El plan de largo plazo para obras de transmisión eléctrica

El Gobierno analiza los desafíos del crecimiento del sistema eléctrico, en previsión de un importante aumento en la generación de energía con fuentes renovables.

 El Gobierno analiza los desafíos del crecimiento del sistema eléctrico a largo plazo en previsión de un importante aumento en la generación de energía con fuentes renovables, sobre todo solar y eólica, pero también hidroeléctrica y nuclear, que se espera para los próximos años.


En cuanto a la expansión de las redes de transmisión, "más allá del plan de corto plazo hasta 2021/22, para cubrir un aporte de 16% por parte de las energías renovables, empiezan a definirse las opciones para atender las necesidades hacia 2026", afirmó Víctor Sinagra, gerente del área de Estudios Eléctricos de Cammesa (la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico).

Al hablar en el Congreso Latinoamericano de Energías Renovables (CLER Fórum 2018), Sinagra recordó que la ley 27.191 prevé la instalación de una potencia aproximada de 10.000 Mw para abastecer en 2025 al sistema con 20% de energías limpias.

Sinagra señaló que la demanda muestra una gran concentración: del 45% en el área metropolitana de Buenos Aires y de 65% si se considera desde La Plata hasta San Lorenzo, en Santa Fe. 

Recordó luego que las futuras interconexiones contemplan los ingresos de nuevas centrales fotovoltaicas en el Noroeste y en Cuyo; y eólicas e hidroeléctricas en la Patagonia, además de la nueva central nuclear programada.

"Por ser un sistema tan largo tiene mayores implicancias en cuestiones técnicas asociadas a transmisión en larga distancia (protecciones especiales, resistores de frenado, re cierres monofásicos, etc,) y puede compararse en dimensión con el de Europa, si bien la demanda nacional es 20 veces inferior: 25 Gw frente a 500 Gw", apuntó el experto de Cammesa.

Sinagra equiparó las extensiones de los tendidos previstos en San Juan con los de Edimburgo (Escocia); El Bracho (Tucumán) con Manchester (Gran Bretaña); Alicurá (Río Negro) con Madrid (España); y Puerto Madryn (Chubut) con las Islas Baleares (España).

También mencionó, en distancias, los casos de Santa Cruz Norte con El Bayadh (Marruecos); La Esperanza (Santa Cruz) con el Subsahara; el Gran Buenos Aires con Zurich (Suiza); Yacyretá (Corrientes) con Hamburgo (Alemania); y Salto Grande (Entre Ríos) con Frankfurt (Alemania).

Precisó que uno de los principales corredores actuales con grandes potencias de transmisión va desde Yacyretá hasta Salto Grande, y puede cargar 3.000 Mw, o hasta 4.000 en los horarios pico (con posibilidad de importar electricidad de Brasil).

El corredor de Comahue, donde hay una gran concentración de centrales, se carga asimismo en los horarios pico con 4.000 Mw.

"A corto plazo, el plan de expansión 2021/22 prevé que la línea de 330 kV actual entre Futaleufú y Puerto Madryn se amplíe a 500 kV; otra línea de Bahía Blanca a Mar del Plata; y la estación transformadora Viboratá en el sur bonaerense, que estaría lista en agosto o septiembre", añadió Sinagra. 

Luego, para evacuar la generación solar de Cuyo y el NOA deberán tenderse 1.400 kilómetros de líneas (más otros 1.450 km desde Puerto Madryn y 310 km en la zona Centro Litoral) e instalar cuatro nuevas estaciones transformadoras.


"Esas ampliaciones -concluyó Sinagra- también cumplirán la función de abastecer áreas hoy débilmente cubiertas con líneas de 132 kV y hoy saturadas, debido a lo cual hubo que instalar en esas zonas 170 Mw de generación diésel, que son muy ineficientes". 

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21 de agosto de 2018 | 07:28
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