3.1 Introducción
3.2 Antecedentes
3.3 Evolución histórica de la demanda
3.4 Evolución teórica de la demanda de energía
3.5 Equipamiento eléctrico existente
3.6 Programas de expansión de los sistemas
3.7 Evolución teórica de la demanda de potencia
En los apartados anteriores han sido descritos los objetivos del desarrollo de la región donde se inscribe la ACRB y analizadas las metas individuales de los sectores económicos principales, que aseguran la obtención de los objetivos generales; todo ello dentro de un proceso compatibilizado con las pautas fijadas por los planes de desarrollo nacionales de los dos países integrantes de la Cuenca.
El estudio de los recursos hídricos, cuya programación orgánica cabe a esta Unidad Técnica, debe orientarse a la implantación de proyectos que permitan generar los insumos básicos necesarios para la evolución de tales sectores económicos. Uno de estos insumos es la energía eléctrica que pueda producirse mediante el aprovechamiento de la energía natural disponible en los cursos de agua que forman el sistema hídrico del río Bermejo.
La finalidad, al establecer la demanda previsible de esta energía eléctrica, es dar los elementos de base para dimensionar el conjunto de instalaciones de generación que cubran tal demanda y facilitar la elección de prioridades en inversiones, programar el ritmo de puesta en marcha de los recursos naturales y analizar la planificación y explotación de las nuevas instalaciones.
Los horizontes considerados en el estudio del mercado eléctrico deberán ser compatibles con los plazos fijados por el Gobierno argentino en los "Criterios y Pautas de Desarrollo para la Planificación de los Recursos Hídricos de la Alta Cuenca del Río Bermejo" (diciembre de 1972). Estos son:
Plazo inmediato: con proyección al año 1980
Largo plazo: con proyección al año 2000
Los mismos horizontes serán adoptados al analizar la demanda de energía en el sector boliviano.
Lo dilatado del segundo plazo obliga a reflejar en las evaluaciones todos los factores de variación que puedan influir en la demanda del mercado, y a comprender las interrelaciones que existen entre sus diferentes elementos técnico - económicos, tales como las tendencias demográficas, económicas, sociales y tecnológicas.
El área de influencia de los proyectos de generación de energía de origen hídrico debe trascender el de la propia Cuenca, para alcanzar a las cinco provincias que forman el sistema del noroeste (NOA) en Argentina, así como al Departamento de Tarija, en Bolivia.
La consideración de las provincias de Salta, Jujuy, Tucumán, Catamarca y Santiago del Estero, nace del hecho de que en un futuro inmediato constituirán un sistema único interconectado. De acuerdo con los informes suministrados por AyEE, en la década del 80 los centros de mayor demanda de las provincias del NOA estarán integrados en un sistema. En el norte. Salta y Jujuy han estado interconectadas desde 1962; en el sur, Tucumán, Catamarca y Santiago del Estero ya están unidas. La incorporación de la central Frías estaba prevista para el año 1973. La unión de Salta y Jujuy con el sistema Tucumán se materializaría en el año 1974 con la vinculación a través de la central hidro de Cabra Corral. Por su parte, el sistema zonal de Orán - Tartagal será también integrado al NOA para 1975, conjuntamente con Metan y pueblos circunvecinos.
En el Departamento de Tarija, en Bolivia, los núcleos urbanos cuentan con sistemas independientes, lo cual los hace muy sensibles a las restricciones de la oferta de energía de las centrales térmicas o a los años de baja hidraulicidad. La realización de una central hidro de relativa importancia, con una línea de transmisión, permitirá una primera vinculación zonal, sistema incipiente de interconexión.
En Argentina existen planes concretos para la incorporación del NOA al sistema interconectado nacional en el transcurso del año 1978, a través del sistema Córdoba:
No obstante, esta circunstancia no cambia el criterio sobre el área de influencia que debe considerarse en el estudio de mercado de su energía, esto es, la región NOA.
Los grandes sistemas interconectados responden a un criterio de complementación de ofertas y demandas regionales y sacan el mejor partido económico de la capacidad instalada y los bajos costos unitarios de las grandes obras térmicas, nucleares e hidráulicas. El sistema regional NOA tiene suficiente magnitud y recursos de energía térmica e hidráulica para una planificación integral propia.
En Bolivia existen planes a nivel de idea sobre una interconexión de Tarija con los centros de carga de Sucre, Potosí, Oruro, La Paz y Cochabamba, o sea los sistemas Central y Norte. El potencial hidráulico de la Cuenca del Bermejo es muy superior a los requerimientos mediatos de la región, de manera que una conexión para la transmisión de la energía a áreas más pobres de recursos presenta muchos aspectos de interés.
La conexión internacional no ha sido prevista en esta etapa y, por lo tanto, no ha sido considerada: no presenta al momento razones para fundar viabilidad. No obstante, la posibilidad de centrales hidráulicas en ríos limítrofes daría la base para planificar un intercambio energético.
Como primer paso, la Unidad Técnica ha recopilado toda la documentación y estudios relacionados con el mercado de energía eléctrica y ha resumido y completado con juicios críticos toda la información. Existen antecedentes tanto en el sector argentino como en el boliviano de la ACRB.
3.2.1 Sector argentino. El mercado del NOA ya ha sido objeto en fechas recientes de dos estudios separados. Uno fue desarrollado en 1968 por AyEE, por contrato con la firma Baricentro - Montreal Engineering; el segundo ha sido encarado por la Subsecretaría de Recursos Hídricos a través de CONCAP, por contrato con la firma HARZA - ADE en el año 1971.
Ambos estudios - que por simplicidad en adelante se denominan por las siglas de los organismos contratantes - han tenido por objeto evaluar la factibilidad económica de proyectos llamados a servir al NOA: el sistema interconectado, en el primer caso, y la central hidro de Zanja del Tigre, en el segundo. Teniendo en cuenta tales objetivos, los criterios de proyección de la demanda se basaron en supuestos conservadores, en forma de que los resultados otorguen solidez a sus conclusiones.
