cng Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico Informe Anual

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1 cng Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico Informe Anual 2008

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3 cng Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico Informe Anual 2008 Contenido Resumen Ejecutivo 5 Editorial 7 Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas Acontecimientos Capacidad de Generación Instalada 11 Red Troncal de Transmisión 14 Demanda Máxima de Potencia 18 Generación Neta 19 Generación Bruta por Tipo de Combustible 20 Energía Generada Bruta en Barriles 20 Equivalentes de Petróleo (BEP) Intercambios de Energía en el SEN 21 Consumo de Energía 22 Consumo de Combustible en Barriles 23 Equivalentes de PetroleoPetróleo (BEP) Indicadores del Embalse de Guri 24 Indicadores de Desempeño del SEN 25 Resumen Estadístico SEN Histórico Capacidad Instalada, Demanda Máxima 39 Generación, Intercambio y Consumo de Energía 42 Glosario 45 Abreviaciones 45 Términos 47 Unidades de Medida 47

4 El Centro Nacional de Gestión CNG a través del Informe Anual del Sistema Eléctrico Nacional, recoge los acontecimientos más destacados del SEN para el año 2008 y los valores históricos de las principales variables del sistema para los últimos 5 años. 4

5 Resumen Ejecutivo RESUMEN EJECUTIVO Durante el año 2008 el SEN atendió una demanda máxima de potencia de MW y su crecimiento fue de 5,14% respecto al año anterior, valor este superior al crecimiento promedio interanual de los últimos cinco años de 4,32%. En cuanto al consumo de energía eléctrica, se observó un crecimiento de 4,34% respecto al año anterior en contraste al crecimiento promedio interanual de los últimos cinco años de 5,23% al registrarse un consumo neto de ,9 GWh. Resaltan en el año 2008, los tres eventos ocurridos los días 29 de Abril, 01 de Septiembre y 19 de Octubre, los cuales afectaron gran parte del suministro de energía eléctrica a nivel nacional en magnitudes que alcanzaron aproximadamente 66% de la demanda máxima anual registrada en el año. En lo referente a la producción de energía, se generaron ,9 GWh, de los cuales el 73,4% (86.704,6 GWh) fue producido con fuentes hidráulicas mientras que los 26,6% restantes (31.427,2 GWh) fueron abastecidos con fuentes térmicas, presentando un aumento de GWh térmicos respecto al monto contabilizado durante el año En cuanto a los indicadores hidrológicos del embalse de Guri, vemos como en el año 2008, se registró un aporte promedio diario de m 3 /seg, lo que resultó 16,83% por encima de la media histórica; así mismo la cota mínima durante el año fue de 262,26 m.s.n.m. Para el 31 de diciembre el embalse finalizó en la cota de 270,96 m.s.n.m. Es importante señalar la condición de alivio en el embalse de Guri para el año 2008 (la cual se ha presentado por cuatro años consecutivos) representando un volumen total de ,5 MM m 3. Respecto a los desarrollos en el área de generación, CORPOELEC avanzó durante el año 2008 en la puesta en marcha de diversos proyectos estructurantes, mediante la instalación de nuevas plantas de generación y el mejoramiento de las existentes, destacando la instalación de la 3ra unidad de 40 MW en la Planta Argimiro Gabaldón ubicada en el Estado Lara, la 1ra unidad de 150 MW del 2do Ciclo Combinado Termozulia II y la 1ra unidad de 150 MW en la Planta Josefa Camejo ubicada en el Estado Falcón, reforzando de esta forma la generación existente en el área occidental del país. Igualmente durante el año 2008, en el marco de la Misión Revolución Energética, el programa de instalación de MW de generación distribuida iniciado en el año 2007, colocó en servicio 234 MW de generación distribuida en los Estados Anzoátegui, Miranda, Táchira, Nueva Esparta, Falcón, Amazonas, Apure, Guárico y Monagas. Así mismo por su parte Turboven durante el año 2008, colocó a disposición del Sistema Interconectado Nacional dos unidades de 20 MW cada una. En el área de transmisión durante el año 2008, se instalaron en el sistema 172 MVA de capacidad de transformación y 472 kilómetros de líneas de transmisión. Se destaca en el área central la puesta en servicio de la línea N 2 San Fernando II-Calabozo a 230 kv y el autotransformador N 2 de 230/115 kv en la S/E San Fernando II así como la S/E Bamarí de 115 kv mediante el desvío de la línea a 115 kv San Gerónimo Sombrero II. Por su lado en el área oriental entraron en operación las líneas N 1 y N 2 Guanta II Casanay de 230 kv. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual

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7 Editorial Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 EDITORIAL Con el fin de poder atender de manera oportuna y confiable la demanda de energía eléctrica nacional, el Gobierno Bolivariano a venido desarrollando un conjunto de acciones con el objetivo de establecer un balance generación - carga, incrementando por un lado la capacidad de generación en el centro y occidente del país y por el otro garantizando un crecimiento eficiente de la energía. Todo ello sobre un sistema dinámico que a pesar de estar en proceso de fortalecimiento, durante el año 2008 registró varios eventos que impactaron el servicio eléctrico a nivel nacional. De los análisis llevados a cabo se definieron un conjunto de acciones de corto y mediano plazo que coadyuven a aumentar la confiabilidad del Sistema Eléctrico Nacional. El plan de acciones definido, contempla desde la revisión exhaustiva de los equipos y procedimientos establecidos para el control, supervisión y protección de los sistemas nacionales de generación y transmisión, así como el incremento de la capacidad disponible de generación eléctrica y de transporte de energía, todo ello considerando que CORPOELEC ha iniciado el establecimiento de un nuevo modelo de gestión bajo el esquema de casa matriz con filiales adscritas, lo cual plantea un nuevo esquema de relaciones con el CNG. Así mismo destaca en el SEN durante el año 2008, el desarrollo del 1er Seminario de Eficiencia Energética, a través del cual ponentes internacionales procedentes de países como Argentina, Brasil, Chile, Cuba, México y Uruguay compartieron diferentes experiencias en el ámbito del uso eficiente de la energía junto a los venezolanos, quienes mostraron los resultados de la aplicación de los diferentes programas enmarcados dentro de la Misión Revolución Energética, principal énfasis se realizó en el programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos ahorradores iniciado a finales del año 2006 para el cual sus dos primeras fases culminadas a finales del año 2007, arrojaron un ahorro de MW, quedando por desarrollar una tercera fase implementada durante el año 2008, llamada de sostenimiento mediante la cual se reemplazaron 11 millones de bombillos adicionales a los ya reemplazados. El 2009 será un año crucial para el sector eléctrico, ya que deberá consolidarse a través de sus instituciones a fin de integrar la plataforma de servicio público, necesaria para el desarrollo productivo del país. 7

8 El Sistema Eléctrico Nacional está formalmente integrado por la Corporación Eléctrica Nacional CORPOELEC a través de sus empresas filiales CADAFE, EDELCA, LA EDC, ENELBAR y ENELVEN, las cuales a su vez engloban a las empresas eléctricas SENECA, ELEVAL, ELEBOL, CALIFE y ENELCO. 8

9 Estadísticas 2008 Acontecimientos 2008 En esta sección se hace un recuento de los eventos relacionados con los valores de demanda máxima de las filiales de la corporación, así como la entrada en servicio de nuevos equipos de generación y transmisión ocurridos durante el año Máximos 2008 en Demanda de Potencia JULIO 29. A las 19:00 horas ENELCO registró su máxima demanda horaria, situándose en un valor de 768 MW (nuevo máximo histórico), lo cual representó un crecimiento de 3,50% respecto al año anterior. un valor de 314 MW (nuevo máximo histórico), lo cual representó un crecimiento de 3,29% respecto al año anterior. NOVIEMBRE 6. A las 20:00 horas CADAFE alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 9,67% respecto al año anterior. NOVIEMBRE 7. A las 16:00 horas ENELBAR alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 592 MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 5,15% respecto al año anterior. ESTADÍSTICAS 2008 SEPTIEMBRE 4. A las 21:00 horas SENECA registró su máxima demanda horaria, situándose en un valor de 312 MW (nuevo máximo histórico), lo cual representó un crecimiento de 13,04% respecto al año anterior. SEPTIEMBRE 5. A las 19:00 horas EDELCA registró su máxima demanda horaria, alcanzando el valor de MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 0,56% respecto al año anterior. SEPTIEMBRE 11. A las 22:00 horas ENELVEN registró su máxima demanda horaria, alcanzando el valor de MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 9,95% respecto al año anterior. SEPTIEMBRE 15. A las 15:00 horas el Sector Petrolero Oriental alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de 777 MW, representando un crecimiento de 8,82% respecto al año anterior. NOVIEMBRE 6. A las 15:00 horas ELEVAL registró su máxima demanda horaria, situándose en NOVIEMBRE 10. A las 12:00 horas LA EDC alcanzó su demanda máxima horaria, registrándose un valor de MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 2,48% respecto al año anterior. NOVIEMBRE 10. A las 20:00 horas el SEN alcanzó su máxima demanda horaria, registrándose un valor de MW (nuevo máximo histórico), representando un crecimiento de 5,14% respecto al año anterior. Nuevo Equipamiento en el SEN ENERO 14. Se sincronizaron por primera vez las unidades de generación distribuida de la planta Rincón, ubicada en el estado Anzoátegui aportando 15 MW a la capacidad nominal del sistema eléctrico. MARZO 6. Se sincronizaron las unidades de la planta de generación distribuida La Fría I y II ubicada en el estado Táchira, con capacidad nominal de 30 MW. ABRIL 8. Se sincronizaron por primera vez las unidades de generación distribuida de la planta Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual

10 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Luisa Cáceres IV, ubicada en el estado Nueva Esparta, aportando 15 MW a la capacidad nominal del sistema eléctrico. ABRIL 9. Se sincronizó por vez primera la planta de generación distribuida Boca de Río, ubicada en el estado Nueva Esparta, aumentando en 15 MW la capacidad nominal del SEN. ABRIL 16. Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la planta Punto Fijo, ubicada en el estado Falcón, adicionando 15 MW a la capacidad nominal del SEN. ABRIL 23. Se sincronizaron las unidades de la planta de generación distribuida Puerto Ayacucho, ubicada en el estado Amazonas, con capacidad nominal de 15 MW. MAYO 5. Se sincronizó por vez primera la planta de generación distribuida Los Millanes, ubicada en el estado Nueva Esparta, aumentando en 15 MW la capacidad nominal del SEN. MAYO 9. Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la planta Luisa Cáceres II, ubicada en el estado Nueva Esparta, adicionando 15 MW a la capacidad nominal del SEN. AGOSTO 02. Se sincronizaron dos unidades de la planta de Generación TURBOVEN ubicada en el estado Aragua, con capacidad nominal de 40 MW. AGOSTO 20. Se sincronizó por vez primera la planta de generación distribuida Coro, ubicada en el estado Falcón, aumentando en 15 MW la capacidad nominal del SEN. AGOSTO 21. Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la planta Aragua de Barcelona, ubicada en el estado Anzoátegui, adicionando 8 MW a la capacidad nominal del SEN. AGOSTO 23. Se sincronizaron las unidades de la planta de generación distribuida Punto Fijo II, ubicada en el estado Falcón, con capacidad nominal de 15 MW. SEPTIEMBRE 10. Se puso en marcha la primera unidad rehabilitada de la Central Hidroeléctrica Juan Antonio Domínguez Rodríguez en el estado Barinas, con capacidad de 40 MW. SEPTIEMBRE 12. Se sincronizó por vez primera la planta de generación distribuida Achaguas, ubicada en el estado Apure, aumentando en 15 MW la capacidad nominal del SEN. SEPTIEMBRE 14. Se pone en servicio por primera vez la línea N 2 a 230 kv San Fernando II - Calabozo y el autotransformador N 2 de 230 kv / 115 kv de la subestación San Fernando II. SEPTIEMBRE 21. Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la planta Camaguán, ubicada en el estado Guárico, adicionando 15 MW a la capacidad nominal del SEN. 10

