CNG2010IA

Centro Nacional de Despacho

INFORME ANUAL DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL

AÑO 2010

Mayo 2011

3

Editorial ..................................................................................................................................... 4

Resumen Ejecutivo .................................................................................................................... 9

Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas 2010 ..................................................................... 10 Acontecimientos 2010 ..................................................................................................................... 11 Capacidad de Generación Instalada ............................................................................................. 20 Red Troncal de Transmisión.......................................................................................................... 28 Demanda Máxima de Potencia ...................................................................................................... 30 Generación Neta.............................................................................................................................. 32 Generación Bruta por Tipo de Combustible ................................................................................ 34 Energía Generada Bruta en Barriles Equivalentes de Petróleo (BEP) ...................................... 35 Intercambios de Energía en el SEN............................................................................................... 36 Energía Suministrada..................................................................................................................... 37 Consumo de Combustible............................................................................................................... 39 Indicadores del Embalse de Guri .................................................................................................. 43 Indicadores de Desempeño del SEN .............................................................................................. 44 Desempeño de las Líneas de Transmisión..................................................................................... 48 Desempeño de las Unidades de Generación.................................................................................. 60 Resumen Estadístico del SEN 2010 ............................................................................................... 70

Histórico 2006-2010 ................................................................................................................ 71 Capacidad Instalada, Demanda Máxima...................................................................................... 71 Generación, Intercambio y Energía Suministrada ...................................................................... 77

Glosario.................................................................................................................................... 81 Abreviaciones .................................................................................................................................. 81 Términos .......................................................................................................................................... 84 Unidades de Medida ....................................................................................................................... 86

Comité de Operación ............................................................................................................... 87

4Centro Nacional de Despacho Informe Anual del SEN 2010

Editorial

Durante el año 2010, El Sector Eléctrico Nacional encaró condiciones de operación

que requirieron como nunca antes, del esfuerzo conjunto entre el Ente rector en la

materia, Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica, las empresas

prestadoras del Servicio Eléctrico a través de la Corporación Eléctrica Nacional,

CORPOELEC, del Coordinador de la Operación Integrada del Sistema Nacional,

Centro Nacional de Despacho y especialmente de la sociedad, quien en forma

histórica contribuyó en forma sustancial, a retomar el equilibrio entre los

requerimientos energéticos tanto en el área productiva como en los servicios

esenciales y la oferta disponible en el país.

El desajuste manifiesto desde mediados del año 2009, entre la oferta de generación

eléctrica disponible en el país, como consecuencia de la merma en las reservas

hídricas en el país responsables del 70% del total generado, y los requerimientos

eléctricos productos de las creciente demanda de electricidad, que en algunos casos

guardaba relación con la cultura del derroche, lo que condujo al Ejecutivo Nacional,

a la puesta en marcha del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica;

el cual contempló por un lado las instrucciones dadas por el en el Decreto 6.992 de

fecha 21 de octubre de 2009, a través de las Resoluciones del Ministerio del Poder

Popular para la Energía Eléctrica N° 005, 006 y 007 de fecha 21 de diciembre de

2009, dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, así como la

fase IV del programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos

ahorradores y por el otro, al Plan de Racionamiento Programado por regiones

incluyendo la afectación de las Industrias Básicas de Guayana, la exportación a

Brasil y el consumo eléctrico por parte del Sector Petrolero, resultando en un ahorro

promedio diario de 34,2 GWh/día, equivalentes a 1.425 MW por día, durante el

periodo enero – abril.

Mas adelante, cuando la recuperación del embalse de Guri ya era manifiesta y se

vislumbraba que para finales de año se estarían alcanzando los niveles óptimos de

operación del embalse, producto por un lado de la aplicación del Plan Nacional de


Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, y por el otro del incremento en los aportes al

Embalse de Guri y al programa de incorporación y rehabilitación del parque

termoeléctrico, se implanta un esquema de generación que minimiza la generación

termoeléctrica, maximizando el uso de la generación hidroeléctrica del bajo Caroní,

registrando un ahorro acumulado al cierre del mes de diciembre de 1.242 GWh en

generación termoeléctrica (2,48 MM BEP), sin que ello afectase el cierre del año

2010 en la cota 271,01 m.s.n.m. con lo cual se había logrado una recuperación neta

de mas de 9,47 m. en sus niveles de operación.

En el marco de la crisis energética antes mencionada y de la cual el Sector Eléctrico

habría quedado fortalecido, se dictaron medidas adicionales orientadas a la

reorganización del Sector, como fueron la firma de los convenios de integración y

consolidación entre las Empresas Eléctricas y CORPOELEC, los llamados

Convenios de Encomiendas Convenidas, permitiendo dar paso a un esquema de

gestión único a nivel nacional a través de las unidades de generación, transmisión y

comercialización definidas por CORPOELEC.

Adicionalmente, y sin restar importancia al mismo, se cierra el proceso antes iniciado

para el establecimiento de un nuevo marco jurídico para el Sector, mediante la

promulgación el 14 de diciembre de la Ley Orgánica del Sistema y Servicio Eléctrico

(LOSSE), definiendo como premisas para el Servicio Eléctrico el Acceso Universal,

la Reserva de Dominio del Estado y el Modelo de Gestión Socialista, dando los

primeros pasos para el establecimiento de un Sector Eléctrico acorde con el nuevo

enfoque de país.