En el caso de los estudios a cargo de esta Unidad Técnica, el objetivo es el de programar el desarrollo de los recursos hídricos de la ACRB, en forma de que las obras y medidas aconsejadas posibiliten y aseguren los niveles y tasas de desarrollo previstos en los planes nacionales y regionales. Tales planes tienden, en general, a otorgar un impulso acelerado al crecimiento económico zonal, lo que determina tasas de crecimiento mayores que las que resultan de la simple extrapolación de la tendencia histórica. Como consecuencia, las metas de desarrollo energético tenderán a ser superiores a aquellas que resulten de los criterios clásicos utilizados en estudios de factibilidad.
Las conclusiones tenderán a alentar estudios de proyectos que, en su conjunto, superarán las necesidades reales del complejo demográfico - económico, lo cual es compatible con los propósitos de una planificación del Estado.
El citado análisis de mercado de AyEE fue últimamente reajustado por dicha empresa, teniendo en cuenta que los niveles de consumo registrados en los años de 1969 a 1971, reflejaron un crecimiento inferior al anticipado; a su vez han extendido el plazo de previsión a 1985, basados en los datos recientes.
Los horizontes de estudio de los antecedentes citados son:
|
AyEE (Baricentro - Montreal): |
1980 |
|
AyEE (revisión): |
1985 |
|
SRH (HARZA-ADE): |
1990 |
Es importante destacar que cada uno de estos estudios ha considerado diferentes puntos de vista en las evaluaciones, así como valiosas interpretaciones que han ayudado al análisis propio realizado por la Unidad Técnica.
3.2.2 Sector boliviano. Existen tres antecedentes sobre la demanda de energía en el Departamento de Tarija. Algunos de ellos incluyen la zona sureste nacional.
El primero es un análisis efectuado por el Banco Interamericano de Desarrollo (BID) en conjunto con el CONADE de Argentina y el Ministerio de Planificación de Bolivia, sobre las posibilidades de complementación económica entre el sureste de Bolivia y el noroeste argentino (NOA). Entre las evaluaciones disponibles figuran las proyecciones de demanda de energía para el Departamento de Tarija, así como para los de Chuquisaca y Potosí, COMIBOL Sur y las minas privadas. El estudio fue realizado en el período 1969-1970.
El segundo antecedente está constituido por la publicación "Aspectos Socio-económicos de Tarija" (Volumen II, editor Antonio Ugarte W., año 1971). En el mismo se efectuó un diagnóstico sobre el estado del abastecimiento en el departamento y la ciudad de Tarija, así como estimaciones de consumo que cubren hasta 1973.
El tercer antecedente está constituido por el estudio sobre el desarrollo de energía eléctrica en el sureste boliviano, de la Empresa Nacional de Electricidad, por contrato con HARZA - Galindo, año 1969, que incluye un análisis del mercado de la energía eléctrica en los departamentos de Chuquisaca y Potosí, así como en las industrias mineras con proyección al año 1985.
3.3.1 Sistema del Noroeste Argentino. Los sistemas eléctricos de las provincias del NOA, en particular los de Salta y Jujuy, son notorios por varios de sus aspectos, en particular porque se hallan en un vigoroso proceso de crecimiento e interconexión. Este estado dinámico refleja cambios en la estructura económica de la región, cuyas tendencias y direcciones finales sólo pueden predecirse con un grado bastante elevado de incertidumbre. Por lo tanto, la proyección de demandas eléctricas, especialmente a largo plazo, debe considerarse no como una extensión de demandas del pasado, sino como un espectro de alternativas fuertemente dependientes de la concreta puesta en marcha de los ambiciosos planes de industrialización que se hallan en etapa de estudio y que en la actualidad encuentran su mejor fundamento en la consolidación de industrias básicas que procesan la riqueza minera regional.
Otra de las características del equipamiento eléctrico existente es la proporción relativamente elevada de generación hidroeléctrica y la poca confiabilidad del abastecimiento de energía. En 1969, el 44% de la capacidad de generación del sistema público de las provincias del NOA consistía en unidades hidroeléctricas, algunas de ellas demasiado pequeñas. En el subsistema Salta - Jujuy dicha proporción era del 49%, y en el subsistema Tucumán del 58%. No obstante, dificultades operacionales con las estructuras de las obras de regulación y toma, hacen que las potencias firmes reales de dichas unidades sean menores que las nominales.
En el pasado, esta falta de confiabilidad operativa y de reservas en el sistema, ha resultado en fracasos en el abastecimiento de las demandas. Como consecuencia, la región presenta un porcentaje de autoproducción muy elevado con respecto al resto del país, que alcanzó en 1971 a 424,6 GWh, o sea el 43,7% del total, con un máximo valor relativo en 1969 que representó el 52,% del consumo total. Además, en las encuestas realizadas por la Unidad Técnica, los grandes consumidores de la Cuenca han dejado oír con frecuencia opiniones acerca de la falta de un abastecimiento energético confiable y la influencia negativa sobre el crecimiento industrial. La confirmación de estas expresiones está dada por las extraordinarias tasas de crecimiento del consumo industrial en los años 1968 y 1969, en que se verificó capacidad de generación disponible; tales tasas alcanzaron en dichos años en el subsistema Salta - Jujuy el 43,5% y el 62,8% respectivamente. Ello, a su vez, indica a las claras que las tasas históricas de crecimiento de la demanda se encuentran influenciadas por restricciones en la oferta.
Tanto AyEE como la SRH han efectuado determinaciones sobre las tasas históricas en los consumos de energía, tanto en forma global como en los sectores más importantes. El cuadro III-3-1 es ilustrativo respecto a las tendencias en la evolución de estos consumos, que se refieren a conexiones con los sistemas públicos existentes en la región NOA.
Con respecto a los consumos de los años 1969 y 1970, que presentaron tasas de crecimiento desproporcionadamente elevadas, la consultora de la SRH interpretó que se debían al abastecimiento de demandas especiales de grandes usuarios y no a la nivelación de dicha demanda por levantamiento de restricciones en la oferta, por lo cual los consumos fueron ajustados en - 20 GWh y - 30 GWh, a los efectos de la determinación de las respectivas tasas.
