL 2004 A 2008
PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE PLAN FEDERAL DE TRANSPORTE ELECTRICO IIELECTRICO II
CAMMESA CAMMESA Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Compañía Administradora Mercado Eléctrico Mayorista Sociedad AnónimaSociedad Anónima
ADEERA ADEERA Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica Asociación Distribuidores Energía Eléctrica Republica ArgentinaArgentinaTRANSENER TRANSENER Transportista Energía Eléctrica Transportista Energía Eléctrica Ing. Eduardo Nitardi Gerente Técnico Ing. Eduardo Nitardi Gerente Técnico Ing. Jorge Nizovoy Gerente de Ing. Jorge Nizovoy Gerente de PlaneamientoPlaneamiento
FUNDELEC FUNDELEC Fundación para el DesarrolloFundación para el Desarrollo EléctricoEléctrico
UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA IITREE-LAT UNIVERSIDAD NACIONAL DE LA PLATA IITREE-LAT Instituto Instituto InvestigacionesInvestigacionesTecnológicas Redes y Equipos Eléctricos. Lab. Alta Tensión. Fac. Tecnológicas Redes y Equipos Eléctricos. Lab. Alta Tensión. Fac. Ingeniería UNLP. Ing. Patricia Arnera Ingeniería UNLP. Ing. Patricia Arnera
INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, INSTITUTO ARGENTINO DE LA ENERGIA GRAL MOSCONI, UNIVERSIDAD DE UNIVERSIDAD DE BELGRANO BELGRANO Ing Gerardo RabinovichIng Gerardo Rabinovich
IDICSO IDICSO Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales Univ. del SalvadorSalvadorIng. Alfredo Fernández Franzini Ex Director de CN Atucha I. Ing. José Ing. Alfredo Fernández Franzini Ex Director de CN Atucha I. Ing. José Francisco Freda ex director Nacional de combustibles.Francisco Freda ex director Nacional de combustibles.
CNEA Comisión Nacional de Energía AtómicaComisión Nacional de Energía Atómica
SISTEMAS ELECTRICOS DE POTENCIA Ing Juan Angel Correa UNLP
Consejo Profesional de Arquitectura e Ingeniería de Misiones
www.cpaim.com
Cpaim@arnet.com.ar
AGRADECE SU ATENCION
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