11 OCTUBRE 08. Se sincronizó la unidad N 3 de la planta de Generación Argimiro Gabaldón ubicada en el estado Lara, con capacidad nominal de 40 MW. OCTUBRE 12. Entró en operación la subestación de 115 kv Bamarí, mediante la puesta en servicio del desvío de la línea a 115 kv San Gerónimo Sombrero II. OCTUBRE 16. Entra en operación continua la planta de generación distribuida Cantarrana, ubicada en el estado Miranda, adicionando 15 MW a la capacidad nominal del SEN. OCTUBRE 24. Se puso en funcionamiento la primera unidad de 150 MW de la planta Termozulia II, dando inicio al segundo Ciclo Combinado de Venezuela. Ese mismo día, se sincronizaron las unidades de la planta de generación distribuida Temblador, ubicada en el estado Monagas, con capacidad nominal de 8 MW. NOVIEMBRE 1. Se sincronizó por vez primera la planta de generación distribuida Cruz Peraza, ubicada en el estado Maturín, aumentando en 8 MW la capacidad nominal del SEN. plantas Aragua de Barcelona, Temblador y Cruz Peraza de 8 MW respectivamente. Por otro lado entran en operación continua dos unidades de la planta TURBOVEN y la 3ra unidad de la planta Argimiro Gabaldón, adicionando 80 MW al sistema de generación del SEN. Por último se registra el ingreso de la 1era unidad de 150 MW en la planta Josefa Camejo en el estado Falcón y se da inicio a la instalación del segundo ciclo combinado de Venezuela con la puesta en marcha de la primera unidad de 150 MW de la planta Termozulia II. En la siguiente gráfica se muestra la distribución porcentual de la capacidad instalada para el 2008, donde la participación mayoritaria en el total nacional la tiene la empresa EDELCA con un 60,4% seguida de CADAFE, LA EDC y ENELVEN con un 19,0%, 9,3% y 7,2% respectivamente. Capacidad Instalada de las Empresas (%) Año 2008 ESTADÍSTICAS 2008 NOVIEMBRE 2. Se sincronizó la unidad N 1 de la planta de Generación Josefa Camejo ubicada en el estado Falcón, con capacidad nominal de 150 MW. DICIEMBRE 7. Entraron en operación las líneas 1 y 2 Guanta II Casanay a 230 kv, adicionando 280 kilómetros al sistema de transmisión. Capacidad de Generación Instalada Capacidad de Generación Instalada por Empresas El SEN incrementa su capacidad instalada en 2,72% con respecto al año 2007, para alcanzar un total de MW, que representa una variación de 614 MW adicionales con respecto al año anterior. La nueva generación incorporada al SEN la integran las unidades de generación distribuida de las plantas Luisa Cáceres II y IV, Rincón, Cantarrana, La Fría I y II, Boca de Río, Punto Fijo I y II, Puerto Ayacucho, Los Millanes, Coro III, Achaguas y Camaguán de 15 MW cada una y las EDELCA 60,4% CADAFE 19,0% LA EDC 9,3% ENELVEN 7,2% ENELBAR 1,1% SENECA 1,0% ELEVAL 0,9% TERMOBARRANCAS 0,6% ENELCO 0,2% TURBOVEN 0,2% SECTOR PETROLERO ORIENTAL 0,2% Capacidad de Generación Instalada por Fuente Primaria Del total instalado en el SEN MW, el 63% son de origen hidráulico ( MW) y el restante 37% de origen térmico (8.557 MW), este último se descompone en 13,7% de turbinas a gas (3.165 MW), 18,9% de turbinas a vapor (4.366 MW), 2,7% de ciclo combinado (620 MW) y 1,8% de motores de generación distribuida (406 MW); la gráfica siguiente muestra el desglose por fuente primaria de la capacidad instalada. 11

12 Capacidad Instalada por Fuente Primaria (%) Año 2008 HIDRÁULICA 63,0% TÉRMICO A VAPOR 18,9% TÉRMICO A GAS 13,7% CICLO COMBINADO 2,7% MOTORES DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 1,8% La participación del componente térmico en el SEN pasa de 35% en el 2007 a 37% en el Esta variación obedece a la inclusión en el sistema de 614 MW de los cuales 234 MW corresponden a plantas termoeléctricas de tipo distribuida y los 380 MW restantes a la instalación de la 1ra unidad del ciclo combinado Termozulia II, 1ra unidad de la planta Josefa Camejo, 2 unidades de la planta TURBOVEN y la 3ra unidad de la planta Argimiro Gabaldón. El cuadro inferior presenta el detalle de la capacidad de generación instalada del SEN por fuente primaria de generación para el año En la tabla de la página siguiente se muestra el detalle por planta del parque de generación instalado en el SEN para el año 2008, indicando adicionalmente la Energía Promedio y Firme por planta. Capacidad Instalada por Fuente Primaria - Año 2008 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Empresa Térmico a Vapor Térmico a Gas Tipo (kw) Ciclo Combinado Motores Generación Distribuida Hidráulica CADAFE EDELCA LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Sector Petrolero Oriental TERMOBARRANCAS TURBOVEN SISTEMA Total 12

13 Plantas de Generación del SEN - Año 2008 Ciclo Combinado Motores de Generación Distribuida Turbogas Turbovapor Hidráulica Nombre de la Planta Número de Unidades Combustible Disponible Empresa Capacidad Nominal (kw) Energía Promedio (MWh) Energía Firme (MWh) Ubicación de la Planta ANTONIO JOSÉ DE SUCRE (MACAGUA I, II, III) 20 EDELCA Pto. Ordaz (Edo. Bolívar) FRANCISCO DE MIRANDA (CARUACHI) 12 EDELCA Caruachi (Edo. Bolívar) JOSÉ A. PÁEZ 4 CADAFE Santo Domingo (Edo. Mérida) - JUAN A. RODRÍGUEZ 2 CADAFE Barinas (Edo. Barinas) LEONARDO RUIZ PINEDA Uribante Caparo 2 CADAFE (SAN AGATÓN) (Edo. Táchira) SIMÓN BOLÍVAR Guri 20 EDELCA (GURI I, II) (Edo. Bolívar) JOSEFA JOAQUINA SÁNCHEZ 8 Gas/Fueloil LA EDC Arrecifes (Estado Vargas) PLANTA CENTRO (1, 2) 2 Gas CADAFE Morón (Edo. Carabobo) PLANTA CENTRO (3, 4, 5) 3 Fueloil CADAFE Morón (Edo. Carabobo) RAMÓN LAGUNA (13, 14) 2 Gas ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) RAMÓN LAGUNA (15, 16, 17) 3 Gas/Fueloil ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) ALFREDO SALAZAR 3 Gas CADAFE Anaco (Edo. Anzoategui) ARGIMIRO GABALDÓN 3 Gas/Gasoil ENELBAR Barquisimeto (Edo. Lara) CASIGUA 3 Gas/Gasoil ENELVEN Casigua (Edo. Zulia) CONCEPCIÓN 2 Gasoil ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) DABAJURO (distribuida) 1 Gasoil CADAFE Dabajuro (Edo. Falcón) ENELBAR 7 Gas/Gasoil ENELBAR Barquisimeto (Edo. Lara) GUANTA 2 Gas CADAFE Guanta (Edo. Anzoategui) JOSÉ MARÍA ESPAÑA 5 Gas/Gasoil LA EDC Caracas (Edo.Miranda) JOSEFA CAMEJO 1 Gas/Gasoil CADAFE Paraguaná (Edo. Falcón) JUSEPÍN 1 Gas PDVSA Jusepín (Edo. Monagas) LUISA CÁCERES 9 Gasoil SENECA Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta) PEDRO CAMEJO 2 Gas CADAFE Valencia (Edo. Carabobo) PLANTA CASTILLITO 3 Gas ELEVAL Valencia (Edo. Carabobo) PLANTA CORO 4 Gasoil CADAFE Coro (Edo. Falcón) PLANTA DEL ESTE 8 Gas ELEVAL Valencia (Edo. Carabobo) PLANTA TÁCHIRA 8 Gasoil CADAFE La Fría (Edo. Táchira) PUNTO FIJO 8 Gas/Gasoil CADAFE Punto Fijo (Edo. Falcón) RAFAEL URDANETA 10 Gas/Gasoil ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) SAN FERNANDO 2 Gasoil CADAFE San Fernándo (Edo. Apure) SAN LORENZO 2 Gas ENELCO Cabimas (Edo. Zulia) SANTA BÁRBARA (ORIENTE) 1 Gas PDVSA Santa Bárbara (Edo. Monagas) SANTA BÁRBARA (OCCIDENTE) 2 Gas ENELVEN Santa Bàrbara (Edo. Zulia) TERMOBARRANCAS II 1 Gas TERMOBARRANCAS Edo. Barinas TUCUPITA (distribuida) 1 Gasoil CADAFE Tucupita (Edo. Delta Amacuro) TURBOVEN 2 Gas TURBOVEN Edo. Aragua ACHAGUAS 1 Gasoil CADAFE Edo. Apure ARAGUA DE BARCELONA 1 Gasoil CADAFE Edo. Anzoategui BARRANCA DEL ORINOCO 1 Gasoil CADAFE Tucupita (Edo. Delta Amacuro) BOCA DE RIO 1 Gasoil CADAFE Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta) CAMAGUÁN 1 Gasoil CADAFE Edo. Guárico CANTARRANA 1 Gasoil CADAFE Cantarrana (Edo. Miranda) CLARINES 1 Gasoil CADAFE Edo. Anzoategui CORO III 1 Gasoil CADAFE Edo. Falcón CRUZ PERAZA 1 Gasoil CADAFE Maturín (Edo. Monagas) EL CUARTEL 1 Gasoil CADAFE Barcelona (Edo. Anzoategui) EL RINCON 1 Gasoil CADAFE Edo. Anzoategui GUANAPE I y II 2 Gasoil CADAFE Barinas (Edo. Barinas) LA FRIA I y II 2 Gasoil CADAFE Edo. Táchira LOS MILLANES 1 Gasoil CADAFE Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta) LUISA CÁCERES 1 Gasoil SENECA Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta) LUISA CÁCERES I,III,IV,II 4 Gasoil CADAFE Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta) PTO. AYACUCHO 1 Gasoil CADAFE Edo. Amazonas PUNTO FIJO I,II 2 Gasoil CADAFE Edo. Falcón SAN FERNANDO 1 Gasoil CADAFE San Fernando (Edo. Apure) TEMBLADOR 1 Gasoil Edo. Monagas UNIVERSIDAD 1 Gasoil CADAFE Edo. Monagas UREÑA 1 Gasoil CADAFE Edo. Táchira Termozulia I 3 Gas/Gasoil ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) Termozulia II 1 Gas/Gasoil ENELVEN Maracaibo (Edo. Zulia) Total SISTEMA TOTAL HIDRÁULICA TOTAL TURBOVAPOR TOTAL TURBOGAS TOTAL DE MOTORES GENERACIÓN DISTRIBUIDA TOTAL CICLO COMBINADO ESTADÍSTICAS 2008 ENERGÍA PROMEDIO UNIDADES HIDRÁULICAS: Es el promedio de valores de energía anual con base en los aportes históricos de los caudales. ENERGÍA FIRME UNIDADES HIDRÁULICAS: Es el mayor valor posible de energía capaz de ser generada continuamente por la Planta, sin la ocurrencia de déficit en el caso de repetirse los más bajos aportes del registro histórico de caudales. ENERGÍA PROMEDIO UNIDADES TÉRMICAS = Capacidad Nóminal * Número de Horas del Año (8.760 Horas) * Factor de Planta (0,7). 13

14 Distribución de la Generación del Sistema Eléctrico Nacional - Año 2008 GD Punto Fijo I y II Punto Fijo Josefa Camejo Dabajuro Coro GD Coro Ramón Laguna TZCC1 y TZCC2 Rafael Urdaneta San Lorenzo ENELBAR Pedro C Argimiro Gabaldón Concepción Santa Bárbara Casigua José A. Páez Juan A. Rodríguez GD La Fría I y II GD Ureña Planta Táchira Leonardo R. Pineda Termobarrancas II GD Guanapa Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 A continuación se muestra en el mapa de la República Bolivariana de Venezuela, la distribución geográfica de la generación nacional. Empresas Eléctricas y PDVSA: CADAFE ENELVEN / ENELCO SENECA EDELCA ELEVAL LA EDC ENELBAR PDVSA COLOMBIA 14

15 MAR CARIBE Luisa Cáceres Isla de Margarita GD Luisa Cáceres I, II, III y IV GD Boca de Río GD Los Millanes amejo Planta Centro Turboven Josefa J. Sánchez J. M. E. Castillito Planta del Este GD Camaguán San Fernando GD Cantarrana GD Aragua de Barcelona GD Clarines Guanta Alfredo Salazar GD El Cuartel GD Cruz Peraza GD El Rincón Jusepín Santa Bárbara GD Universidad GD Temblador Tucupita Antonio José de Sucre Francisco de Miranda GD Barrancas del Orinoco ESTADÍSTICAS 2008 GD Achaguas Simón Bolívar GD Puerto Ayacucho GUAYANA ESEQUIBA ZONA EN RECLAMACIÓN BRASIL 15

16 Red Troncal de Transmisión del Sistema Eléctrico Nacional - Año 2008 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Red Troncal de Transmisión El SEN interconecta los sistemas de generación de las empresas filiales a través de la Red Troncal de Transmisión RTT, conformada principalmente por líneas de 765 kv, 400 kv y 230 kv, destacándose el enlace Guayana-Centro Occidente de 765 kv cuya longitud alcanza los kms. Durante el año 2008 se incorporan al sistema de transmisión del SEN 472 kilómetros de línea que corresponden a la puesta en servicio de las líneas 1 y 2 del sistema a 230 kv Barbacoa II - Guanta II Casanay incrementando la red en 322 kms, la energización de la línea N 2 a 230 kv Calabozo - San Fernando II de 150 kms y la puesta en operación del desvío de la línea San Gerónimo - Sombrero II a 115 kv hacia la subestación Bamarí. En cuanto al sistema de transformación en el 2008 se incorporaron 100 MVA correspondientes al autotransformador N 2 de 230/115 kv de la subestación San Fernando II y 72 MVA de los transformadores N 1 y 2 de 115/138 kv de la subestación Bamarí. A continuación se muestra en forma gráfica, el inventario de las redes de transmisión de la RTT para diciembre del 2008, indicando las longitudes totales de las líneas operadas por el Despacho de Carga Central, discriminadas por niveles de tensión. Longitudes Totales 765 kv Kms 400 kv Kms 230 kv Kms 115 y 138 kv 311 Kms Cuestecitas Rincón Tibú San Mateo Cuatricentenario Trinidad Arreaga Pta. Piedra La Fría II El Corozo Buena Vista El Tablazo Cabimas Morochas Pta. Páez COLOMBIA Manzano Barquisimeto Las Flores Cabudare Acarigua II Barinas IV Termobarrancas Yarac La A 16