Cuadro III-3-1. Tasas de crecimiento del consumo de energía Sistema NOA - Período 1961/70
|
Tipo de consumo |
AyEE* |
SRH |
|
% |
% |
|
|
Usuarios comunes |
10,4 |
9,0 |
|
Consumo residencial |
s/d |
9,4 |
|
Consumo comercial |
s/d |
8,1 |
|
Consumo industrial |
s/d |
13,3 |
|
Consumo varios |
s/d |
5,2 |
* Cubre el 90 % de la demanda del área Fuentes: SRH y AyEE
Dentro de la zona geográfica de la ACRB, las tasas de crecimiento de los consumos fueron superiores, en general, a las que resultan para el NOA en su conjunto. En el período 1960/71 dichas tasas fueron:
|
Subsistema |
Consumo global |
Consumo industrial |
|
Salta - Jujuy |
13,0% |
22,0% |
|
Oran |
11,1% |
27,8% |
|
San Martín |
10,0% |
7,9% |
|
NOA |
9,3% |
13,3% |
En cuanto a la autoproducción de energía, si bien su participación con relación al consumo total es singularmente importante en el NOA, su tasa de crecimiento es inferior a la del servicio público, con un valor del 7% anual acumulativo, con una gran dispersión y valores estables a partir de 1968, en contraste con las elevadas tasas verificadas en el servicio público.
Ello indica, de alguna manera, que la tendencia de los grandes consumidores es la de usar energía del servicio público cuando existe disponible con un buen margen de confiabilidad.
3.3.2 Departamento de Tarija. La evaluación histórica de la demanda en el Departamento de Tarija fue analizada por ENDE. En la categoría de consumo domestico, éste verificó una tasa de incremento del 7% anual desde 1962 a 1967; en el último año el incremento fue del 9% anual, a pesar de una declinación en el crecimiento del número de consumidores. Este hecho también revela que el valor de las tasas de crecimiento del consumo de energía está restringido por la oferta disponible.
En la categoría de industria liviana e iluminación la tasa de crecimiento alcanzó, en el mismo período, un valor del 10%, con un máximo del 18% en 1967.
Los sistemas actuales de suministro de energía están localizados en las ciudades y centros urbanos y constituyen sistemas independientes. Las grandes industrias, particularmente maderera y azucarera, deben acudir a la autogeneración para satisfacer sus necesidades. La capacidad instalada de autoproducción es del orden del 53% del total. No existen datos con respecto al consumo anual de esta energía, ni a sus tasas de crecimiento.
Los métodos para establecer previsiones de la demanda de energía eléctrica son numerosos, pero conceptualmente pueden agruparse en dos categorías.
En los métodos analíticos se considera que la producción de energía está incluida en la actividad económica general, y su evolución histórica puede evaluarse como un factor de crecimiento que perdurará en la extrapolación de esta tendencia. Otro método dentro de esta misma categoría relaciona la producción eléctrica con la economía a través de un modelo econométrico que analiza indicadores y factores de ambos campos. El modelo que la experiencia internacional ha demostrado como más útil, consiste en establecer la correlación entre incrementos anuales de la producción eléctrica y algún índice macro-económico tal como el PBI.
La segunda categoría de métodos es la "proyección directa", que puede ampliar el conocimiento de la demanda a través de una encuesta que analice los puntos esenciales del consumo y su posible evolución. Este método es aplicable solamente en casos de prognosis a corto plazo, y su mayor utilidad consiste en el desglose de las demandas en mensuales, diarias y hasta horarias del sistema tratado.
Teniendo en cuenta el horizonte a largo plazo del Estudio, se adoptó el método analítico.
3.4.1 Proyecciones existentes para el sistema del NOA. Las consultoras de AyEE y SRH han utilizado, para sus proyecciones de demanda de energía, el método analítico de extrapolación de la tendencia histórica, y aplicaron varios procedimientos de verificación, ya sea extrapolando los consumos comunes, las demandas especiales y la incorporación de la autogeneración, o usando proyecciones por sector (doméstico, comercial, industrial y varios).
a) Extrapolación de los consumos comunes. Los resultados obtenidos en los estudios realizados para el caso de los usuarios comunes se indican en el cuadro III-3-2. Los cálculos de AyEE se limitaron al horizonte de 1980; los de la SRH a 1990. A los efectos de tener valores comparables con las evaluaciones propias de la Unidad Técnica se extendieron dichos valores al año 2000, utilizando las mismas tasas de crecimiento durante los períodos complementarios necesarios.
La proyección realizada por la SRH de la demanda basada en la evolución de los consumos, desagregada por tipos de usuarios mediante el uso de las tasas históricas de crecimiento, da valores comparables como se muestra en el cuadro III-3-3.
La diferencia que se encuentra en esta última proyección con respecto a la extrapolación global del cuadro III-3-2 para el año 2000, es del 9%.
Cuadro III-3-2. Proyección global del consumo Usuarios comunes*
|
Año |
AyEE |
SRH |
||
|
Tasa % |
Consumo GWh |
Tasa % |
Consumo GWh |
|
|
1971 |
10,4 |
413,7 |
9 |
489,2 |
|
1975 |
|
612,5 |
|
690,5 |
|
1980 |
|
1007,8 |
|
1062,3 |
|
1985 |
|
1652,8 |
|
1035,0 |
|
1990 |
|
2992,6 |
|
2515,7 |
|
1995 |
|
4907,7 |
|
3869,6 |
|
2000 |
|
8048,6 |
|
5953,7 |
* Se excluyen demandas especiales.