Igualmente se reafirma en la LOSSE, el carácter estratégico que tiene la Operación

del Sistema Eléctrico, cuando define como una de las actividades del sistema

eléctrico el Despacho del Sistema Eléctrico y reserva el ejercicio del mismo, al

Ejecutivo Nacional por órgano del Ministerio del Poder Popular con competencia en

materia de energía eléctrica, con la finalidad de garantizar el cumplimiento de las

normas de seguridad y calidad así como la utilización óptima de la energía primaria

en la producción de electricidad.


Es de cara al 2011, cuando el Ministerio del Poder Popular para la Energía Eléctrica

a través de la conformación y consolidación del Centro Nacional de Despacho,

ejercerá la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico, definiendo como principales

funciones las siguientes:

Planificar, supervisar, coordinar y controlar la operación integrada de

Generación, Transmisión y Distribución Nacional, siguiendo criterios de

seguridad, continuidad, calidad y economía.

Participar en la elaboración de políticas, objetivos y estrategias dirigidas a

regular e introducir mejoras en la operación del Sistema Eléctrico Nacional.

Elaborar la metodología y normativa técnica de operación que debe regir la

actividad de Despacho del Sistema Eléctrico Nacional.

Evaluar y certificar periódicamente, la disponibilidad de la capacidad instalada

de generación del operador y prestador del servicio.

Realizar la planificación de la operación diaria y de corto plazo del Sistema

Eléctrico Nacional

Realizar la evaluación, análisis e investigación del resultado de la operación

diaria, así como de eventos extraordinarios que se susciten en el Sistema

Eléctrico Nacional.

Realizar los balances operativos de generación y demanda de energía, para

garantizar el suministro en los nodos del Sistema Eléctrico Nacional, e

informar al operador y prestador del servicio.

Coordinar y autorizar los planes de mantenimiento de equipos, sistemas e

instalaciones de Generación, Transmisión y Distribución puestos a su

disposición.

Elaborar el plan de previsión de contingencias en coordinación con las

unidades del Ministerio que tenga competencia sobre la materia, y con el

operador y prestador del servicio, y dirigir su aplicación.

Certificar la información operativa del Sistema Eléctrico Nacional.


Dirigir, gestionar y controlar los planes y la operación de restablecimiento del

suministro de energía eléctrica, en caso de restricciones y emergencias en el

Sistema Eléctrico Nacional

Apoyar técnicamente a la unidad competente, en la evaluación de los

intercambios internacionales de energía eléctrica, a los fines de asegurar el

balance energético Nacional.

Elaborar y analizar las estadísticas sobre la operación del Sistema Eléctrico

Nacional, y remitir a la unidad competente, para su revisión y consolidación.

Participar en la formulación del plan de previsión y atención de desastres en

coordinación con la unidad competente del Ministerio, el operador y prestador

del servicio y los Organismos de Seguridad y Defensa de la Nación.

Procurar la mejora continua de la automatización de los procesos de los

despachos de carga, en forma conjunta con las unidades competentes del

Ministerio y el operador y prestador del servicio.

Solicitar al operador y prestador del servicio, información que considere

necesaria para el desarrollo de sus funciones.

Coordinar la operación de las conexiones internacionales de energía eléctrica,

de acuerdo a lo establecido por el Ejecutivo Nacional.

Crear y coordinar los Comités de Operación y Planificación, donde participará

el operador y prestador del servicio, y otras unidades del Ministerio que se

ameriten, para la evaluación periódica de las operaciones del Sistema

Eléctrico Nacional.

Suministrar a la unidad con competencia en materia de fiscalización,

información sobre los eventos y anomalías que se pudieren presentarse en el

Sistema Eléctrico Nacional, a efectos de su investigación pertinente

Presentar el informe de gestión cuando sea requerido por la autoridad

competente del Ministerio.

Las demás que señalen las leyes y actos normativos en materia de su

competencia.


Resumen Ejecutivo

Durante el año 2010 el Sistema Eléctrico Nacional - SEN atendió una demanda

máxima de potencia de 16.755 MW y una energía suministrada de 114.858,8 GWh

obteniéndose decrecimientos con respecto al año anterior de 3,36% y 6,68%

respectivamente.

Es importante resaltar el impacto que tuvo, tanto en la demanda máxima de potencia

como en el uso de la energía eléctrica, El Plan Nacional de Gestión del Déficit de

Energía Eléctrica, dentro del cual el Ejecutivo aplicó un conjunto de medidas

dirigidas al incentivo en el uso racional y eficiente de la energía, las cuales junto a

las condiciones favorables de aportes al embalse de Guri y el plan de incorporación

de generación disponible al sistema puesto en práctica por CORPOELEC,

permitieron la recuperación del embalse, alcanzando para el último trimestre del año

sus niveles óptimos de operación.

Los registros de caudal de aporte promedio al embalse de Guri, muestran para el

año 2010, un aporte promedio diario de 6.108 m3/seg, lo que resultó en 27% por

encima de la media histórica. Destaca el periodo comprendido entre abril y diciembre

en donde en varias oportunidades se alcanzaron máximos históricos diarios en

contraposición al periodo de verano que le antecedió, para el cual se registraron

mínimos históricos.