17 MAR CARIBE Isla de Margarita Luisa Cáceres uy renosa Planta Centro Tiara Aragua Papelón Santa Teresa Convento Diego Losada OMZ Río Chico II Barbacoa I Jose Barbacoa II Chacopata Guanta II Casanay El Indio El Furrial Calabozo La Horqueta Bamari Valle de La Pascua San Gerónimo El Tigre Palital ESTADÍSTICAS 2008 La Canoa Cdad. Bolívar Guayana San Fernando II Malena Guri Santa Elena GUAYANA ESEQUIBA ZONA EN RECLAMACIÓN Boa Vista BRASIL 17

18 Demanda Máxima de Potencia La demanda máxima del sistema es el valor máximo de potencia neta horaria determinado por el Centro de Control del CNG, que considera todas las empresas que conforman la Corporación Eléctrica Nacional. El 10/10/08 a las 20:00 horas se registró la demanda máxima del SEN, con MW, lo cual representa un crecimiento de 5,14% respecto al valor máximo alcanzado durante el año anterior. En la gráfica siguiente se observa como las empresas CADAFE, EDELCA, LA EDC y ENELVEN contribuyen en un 83% a formar el pico de demanda máxima del SEN, restando un 17% cubierto por las empresas ENELCO, ENELBAR, ELEVAL, SENE CA, el Sector Petrolero Oriental, Hidrocapital, Hidrocentro y Mineras Loma de Níquel. En la siguiente gráfica se muestra como en los últimos 5 años, la demanda máxima de potencia del SEN ha ocurrido en el período Octubre - Diciembre. MW Distribución Mensual de la Demanda Máxima del SEN (MW) - Período Participación de las Empresas en la Demanda Máxima del SEN (%) - Año Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 50 41,4% Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 % ,7% CADAFE LA EDC ENELCO ENELBAR SENECA ELEVAL 11,7% 10,1% 4,0% 3,5% 3,2% 2,8% 1,8% 1,7% EDELCA ENELVEN SECTOR PETROLERO ORIENTAL HIDROCAPITAL, HIDROCENTRO y MINERAS LOMA DE NIQUEL De acuerdo a la evolución mensual discriminada por empresas de la demanda máxima de potencia para el año 2008 CADAFE, LA EDC, ELEVAL y ENELBAR, obtienen sus máximos anuales en el mes de noviembre, mientras que las empresas EDELCA, ENELVEN, SENECA y el Sector Petrolero Oriental por su parte en el tercer trimestre del año, siendo ENELCO la única filial en registrar su máximo en el primer semestre del año. 18

19 Evolución Mensual de la Demanda Máxima de las Empresas (MW) - Año BAR con un crecimiento de 10,0%, 9,7%, 8,8% y 5,2% respectivamente, mientras que ENELCO y LA EDC registran crecimientos del 3,5% y 2,48% respectivamente. Generación Neta El total de energía neta generada durante el año 2008 en el Sistema Eléctrico Nacional fue de ,9 GWh creciendo 4,25% respecto al valor obtenido el año anterior. Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó ,6 GWh (73,4%), mientras que el componente térmico totalizó ,2 GWh (26,6%), registrando un valor promedio mensual de 2.618,9 GWh. MW En Venezuela la generación hidráulica se encuentra ubicada en las regiones de Guayana y Los Andes, mientras que la térmica tiene instalados sus principales núcleos de producción en las regiones Capital, Central y Zuliana. La distribución porcentual de la generación neta del SEN según la gráfica a continuación, visualiza la participación mayoritaria por parte de EDELCA con un 71,6% totalizando ,4 GWh, seguida por las empresas LA EDC, CADAFE y ENELVEN con 9,2%, 7,7% y 6,1% respectivamente, mientras que las empresas SENECA, ELEVAL, ENELBAR, ENELCO, Genevapca, Turboven, Termobarrancas y el Sector Petrolero Oriental contribuyen con el 5,4% restante al total nacional durante el ESTADÍSTICAS 2008 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic CADAFE LA EDC ENELCO ENELBAR SENECA EDELCA ENELVEN SECTOR PETROLERO ORIENTAL ELEVAL Distribución Porcentual de la Generación Neta de las Empresas (%) - Año 2008 La demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional se incrementó durante el 2008 en 5,14%, siendo EDELCA y ELEVAL las únicas filiales en registrar tasas de crecimiento inferiores en comparación con el año anterior de 0,6% y 3,3% respectivamente, mientras que el resto de las empresas muestran crecimientos porcentuales superiores a los del año La empresa con mayor crecimiento en la demanda máxima de potencia durante el año 2008 fue SENECA con 13,0%, seguida por ENELVEN, CADAFE, el Sector Petrolero Oriental y ENEL- EDELCA 71,6% LA EDC 9,2% CADAFE 7,7% ENELVEN 6,1% GENEVAPCA, TERMOBARRANCAS y TURBOVEN 1,8% SENECA 1,2% ELEVAL 1,0% ENELBAR 0,9% ENELCO 0,2% SECTOR PETROLERO 0,1% 19

20 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Generación Bruta por Tipo de Combustible El parque térmico del SEN generó un total de ,9 GWh en el año 2008, que representa un aumento de 3,45% respecto al valor obtenido en el año De los cuales ,0 GWh se generaron utilizando como combustible primario el gas, 6.383,1 GWh empleando el fueloil y los restantes 8.577,7 GWh del total generado provienen de unidades que utilizan como combustible el gasoil. Durante el año se observó una disminución en la energía generada bruta empleando como combustible primario el fueloil y gas de 11,8% y 0,3% respectivamente. Mientras que la generación con gasoil crece 30,4% en comparación con el año GWh Generación por Tipo de Combustible (GWh) Año , ,8 Gas Gasoil Fueloil Fuente Primaria CADAFE ENELVEN ENELBAR GENEVAPCA, TERMOBARRANCA, TURBOVEN y SECTOR PETROLERO 6.383,1 LA EDC ELEVAL ENELCO SENECA En cuanto a la distribución de la generación por tipo de combustible en el SEN, en la gráfica anterior se observa que LA EDC es la principal generadora empleando como combustible primario el gas contabilizando 8.902,3 GWh, seguida por las empresas CADAFE y ELEVAL con 3.357,8 GWh y 1.221,3 GWh respectivamente. Por su parte las empresas ENELVEN y CADAFE son las principales generadoras utilizando gasoil alcanzando 4.372,5 GWh y 2.051,0 GWh del total. En cuanto al fueloil LA EDC y ENELVEN tienen la mayor participación generando con este tipo de combustible 2.270,0 GWh y 2.182,9 GWh respectivamente durante el año Energía Generada Bruta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) La generación de energía bruta en el SEN por medio de las cuatro fuentes empleadas en Venezuela (gas, gasoil, fueloil e hidráulica), alcanzó durante el año 2008 un total de ,2 GWh que equivalen a 71,8 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). Este valor representa un incremento aproximado de 4,2% respecto al valor observado el año anterior. MMBEP Energía Generada en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) - Período ,1 4,4 HIDRÁULICA GASOIL 4,0 10,6 68, FUELOIL GAS 52,3 3,8 5,2 10,5 71,80 20

21 En la gráfica anterior se observa que durante el 2008, empleando gas se generaron ,0 GWh que equivalen a 10,5 millones BEP. Por su parte la generación a gasoil alcanzó los 8.577,8 GWh que representan un total de 5,2 millones BEP y la generación con fueloil contabilizó 6.383,1 GWh que corresponden a 3,8 millones BEP, lo que totaliza ,9 GWh de energía generada por medio de fuentes térmicas, equivalentes a 19,5 millones BEP, este valor representa un incremento de 3,4% en comparación con el año Del total generado en el año se obtuvieron por medio de fuentes hidráulicas ,8 GWh que representan 52,3 millones BEP, registrando un incremento de 4,4% en este tipo de fuente respecto al año pasado. Intercambios de Energía en el SEN Los intercambios de energía que ocurrieron durante el año 2008 muestran los efectos de un esquema de generación con un alto componente de energía hidroeléctrica, favorecido por los aportes y el nivel de la cota del embalse de Guri de la empresaedelca, representando para esta un incremento en su intercambio con el resto del sistema de 7,0% con respecto al año anterior, totalizando en el año un intercambio de ,8 GWh. Destacan los incrementos de las empresas LA EDC de 29,1% y SENECA de 23,9%, seguidas por ELEVAL, CADAFE, el Sector Petrolero Oriental y ENELCO con 15,5%, 13,3%, 7,1% y 5,3% respectivamente. Por su parte las empresas ENELVEN y ENELBAR registran en el año un decrecimiento de 19,5% y 1,2% respectivamente, en comparación con el año En cuanto a los intercambios internacionales de energía en el sistema nacional, se tiene que en el 2008 se importaron 98,0 GWh desde Colombia que representa un incremento de 1790,8% respecto al año anterior, mientras que a Brasil se exportaron 565,0 GWh creciendo 5,2% versus el valor del año El diagrama siguiente muestra por empresas el intercambio neto acumulado durante el año 2008, apreciándose como la energía suministrada por EDELCA, Genevapca, Termobarrancas, Turboven y lo importado desde Colombia suple las demandas del resto de las empresas y exporta a la nación de Brasil. ESTADÍSTICAS 2008 Intercambio Neto en el SEN - Año 2008 (GWh) CADAFE EDELCA LA EDC ENELVEN ENELCO ENELBAR ELEVAL SENECA SP Ori Colombia (Cuatricentenario-Cuestecitas) 3,8 Colombia (El Corozo-San Mateo) 101,8 3 Sistema de Transmisión Brasil (Santa Elena-Boa Vista) Termobarranca + Genevapca + Turboven Minera Loma Níquel Hidrológicas 21

22 Consumo de Energía El Sistema Eléctrico Nacional consumió durante el año 2008 un total de ,9 GWh, lo que representa un incremento de 4,3% respecto al total consumido durante el año anterior, versus el valor creciente alcanzado en el período anterior 2007/2006 de 2,1%. Adicional a ello se mantuvo un intercambio neto con las naciones de Colombia y Brasil equivalente al 0,4% del total consumido nacional. En el año 2008 las empresas que registran el mayor crecimiento porcentual en la tasa de consumo de energía respecto al año anterior fueron CADAFE con 7,7% y SENECA con 7,1%, seguidas por ENELBAR, ENELVEN, el Sector Petrolero Oriental, ELEVAL y ENELCO con 6,0%, 5,7%, 5,6%, 5,2% y 5,0% respectivamente. Mientras que el crecimiento más bajo del año de 3,2% se observa en LA EDC, siendo EDELCA la única filial en mostrar un descenso en su tasa de consumo respecto al 2007 de 1,0%. En términos absolutos de los GWh de energía consumidos adicionalmente en el sistema nacional en el año, el 66% de dicho incremento se atribuye al área servida por CADAFE. En la gráfica anexa se muestran las magnitudes de generación propia e intercambios de energía utilizadas para satisfacer la energía consumida en cada empresa. En ella se observa que LA EDC, SENECA, ENELVEN y ELEVAL cubrieron su demanda de energía durante el 2008 en más de un 50% con generación propia, mientras que las empresas ENELBAR, CADAFE, ENELCO y el Sector Petrolero Oriental satisfacieron su demanda de energía haciendo uso mayoritariamente de la energía intercambiada a través del SEN; por su lado EDELCA generó suficiente energía no sólo para cubrir su demanda sino también para cubrir los requerimientos del resto de las empresas, representado con signo negativo en la gráfica. En cuanto a la distribución del consumo de energía del SEN, se observa como las empresas CADAFE y EDELCA comparten el 60,5% del total nacional (38,6% y 21,9% respectivamente), seguidas en orden de participación por las empresas LA EDC y ENELVEN con 11,6% y 9,9% respectivamente, mientras el restante 17,9% lo comparten en orden de participación, las empresas Sector Petrolero oriental, ENELCO, Mineras e Hidrológicas, ENELBAR, ELEVAL y SENECA. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 GWh Generación vs. Intercambio en las Empresas (GWh) - Año CADAFE EDELCA LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA SECTOR PETROLERO Distribución Porcentual del Consumo de Energía de las Empresas (%) Año 2008 CADAFE 38,6% EDELCA 21,9% LA EDC 11,6% ENELVEN 9,9% ENELCO 4,1% SECTOR PETROLERO 4,1% MINERAS e HIDROLÓGICAS 3,3% ENELBAR 2,9% ELEVAL 1,8% SENECA 1,7% GENERACIÓN INTERCAMBIO 22