Cuadro III-3-3. Proyección del consumo de energía por tipo de usuario*
|
Año |
Consumo Residencial |
Consumo Comercial |
Consumo Industrial |
Consumos varios |
Total |
|
Consumo GWh |
Consumo GWh |
Consumo GWh |
Consumo GWh |
Consumo GWh |
|
|
1971 |
182,1 |
94,5 |
124,7 |
86,9 |
488,2 |
|
1975 |
259,8 |
128,6 |
191,9 |
105,6 |
685,9 |
|
1980 |
405,4 |
189,0 |
329,1 |
134,7 |
1058,2 |
|
1985 |
632,3 |
277,6 |
564,7 |
171,9 |
1646,5 |
|
1990 |
986,4 |
407,9 |
968,8 |
219,5 |
2582,6 |
|
1995 |
1538,7 |
598,0 |
1661,8 |
280,1 |
4078,6 |
|
2000 |
2400,1 |
878,4 |
2851,1 |
357,4 |
6487,0 |
* Se excluyen demandas especiales
Cuadro III-3-4. Provincias del NOA Demandas industriales especiales GWh
|
Año |
AyEE |
SRH |
|
1971 |
202,2 |
|
|
1975 |
540,3 |
200 |
|
1980 |
540,3 |
429 |
|
1985 |
|
571 |
|
1990 |
|
761 |
|
1995 |
|
1008 |
|
2000 |
|
1340 |
b) Futuras incorporaciones de grandes usuarios (demandas especiales). El efecto de la incorporación de la demanda constituida por industrias no tradicionales, resultante de la instalación de parques industriales, programas de electrificación rural o de riego, que por su magnitud o características escapan a las reglas de los usuarios comunes, fue analizado por AyEE y la SRH.
Las demandas especiales fueron determinadas por AyEE en base al método de proyección directa, utilizando el resultado de pedidos concretos de conexión y planes ciertos de riego y electrificación rural. Dos años después, la SRH verificó el avance de dichas conexiones y consumos e introdujo ajustes en función de las demoras reales verificadas. Los resultados se expresan en el cuadro III-3-4.
A partir de 1980, la evolución de las demandas especiales ha sido representada por la SRH directamente por una tasa acumulativa constante del 5,9%, o sea que se ha supuesto una relación directa con el ritmo previsto para el producto bruto del sector industrial del NOA.
c) Evolución de los reemplazos de autoproducción. La importancia de este sector está dada por la elevada proporción (del orden del 50%) con que concurre en la demanda global de energía. Las evaluaciones respecto a la magnitud de energía, susceptible de ser abastecida en un futuro por las centrales generadoras, dependen de la situación de la oferta a cargo de ese sector y del régimen tarifario.
Desde 1961 a 1970, la autoproducción creció a una tasa acumulativa del 7,0% mientras que la producción total lo hizo a razón de 9,1%, por lo cual la participación relativa bajó del 52,1% al 43,7% aun cuando ha presentado picos del orden del 57,5% en 1967.
AyEE estimó los reemplazos de autoproducción por el procedimiento de proyección directa. La SRH, en cambio, realizó una proyección del sector de autoproducción en base a una tasa de crecimiento estimada en 5%, considerando ciertos ajustes en la proyección directa de AyEE así como estimaciones sobre una eventual transferencia de autoproducción (25%) al servicio público, y evaluó la influencia de este sector en la demanda futura.
Los resultados se expresan en el cuadro III-3-5.
3.4.2 Previsiones realizadas para el sector boliviano de la Cuenca. Existen tres fuentes de consulta sobre las proyecciones teóricas de la demanda de energía en el Departamento de Tarija; son las mismas citadas en el numeral 3.2.2.
El sistema de proyecciones utilizado se basa en la extrapolación de los consumos por categoría, sobre supuestos aplicados a las tasas de crecimiento anual acumulativas. En ningún caso se ha previsto la incorporación de autoproducción, ni la extensión de los servicios a un mayor número de núcleos poblados, por no preverse dentro de los períodos de los estudios un sistema de interconexión departamental.
Los valores de los consumos previstos hasta el año 1985 se indican en el cuadro III-3-6.
Cuadro III-3-5. Provincias del NOA Reemplazos de autoproducción
|
Ano |
AyEE GWh |
SRH (GWh) |
||
|
Reemplazos en firme |
Demanda adicional potencial |
Total |
||
|
1971 |
49,4 |
12,5 |
|
12,5 |
|
1975 |
118,3 |
75,0 |
|
75,0 |
|
1980 |
118,3 |
134,5 |
150 |
284,5 |
|
1985 |
|
179,1 |
190 |
369,1 |
|
1990 |
|
238,7 |
220 |
458,7 |
|
1995 |
|
308,8 |
245 |
553,8 |
|
2000 |
|
391,0 |
265 |
656,0 |
3.4.3 Evolución teórica prevista por la Unidad Técnica. La Unidad Técnica ha considerado que las evaluaciones realizadas por las consultoras de AyEE y SRH, sobre la base de la extrapolación de la tendencia histórica, son correctas en cuanto a su propósito de fundar la factibilidad de obras específicas, pero que no armonizan con los propósitos de este estudio, tal como se destacara en el apartado 3.2.
Para estas evaluaciones se han utilizado dos procedimientos, ambos sobre base analítica.
En el primer caso, se han asumido ciertas tasas de crecimiento de la demanda global, en el supuesto de la realización de las prioridades establecidas en los Planes Nacionales de Desarrollo y en los planes provinciales o departamentales acerca del desarrollo industrial de la zona, especialmente dentro de las subregiones argentinas.
A tal efecto se han adoptado los valores de la proyección realizada por AyEE para el período 1972-1985, en base a un incremento del 13% anual para el subsistema Salta - Jujuy y un 9% para Tucumán, más la demanda especial proveniente de nuevos proyectos industriales en esta zona.
Cuadro III-3-6. Departamento de Tarija Proyección global del consumo GWh
|
Año |
BID-CONADE-MP |
ENDE |
AST* |
|
1971 |
3,9 |
4,1 |
3,2 |
|
1975 |
5,3 |
5,5 |
|
|
1980 |
7,6 |
8,0 |
|
|
1985 |
|
11,0 |
|
* "Aspectos Socio-económicos de Tarija" (Vol. II), W. Ugarte, 1971
Las proyecciones desde el año 1985 al 2000 se basaron en una tasa anual hipotética de un 12% para todo el sistema, suponiendo un factor de carga constante.