En lo referente a la producción de energía, se generaron 115.306 GWh, de los

cuales el 66,5% (76.661,6 GWh) fue producido con fuentes hidráulicas mientras que

el 33,5% restante (38.644,4 GWh) fue abastecido con fuentes térmicas,

presentando un aumento de 1.032,8 GWh térmicos respecto al monto contabilizado

durante el año 2009.

Destacan durante el año 2010, los siguientes eventos con interrupción del servicio

eléctrico a nivel nacional:


01/03/10 pérdida de 4.910 MW en el SEN por falla en la línea a 765 kV Arenosa –

Yaracuy, 20/04/10 pérdida de 4.400 MW en el SEN por falla en líneas a 115 kV

asociadas a la subestación Caña de Azúcar, 27/04/10 pérdida de 2.825 MW en el

SEN por falla en la subestación Tablazo 400 kV, 19/02/10 pérdida de 1.848 MW en

el SEN por falla en la S/E Horqueta 230 kV, 14/04/10 pérdida de 1.150 MW en el

SEN por falla en la línea Nº 2 a 230 kV Furrial – Indio. Los eventos antes

mencionados, condujeron a una desconexión de carga puntual en el sistema que

varió entre 7% y 29% de la demanda máxima anual del año.

Adicionalmente es importante mencionar, el impacto sobre el sistema del Plan de

Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan

Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a

racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de

energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el

país durante el año.

Durante el año 2010, el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó una capacidad instalada

de generación de 24.800,8 MW, destacándose la incorporación de 1.242,6 MW de

generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida, la

rehabilitación de 790 MW e incorporación al sistema por excedentes en la

generación independiente de 20 MW (10 MW en la Planta Complejo Agroindustrial

Azucarero Ezequiel Zamora (CAAEZ) y 10 MW en la planta Pertigalete). Con

respecto a la red troncal de transmisión, se instalaron 1533 MVA de capacidad de

transformación, 380 MVAr de capacidad reactiva y 199 kilómetros de líneas.

Sistema Eléctrico Nacional - Estadísticas 2010

El Sistema Eléctrico Nacional está formalmente integrado por la Corporación

Eléctrica Nacional CORPOELEC a través de sus empresas filiales CADAFE,

EDELCA, EDC, ENELVEN, SENECA, ELEVAL, CALIFE, ENELCO y ENELBAR.


Acontecimientos 2010

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 2010.

Máximos 2010 en Demanda de Potencia

ENERO 13. A las 12:00 horas EDC alcanzó su demanda máxima horaria,

registrándose un valor de 2.051 MW (incluye 212 MW de racionamiento),

representando un decrecimiento de 8,52% respecto al año anterior.

ENERO 27. A las 13:00 horas ENELCO alcanzó su demanda máxima horaria,

registrándose un valor de 750 MW (incluye 162 MW de racionamiento),


FEBRERO 26. A las 15:00 horas ENELBAR alcanzó su demanda máxima horaria,

registrándose un valor de 639 MW (incluye 5 MW de racionamiento), representando

un decrecimiento de 0,31% respecto al año anterior.

MARZO 04. A las 15:00 horas ELEVAL registró su máxima demanda horaria,

situándose en un valor de 360 MW (incluye 14 MW de racionamiento), lo cual

representó un decrecimiento de 0,28% respecto al año anterior.

MARZO 15. A las 21:00 horas CADAFE registró su máxima demanda horaria,

situándose en un valor de 7.473 MW (incluye 379 MW de racionamiento), lo cual

representó un decrecimiento de 1,45% respecto al año anterior.

SEPTIEMBRE 17. A las 21:00 horas SENECA alcanzó su demanda máxima horaria,

registrándose un valor de 357 MW (incluye 22 MW de racionamiento), representando

un crecimiento de 6,25% respecto al año anterior.


OCTUBRE 07. A las 21:00 horas EDELCA registró su máxima demanda horaria,

situándose en un valor de 2.825 MW, lo cual representó un decrecimiento de 14,29%

respecto al año anterior.

OCTUBRE 13. A las 20:00 horas el Sistema Eléctrico Nacional alcanzó su demanda

máxima horaria, registrándose un valor de 16.755 MW (incluye 524 MW de

racionamiento), representando un decrecimiento de 3,36% respecto al año anterior.

OCTUBRE 13. A las 21:00 horas ENELVEN alcanzó su demanda máxima horaria,

registrándose un valor de 1.958 MW (incluye 63 MW de racionamiento),


Nuevo Equipamiento en el SEN

ENERO 08: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta

Santa Ana en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 4,8

MW.

ENERO 11: Fueron sincronizadas las unidades de generación distribuida de la

Planta Fuerte Cayaurima en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del

SEN 16 MW.

ENERO 21: Entra en servicio por primera vez un banco de condensadores en

derivación, con capacidad de 80 MVAr en la subestación El Corozo a 115 KV.

ENERO 23: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta

Tumeremo en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

ENERO 25: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta Base

Aérea (BAVALLE) en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del

SEN 7,5 MW.


ENERO 25: Se rehabilita la unidad N° 4 de la Planta Josefa Joaquina Sánchez

Bastidas en el estado Vargas, con una capacidad instalada de 40 MW.