23 Consumo de Combustible en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) El consumo de gas asociado a las plantas de generación térmica para el 2008 aumentó con respecto al año anterior en 28 MM m 3 que representan menos del 1%, totalizando en MM m 3 que equivalen a 33,8 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). Según la gráfica anexa las empresas ENELVEN y ENELBAR incrementaron su consumo con respecto al año anterior en 0,9% y 0,3% respectivamente, mientras que CADAFE disminuye su consumo de gas en 0,3%. El resto de las filialesregistran un consumo de gas equivalente al año En cuanto a la distribución por empresas del consumo de gas nacional en el año 2008, resalta LA EDC con una participación del 48% consumiendo MM m 3. MM MM m 3 m 3 Consumo de Gas por Empresas (MM m 3 ) Período Por otra parte el consumo de fueloil en el SEN disminuye respecto al año anterior en 13,6% alcanzando 1,7 millones de toneladas que equivalen a 11,4 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP). Dicho decrecimiento obedece a los consumos asociados a las empresas ENEL- VEN y CADAFE los cuales experimentaron una disminución con respecto al año anterior de 23,2% y 13,9% respectivamente. Mientras que LA EDC aumentó su consumo de fueloil en 0,7%; así mismo destaca ENELVEN como el mayor consumidor de fueloil con un consumo anual de 0,6 millones de toneladas, que equivalen a una participación de 36% en el total nacional. Miles de Toneladas Consumo de fueloil por Empresas (Miles Ton) Período ENELVEN CADAFE LA EDC ESTADÍSTICAS LA EDC CADAFE ELEVAL ENELBAR ENELVEN ENELCO GENEVAPCA, TERMOBARRANCAS, TURBOVEN y SECTOR PETROLERO ORIENTAL En cuanto al consumo de gasoil a nivel nacional se registra un aumento de 13,8% con respecto al año anterior, totalizando para el año millones de litros que equivalen a 16,3 millones de barriles equivalentes de petróleo (BEP); el mayor incremento absoluto corresponde a ENELVEN con 228,84 millones de litros, seguido por CADAFE con 83,9 millones de litros. La mayor participación en el consumo anual de gasoil lo registra ENELVEN por tercer año consecutivo totalizando 1.136,4 millones de litros que representan el 41% del total nacional. 23

24 MM Litros Consumo de gasoil por Empresas (MM Lts) Período ,6 701,8 560,3 244,52 0, ,44 785, ,33 244,30 0, ENELVEN CADAFE SENECA GENEVAPCA ENELBAR Indicadores del Embalse de Guri Para el año 2008 los aportes promedios al embalse de Guri estuvieron en distintas ocasiones sobre la curva promedio histórica que recopila valores desde 1950, resaltando los períodos comprendidos entre la última quincena del mes de Febrero y Marzo y los meses de Noviembre y Diciembre en donde el caudal estuvo constantemente por encima del promedio histórico, de acuerdo a lo mostrado en la gráfica anexa. Cabe destacar que durante los períodos anteriormente mencionados la curva de aportes al embalse de Guri en varias oportunidades alcanzó los máximos históricos, logrando un promedio anual de m 3 /seg, lo que representa aproximadamente un 16,8% por encima de la media histórica; el aporte promedio mínimo diario alcanzado durante el 2008 fue de m 3 /seg ocurrido en el mes de Abril, mientras que el máximo ocurre en el mes de Agosto con un valor de m 3 /seg. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 La cantidad de combustibles líquidos y gas empleados para generar ,9 GWh de energía bruta durante el 2008 corresponden a un consumo de 61,6 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), que representan un incremento de 0,6% respecto al año 2007 y una eficiencia equivalente del parque térmico del 32%. MM BEP Consumo de Combustible del Parque de Generación Térmica Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo ,8 16,3 11,4 GAS GASOIL FUELOIL m 3 /seg Aportes Promedio Diarios al Embalse de Guri (m 3 /seg) - Año 2008 Año 2008 superior al promedio histórico en 16,83% Promedio Histórico 01/Ene al 31/Dic: (m 3 /seg) Ene 1-Feb 1-Mar 1-Abr 1-May 1-Jun Máximo Histórico Promedio 01/Ene al 31/Dic: (m 3 /seg) 1-Jul 1-Ago 1-Sep 1-Oct Mínimo Histórico Promedio Histórico Año Nov 1-Dic 24

25 Por su parte, la cota registrada en el embalse de Guri para el 31 de Diciembre de 2008 fue de 270,96 m.s.n.m., aumentando con respecto al nivel de inicio de año en 0,41 m. Así mismo, la cota mínima durante el 2008 fue de 262,26 m.s.n.m. lo que representa 2,61 m por encima del mínimo alcanzado en el año anterior. Es importante mencionar que en el año 2008 se abrieron las compuertas de los aliviaderos del embalse de Guri descargando un caudal de 2.205,07 m3/seg. Desde principios de Septiembre hasta mediados de Octubre esta condición se mantuvo la mayor parte de los días; mientras que en Diciembre las compuertas de los aliviaderos del embalse se mantienen abiertas durante todo el mes. 275 Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m.) Período Indicadores de Desempeño del SEN Continuidad del Suministro En esta sección se detallan los indicadores definidos para medir la continuidad del suministro en el SEN: La carga promedio anual interrumpida (PPI), la duración promedio anual de interrupción (TPR) y el índice de severidad (IS). Es importante destacar que para el cálculo de estos indicadores, se toman en cuenta las interrupciones mayores a 100 MW causadas tanto por trabajos planificados en la red, como las causadas por incidentes en las instalaciones de generación, transmisión y distribución. PPI Este indicador refleja la carga promedio anual que sería interrumpida ante una perturbación mayor en el SEN. Se obtiene de la suma de la carga asociada a todas las interrupciones mayores a 100 MW entre el número de eventos con interrupciones mayores a 100 MW. ESTADÍSTICAS 2008 m.s.n.m Ene-03 Jul-03 Ene-04 Jul-04 Ene-05 Jul-05 Volumen Útil al 31/12/ % Volumen Útil al 31/12/ % Volumen Útil al 31/12/ % Ene-06 Jul-06 Ene-07 Jul-07 Ene-08 Jul-08 Volumen Útil al 31/12/ % Volumen Útil al 31/12/ % Volumen Útil al 31/12/ % CPM PPI = NPM Donde: CPM: Carga interrumpida por evento. NPM: Número de eventos con interrupciones. TPR Este indicador mide la duración promedio anual en minutos, debido a una interrupción del suministro en el sistema. Se obtiene de la sumatoria del tiempo de todas las interrupciones mayores a 100 MW, entre el número de eventos con interrupciones mayores a 100 MW. TPM TPR = NPM Donde: TPM: Tiempo de interrupción por evento. NPM: Número de eventos con interrupciones. 25

26 IS Este indicador representa la proporción anual de carga no servida en el sistema interconectado nacional con respecto al consumo total de energía. Se obtiene del cálculo de la energía no servida ante perturbaciones mayores a 100 MW, entre el consumo de energía anual del sistema. ENS IS = EC Donde: ENS: Energía no servida en las perturbaciones mayores a 100 MW. EC: Consumo de energía. Hrs Duración Promedio Anual de Interrupción TPR (HRS) - Período ,0 3,5 3,0 2,5 2,0 1,5 1,0 0,5 0 1,32 2,12 1,93 R 2 =0,9851 1,54 3, Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 A continuación se presentan los Indicadores de Continuidad en el Suministro para el período MW Carga Promedio Anual Interrumpida PPI (MW) - Período En la gráfica anexa se observa que durante el 2008 la carga promedio anual interrumpida (PPI), mantiene la tendencia creciente registrada en el período , aumentando en el año 128% respecto al valor obtenido en el 2007, siendo este el valor más alto registrado por el indicador en los últimos 5 años. En cuanto a la duración promedio anual de interrupción (TPR), se observa como para el año 2008 el indicador cambia la tendencia decreciente registrada en el período , para crecer 119% respecto al valor del año anterior. % Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS (%) - Período ,150 0,125 0,100 0,075 0,050 0, ,014 0,024 0,016 0,036 0, Por su parte el Índice de Severidad (IS) el cual mide el porcentaje interrumpido de la energía consumida durante el año 2008, se incrementa en 289% respecto al año anterior, siendo este el valor más alto registrado en el último quinquenio. 26

27 Desempeño de las Líneas de Transmisión En esta sección se presenta el desempeño de las líneas de transmisión pertenecientes a la red troncal del SEN, el cual es evaluado con base en los siguientes indicadores: Número Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea Indica la relación entre el número de desconexiones de la línea y su longitud. Se determina mediante la siguiente ecuación: N Desconexiones Fkms = LongLínea Donde: Fkms: Desconexiones por kilómetros de línea. Nº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período. LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros. Tiempo Promedio de Interrupciones por Kilómetro de Línea Representa la relación entre las horas de desconexión de la línea y su longitud. Está determinada por la siguiente ecuación: TFkms = N HorasDesconexiones LongLínea Donde: TFkms: Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea. Nº HorasDesconexiones: Número de horas en desconexión durante el período. LongLínea: Longitud de la línea medida en kilómetros. A continuación se muestra para el año 2008, el desempeño de las líneas de transmisión que integran la Red Troncal de Transmisión a través de sus indicadores relevantes. ESTADÍSTICAS 2008 Tiempo Promedio de Interrupción Es el tiempo promedio de desconexiones de la línea y está representado por la siguiente ecuación: TProm = N HorasDesconexiones N Desconexiones Donde: TProm: Tiempo Promedio de Interrupción Nº Desconexiones: Número de desconexiones ocurridas durante el período. Nº Horas Desconexiones: Número de horas en desconexión durante el período. 27

28 Líneas de Transmisión Indisponibilidad de las Líneas de Transmisión de la RTT - Año 2008 Tensión (kv) Longitud (km) Horas (Continuación) Indisponibilidad forzada Nº de interrup. % Horas Indisponibilidad programada Nº de interrup. % Nº interrup. por km de linea Tiempo total interrup. x km de línea (horas) Tiempo promedio interrup. (horas) GURI-MALENA ,00 0 0,000 26,97 2 0,307 0,0131 0, ,4835 GURI-MALENA ,40 1 0,016 9,53 2 0,109 0,0196 0,0715 3,6443 GURI-MALENA ,58 2 0,007 9,57 2 0,109 0,0248 0,0630 2,5378 LA ARENOSA-YARACUY ,08 1 0,001 7,82 1 0,089 0,0163 0,0642 3,9500 LA HORQUETA-LA ARENOSA ,42 4 0,005 8,42 1 0,096 0,0769 0,1359 1,7668 MALENA-SAN GERONIMO ,37 3 0,061 22,27 6 0,254 0,0400 0,1228 3,0703 MALENA-SAN GERONIMO ,77 1 0,009 17,82 5 0,203 0,0267 0,0826 3,0972 MALENA-SAN GERONIMO ,23 5 0,311 25,85 6 0,295 0,0489 0,2359 4,8257 OMZ-LA HORQUETA ,23 2 0,003 25,30 3 0,288 0,0556 0,2837 5,1064 SAN GERONIMO-LA ARENOSA ,08 7 0,012 19,65 4 0,224 0,0407 0,0768 1,8847 SAN GERONIMO-LA HORQUETA ,62 5 0,098 12,03 5 0,137 0,0474 0,0979 2,0649 SAN GERONIMO-OMZ ,05 1 0,195 27,78 6 0,317 0,0385 0,2463 6,4049 Total 765 kv , ,06 213, ,202 0,0360 0,1324 3,6777 BARBACOA II-JOSE ,22 1 0,048 0,00 0 0,000 0,0250 0,1054 4,2170 EL TIGRE-BARBACOA II ,30 5 0,026 23,42 3 0,267 0,0526 0,1692 3,2146 EL TIGRE-SAN GERONIMO ,35 7 0,015 27,10 6 0,309 0,0619 0,1355 2,1885 EL TIGRE-SAN GERONIMO , ,005 24,57 3 0,280 0,0619 0,1191 1,9244 GURI-EL TIGRE ,33 3 0,403 20,05 4 0,229 0,0374 0,2962 7,9117 GURI-EL TIGRE ,50 3 0,085 7,70 2 0,088 0,0267 0,0813 3,0400 GURI-LA CANOA ,00 0 0,000 9,28 2 0,106 0,0152 0,0703 4,6420 LA ARENOSA-LA HORQUETA ,32 9 0,129 10,40 3 0,119 0,1765 0,3194 1,8098 LA ARENOSA-LA HORQUETA , ,169 60,93 7 0,695 0,3971 1,1125 2,8019 LA ARENOSA-YARACUY , ,333 79, ,910 0,1646 0,6624 4,0234 LA CANOA-EL TIGRE ,90 3 0,056 31,73 3 0,361 0,1071 0,6542 6,1057 PALITAL - FURRIAL ,00 0 0,000 7,80 1 0,089 0,0059 0,0462 7,8000 PALITAL - FURRIAL ,02 1 0,000 0,00 0 0,000 0,0059 0,0001 0,0170 PLANTA CENTRO -YARACUY , , , ,305 0,2105 0,8990 4,2703 PLANTA CENTRO-LA ARENOSA , , , ,435 0,6190 2,4281 3,9223 PLANTA CENTRO-LA ARENOSA , ,811 39,88 7 0,458 0,3333 1,7592 5,2777 SAN GERONIMO-JOSE ,98 1 0,023 0,00 0 0,000 0,0061 0,0120 1,9830 SAN GERONIMO-SANTA TERESA , ,864 93, ,079 0,2118 0,9944 4,6958 SAN GERONIMO-SANTA TERESA , ,115 37,07 8 0,422 0,1707 0,2871 1,6816 SANTA TERESA-DIEGO LOSADA ,37 5 0,119 44, ,506 1,5000 5,4734 3,6489 TABLAZO-CUATRICENTENARIO ,20 1 0, , ,284 0,6842 2,9732 4,3455 TABLAZO-CUATRICENTENARIO ,73 2 0, , ,252 0,7895 2,9127 3,6895 YARACUY-TABLAZO , , , ,087 0,2089 1,2010 5,7502 YARACUY-TABLAZO , , , ,972 0,1529 0,6229 4,0749 YARACUY-TABLAZO ,03 7 0,046 76, ,876 0,0664 0,2689 4,0474 Total 400 kv ,3 215,0 0, , ,725 0,134 0,545 4,0552 ACARIGUA II - BARINAS IV , ,123 4,98 2 0,057 0,1313 0,0985 0,7508 ACARIGUA II - LAS FLORES , ,053 1,83 1 0,021 0,1351 0,0587 0,4343 ARAGUA - LA ARENOSA , ,070 18,10 6 0,206 0,2593 0,2996 1,1555 ARAGUA - LA ARENOSA , ,564 39,82 7 0,460 0,3827 2,1796 5,6952 ARAGUA - LA HORQUETA ,83 2 0,010 16,18 4 0,184 0,1935 0,5489 2,8362 ARAGUA - LA HORQUETA ,10 3 0,092 20,28 8 0,231 0,3548 0,9156 2,5804 BARBACOA I - BARBACOA II ,17 1 0,036 1,02 1 0,012 0,2500 0,5230 2,0920 BARBACOA I - BARBACOA II ,47 2 0,051 4,83 1 0,055 0,3750 1,1625 3,1000 BARBACOA I - SANTA TERESA , ,000 0, , , ,0000 BARBACOA II - GUANTA II ,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0, BARBACOA II - GUANTA II ,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0, BARINAS IV - LAS FLORES , ,061 3,78 2 0,043 0,1625 0,1144 0,7040 BOLIVAR - EL TIGRE , ,567 82, ,958 0,1984 2, ,2166 BOLIVAR - EL TIGRE ,22 9 2,316 53, ,625 0,1587 2, ,7909 CABIMAS - MOROCHAS ,00 0 0,000 19,98 6 0,228 0,1364 0,4542 3,3307 CABUDARE - BARQUISIMETO ,80 2 0,078 35,03 4 0,399 0,2308 1,6090 6,