Ha sido también considerada la demanda potencial del área de influencia de la ACRB en territorio boliviano, fijada en el Departamento de Tarija.
Los valores de energía consumida y potencia instalada en la zona de Bolivia son actualmente bajos. Pero la similitud de áreas, recursos naturales y humanos, inducen a considerar que, en el caso de realización de una obra hidráulica importante en ríos bolivianos o limítrofes, se producirá un impacto y aceleración del desarrollo similares a los pronosticables para el área argentina. En consecuencia, la Unidad Técnica ha considerado razonable realizar las evaluaciones de incrementos de demanda de energía y potencia, sobre tasas de incrementos iguales en ambas jurisdicciones nacionales.
Los valores resultantes de las proyecciones para ambos sectores nacionales se expresan en el cuadro III-3-7.
En el segundo procedimiento utilizado por la Unidad Técnica se ha buscado la relación funcional entre crecimientos anuales del PBI y del consumo de energía, a través de su elasticidad expresada como el cociente entre las tasas de consumo energético (dC) y la magnitud macroeconómica elegida, en este caso el PBI (dPBI). Para economías de sólido desarrollo y larga estabilidad, tal relación puede considerarse constante, pero esto no sucede en el NOA o en Tarija, por lo cual se ha expresado la elasticidad por la fórmula:
dC = a . dPBI + K
donde a y K son dos parámetros a determinar mediante un ajuste por mínimos cuadrados.
Cuadro III-3-7. Proyección del consumo global de energía
|
Año |
Energía consumida GWh |
|
|
Argentina* |
Bolivia** |
|
|
1975 |
980 |
5,5 |
|
1980 |
1600 |
8,0 |
|
1985 |
2640 |
11,0 |
|
1990 |
4700 |
21,4 |
|
1995 |
8370 |
37,4 |
|
2000 |
14750 |
65,6 |
* Provincias del NOA
** Servicio público exclusivamente
Con esta fórmula es sencillo vincular las metas de los planes nacionales expresados a través de tasas de crecimiento del PBI, con las tasas de crecimiento del consumo de energía resultante de la implementación de dichos planes, e inversamente, es posible evaluar las restricciones que impondrá una oferta limitada de energía en la obtención de las metas y objetivos buscados.
Para la determinación de los valores de tales parámetros se han considerado los consumos globales en el área de influencia de la Cuenca, incluyendo la autoproducción por cuanto en la evolución del factor PBI también se incluyen las industrias autoabastecidas. En el caso del NOA, en la serie disponible, la situación anormal imperante en la Provincia de Tucumán a partir de 1964 ha afectado la correlación. Para mejorarla se utilizaron los valores de Salta y Jujuy como representativos de toda la Cuenca.
La fórmula de correlación resultó ser en este caso:
dC = 0,41.dPBI + 7,90
Para determinar los consumos de energía probables en el plazo del estudio, por aplicación de esta fórmula, se deben realizar hipótesis razonables de crecimiento del PBI, que reflejan a su vez distintas tasas de incremento anual de la energía consumida.
En el caso de Argentina, para los años 1971 y 1972 se adoptaron las tasas de crecimiento regional reales; a partir de 1973 se suponen logradas las metas del PNDS, o sea alcanzar el 8% en 1975. Mas allá de este período se han realizado tres hipótesis de la evolución del PBI, que difieren según la meta alcanzada en 1980 y la forma en que decrecen las tasas a partir de ese año. Dichas hipótesis, expresadas por las tasas supuestas, son:
|
|
1971/72 |
1972/80 |
1980/90 |
1990/2000 |
|
Hipótesis I |
4,5 |
8,0 |
7,0 |
6,0 |
|
Hipótesis II |
4,5 |
10,0 |
9,0 |
8,0 |
|
Hipótesis III |
4,5 |
10,0 |
8,0 |
7,0 |
El procesamiento de las hipótesis de cálculo en base a la demanda del año 1970 dio lugar a los resultados del cuadro III-3-8.
De acuerdo con la coyuntura económica actual de la región, se señala la hipótesis I como la más probable, la cual es coherente además con las metas analizadas en el numeral 2.
Los valores calculados incluyen la energía de autoproducción. Para obtener los valores de energía que debe ofertar el servicio público, deben descontarse los valores de la autogeneración de acuerdo con la evolución que se espera de la misma.
Cuadro III-3-8. Proyecciones alternativas del consumo global de energía eléctrica GWh
|
Año |
Argentina Hipótesis |
Bolivia* |
||
|
I |
II |
III |
||
|
1971 |
958 |
958,0 |
958,0 |
4,1 |
|
1975 |
1445 |
1509,8 |
1509,8 |
6,9 |
|
1980 |
2455 |
2667,7 |
2667,7 |
11,5 |
|
1985 |
4102 |
4613,1 |
4528,3 |
18,7 |
|
1990 |
6851 |
7979,8 |
7689,2 |
31,1 |
|
1995 |
11235 |
13552,8 |
12821,6 |
50,8 |
|
2000 |
18426 |
23020,9 |
21378,6 |
83,0 |
* Servicio público exclusivamente
AyEE ha dispuesto un plan de equipamiento eléctrico, que incluso absorbería la demanda industrial hasta 1980. Es de presumir, en consecuencia, que la autoproducción se mantendría en los niveles actuales, salvo el incremento de algunas industrias especiales como Altos Hornos Zapla y Ledesma. A partir de 1980, la puesta en marcha de alguno de los importantes proyectos térmicos o hídricos en proceso permitirá la paulatina absorción de estos consumos, a medida que las instalaciones actuales de autoproducción lleguen al final de su vida útil. Se ha supuesto, en consecuencia, que los consumos de autoproducción se reincorporen al servicio público a una tasa anual del 10% a partir de 1980. La evolución esperada de autoproducción sería entonces:
|
Año |
Autoproducción |
|
1971 |
425 |
|
1975 |
425 |
|
1980 |
425 |
|
1985 |
262 |
|
1990 |
161 |
|
1995 |
100 |
|
2000 |
60 |
Estos valores deben descontarse de aquellos calculados por la Unidad Técnica (procedimiento 2) para obtener los valores correspondientes a las demandas globales del servicio público.