ENERO 28: Se sincronizan dos unidades de generación en la Planta Luisa Cáceres

de Arismendi en el estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad instalada del

SEN 50 MW (25 MW c/u).

ENERO 30: Se rehabilita la unidad N° 2 del Ciclo Combinado Termozulia II en el

estado Zulia, con una capacidad instalada de 150 MW..

FEBRERO 10: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta

Tres Picos en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

FEBRERO 11: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El

Vigía I en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

FEBRERO 11: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro

Camejo en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW.


Guasdualito en el estado Apure, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.


Yuban Ortega en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 11

MW.

FEBRERO 21: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta El

Vigía II en el estado Mérida, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

MARZO 02: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta

Cantaura en el estado Anzoátegui, sumando a la capacidad instalada del SEN 8

MW.


MARZO 07 y el 13: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la

Planta El Vigía III y IV respectivamente, en el estado Mérida, de 15 MW cada una,

sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.


Camatagua en el estado Aragua, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.


Pijiguaos en el estado Bolívar, sumando a la capacidad instalada del SEN 15 MW.

MARZO 17: Se rehabilita la unidad de generación N° 3 de la Planta Argimiro

Gabaldón en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.


Guiria I a III en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 24 MW.

MARZO 26: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida

de la Planta Elorza, ubicada en el Estado Apure, sumando a la capacidad instalada

del SEN 5,7 MW.


Caripe en el estado Monagas, sumando a la capacidad instalada del SEN 8 MW.

MARZO 27: Se rehabilita la unidad de generación N° 12 de la Planta Pedro Camejo

en el estado Carabobo, con una capacidad instalada de 160 MW.

MARZO 30: Se rehabilita la unidad de generación N° 2 de la Planta Argimiro

Gabaldón, en el estado Lara, con una capacidad instalada de 40 MW.

ABRIL 05: Se sincronizan unidades de generación distribuida de la Planta Gorsiño

Carrillo en el estado Mérida, con una capacidad instalada de 17 MW.


ABRIL 14: Se sincronizan las unidades de generación distribuida de la Planta

Caicara del Orinoco en el estado Bolívar, con una capacidad instalada de 15 MW.

ABRIL Se realizaron múltiples sincronizaciones de la unidad N°1 de Planta Centro

como parte del programa de pruebas para su puesta en servicio en operación

continua prevista para Junio.

MAYO 03: Se sincronizan la unidad N° 2 de la Planta Picure en el estado Vargas,

sumando a la capacidad instalada del SEN 22 MW.

MAYO 04: Se reubican 15 MW de generación distribuida en Planta Guanapa en el

Estado Barinas, provenientes de la Planta de generación distribuida Punto Fijo.

MAYO 05: Se sincroniza por primera las unidades de generación distribuida de la

Planta Yaguaraparo en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN

8 MW.

MAYO 07: Fue sincronizada la unidad N° 1 de la Planta de Generación Dabajuro,

ubicada en el Estado Falcón, aportando 15 MW al SEN, esta unidad viene de la

Planta de Generación Distribuida Punto Fijo.

MAYO 10: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida de

la Planta de Monay I a IV, en el Estado Trujillo, sumando a la capacidad instalada

del SEN 29,5 MW.

MAYO 07: Se rehabilita la unidad de generación N° 11 de Planta Táchira, en el

estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.

MAYO 19: Se sincroniza por primera vez en periodo de prueba la Planta Antonio

Nicolás Briceño, la cuál opera como un conjunto generador flotante (tipo barcaza)

sobre el Lago de Maracaibo en Cabimas-Estado Zulia, aportando 103,5 MW al SEN.



la Planta Caicara de Maturín en el Estado Monagas, sumando a la capacidad

instalada del SEN 8 MW.


la Planta Carúpano en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del SEN 8

MW.


la Planta Ciudad Bolivia en el estado Barinas, sumando a la capacidad instalada del

SEN 25,92 MW.


la Planta Cumanacoa en el estado Sucre, sumando a la capacidad instalada del

SEN 8 MW.

JUNIO 02: Fue energizada por primera vez desde la subestación Rincón la línea de

138 kV Rincón - Palito Blanco con una longitud de 1 km, ubicada en el Estado Zulia.

JUNIO 04: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N° 1 de

la Planta de Generación Picure, ubicada en el estado Vargas, sumando a la

capacidad instalada del SEN 22 MW.

JUNIO 05: Fue energizado por primera vez el autotransformador No. 1 de 230/138

kV de 333 MVA en la subestación Palito Blanco, ubicada en el Estado Zulia.

JUNIO 08: Fueron energizadas por primera vez desde la subestación Palito Blanco

las líneas No. 1 y No. 2 a 230 kV Palito Blanco – Termozulia, con una longitud de 23

km cada una, ubicada en el Estado Zulia.


JUNIO 10: Fue sincronizada la Planta de Generación Distribuida Las Hernández II

ubicada en el estado Nueva Esparta, aportando 15 MW al SEN.

JUNIO 30: Fue sincroniza por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 11 de

la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85 MW

al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.

JULIO 21: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación distribuida de

la Planta Aricagua, ubicada en el Estado Nueva Esparta, sumando a la capacidad

instalada del SEN 6 MW.

JULIO 26: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad No. 10

de la Planta de Generación Termozulia, ubicada en el Estado Zulia, aportando 85

MW al SEN, la cual pertenece al proyecto de Respuesta Rápida.

JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 6 de Planta Coro de

respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.

JULIO 30: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida La

Tendida, ubicada en el Estado Táchira, aportando 15 MW.

JULIO 30: Fue sincronizada en periodo de prueba la unidad N° 5 de Planta Coro de

respuesta rápida, ubicada en el estado Falcón, aportando 15 MW al SEN.

AGOSTO 12: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación Distribuida

Canódromo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 21,6 MW al SEN.


Macanáo, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 7,2 MW.

AGOSTO 18: Se rehabilita la unidad de generación N° 9 de Planta Táchira, en el

estado Táchira, con una capacidad instalada de 20 MW.



Pedro González, ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando 6 MW.

AGOSTO 30: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación distribuida

de la Planta Socopó, ubicada en el Estado Barinas, sumando a la capacidad

instalada del SEN 20,4 MW.


Barrancas de Barinas ubicada en el Estado Barinas, aportando 10,8 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 05: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 23 de la Planta

Luisa Cáceres de Arismendi ubicada en el Estado Nueva Esparta aportando 25 MW

al SEN, la cual pertenece al Proyecto de Respuesta Rápida.

SEPTIEMBRE 17: Fue sincronizada por primera vez la Planta de Generación

Distribuida El Piñal ubicada en San Rafael del Piñal en el Estado Táchira, aportando

12 MW al SEN.

SEPTIEMBRE 19: Fue sincronizada por primera vez la unidad Nº 1 de la Planta La

Raisa ubicada en Charallave Estado Miranda, aportando 60 MW al SEN.


Distribuida Libertad ubicada en el Estado Barinas, aportando 12,6 MW al SEN.


Distribuida Barrancas de Margarita ubicada en el Estado Nueva Esparta, aportando

14,4 MW al SEN.


Distribuida La Y de Cunaviche ubicada en el Estado Apure, aportando 4,3 MW al

SEN.


OCTUBRE 08: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 3 de

230/115 kV de 200 MVA en la subestación Barbacoa I, ubicada en el Estado

Anzoátegui.

OCTUBRE 08: Se incorpora en periodo de prueba después de ser rehabilitada la

unidad N° 3 de la planta La Mariposa, ubicada en el Estado Miranda, aportando 45

MW al SEN.

OCTUBRE 10: Fue sincronizada por primera vez en periodo de prueba la unidad N°

1 de la planta Alberto Lovera, ubicada en el Estado Anzoátegui, aportando 150 MW

al SEN.

OCTUBRE 16: Fue energizada por primera vez, la línea N° 2 a 765 kV Arenosa -

Yaracuy, con una longitud de 153 km, ubicada entre los Estados Carabobo y

Yaracuy.

NOVIEMBRE 12: Se sincroniza por primera vez las unidades de generación

distribuida de la Planta La Concepción, ubicada en el Estado Trujillo, sumando a la

capacidad instalada del SEN 15 MW.

NOVIEMBRE 15: Se sincroniza en el estado Anzoátegui la planta de generación

distribuida Bavalle II, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.

NOVIEMBRE 16: Se sincronizan por primera vez las unidades “3A” y “5A” en Planta

Táchira cada una de 15 MW, sumando a la capacidad instalada del SEN 30 MW.

NOVIEMBRE 23: Se sincroniza en el estado Zulia la planta de generación distribuida

Quisiro, sumando a la capacidad instalada del 6 MW.

NOVIEMBRE 27: Se puso en servicio por primera vez, la Reactancia Nº 2 de 300

MVAr de S/E Yaracuy a 765 kV.


DICIEMBRE 17: Fue energizada por primera vez, la línea a 115 kV Asunción - Los

Robles, de 6,8 km, ubicada en el estado Nueva Esparta.

DICIEMBRE 17: Se sincronizan por primera vez las unidades de generación

distribuida de la Planta San Carlos, ubicada en el Estado Zulia, sumando a la

capacidad instalada del SEN 14,4 MW.

DICIEMBRE 18: Fue energizado por primera vez el autotransformador N° 5 de

765/230 kV de 1.000 MVA de la subestación Yaracuy, ubicada en el estado Yaracuy.

Capacidad de Generación Instalada

Capacidad de Generación Instalada por Filiales

El SEN incrementa su capacidad instalada en 4,61% con respecto al año 2009, para

alcanzar un total de 24.800,8 MW, que representa una variación neta de 1.092,6 MW

adicionales con respecto al año anterior.

La nueva generación incorporada al SEN que aporta energía al sistema nacional, la

integran las siguientes plantas:

En lo concerniente a unidades de generación distribuida se encuentran: Guanapa III

de 15 MW, Las Hernández II de 15 MW, Aricagua de 6 MW, Barrancas de Barinas

10,8 MW, Barrancas de Margarita de 14,4 MW, Batalles I, II de 13,5 MW, Caicara de