29 Indisponibilidad de las Líneas de Transmisión de la RTT - Año 2008 (Continuación) Líneas de Transmisión Tensión (kv) Longitud (km) Horas Indisponibilidad forzada Nº de interrup. % Horas Indisponibilidad programada Nº de interrup. % Nº interrup. por km de linea Tiempo total interrup. x km de línea (horas) Tiempo promedio interrup. (horas) CALABOZO - SAN FERNANDO ,50 1 0,006 0,00 0 0,000 0,0225 0,0113 0,5000 CUATRICENTENARIO - CUESTECITAS , ,385 44,77 7 0,533 0,2419 3, ,2555 CUATRICENTENARIO - RINCON ,58 7 0,132 25,62 8 0,292 0,7895 1,9578 2,4799 CUATRICENTENARIO - TRINIDAD ,95 8 0,251 47, ,541 1,5833 5,7820 3,6518 DIEGO LOSADA - HORQUETA ,18 4 1,722 4,25 2 0,049 0,0638 1, ,9055 DIEGO LOSADA - TIARA ,30 6 0,174 5,52 2 0,063 0,1818 0,4731 2,6021 EL COROZO - SAN MATEO , ,513 38,45 5 0,440 0,2644 0,9579 3,6232 EL COROZO - SAN MATEO , ,049 0,00 0 0,000 0,1839 1,0596 5,7615 EL INDIO - CASANAY , ,112 71, ,816 0,3761 0,7459 1,9829 EL INDIO - CASANAY , ,575 32,02 8 0,367 0,1651 0,7557 4,5759 EL TIGRE - BARBACOA I , ,137 21,47 6 0,245 0,1127 0,2354 2,0896 EL TIGRE - BARBACOA I ,02 8 0,684 12,47 4 0,143 0,0845 0,5105 6,0403 FURRIAL - INDIO ,82 3 0,009 5,22 2 0,077 0,1613 0,1946 1,2066 FURRIAL - INDIO ,58 3 0,029 4,60 2 0,070 0,1613 0,2317 1,4366 GUANTA II - CASANAY ,83 4 1,159 0,00 0 0,000 0, , ,4585 GUANTA II - CASANAY ,02 4 1,127 0,00 0 0,000 0, , ,7540 GUAYANA - BOLIVAR ,30 1 0,003 10,32 2 0,117 0,0469 0,1659 3,5387 GUAYANA - BOLIVAR ,00 0 0,000 11,38 2 0,130 0,0313 0,1779 5,6915 GURI - GUAYANA ,00 0 0,000 10,00 4 0,114 0,0588 0,1471 2,5000 GURI - GUAYANA ,00 0 0,000 4,63 1 0,053 0,0147 0,0681 4,6330 HORQUETA - CALABOZO ,52 3 0,086 47,00 6 0,536 0,0592 0,3587 6,0573 HORQUETA - CALABOZO ,30 3 0,061 29,88 7 0,340 0,0658 0,2315 3,5182 HORQUETA - TIARA ,17 1 0,002 38,90 8 0,443 0,1800 0,7814 4,3409 LA ARENOSA - CABUDARE , ,094 51, ,586 0,2090 0,4453 2,1309 MOROCHAS - TABLAZO , , , ,219 0,4776 1,7085 3,5772 MOROCHAS - BUENA VISTA , ,110 4,77 1 0,054 0,1846 0,1109 0,6008 PÁEZ - BARINAS IV ,47 2 0,005 0,00 0 0,000 0,0339 0,0079 0,2335 PÁEZ - BARINAS IV ,68 1 0,008 0,00 0 0,000 0,0169 0,0116 0,6830 PLANTA CENTRO - ARENOSA ,70 7 0,351 45,95 7 0,828 0,2188 1,1977 5,4750 RÍO CHICO - BARBACOA I , ,571 66,62 9 1,229 0, , ,3378 SANTA ELENA - BOA VISTA , ,078 11,57 2 0,132 0,0922 0,0893 0,9684 SANTA TERESA - ARAGUA , ,221 36,55 8 0,434 0,1800 4, ,5417 SANTA TERESA - CONVENTO ,13 9 0,059 69, ,787 0,5000 1,9543 3,9087 SANTA TERESA - DIEGO LOSADA ,52 2 0,063 2,92 3 0,033 0,7143 1,2049 1,6868 SANTA TERESA - DIEGO LOSADA ,73 2 0,020 3,63 4 0,041 0,8571 0,7666 0,8943 SANTA TERESA - PAPELON , , , ,646 0,9000 5,9817 6,6464 SANTA TERESA - RÍO CHICO , ,266 33,67 7 0,392 0,3594 3, ,0833 TABLAZO - CUATRICENTENARIO , ,330 57,17 7 0,653 0,8378 2,3225 2,7721 TABLAZO - CUATRICENTENARIO , ,307 36,67 7 0,419 0,5946 1,7167 2,8871 TABLAZO - PUNTA PIEDRAS , , , ,337 1,1842 6,4443 5,4419 TABLAZO - CABIMAS ,10 6 0,047 65, ,745 0,5000 1,3896 2,7792 TERMOBARRANCAS - BARINAS IV ,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0, TIGRE - FURRIAL ,12 8 0,596 37,28 8 0,556 0,1081 0,6041 5,5875 TIGRE - FURRIAL ,65 2 0,190 41,45 9 0,631 0,0743 0,3926 5,2817 YARACUY - ACARIGUA II ,07 7 0,069 37,98 7 0,433 0,1750 0,5506 3,1464 YARACUY - ACARIGUA II ,40 8 0,050 26,03 7 0,297 0,1875 0,3804 2,0289 YARACUY - BARQUISIMETO ,95 6 0, , ,146 0,5217 4,3529 8,3430 YARACUY - CABUDARE ,07 3 0,012 9,58 1 0,109 0,1600 0,4260 2,6623 YARACUY - MANZANO ,00 0 0,000 1,37 2 0,016 0,0714 0,0488 0,6835 YARACUY - MANZANO ,95 3 0,034 0,00 0 0,000 0,1071 0,1054 0,9833 YARACUY - MOROCHAS , ,169 59,73 9 0,681 0,0833 0,2484 2,9808 YARACUY - MOROCHAS , ,203 72, ,827 0,0900 0,3007 3,3413 Total 230 kv , , ,91 405,00 0,401 0,1852 3, ,9523 PUNTA DE PIEDRAS-ARREAGA ,42 8 0,244 15,53 2 0,177 2,50 9,2375 3,6950 CASANAY-CHACOPATA ,00 0 0,000 10,60 3 0,121 0,0588 0,2078 3,5333 CASANAY-CHACOPATA ,70 1 0,042 19,72 4 0,225 0,0980 0,4591 4,6832 CHACOPATA-LUISA CACERES , ,215 32,93 7 0,376 1,0333 1,7255 1,6698 SAN GERÓNIMO - BAMARI , ,183 0,00 0 0,000 0,0870 0,1168 1,3430 SAN GERONIMO-SOMBRERO II , ,287 35,22 6 0,402 0,1169 0,3916 3,3500 SAN GERONIMO-VALLE DE LA PASCUA ,23 6 0,094 14,43 4 0,164 0,6250 1,4168 2,2668 Total 115 kv , ,16 112, ,26 0,2647 0,6193 2,3401 ESTADÍSTICAS

30 A continuación se muestra el desempeño de la RTT para el año 2008 comparado con el promedio de los últimos cuatro años: Indisponibilidad Forzada de la RTT (%) Período ,500 3,000 2,650 0,174 0,060 En la gráfica anterior se observa como la indisponibilidad programada durante el año 2008 del sistema de 400 kv es mayor a la asociada a los sistemas de 230 kv y 765 kv, aún y cuando los tres sistemas registran una mejora en el indicador para el 2008 en contraste con los registros del cuatrienio anterior, disminuyendo su valor en 16%, 43% y 49% en los sistemas de 765 kv, 400 kv y 230 kv respectivamente. % 2,500 2,000 1,500 1,000 0,500 0,774 0,218 0,006 Frecuencia de Interrupción por Kilómetro de Línea (N ) Período ,400 0,350 0,146 0,020 0,134 0,036 0 Promedio 04, 05, 06, ,300 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual De la gráfica anterior se desprende como para el año 2008 igual que como viene ocurriendo en los últimos cuatro años, la indisponibilidad forzada del sistema de 765 kv es menor a la ocurrida en el sistema de 400 kv y esta a su vez menor a la asociada al sistema de 230 kv; así mismo se aprecia como el valor de indisponibilidad forzada alcanzado para el año 2008 en los niveles de tensión de 765 kv y 230 kv supera al valor promedio de los años 2004 al 2007 en 831% y 242% respectivamente, mientras que el sistema de 400 kv mejora su indisponibilidad forzada con respecto al promedio analizado en 20%. % Indisponibilidad Programada de la RTT (%) Período ,500 2,000 1,500 1,000 0, ,791 1,265 0,242 0,401 0,725 0,202 Promedio 04, 05, 06, % 0,250 0,200 0,150 0,100 0, ,202 0,185 Promedio 04, 05, 06, La frecuencia de interrupción por kilómetro de línea para el sistema de 765 kv durante el año 2008 es menor a la observada en los sistemas de 230 kv y 400 kv, respecto al promedio de los cuatro últimos años. Destaca el incremento de 79% en el indicador para el sistema de 765 kv, mientras que los sistemas de 230 kv y 400 kv disminuyen su valor en 8% cada uno respecto al promedio 2004 al

31 Hrs El tiempo promedio de interrupción para el sistema de 230 kv durante el año 2008 supera al promedio de los últimos cuatro años en 125%, mientras que los sistemas de 765 kv y 400 kv disminuyen el indicador con respecto al promedio analizado en 37% y 36% respectivamente. Hrs Tiempo Promedio de Interrupción (HRS) Período Tiempo Total de Interrupción por Kilómetro de Línea (HRS) - Período , ,50 3,00 2,50 2,00 1,50 1,00 0,50 0 7,53 Promedio 04, 05, 06, ,54 6,32 5,84 0,93 0,13 16,95 3,14 4,06 3,68 0,55 0,13 Promedio 04, 05, 06, Desempeño de las Unidades de Generación En esta sección se presenta el desempeño de las plantas de Generación, evaluado a través de los siguientes indicadores: Tasa de Salida Forzada o Programada (FOR o SOR) Representa la probabilidad de que un tipo de unidad se encuentre en condición de falla o mantenimiento. Se calcula empleando la siguiente ecuación: FOR o SOR (%) HFU o HMU * 100 HSU + HFU o HMU Donde: HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa. HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista. HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones. Factor de Salida Forzada o Programada (FOF o SOF) Este indicador mide porcentualmente la ocurrencia de una indisponibilidad prevista o eventual durante el período total evaluado. Se calcula empleando la siguiente ecuación: FOF o SOF (%) = HFU o HMU * 100 HP ESTADÍSTICAS El tiempo total de interrupción por kilómetro de línea se incrementa para los sistemas de 765 kv y 230 kv con respecto al promedio de los últimos cuatro años en 6% y 104% respectivamente, mientras que el sistema de 400 kv para el año 2008 decrece 41% en comparación con el promedio del cuatrienio analizado. Donde: HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista. HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones. HP: Total de horas del período evaluado. 31