3.4.4 Comparación de resultados. El cuadro III-3-9 presenta un resumen de los resultados obtenidos en todas las evaluaciones realizadas en el pasado y en este estudio. En estas últimas y para el segundo procedimiento, se adoptó la hipótesis I.
A los efectos de la programación de estudios de proyectos de desarrollo de energía eléctrica, la Unidad Técnica ha considerado conveniente adoptar los resultados de la evaluación 2. En la figura III-3-1 se indican las curvas de crecimiento emergentes de todas estas determinaciones. Como fundamento de la elección ha influido la conveniencia de alentar el mayor número de proyectos u obras de envergadura, aun cuando su puesta en marcha pueda dilatarse en el futuro por no ceñirse las necesidades de energía a las previsiones realizadas. Son vividos los ejemplos de un pasado reciente, en el que coyunturas favorables para el desarrollo de obras públicas no fueron debidamente aprovechadas por falta de proyectos completos, prontos para su implementación.
Cuadro III-3-9. Sector argentino. Proyecciones teóricas de la demanda de energía GWh
|
Año |
AyEE |
SRH |
Unidad Técnica |
|
|
Evaluación 1 |
Evaluación 2 |
|||
|
1971 |
413 |
598 |
|
533 |
|
1975 |
1230 |
1112 |
980 |
1020 |
|
1980 |
1602 |
2030 |
1600 |
2030 |
|
1985 |
|
2948 |
2640 |
3840 |
|
1990 |
|
4280 |
4700 |
6690 |
|
1995 |
|
5431 |
8370 |
11140 |
|
2000 |
|
8050 |
14750 |
18370 |
En el cuadro III-3-10 se indican los valores de consumo de energía calculados para el área boliviana por los dos procedimientos usados en la Unidad Técnica.
Cuadro III-3-10. Sector boliviano - Servicio público Proyecciones teóricas de la demanda de energía GWh
|
Año |
Evaluación 1 |
Evaluación 2 |
|
1971 |
|
4,1 |
|
1975 |
5,5 |
6,9 |
|
1980 |
8,0 |
11,5 |
|
1985 |
11,0 |
18,7 |
|
1990 |
21,4 |
31,1 |
|
1995 |
37,4 |
50,8 |
|
2000 |
65,6 |
83,0 |
Por utilización de un criterio análogo al expuesto anteriormente, han sido seleccionados los valores correspondientes a la evaluación 2 de la Unidad Técnica para el dimensionamiento de las instalaciones de generación que corresponden al área de Bolivia. La figura III-3-2 ilustra respecto a las curvas de demanda de energía que resultan de los cálculos, utilizando ambos criterios.
3.5.1 Area argentina. La potencia instalada actual en el NOA asciende (año 1970) a 426,6 MW, de los cuales corresponden:
|
Servicio público: |
216,6 |
(50,8%) |
|
Autoproducción: |
210,0 |
(49,2%) |
Ello destaca nuevamente la importancia de la autoproducción en la región, cuyos valores prácticamente coinciden con los de la energía generada por el servicio público.
En la década del 60, la potencia instalada en ambos sectores creció en las proporciones siguientes:
|
Servicio |
1961 |
1970 |
Crecimiento |
Tasa acum. |
|
MW |
MW |
% |
% |
|
|
Público |
110,7 |
216,6 |
95,7 |
7,74 |
|
Auto producción |
157,1 |
210,0 |
33,7 |
3,28 |
|
Total |
267,8 |
426,6 |
59,3 |
5,31 |
|
Fuente: SRH |
|
|
|
|
La tasa media de incremento de la potencia instalada ha sido inferior a la de energía consumida en dicho período, aun cuando existe relación entre dichas tasas en los servicios públicos y de autoproducción. Los valores siguientes son ilustrativos al respecto:
|
Servicio |
Tasa crecimiento del consumo |
Tasa de incremento potencia |
|
% |
% |
|
|
Público |
9,0 |
7,74 |
|
Autoproducción |
7,0 |
3,28 |
|
Total |
8,0 |
5,31 |
Con respecto a la estructura de la potencia instalada en el NOA, existe un predominio de las centrales de bases térmicas frente a las hidráulicas. El cuadro sintético II-3-11 expresa los valores correspondientes al año 1970.
Una de las características de esta estructura es que la potencia disponible está constituida por un gran conjunto de pequeñas unidades dispersas en la región. Esta dispersión refleja el efecto del aislamiento de los servicios individuales y los subsistemas. El 87% de la capacidad instalada se encuentra concentrada en los subsistemas Tucumán y Salta - Jujuy. Además, en dichos subsistemas se encuentran las unidades mayores: 4 de 8 MW, 1 de 10 MW y una turbina a gas de 16 MW en Tucumán.
Este análisis ha sido encarado desde un punto de vista global, haciendo abstracción de la subdivisión actual, pero teniendo presente que en un futuro cercano, el sistema eléctrico NOA operará interconectado.
Dos factores de interés para las evaluaciones de la energía a generar en centrales están constituidos por las pérdidas en la red y el uso propio de las centrales. Existen valores estadísticos para su determinación exclusivamente en el área del servicio público, al cual habrá de referirse.
En la década del 61 al 70, las pérdidas han tenido valores consistentes: el promedio ha alcanzado al 15,6%, con una dispersión máxima del 11%.
La energía consumida en las centrales ha alcanzado valores más dispares: el promedio verificado en la misma década es 1,34% con una dispersión máxima del 48%.
3.5.2 Area boliviana. La capacidad instalada de energía eléctrica en el Departamento de Tarija asciende a 7,65 MW, de los cuales 2,95 comprenden al servicio público (ENDE) que atiende al suministro de las ciudades de Tarija y Villamontes. En pequeñas localidades se encuentran distribuidos grupos electrógenos con un total de 0,5 MW. El resto del equipamiento está constituido por las instalaciones de autoproducción, en particular de empresas madereras, con un total de 4,2 MW.