Maturín de 8 MW, Caicara de Orinoco de 15 MW, Camatagua de 8 MW, Canódromo

de 21,6 MW, Cantaura de 8 MW, Caripe de 8 MW, Carúpano de 8 MW, Ciudad

Bolivia de 25,92 MW, Cumanacoa de 8 MW, Dabajuro de 15 MW, El Piñal de 12

MW, El Vigia de 60 MW, Elorza de 5,7 MW, Fuerte Cayaurima de 16 MW, Gorsiño

Carrillo de 17 MW, Guasdualito de 15 MW, Guiria de 24 MW, La Concepción de 15

MW, La Tendida de 15 MW, La Y de Cunaviche de 4,3 MW, Libertad de 12,6 MW,

Monay de 29,5 MW, Pedro Gonzalez de 6 MW, Pijiguaos de 15 MW, Quisiro de 6

MW, San Carlos de 14,4 MW, Santa Ana de 4,8 MW, Socopó de 20,4 MW, Tres


Picos de 8 MW, Tumeremo de 8 MW, Macanao (Venetur) 7,2 MW, Yaguaraparo de 8

MW y Yuban Ortega de 11 MW; mientras que con base a turbinas a gas, entraron en

operación las siguientes plantas: 1ra unidad de la Planta Alberto Lovera de 150 MW,

la Mariposa con 45 MW, la 1ra unidad de la Planta La Raisa de 60 MW, la Planta

Picure con 44 MW, dos unidades cada una de 85 MW en la Planta Termozulia IV, la

Planta tipo Barcaza Antonio Nicolás Briceño de 103,5 MW, así como 75 MW en la

Planta Luisa Cáceres, 30 MW en Planta Coro y 30 MW en Planta Táchira.

En la siguiente gráfica se muestra la distribución porcentual de la capacidad

instalada para el 2010, donde la participación mayoritaria en el total nacional la tiene

la filial EDELCA con un 56% seguida por CADAFE, EDC y ENELVEN con un 22%,

9% y 8% respectivamente.

Capacidad Instalada de las Filiales de CORPOELEC y de los Generadores Independientes (%) - Año 2010

TERMOBARRANCAS1% TURBOVEN

0%

CADAFE22%

EDELCA56%

EDC9%

ENELVEN8%

ELEVAL1%

ENELBAR1%

ENELCO0%

SENECA2%

SECTOR PETROLERO ORIENTAL

0%


Capacidad de Generación Instalada por Fuente Primaria

Del total instalado en el SEN 24.800,8 MW, el 59% son de origen hidráulico (14.622

MW) y el restante 41% de origen térmico (10.178,8 MW), este último se descompone

en 17% de turbinas a vapor (4.246 MW), 16% de turbinas a gas (3.941,8 MW), 4%

de motores de generación distribuida (1.050,9 MW) y 4% de ciclo combinado (940

MW); la gráfica siguiente muestra el desglose por fuente primaria de la capacidad

instalada.

Capacidad Instalada por Fuente Primaria (%) - Año 2010

Térmico a Vapor17%

Térmico a Gas16%

Ciclo Combinado4%

Motores Generación Distribuida

4%

Hidráulica59%

La participación del componente térmico en el SEN pasa de 38% en el 2009 a 41%

en el 2010. Esta variación neta obedece a la inclusión en el sistema de 1.242,6 MW

de generación térmica de los cuales 535 MW corresponden a generación distribuida

y los restantes 707,5 MW están asociados a la inclusión en el sistema de turbinas a

gas; así mismo se retiran del sistema 150 MW de origen térmico conformados por

120 MW asociados a las unidades N° 3 y 4 en la planta Josefa Joaquina Sánchez

Bastidas y la transferencia de las unidades N° 1 y 2 de 15 MW cada una de la planta

de generación distribuida Punto Fijo hacia las plantas también de generación

distribuida Guanapa y Dabajuro.

El cuadro siguiente presenta el detalle de la capacidad de generación instalada del

SEN por fuente primaria para el año 2010.


Capacidad Instalada por Fuente Primaria - Año 2010 Tipo (KW)

Filiales y Generadores Independientes

Térmico a

Vapor

Térmico a

Gas

Ciclo

Combinado

Motores

Generación

Distribuida

Hidráulica Total

CADAFE 2.000.000 1.932.650 0 869.440 645.000 5.447.090 EDELCA 0 0 0 0 13.977.000 13.977.000

EDC 1.586.000 554.000 0 0 0 2.140.000 ENELVEN 660.000 437.800 940.000 6.500 0 2.044.300 ELEVAL 0 201.979 0 0 0 201.979

ENELBAR 0 250.000 0 0 0 250.000 ENELCO 0 40.000 0 0 0 40.000 SENECA 0 295.410 0 175.000 0 470.410

SECTOR PETROLERO

ORIENTAL

0

40.000 0

0 0

40.000

TERMOBARRANCAS 0 150.000 0 0 0 150.000 TURBOVEN 0 40.000 0 0 0 40.000

SISTEMA 4.246.000 3.941.839 940.000 1.050.940 14.622.000 24.800.779

En la tabla de la página siguiente se muestra el detalle por planta del parque de

generación instalado en el SEN para el año 2010, indicando adicionalmente la

Energía Promedio y Firme por planta.