32 Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Tasa de Indisponibilidad Total (IT) Mide porcentualmente la ocurrencia de una desconexión forzada o programada, referida al período en el cual una unidad pudo haber estado en servicio en el caso que no hubiesen ocurrido interrupciones. Se calcula empleando la siguiente ecuación: HFU + HMU IT (%) = * 100 HSU + HFU + HMU Donde: HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa. HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista. HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones. Factor de Indisponibilidad Total (UF) Este indicador mide porcentualmente el tiempo que un tipo de unidad de generación estuvo indisponible (falla + mantenimiento) dentro del período evaluado. Se calcula utilizando la siguiente fórmula: UF (%) = HFU + HMU * 100 HP Donde: HFU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible por cualquier eventualidad no prevista. HMU: Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada e indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones. HP: Total de horas del período evaluado. Factor de Disponibilidad Total (AF) Este indicador mide porcentualmente el tiempo que una unidad de generación estuvo disponible dentro del período evaluado. Se calcula utilizando la siguiente fórmula: AF (%) = HSU * 100 HP Donde: HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa. HP: Total de horas del período evaluado (en este caso horas). A continuación se muestra para el año 2008 el desempeño por unidad de las plantas de Generación. 32

33 Desempeño de las Unidades de Generación del SEN - Año 2008 (Continuación) SEN Capacidad Prueba en Sitio TIEMPO (Horas) INDICADORES DE DESEMPEÑO (%) PLANTA TIPO UNIDAD (MW) Servicio Reserva Falla Manten. FOR FOF SOR SOF IT UF AF José Antonio Páez Leonardo Ruiz Pineda (San Agatón) Juan Antonio Rodríguez (Peña Larga) Simón Bolívar Antonio José de Sucre Francisco de Miranda H H H H H H 1 59, , ,30 140,20 265,42 4,38 1,60 7,97 3,02 11,69 4,62 95, ,01 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , , ,78 26,45 846,98 0,70 0,30 18,42 9,64 18,89 9,94 90, , , ,13 218,97 112,90 4,64 2,49 2,45 1,29 6,87 3,78 96, , ,62 0,00 52,47 305,92 0,62 0,60 3,50 3,48 4,08 4,08 95, , ,62 159,33 498,70 657,35 6,26 5,68 8,09 7,48 13,40 13,16 86, , , ,33 39,68 261,37 0,91 0,45 5,69 2,98 6,50 3,43 96, , , ,02 20, ,43 0,93 0,23 69,82 57,21 69,91 57,44 42, , , ,67 601,40 136,70 10,81 6,85 2,68 1,56 12,95 8,40 91, , ,43 89,05 147,55 663,97 1,84 1,68 7,77 7,56 9,33 9,24 90, , , ,92 65,88 81,85 1,71 0,75 2,12 0,93 3,76 1,68 98, , ,40 123,83 957,05 34,72 11,10 10,90 0,45 0,40 11,45 11,29 88, , ,15 137,13 259,42 17,30 3,01 2,95 0,21 0,20 3,20 3,15 96, , ,45 367,83 50,23 123,48 0,61 0,57 1,48 1,41 2,06 1,98 98, , ,38 138,47 239, ,53 4,02 2,73 31,97 30,60 33,86 33,32 66, ,19 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 100,00 100,00 100,00 100,00 0, ,31 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 100,00 100,00 100,00 100,00 0, , ,02 57,42 78,47 267,10 0,93 0,89 3,09 3,04 3,96 3,93 96, , ,75 417,03 81,12 40,10 0,97 0,92 0,48 0,46 1,45 1,38 98, , ,30 111,42 423,58 256,70 5,03 4,82 3,11 2,92 7,84 7,74 92, , ,25 161,37 183,55 194,83 2,18 2,09 2,31 2,22 4,39 4,31 95, , ,70 60,27 296,70 47,33 3,42 3,38 0,56 0,54 3,94 3,92 96, , ,88 270,65 30,50 143,97 0,36 0,35 1,70 1,64 2,05 1,99 98, , ,35 519,07 36,40 327,18 0,46 0,41 3,98 3,72 4,40 4,14 95, , ,40 458,75 90,48 226,37 1,12 1,03 2,75 2,58 3,81 3,61 96, , ,02 328,88 0, ,10 0,00 0,00 83,49 80,36 83,49 80,36 19, , ,92 891,90 5, ,60 0,17 0,06 58,55 52,57 58,58 52,63 47, , , ,37 67,52 245,97 1,05 0,77 3,73 2,80 4,70 3,57 96, , , ,25 7,62 132,73 0,11 0,09 1,87 1,51 1,98 1,60 98, , , ,58 23,57 264,67 0,44 0,27 4,78 3,01 5,18 3,28 96, , , , ,85 298,67 54,80 44,33 8,51 3,40 56,62 47,73 52, , ,63 206,90 253,15 372,32 3,09 2,88 4,47 4,24 7,29 7,12 92, , , , ,63 245,40 18,41 14,69 4,11 2,79 21,17 17,49 82, , , ,23 31,92 96,88 0,57 0,36 1,71 1,10 2,26 1,47 98, , , ,82 4,00 122,05 0,06 0,05 1,83 1,39 1,89 1,43 98, , , ,88 25,88 96,87 0,38 0,29 1,41 1,10 1,79 1,40 98, , ,27 518,20 8,93 119,60 0,11 0,10 1,45 1,36 1,56 1,46 98, , , ,73 3,23 117,47 0,05 0,04 1,69 1,34 1,73 1,37 98, , ,48 261,78 11,00 97,73 0,13 0,13 1,15 1,11 1,28 1,24 98, , , ,40 159,68 120,97 2,51 1,82 1,91 1,38 4,32 3,20 96, , , ,82 49,70 92,78 0,71 0,57 1,31 1,06 2,00 1,62 98, , , ,78 26,12 80,30 0,38 0,30 1,15 0,91 1,52 1,21 98, , , ,58 8,28 92,68 0,11 0,09 1,25 1,06 1,36 1,15 98, , ,88 753,13 0,00 51,98 0,00 0,00 0,65 0,59 0,65 0,59 99, , , ,40 21,95 99,18 0,34 0,25 1,51 1,13 1,84 1,38 98, , , ,08 20,00 79,67 0,33 0,23 1,29 0,91 1,61 1,13 98, , ,15 106,77 57,83 87,25 0,67 0,66 1,01 0,99 1,67 1,65 98, , ,48 105,72 12,50 96,30 0,15 0,14 1,11 1,10 1,25 1,24 98, , ,92 36,97 50, ,90 0,68 0,57 16,20 16,04 16,68 16,61 83, , ,15 44,25 38, ,90 0,53 0,44 16,86 16,70 17,23 17,14 82, , ,15 72,30 41,57 64,98 0,48 0,47 0,75 0,74 1,22 1,21 98, , ,08 47,35 79,25 820,32 1,00 0,90 9,48 9,34 10,30 10,24 89, , ,78 76,80 11,97 202,45 0,14 0,14 2,33 2,30 2,46 2,44 97, , ,58 49,78 28,72 234,92 0,34 0,33 2,70 2,67 3,02 3,00 97, , ,90 301,87 9,25 166,98 0,11 0,11 1,97 1,90 2,08 2,01 97, , ,00 68,97 0,00 270,03 0,00 0,00 3,10 3,07 3,10 3,07 96, , ,70 47,52 14,63 244,15 0,17 0,17 2,80 2,78 2,96 2,95 97, , ,30 775,22 11,53 130,95 0,15 0,13 1,64 1,49 1,78 1,62 98, , ,32 86,20 106,92 209,57 1,26 1,22 2,44 2,39 3,64 3,60 96, , ,57 57,53 2,23 182,67 0,03 0,03 2,09 2,08 2,12 2,10 97,90 Total HIDRO SEN , ,60 731,90 163, ,71 2,41 1,86 15,75 14,15 17,47 16,01 83,99 ESTADÍSTICAS

34 SEN Desempeño de las Unidades de Generación del SEN - Año 2008 Capacidad Prueba en Sitio (Continuación) TIEMPO (Horas) INDICADORES DE DESEMPEÑO (%) PLANTA TIPO UNIDAD (MW) Servicio Reserva Falla Manten. FOR FOF SOR SOF IT UF AF Planta Centro Complejo Generador Josefa Joaquina Sanchez Bastidas Ramón Laguna TV TV TV 1 359,08 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,10 0, , ,87 26,89 18,41 38,66 31,54 49,95 49,95 50, , ,68 0, ,88 239,43 36,62 35,62 4,23 2,73 38,35 38,35 61, , ,33 0, , ,68 32,68 15,35 62,65 53,04 68,38 68,38 31, ,35 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,98 162, ,30 581,28 25,54 23,38 8,85 6,62 30,56 29,99 70, , ,18 342,97 258, ,60 4,56 2,94 33,92 31,60 35,94 34,54 65, , ,80 48,05 77, ,17 1,05 0,89 15,11 14,89 15,87 15,78 84, , ,20 338,93 143, ,80 3,16 1,63 47,24 44,65 48,13 46,28 53, , ,82 0,00 432,92 283,27 5,09 4,93 3,39 3,22 8,15 8,15 91, , ,32 0,00 382,42 653,27 4,70 4,35 7,78 7,44 11,79 11,79 88, , ,38 106,05 292, ,08 4,17 3,33 19,77 18,88 22,48 22,21 77, , ,30 117,22 214,35 495,13 2,62 2,44 5,86 5,64 8,19 8,08 91, , ,12 82, ,10 0,00 17,39 17,23 0,00 0,00 17,39 17,23 82, ,11 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,65 3,98 606, ,13 12,59 6,90 48,51 45,14 52,07 52,04 47, , ,40 26,95 812,88 213,77 9,51 9,25 2,69 2,43 11,72 11,69 88, , ,62 133,28 503,08 587,02 6,24 5,73 7,20 6,68 12,60 12,41 87,59 Total TURBOVAPOR SEN 3.290, ,81 31, , ,88 36,76 31,82 19,30 13,09 45,07 44,91 55,09 Alfredo Salazar Coro Guanta Pedro Camejo Punto Fijo San Fernando Táchira José María España (JME) TG TG TG TG TG TG TG TG 1 66, ,27 688, ,78 157,50 46,17 41,72 3,55 1,79 47,21 43,51 56, , ,52 0, ,85 98,63 12,48 12,34 1,28 1,12 13,46 13,46 86, ,37 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, ,60 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , , , ,18 0,00 78,78 64,76 0,00 0,00 78,78 64,76 35, ,68 0,00 0,00 0, ,00 0,00 0,00 100,00 100,00 100,00 100,00 0, ,13 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, ,80 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,98 0, , ,45 44,30 34,52 33,70 22,07 56,59 56,59 43, , ,77 0, ,88 285,35 30,96 29,95 4,64 3,25 33,20 33,20 66, , ,10 0, ,12 530,78 43,67 41,03 10,25 6,04 47,07 47,07 52, , ,92 3,95 137, ,95 5,02 1,56 69,98 68,85 70,45 70,41 29, ,12 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,13 48,35 66,08 147,43 0,77 0,75 1,70 1,68 2,44 2,43 97, , ,17 211,82 114,78 304,23 1,39 1,31 3,60 3,46 4,89 4,77 95, , ,25 13,70 74,05 47,00 0,85 0,84 0,54 0,54 1,38 1,38 98, , ,13 11,55 718, ,50 9,38 8,18 13,80 12,65 20,86 20,84 79, ,28 775,95 23, ,50 132,27 91,01 89,40 14,56 1,51 91,14 90,90 9, , ,27 0, ,73 0,00 25,51 25,51 0,00 0,00 25,51 25,51 74, ,07 107, , ,23 0,00 98,53 81,92 0,00 0,00 98,53 81,92 18, , , , ,22 0,00 44,03 34,49 0,00 0,00 44,03 34,49 65, ,90 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,82 77, ,62 518,85 29,82 27,80 8,28 5,91 34,00 33,70 66, , ,02 49, ,13 0,00 37,11 36,90 0,00 0,00 37,11 36,90 63, , ,18 0, ,82 0,00 57,98 57,98 0,00 0,00 57,98 57,98 42, , ,57 0, ,63 129,80 13,56 13,36 1,71 1,48 14,84 14,84 85, , ,68 0,00 805,32 0,00 9,17 9,17 0,00 0,00 9,17 9,17 90, , ,18 200, ,50 0,00 53,39 52,17 0,00 0,00 53,39 52,17 47, ,18 0,48 0, ,52 0,00 99,99 99,99 0,00 0,00 99,99 99,99 0, , ,68 652,22 708,10 18,00 8,73 8,06 0,24 0,20 8,93 8,27 91, , , ,30 93,42 631,72 1,33 1,06 8,37 7,19 9,49 8,26 91, , , ,88 242,67 124,57 3,60 2,76 1,88 1,42 5,35 4,18 95, , , ,68 25,33 228,67 0,39 0,29 3,39 2,60 3,75 2,89 97, , , ,73 770,55 445,45 10,54 8,77 6,38 5,07 15,68 13,84 86,16 34