Prácticamente la totalidad de esta potencia instalada está constituida por centrales de combustión, siendo excepción la planta hidroeléctrica de El Angosto, cercana a Tarija, que tiene una potencia de 0,300 MW, o sea el 10% del total que corresponde al servicio público.
El factor de carga que corresponde a Tarija, servicio público, es del orden del 35/40% - que indica la preponderancia de los consumos domésticos - con tendencia a incrementarse.
Las pérdidas en la red presentan una fuerte disparidad; el promedio se sitúa en 17%, coincidentes con los del sector argentino, pero con una mayor dispersión. No existen datos de consumos propios en las centrales
3.6.1 Sistema NOA de Argentina. Uno de los aspectos más importantes del programa de expansión del sistema NOA es la interconexión entre los principales centros de consumo, así como la conexión posterior del sistema al interconectado nacional, hechos que fueron comentados con anterioridad.
Cuadro III-3-11. Estructura de la potencia instalada en el NOA Año 1970
|
Servicio |
Hidro |
Vapor |
Combustión interna |
Total |
|
Público |
82,2 (38%) |
30,0 (14%) |
104,4 (48%) |
216,6 |
|
Autoproducción |
s/d |
s/d |
s/d |
210,0 |
|
Total |
|
|
|
426,6 |
Figura III-3-1 - DEMANDA TEORICA DE ENERGIA EN EL NOA
Figura III-3-2 - DEMANDA TEORICA DE ENERGIA EN EL DEPARTAMENTO DE TARIJA
Respecto al programa de equipamientos futuros, AyEE tiene planes definitivos que abarcan hasta 1975. A partir de 1976/1980, los planes tienen aún el carácter de preliminares.
Expresados en términos de potencia firme, la evolución esperada en la década del 70 se indica en el cuadro III-3-12.
A los efectos de incluir solamente valores efectivos, se han deducido en el programa los retiros futuros de unidades existentes.
Se refleja claramente la tendencia a incrementar la participación de las centrales hidráulicas dentro del equipamiento eléctrico, ascendiendo de valores del 25% al 48% en 10 años. Simultáneamente se plantea la gradual reducción de centrales térmicas de combustión interna, cuya participación del 58% en 1971, bajaría al 18% en 1980. A su vez, se verificaría una gradual sustitución de centrales térmicas de punta, por centrales hidro en similares funciones. Se incrementa, asimismo, la participación de las centrales a vapor, con un ascenso desde el 18% (1971) al 34% (1980). La tendencia general es clara hacia la transformación del sistema NOA en un esquema racionalmente planificado, eliminando soluciones de emergencia.
Las obras que resulten de un plan basado en los recursos hídricos de la Cuenca del Bermejo no entrarán en operación con anterioridad al año 1980, por lo cual el equipamiento previsto podría considerarse firme desde el punto de vista de la Unidad Técnica y encarar previsiones para atender demandas de potencia y energía a partir de la década del 80.
3.6.2 Bolivia. Los planes existentes prevén la instalación inmediata de centrales térmicas en Tarija, con una capacidad de 3,8 MW, lo cual atenderá la demanda previsible en la década del 70. Por su parte, el Plan Regional de Desarrollo Chuquisaca - Tarija prevé las siguientes medidas adicionales:
- Impulso a la electrificación rural
- Creación de centros energéticos rurales en Villamontes y Bermejo
Corresponde señalar, además, que la Empresa Nacional de Electricidad (ENDE) ha realizado estudios a nivel de prefactibilidad para la instalación de una central hidroeléctrica de 2 MW de potencia instalada en el río San Jacinto o alternativamente en el río Sola.
Como se ha visto en el parágrafo 3.4, la demanda de energía eléctrica para atender las metas globales y sectoriales de los planes nacionales de desarrollo, crecerá a tasas que deben aceptarse como muy elevadas.
Las demandas calculadas corresponden a los consumos; en consecuencia, para determinar las potencias a ser instaladas en centrales, deben considerarse las pérdiadas en los sistemas de transmisión y los consumos propios de las centrales. Estos valores serán considerados 15% y 2% de la energía producida respectivamente, de acuerdo con los rendimientos actuales en dichos rubros.
En el cuadro III-3-13 se indican los valores de energía a generar en el área argentina (NOA) de acuerdo con las consideraciones anteriores.
El cuadro III-3-14 da los valores correspondientes al Departamento de Tarija (Bolivia).
A los efectos de proyectar la demanda máxima simultánea de potencia de centrales del servicio público, se partirá de los valores de producción de energía, considerando las estimaciones del número de horas de utilización anual de la demanda máxima de potencia.
Teniendo en cuenta las características de los tres sectores básicos del consumo: usuarios comunes, demandas especiales y transformación de autoproducción, así como los valores utilizados por AyEE para sus proyecciones de demanda de potencia, cabe considerar que el promedio ponderado del factor utilización variará entre 0,48 y 0,49 en el período 1975 - 1985. Para las evaluaciones correspondientes a períodos superiores a 1985, se considerará que dicho factor alcanzará a 0,50.
Los valores que resulten de la demanda máxima de potencia deberán considerar, asimismo, previsiones para reservas del sistema. En un mercado de energía como el analizado para el NOA y Bolivia, una reserva del 15% puede considerarse adecuada para proveer un razonable grado de confiabilidad.
En definitiva, las previsiones finales de potencia firme surgen de los cuadros III-3-15 y III-3-16.