Planta de Generación Distribuida Fuerte Cayaurima, Edo. Bolivar


Plantas de Generación del SEN - Año 2010

Nombre de la Planta N° Unidades

Combustible Disponible

Empresa Capacidad Nominal (kW)

Energía Promedio

(MWh)

Energía Firme (MWh)

Ubicación de la Planta

ANTONIO JOSÉ DE SUCRE

20 - EDELCA 2.930.000 15.200.000 13.200.000

Pto. Ordaz (Edo. Bolívar)

FRANCISCO DE MIRANDA

12 - EDELCA 2.196.000 12.950.000 12.400.000

Caruachi (Edo. Bolívar)

JOSÉ A. PÁEZ 4 - CADAFE 240.000 932.000 747.000 Santo Domingo (Edo. Mérida)

JUAN A. RODRÍGUEZ 2 - CADAFE 80.000 386.000 303.000 Barinas (Edo. Barinas)

LEONARDO RUIZ PINEDA

Ó

2 - CADAFE 300.000 1.243.000 1.147.000 Uribante Caparo (Edo. Táchira)

MASPARRO

2

-

CADAFE

25.000

130.000

120.000

Barinas (Edo. Barinas)

Hid

rául

ica

SIMÓN BOLÍVAR (GURI I, II)

20 - EDELCA 8.851.000 46.650.000 39.400.000

Guri (Edo. Bolívar)

ALFREDO SALAZAR 3 Gas CADAFE 210.000 1.287.720 - Anaco (Edo. Anzoategui)

ALBERTO LOVERA 1 Gas/Gasoil CADAFE 150.000 919.800 - Estado Anzoátegui

ANTONIO NICOLÁS BRICEÑO

1 Gasoil ENELVEN 103.500 634.662 -

Costa Oriental del Lago (Estado Zulia)

ARGIMIRO GABALDÓN

3 Gas/Gasoil ENELBAR 120.000 735.840 - Barquisimeto (Edo. Lara)

CASIGUA 3 Gas/Gasoil ENELVEN 61.600 377.731 - Casigua (Edo. Zulia)

DABAJURO (distribuida)

1 Gasoil CADAFE 20.000 122.640 - Dabajuro (Edo. Falcón)

ENELBAR 7 Gas/Gasoil ENELBAR 130.000 797.160 - Barquisimeto (Edo. Lara)

GUANTA 2 Gas CADAFE 140.000 858.480 - Guanta (Edo. Anzoategui)

JOSÉ MARÍA ESPAÑA

5 Gas/Gasoil LA EDC 450.000 2.759.400 - Caracas (Edo.Miranda)

JOSEFA CAMEJO 3 Gas/Gasoil CADAFE 450.000 2.759.400 - Paraguaná (Edo. Falcón)

JUSEPÍN 1 Gas PDVSA 20.000 122.640 - Jusepín (Edo. Monagas)

LA MARIPOSA 1 Gas/Gasoil CADAFE 45.000 275.940 - Estado Miranda

LA RAISA

1

Gas/Gasoil

EDC

60.000

367.920

-

Charallave (Edo. Miranda)

LUISA CÁCERES 12 Gasoil SENECA 295.410 1.811.454 - Isla de Margarita (Edo. Nueva Esparta)

PEDRO CAMEJO 2 Gas CADAFE 300.000 1.839.600 - Valencia (Edo. Carabobo)

PICURE 2 Gas/Gasoil EDC 44.000 269.808 - Estado Vargas

PLANTA CASTILLITO

3 Gas ELEVAL 60.742 372.470 - Valencia (Edo. Carabobo)

PLANTA CORO 6 Gasoil CADAFE 101.250 620.865 - Coro (Edo. Falcón)

PLANTA DEL ESTE 8 Gas ELEVAL 141.237 866.065 - Valencia (Edo. Carabobo)

PLANTA TÁCHIRA 10 Gasoil CADAFE 247.400 1.517.057 - La Fría (Edo. Táchira)

PUNTO FIJO 8 Gas/Gasoil CADAFE 199.000 1.220.268 - Punto Fijo (Edo. Falcón)

RAFAEL URDANETA 9 Gas/Gasoil ENELVEN 236.700 1.451.444 - Maracaibo (Edo. Zulia)

SAN FERNANDO 2 Gasoil CADAFE 60.000 367.920 - San Fernándo (Edo. Apure)

SAN LORENZO 2 Gas ENELCO 40.000 245.280 - Cabimas (Edo. Zulia)

SANTA BÁRBARA (ORIENTE)

1 Gas PDVSA 20.000 122.640 - Santa Bárbara (Edo. Monagas)

SANTA BÁRBARA (OCCIDENTE)

2 Gas ENELVEN 36.000 220.752 - Santa Bàrbara (Edo. Zulia)

TERMOBARRANCAS II

1 Gas TERMOBARRANC

150.000 919.800 - Edo. Barinas

TUCUPITA (distribuida)

1 Gasoil CADAFE 10.000 61.320 - Tucupita (Edo. Delta Amacuro)

Turb

ogas

TURBOVEN 2 Gas TURBOVEN

40.000 245.280 - Edo. Aragua


Plantas de Generación del SEN - Año 2010 (Continuación)


Combustible Disponible Empresa

Capacidad Nominal

(kW)

Energía Promedio

(MWh)



JOSEFA JOAQUINA SÁNCHEZ

6 Gas/Fueloil LA EDC 1.586.000

9.725.352

- Tacoa y Arrecifes (Estado Vargas)

PLANTA CENTRO (1 y 2)

2 Gas CADAFE 800.000 4.905.600 - Morón (Edo. Carabobo)

PLANTA CENTRO (3,4 y 5)