35 Desempeño de las Unidades de Generación del SEN - Año 2008 (Continuación) SEN Capacidad Prueba en Sitio TIEMPO (Horas) INDICADORES DE DESEMPEÑO (%) PLANTA TIPO UNIDAD (MW) Servicio Reserva Falla Manten. FOR FOF SOR SOF IT UF AF 1 29,86 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,98 247, ,42 175,05 39,56 37,65 3,35 1,99 40,80 39,65 60, , ,45 61, ,38 96,07 78,89 77,47 5,01 1,09 79,12 78,57 21, , , ,52 897,07 248,48 12,09 10,21 3,67 2,83 14,94 13,04 86,96 Rafael Urdaneta TG 7 15,44 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, ,35 190,00 0, ,00 0,00 97,84 97,84 0,00 0,00 97,84 97,84 2, ,37 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , ,65 66,10 890,63 302,62 10,58 10,14 3,87 3,45 13,69 13,58 86, , ,78 70, ,17 215,00 30,39 29,41 3,51 2,45 32,11 31,86 68, , ,28 0,00 223,43 259,28 2,62 2,54 3,03 2,95 5,50 5,50 94,50 Concepción TG 15 11,84 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, ,08 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0,00 Santa Bárbara TG 20 19, ,48 128,30 33,45 148,77 0,39 0,38 1,73 1,69 2,11 2,07 97, , ,30 247,85 266,30 438,55 3,29 3,03 5,30 4,99 8,26 8,02 91, , ,45 131,00 202,23 81,32 2,36 2,30 0,96 0,93 3,28 3,23 96,77 Casigua TG 2 18, ,42 763,88 186,03 225,67 2,39 2,12 2,88 2,57 5,13 4,69 95, , , , ,00 74,20 21,55 16,68 1,37 0,84 22,40 17,52 82,48 San Lorenzo TG 3 17, ,68 0,00 364,97 173,35 4,24 4,15 2,06 1,97 6,13 6,13 93, , ,70 56,67 279,48 653,15 3,46 3,18 7,73 7,44 10,69 10,62 89, ,09 0,00 0, ,00 0,00 100,00 100,00 0,00 0,00 100,00 100,00 0, , , , ,47 583,62 21,71 12,08 13,23 6,64 30,06 18,73 81, , , ,87 881,82 209,93 12,24 10,04 3,21 2,39 14,73 12,43 87,57 Enelbar TG 5 17, ,25 773,75 954,33 360,67 12,48 10,86 5,11 4,11 16,42 14,97 85, , , ,55 189,08 633,53 2,73 2,15 8,61 7,21 10,90 9,36 90, , , ,02 134,92 285,08 1,96 1,54 4,04 3,25 5,84 4,78 95, , , ,28 242,95 660,67 3,90 2,77 9,94 7,52 13,12 10,29 89,71 Algimiro Gabaldón TG 1 35, ,97 463, ,73 123,33 26,61 24,83 2,01 1,40 27,69 26,23 73, , ,72 180, ,50 154,32 21,06 20,26 2,26 1,76 22,48 22,02 77,98 1 9, ,25 1,00 184,38 54,37 2,11 2,10 0,63 0,62 2,72 2,72 97,28 2 9, ,18 1, , ,00 54,78 33,42 58,56 38,98 72,41 72,40 27, , ,45 91,00 154,40 456,15 1,87 1,76 5,34 5,19 7,02 6,95 93,05 Planta del Este TG 4 15, ,72 199,42 451,48 265,38 5,43 5,14 3,26 3,02 8,35 8,16 91, , ,17 46,45 311,45 106,93 3,61 3,55 1,27 1,22 4,79 4,76 95, , ,43 2, ,63 291,30 18,64 18,02 4,05 3,32 21,34 21,33 78, , ,78 2,42 207,13 92,67 2,38 2,36 1,08 1,05 3,41 3,41 96, , , ,15 22,40 536,47 0,42 0,26 9,11 6,11 9,45 6,36 93, , ,57 106,32 43,70 187,42 0,51 0,50 2,17 2,13 2,66 2,63 97,37 Castillito TG 3 12, ,93 17,02 44,47 245,58 0,52 0,51 2,82 2,80 3,31 3,30 96, , ,78 6,67 48,33 175,22 0,56 0,55 2,01 1,99 2,55 2,54 97, , ,65 3,18 14,90 16,27 0,17 0,17 0,19 0,19 0,35 0,35 99, , ,47 0,00 173,72 58,82 1,99 1,98 0,68 0,67 2,65 2,65 97, , ,73 4,47 53,48 60,32 0,61 0,61 0,69 0,69 1,30 1,30 98, , , ,85 79, ,88 1,55 0,91 19,66 14,06 20,67 14,96 85,04 Luisa Cáceres TG 7 21, ,67 6, ,38 14,35 19,50 19,45 0,20 0,16 19,63 19,61 80, , ,17 0,00 81,25 27,58 0,93 0,92 0,32 0,31 1,24 1,24 98, , ,13 0,00 45,45 898,42 0,58 0,52 10,28 10,23 10,75 10,75 89, , ,50 39,92 15,62 79,97 0,18 0,18 0,92 0,91 1,09 1,09 98, , ,27 0,37 47, ,85 0,69 0,54 21,59 21,47 22,01 22,01 77,99 Total TURBOGAS SEN 2.290, ,86 466, ,04 397,97 31,63 28,52 6,85 4,53 34,90 33,05 66,95 1 TG 149, ,85 89,57 843,60 710,98 10,57 9,60 9,06 8,09 17,88 17,70 82,30 Termozulia CC 2 TG 154, ,90 8,93 479,43 880,73 6,07 5,46 10,62 10,03 15,50 15,48 84,52 3 TV 170, ,33 15,00 346,53 295,13 4,09 3,95 3,50 3,36 7,32 7,30 92,70 Total CC SEN 473, ,21 36,52 546,44 616,83 6,72 6,22 7,52 7,02 13,30 13,24 86,76 ESTADÍSTICAS 2008 H: HIDRÁULICAS TV: TURBOVAPOR TG: TURBOGAS CC: CICLO COMBINADO 35

36 La siguiente tabla muestra las tasas de salida forzada (FOR) y salida programada (SOR) medidas porcentualmente para las diferentes empresas de la corporación. Tasa de Salida Forzada y Tasa de Salida Programada (%) - Año 2008 Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado Empresa FOR SOR FOR SOR FOR SOR FOR SOR CADAFE 50,09 11,49 72,55 38,38 19,15 12, EDELCA ,86 15, LA EDC 5,14 4,08 5,26 11, ENELVEN 43,61 2,96 22,39 17, ,72 7,52 ELEVAL 5,74 5, ENELBAR 23,08 4, ENELCO 3,87 4, SENECA 3,01 6, SEN 31,63 6,85 36,76 19,30 2,41 15,75 6,72 7,52 En la tabla anterior se observa que la probabilidad de desconexión debido a causas no programadas durante el 2008 es mayor para las unidades turbo vapor con 36,76% seguida por las unidades turbo gas con 31,63%, siendo la empresa CADAFE la más influyente en ambos casos. Mientras que las unidades hidráulicas y el ciclo combinado registran 2,41% y 6,72% de probabilidad de indisponibilidad forzada respecto al total de horas evaluadas respectivamente. Seguidamente se presenta el factor de indisponibilidad (UF) por tipo de unidad de generación. Empresa Factor de Indisponibilidad Ponderado por Empresas de la Corporación (%) Año 2008 Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado CADAFE 52,29 76,56 21,42 - EDELCA ,82 - EDC 7,46 15, ENELVEN 43,33 32,89-13,24 ELEVAL 9, ENELBAR 23, ENELCO 8, SENECA 8, SEN 33,05 44,91 16,01 13,24 Nota: El cálculo no incluye las plantas de generación Jusepín y Santa Bárbara de PDVSA,Tucupita, Dabajuro y Josefa Camejo de CADAFE y los motores de generación distribuida. El factor de indisponibilidad en el parque generador del SEN durante el año 2008, es mayor para las unidades a vapor y a gas que totalizan 44,91% y 33,05% respectivamente, seguidas por las hidráulicas con 16,01% y las unidades de ciclo combinado con 13,24%; en ambos tipos de turbina CADAFE es la empresa que muestra el mayor tiempo de indisponibilidad en sus unidades de generación dentro del período evaluado. Por su parte las unidades que muestran mayor porcentaje de desconexión debido a paradas programadas son las turbo vapor con 19,30%, siendo la empresa CADAFE la más influyente en este indicador; seguidas por las turbinas hidráulicas con 15,75%. En tanto que las unidades a gas y el ciclo combinado registran tasas de 6,85% y 7,52% respectivamente durante el año. 36

37 A continuación se muestra para el año 2008 el desempeño de las plantas que integran el parque generador del SEN, comparado con el promedio de los últimos cuatro años: 100 Tasa de Salida Forzada del SEN (%) Período El indicador de salida programada durante el periodo para el sistema turbo gas disminuye 50% en comparación al año 2008, seguido por las turbinas hidráulicas que muestran una reducción de 14%. Mientras que las unidades turbo vapor registran un incremento en la tasa de 15% según los resultados expuestos en la gráfica anterior ,03 2,79 36,76 2,41 6,72 Factor de Indisponibilidad del SEN (%) Período % ,07 31,63 Promedio TURBO GAS TURBO VAPOR HIDRÁULICAS CICLO COMBINADO % ,24 35,36 12,56 33,05 44,91 16,01 13,24 ESTADÍSTICAS 2008 De la gráfica anterior se desprende que durante el periodo la tasa de salida forzada del sistema turbo vapor es mayor a la ocurrida en el sistema turbo gas y esta a su vez mayor a la tasa asociada a la generación hidráulica. Destaca que para el año 2008 la probabilidad de indisponibilidad por falla en las turbinas a gas se incrementa en 21% y en las unidades a vapor 15%, mientras que las turbinas hidráulicas registran un decrecimiento de 14% respecto a los valores observados en el último cuatrienio. % Tasa de Salida Programada del SEN (%) Período ,80 10,30 13,20 6,85 19,30 15,75 7,52 Promedio Promedio TURBO GAS TURBO VAPOR HIDRÁULICAS CICLO COMBINADO En la gráfica se observa que para el año 2008 el factor de indisponibilidad crece en 27% tanto en las unidades turbo vapor como en las hidráulicas, mientras que en las turbinas a gas el incremento en el año fue de 13% respecto a los valores promedio de los años 2004 al Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 TURBO GAS TURBO VAPOR HIDRÁULICAS CICLO COMBINADO 37

38 Resumen Estadístico SEN 2008 Capacidad Instalada Composición de la Capacidad Instalada Demanda Máxima Energía Consumida Energía Neta Generada Composición de la Energía Neta Generada Energía Intercambiada MW 63,0% hidráulico 18,9% turbo vapor 13,7% turbo gas 2,7% ciclo combinado 1,8% motores de generación distribuida MW ,9 GWh ,9 GWh 73,4% hidráulico 26,6% térmico 467 GWh Factor de Carga Anual 81,9% Factor de Coincidencia Anual Regional 93,6% Aporte Promedio Embalse de Guri Cota Mínima del Embalse de Guri m 3 /seg 262,26 m.s.n.m. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Cota a fin de Año del Embalse de Guri 270,96 m.s.n.m. Frecuencia de Interrupción por Kilómetro de Línea 765 kv: 0, kv: 0, kv: 0,185 Tiempo Promedio de Interrupción 765 kv: 3,678 Hrs 400 kv: 4,055 Hrs 230 kv: 16,952 Hrs Factor de Indisponibilidad Turbogas 33,05% Turbovapor 44,91% Hidráulico 16,01% Ciclo Combinado 13,24% Carga Promedio Anual Interrumpida PPI 695 MW Duración Promedio Anual de Interrupción TPR 3,37 Hrs Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS 0,14% 38

39 Histórico Esta sección muestra las estadísticas correspondientes a los últimos 5 años (período ) del SEN, vistas a través de las variables capacidad instalada en generación, demanda máxima y energía generada, intercambiada y consumida. Capacidad Instalada, Demanda Máxima Durante el período , la capacidad nominal del SEN ha experimentado un crecimiento promedio interanual del 2,2% equivalente a 489 MW instalados por año. Destacan durante el período la entrada en servicio de: Caruachi con MW de un total de MW de la planta y 364 MW de generación distribuida, así como la incorporación de la turbina de vapor de 170 MW para completar el primer ciclo combinado en Venezuela en la planta Termozulia con 470 MW, la entrada en servicio de la primera unidad de 150 MW de la planta Termozulia II, la instalación de la planta Argimiro Gabaldón con 120 MW, la 1ra unidad de la planta Josefa Camejo de 150 MW, así como los 150 MW y 40 MW aportados al sistema por Termobarrancas y Turboven respectivamente. De la variación absoluta en el período de la capacidad instalada en generación, las empresas CADAFE y EDELCA aportaron entre ambas el 74% en forma igualitaria, ENELVEN y ENELBAR contribuyeron con el 14% y el 6% respectivamente, Termobarrancas y Turboven contribuyen con un 10%, mientras que LA EDC resta un 4% a la variación absoluta en el período de la capacidad instalada en generación. HISTÓRICO