Cuadro III-3-12. Programa de expansión del sistema NOA Potencia firme MW
|
Año |
Vapor |
Gas |
Diesel |
Hidráulica |
Total |
Relación Hídr/total |
|
1971 |
30,0 |
33,1 |
76,5 |
48,4 |
188,0 |
0,26 |
|
1972 |
30,0 |
50,8 |
64,4 |
48,4 |
193,6 |
0,25 |
|
1973 |
30,0 |
72,4 |
60,0 |
63,8 |
226,2 |
0,28 |
|
1974 |
55,0 |
72,4 |
57,5 |
107,6 |
292,5 |
0,37 |
|
1975 |
80,0 |
72,4 |
48,9 |
107,6 |
308,9 |
0,35 |
|
1976 |
130,0 |
44,0 |
48,9 |
141,6 |
364,5 |
0,39 |
|
1977 |
130,0 |
44,0 |
48,9 |
141,6 |
364,5 |
0,39 |
|
1978 |
180,0 |
44,0 |
48,9 |
199,8 |
472,7 |
0,42 |
|
1979 |
180,0 |
44,0 |
48,9 |
251,1 |
524,0 |
0,48 |
|
1980 |
180,0 |
44,0 |
48,9 |
251,1 |
524,0 |
0,48 |
Cuadro III-3-13. Sistema NOA Energía a producir GWh
|
Año |
Demanda global |
Autoproducción |
Demanda neta servicio público |
Energía a enviar a la red |
Energía a producir |
|
1971 |
958 |
425 |
533 |
|
|
|
1975 |
1445 |
425 |
1020 |
1200 |
1225 |
|
1980 |
2455 |
425 |
2030 |
2390 |
2445 |
|
1985 |
4102 |
262 |
3840 |
4520 |
4625 |
|
1990 |
6851 |
161 |
6690 |
7870 |
8050 |
|
1995 |
11240 |
100 |
11140 |
13100 |
13400 |
|
2000 |
18430 |
60 |
18370 |
21600 |
22095 |
Cuadro III-3-14. Departamento de Tarija Energía a producir GWh
|
Año |
Demanda global |
Energía a enviar a la red |
Energía a producir |
|
1971 |
4,1 |
|
|
|
1975 |
6,9 |
8,1 |
8,3 |
|
1980 |
11,5 |
13,5 |
13,8 |
|
1985 |
18,7 |
22,0 |
22,5 |
|
1990 |
31,1 |
36,6 |
37,4 |
|
1995 |
50,8 |
59,8 |
61,2 |
|
2000 |
83,0 |
95,6 |
97,8 |
Las curvas representativas del crecimiento esperado de la demanda de potencia se expresan en las figuras III-3-3 y III-3-4 correspondientes al NOA y a Tarija respectivamente.
En ambos gráficos se indican las proyecciones de potencia instalada ya realizadas, y además, en cada caso, la evolución de los programas firmes de expansión existentes.
Dos conclusiones pueden extraerse de dichos gráficos:
a) Que el equipamiento previsto para el período 1962 - 1980, es suficiente para atender la demanda que se requerirá para alcanzar los planes nacionales de desarrollo.b) Que la capacidad instalada de centrales de generación de energía debe incrementarse en 4600 MW en el NOA y en 29 MW en Tarija, en el período comprendido entre 1980 y 2000.
Si se admite como válido para el resto del período la proporción igualitaria de potencias térmica e hidráulica que predominará en 1980, la capacidad de potencia firme hidráulica requerida en el período posterior de 20 años y hasta el horizonte de este estudio, alcanzará a un total de 2300 MW para el NOA y a 16 MW para Tarija.
Aun cuando en el sistema futuro el factor de carga anual se aproximará a 0,50 en Argentina y a 0,40 en Bolivia, no hay razón para proyectar las centrales hidro bajo esta condición. La mayor parte de la energía abastecida al sistema deberá provenir de grandes centrales térmicas o nucleares. Dada la versatilidad de maniobra de las centrales hidro, es lógico suponer que las plantas de la ACRB operarán para suministrar energía en los períodos de demanda de pico. Por otra parte, la presencia de turbinas de gas en el sistema significará que, en los períodos secos, las centrales hidráulicas operarán en la semibase, es decir por encima de la base de la curva de demanda pero por debajo de los elevados picos intermitentes.
Un estudio de las curvas de demanda durante los períodos de pico indica que la relación entre los requerimientos de energía y potencia en el sistema interconectado, con un factor de utilización 0,50 sería aproximadamente como se indica en el cuadro III-3-17.
Cuadro III-3-15. Sistema del NOA Demanda de potencia máxima
|
Año |
Energía a producir (GWh) |
Utilización (h) |
Potencia máxima teórica (MW) |
Potencia Máxima a instalar (MW) |
|
1975 |
1225 |
4200 |
292 |
335 |
|
1980 |
2440 |
4240 |
575 |
660 |
|
1985 |
4620 |
4280 |
1080 |
1240 |
|
1990 |
8040 |
4340 |
1850 |
2130 |
|
1995 |
13400 |
4380 |
3060 |
3520 |
|
2000 |
22600 |
4380 |
5160 |
5935 |
Expresado en términos reales puede presuponerse que alguna demanda de pico será cubierta por las turbinas de gas, y teniendo en cuenta que la energía producida por estas unidades es de mayor costo unitario, ellas serán desplazadas hacia la parte superior de la curva. El resultado es que las plantas hidráulicas operarán con factores de utilización del orden de 0,25, y dicho factor aparece como adecuado para el prediseño de las centrales a instalarse en la ACRB.
Figura III-3-3 - DEMANDA TEORICA DE POTENCIA MAXIMA EN EL NOA
Figura III-3-4 - DEMANDA DE POTENCIA A INSTALAR EN EL DEPARTAMENTO DE TARIJA
Cuadro III-3-16. Departamento de Tarija - Servicio público Demanda de potencia máxima
|
Año |
Energía a producir (GWh) |
Utilización (h) |
Potencia máxima teórica (MW) |
Potencia máxima a instalar (MW) |
|
1975 |
8,3 |
3500 |
2,4 |
2,8 |
|
1980 |
13,8 |
3500 |
4,0 |
4,6 |
|
1985 |
22,5 |
3500 |
6,4 |
7,4 |
|
1990 |
37,4 |
3500 |
10,7 |
12,3 |
|
1995 |
61,0 |
3500 |
17,4 |
20,0 |
|
2000 |
97,5 |
3500 |
27,8 |
32,0 |
Otra consecuencia de ello, es que en tales condiciones, la cantidad de energía que se producirá en dichas plantas puede estimarse en 4800 GWh para el NOA y en 35 GWh para Tarija.