40 Evolución de la Capacidad Instalada del SEN (MW) - Período Retiro de Unidades de Generación en el SEN (MW) - Período Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 MW A continuación se muestran en detalle las unidades de generación instaladas y desincorporadas del SEN en el período : Instalación de Unidades de Generación en el SEN (MW) - Período Empresa Nombre de la Planta EDELCA Francisco de Miranda - Caruachi ENELVEN Termozulia I 170 CADAFE Pedro Camejo 300 ENELBAR Argimiro Gabaldón CADAFE San Fernando 20 CADAFE Planta Táchira 20 CADAFE Barinas 30 CADAFE Dabajuro 20 CADAFE Tucupita 10 CADAFE Ureña 10 ELEVAL Castillito 20 22,94 CADAFE Universidad 20 CADAFE Barranca del Orinoco 10 CADAFE Luisa Cáceres I,III,IV,II CADAFE Guanapa I,II 30 CADAFE Cuartel 15 CADAFE Termobarrancas II 150 CADAFE Clarines 15 CADAFE Rincón 15 CADAFE Cantarrana 15 CADAFE La Fría I,II 30 CADAFE Boca de Río 15 CADAFE Punto Fijo I, II 30 CADAFE Puerto Ayacucho 15 CADAFE Los Millanes 15 TURBOVEN Turboven 40 CADAFE Coro III 15 CADAFE Aragua de Barcelona 8 CADAFE Achaguas 15 CADAFE Camaguan 15 CADAFE Josefa Camejo 150 CADAFE Temblador 8 ENELVEN Termozulia II 150 CADAFE Cruz Peraza 8 Empresa Nombre de la Planta CADAFE PlantaTáchira y distribuida 40 CADAFE Pedro Camejo 4 y 6 20 ENELVEN Rafael Urdaneta 2 y 8 54 CADAFE Barinas 30 ELEVAL Castillito 2 18,9 CADAFE Pedro Camejo 1 y 3 40 EDC CGJJB 1 y La demanda máxima de potencia en el período registra un crecimiento promedio interanual de 4,3% al pasar de MW a MW al final del período, incremento equivalente a 636 MW promedio por año. La variación absoluta en el período se centra principalmente en el área servida por CADAFE con una contribución a la variación absoluta del 59%, seguida por ENELVEN, EDELCA y La EDC con aportes del 16%, 13% y 10% respectivamente, ENELCO y el Sector Petrolero Oriental por su parte contribuyen cada una con el 6% mientras que SENECA y ENELBAR con el 4% y 3% respectivamente. El máximo pico anual registrado en el período se obtuvo durante el año 2008 con MW. MW Evolución de la Demanda Máxima del Sistema (MW) - Período /12/04 20/10/05 27/11/06 3/10/07 10/11/08 40

41 Capacidad Instalada de Generación, Demanda Máxima por Empresas (MW) Período Variación promedio Interanual (%) CADAFE CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,4 EDELCA CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,5 LA EDC CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,3 ENELVEN CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,4 ELEVAL CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,0 ENELBAR ENELCO SENECA CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , , , , , ,9 HISTÓRICO Sector Petrolero CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,8 TERMOBARRANCAS, TURBOVEN CAPACIDAD INSTALADA HIDROLÓGICAS, LOMAS DE NÍQUEL DEMANDA MÁXIMA ,4 SISTEMA CAPACIDAD INSTALADA DEMANDA MÁXIMA , ,3 41

42 Generación, Intercambio y Consumo de Energía Durante el período la generación neta del SEN presentó un crecimiento promedio interanual del 5,2% para alcanzar durante el 2008 los 118,13 Teravatios hora. Este crecimiento equivale a un incremento promedio anual de GWh/año. En los últimos 5 años, el intercambio promedio neto anual del SEN ha sido de 511 GWh, a razón de una tasa de decrecimiento promedio interanual de 1%, con lo cual el SEN ha generado lo suficiente como para satisfacer el total de la energía consumida y a su vez exportar a las naciones de Colombia y Brasil. Totalizando con la República de Colombia un intercambio neto durante el período de 54 GWh en el sentido Colombia - Venezuela, mientras que con la república de Brasil el total fue de GWh en el sentido Venezuela - Brasil. Destacan los años 2004 y 2008 en el período de análisis, en donde el SEN registró una importación total con la República de Colombia de 16 GWh y 98 GWh respectivamente, siendo este último el valor más alto registrado en el quinquenio. A continuación se muestra la evolución anual en el período de la energía generada, intercambiada y consumida por empresa. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual

43 Generación. Intercambio y Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período Empresas Variación promedio Interanual (%) Variación 08/07(%) CADAFE GENERACIÓN ,2-10,0 INTERCAMBIO ,6 13,3 CONSUMO ,1 7,7 EDELCA LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Sector Petrolero GENEVAPCA, TERMOBARRANCAS, TURBOVEN HIDROLÓGICAS + LOMAS DE NÍQUEL SISTEMA GENERACIÓN ,8 4,5 INTERCAMBIO ,8 7,0 CONSUMO ,6-1,0 GENERACIÓN ,1-1,9 INTERCAMBIO ,1 29,1 CONSUMO ,5 3,2 GENERACIÓN ,9 31,2 INTERCAMBIO ,9-19,5 CONSUMO ,2 5,7 GENERACIÓN ,6-1,3 INTERCAMBIO ,4 15,5 CONSUMO ,6 5,2 GENERACIÓN ,1 26,3 INTERCAMBIO ,2-1,2 CONSUMO ,2 6,0 GENERACIÓN ,2 1,6 INTERCAMBIO ,9 5,3 CONSUMO ,7 5,0 GENERACIÓN ,6 1,8 INTERCAMBIO ,3 23,9 CONSUMO ,1 7,1 GENERACIÓN ,9-30,1 INTERCAMBIO ,7 7,1 CONSUMO ,6 5,6 GENERACIÓN ,9 32,2 INTERCAMBIO ,9 32,2 CONSUMO ,0 0,0 INTERCAMBIO ,7-0,6 CONSUMO ,7-0,6 GENERACIÓN ,2 4,2 INTERCAMBIO ,0-14,0 CONSUMO ,2 4,3 La Energía Consumida en el SEN durante el período muestra un crecimiento promedio interanual del 5,2% para alcanzar durante el 2008 los 117,66 Teravatios hora, lo que equivale a un incremento anual de GWh/ año. Destacan las tasas de crecimiento promedio interanual en el período de análisis de las empresas SENECA y CADAFE con 10,1% y 8,1% respectivamente, seguidas por ELEVAL con 6,6% y ENELVEN con 6,2%, mientras que las empresas ENELCO y ENELBAR muestran incrementos de 5,7% y 4,2% respectivamente, mientras que EDELCA, LA EDC y el Sector Petrolero Oriental registran tasas similares alrededor del 3,6%. Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 HISTÓRICO

44 Generación, Intercambio, Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período GWh GENERACIÓN INTERCAMBIO CONSUMO En la gráfica siguiente se observa como las empresas LA EDC, ENELVEN, ELEVAL y SENECA durante el período de análisis satisficieron más del 50% de sus requerimientos de energía con generación propia, resaltando LA EDC con el valor más alto en el periodo de 87% en el año 2004, mientras empresas como CADAFE y ENEL- BAR no satisfacen más allá del 30% de sus requerimientos de energía con generación propia, en el caso de ENELCO y El Sector Petrolero Oriental con generación propia cubren menos del 10% de sus requerimientos de energía. Relación entre la Generación y el Consumo de Energía por Empresas (%) Período Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico CNG Informe Anual 2008 Generación / Consumo 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% CADAFE LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA SECTOR PETROLERO 44

45 Glosario Abreviaciones AF Factor de Disponibilidad Total CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional C.A. CNE Capacidad nominal de la empresa. CNU Capacidad nominal de la unidad. EDELCA Electrificación del Caroní Compañía Anónima LA EDC La Electricidad de Caracas ELEVAL Electricidad de Valencia ENELBAR Energía Eléctrica de Barquisimeto ENELCO Compañía Anónima Energía Eléctrica de la Costa Oriental GLOSARIO 45

46 ENELVEN Energía Eléctrica de Venezuela FKMS Desconexiones por kilómetros de línea FOF Factor de Salida Forzada FOR Tasa de salida forzada HFU Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o indisponible por cualquier eventualidad no prevista. HMU Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o indisponible con fines de mantenimientos o reparaciones. HSU Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa. HP Total de horas del período evaluado PPI Potencia promedio interrumpida. TPR Tiempo promedio interrumpido. IT Tasa de Indisponibilidad Total IS Índice de Severidad LONGLINEA Longitud de la línea medida en kilómetros. N DESCONEXIONES Número de desconexiones ocurridas durante el período. N HORASDESCONEXIONES Número de horas en desconexión durante el período. S/E Subestación SENECA Sistema Eléctrico del Estado Nueva Esparta SOF Factor de salida programada SOR Tasa de salida programada TFKMS Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea. TPR Duración promedio anual de interrupción TPROM Tiempo promedio de interrupción UF Factor de Indisponibilidad Total TV Turbo Vapor TG Turbo Gas H Hidráulicas CC Ciclo Combinado 46

47 Términos Sistema Eléctrico Nacional (SEN) Instalaciones y equipos de generación, transmisión y distribución de energía eléctrica, físicamente conectadas o no entre sí, pertenecientes a empresas públicas y privadas encargadas de prestar el servicio de suministro de electricidad en la totalidad del territorio venezolano. Red Troncal de Transmisión (RTT) Es el conjunto de instalaciones de transmisión de los Sistemas Eléctricos pertenecientes al Sistema Interconectado Nacional, que interconectan las principales plantas de generación y/o los centros de carga y que influyen de manera importante en la estabilidad, confiabilidad y seguridad del Sistema Interconectado Nacional. Centro Nacional de Gestión (CNG) Es la empresa del estado venezolano que bajo la supervisión del Ministerio del Poder Popular para la Energía y Petróleo (MPPEP), realiza la operación centralizada del sistema interconectado, garantizando la óptima utilización de los recursos de producción y transporte de energía eléctrica, así como también, un suministro de electricidad confiable, seguro y de calidad. Corporación Eléctrica Nacional (CORPOELEC) Es la empresa estatal encargada de las actividades de generación, transmisión, distribución y comercialización de potencia y energía eléctrica, conformada por las empresas filiales CADAFE, EDELCA, LA EDC y ENELVEN así como por las empresas eléctricas ENELCO, ENELBAR, SENECA, CALIFE, ELEBOL y ENAGEN. Demanda Eléctrica de Potencia Es la potencia eléctrica instantánea que debe suministrarse a los usuarios del Sistema Eléctrico Nacional. Demanda Promedio de Potencia Demanda de un sistema eléctrico o cualquiera de sus partes, calculada dividiendo el consumo de energía en kwh entre el número de unidades de tiempo del intervalo en que se midió dicho consumo. Potencia Eléctrica Tasa de producción, transmisión o utilización de energía eléctrica, generalmente expresada en watts. Potencia Instalada Suma de potencias nominales de máquinas de la misma clase (generadores, transformadores, convertidores, motores, entre otros) en una instalación eléctrica. Demanda Máxima de Potencia Valor máximo de potencia neta horaria. Unidades de Medida BEP GWh Kms kv MW MVA MVAr m 3 m 3 /seg m.s.n.m. Tera Barriles Equivalentes de Petróleo Gigavatios hora Kilómetros Kilovoltio Megavatio Megavoltio amperio Megavoltio amperio reactivo Metros cúbicos Metros cúbicos por segundo Metros sobre el nivel del mar Teravatios GLOSARIO 47

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49 cng Centro Nacional de Gestión del Sistema Eléctrico Comité de Operación LA EDC Delegado Principal Ing. Alberto Urdaneta Delegado Suplente Ing. Víctor Mendible EDELCA Delegado Principal Ing. Hendel Carrasquel Delegado Suplente Ing. Ricardo Cáceres CADAFE Delegado Principal Ing. Luis Meléndez Delegado Suplente Ing. Oberto Colina ENELVEN Delegado Principal Ing. Alex Cárdenas Delegado Suplente Ing. Alcides Rosillo PLANTA CENTRO Delegado Principal Ing. Lorenzo Delgado ENELBAR Delegado Principal Ing. Elmer Rojas MENPET Delegado Principal Ing. Enrique Pérez CORPOELEC Delegado Principal Ing. María de Mora SENECA Delegado Principal Ing. Ángel Bermúdez CNG Delegado Principal Ing. Michele Ricucci Delegado Suplente Ing. Juan Bastidas

50 Fotografías en orden de aparición: Planta de Generación Distribuida Achaguas, Edo. Apure. Despacho Central de Carga Línea N 2 a 230 kv San Fernando II Calabozo Subestación San Fernando II, Edo. Apure Primera unidad de la Planta Josefa Camejo, Edo. Falcón. Primera unidad del 2do. ciclo combinado de la Planta Termozulia II, Edo. Zulia. Tercera unidad de la Planta Argimiro Gabaldón, Edo. Lara