3 Fueloil CADAFE 1.200.000 7.358.400 - Morón (Edo. Carabobo)

RAMÓN LAGUNA (13 y 14)

2 Gas ENELVEN 174.000 1.066.968 - Maracaibo (Edo. Zulia)

Torb

ovap

or

RAMÓN LAGUNA (15, 16 y 17)

3 Gas/Fueloil ENELVEN 486.000 2.980.152 - Maracaibo (Edo. Zulia)

PLANTA CENTRO (1 y 2)

2 Gas CADAFE 800.000 4.905.600 - Morón (Edo. Carabobo)

PLANTA CENTRO (3,4 y 5)

3 Fueloil CADAFE 1.200.000 7.358.400 - Morón (Edo. Carabobo)

RAMÓN LAGUNA (13 y 14)

2 Gas ENELVEN 174.000 1.066.968 - Maracaibo (Edo. Zulia)

RAMÓN LAGUNA (15, 16 y 17)

3 Gas/Fueloil ENELVEN 486.000 2.980.152 - Maracaibo (Edo. Zulia)

ARISMENDI 1 Gasoil CADAFE 4.320 24.598 - Edo. Barinas BARRANCA DEL

ORINOCO 1 Gasoil CADAFE 10.000 56.940 - Edo. Delta Amacuro

BARRANCAS DE BARINAS 1 Gasoil CADAFE 10.800 61.495 - Estado Barinas

BARRANCAS DE MARGARITA 1 Gasoil SENECA 14.400 81.994 - Estado Nueva

Esparta

BAVALLE I Y II 1 Gasoil CADAFE 13.500 76.869 - Estado Anzoátegui

BOCA DE RIO 1 Gasoil SENECA 15.000 85.410 - Edo. Nueva Esparta CAICARA DE

MATURÍN 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Monagas

CAICARA DEL ORINOCO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Bolívar

CAMAGUÁN 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Guárico

CAMATAGUA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Aragua

CANÓDROMO 1 Gasoil SENECA 21.600 122.990 - Estado Nueva Esparta

CANTARRANA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Miranda

CANTAURA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Anzoátegui

CAÑO ZANCUDO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Santa Elena de Arenales (Edo. Mérida)

CARIPE 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Monagas

CARIPITO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Caripito (Edo. Monagas)

CARÚPANO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre CIUDAD BOLIVIA

I, II Y III 3 Gasoil CADAFE 25.920 147.588 - Estado Barinas

CLARINES 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Anzoategui

COLONCITO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Táchira

CORINSA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Aragua CORO III 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Falcón

Gen

erac

ión

Dis

trib

uida

CRUZ PERAZA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Edo. Monagas




Capacidad Nominal

(kW)

Energía Promedio

(MWh)



CUATRO ESQUINAS 1 Gasoil ENELVEN 6.500 37.011 - Cuatro Esquinas

(Edo. Zulia)

CUMANACOA 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre

DABAJURO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Dabajuro (Estado Falcón)

EL CUARTEL 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Barcelona (Edo. Anzoátegui)

EL PIÑAL 1 Gasoil CADAFE 12.000 68.328 - San Rafael del Piñal (Estado. Táchira)

EL RINCON 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Anzoategui EL VIGÍA I, II, III y

IV 4 Gasoil CADAFE 60.000 341.640 - Estado Mérida

ELORZA 1 Gasoil CADAFE 5.700 32.456 - Estado Apure FUERTE

CAYAURIMA 1 Gasoil CADAFE 16.000 91.104 - Estado Bolívar GORSIÑO CARRILLO 1 Gasoil CADAFE 17.000 96.798 - Mérida (Estado

Mérida)GUANAPA 3 Gasoil CADAFE 45.000 256.230 - Edo. Barinas

GUASDUALITO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Apure

GUIRIA I, II Y III 3 Gasoil CADAFE 24.000 136.656 - Estado Sucre

LA CONCEPCIÓN 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Trujillo

LA FRIA I y II 2 Gasoil CADAFE 30.000 170.820 - Edo. Táchira LA TENDIDA 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Táchira

LA Y DE CUNAVICHE 1 Gasoil CADAFE 4.300 24.484 - Estado Apure

LAS HERNÁDEZ 2 Gasoil SENECA 30.000 170.820 - Edo. Nueva Esparta

LIBERTAD 1 Gasoil CADAFE 12.600 71.744 - Estado Barinas

LOS MILLANES 1 Gasoil SENECA 15.000 85.410 - Edo. Nueva Esparta LUISA CÁCERES 1 Gasoil SENECA 11.800 67.189 - Edo. Nueva Esparta

LUISA CÁCERES I - VI 6 Gasoil SENECA 69.600 396.302 - Edo. Nueva Esparta

MACANAO (VENETUR) 1 Gasoil SENECA 7.200 40.997 - Estado Nueva

EspartaMANTECAL 1 Gasoil CADAFE 7.200 40.997 - Edo. Apure

MONAY I, II, III Y IV

4 Gasoil CADAFE 29.500 167.973 - Estado Trujillo

PALO NEGRO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Aragua PEDRO

GONZALEZ 1 Gasoil SENECA 6.000 34.164 - Estado Nueva Esparta

PIJIGUAOS 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Estado Bolívar

PTO. AYACUCHO 1 Gasoil CADAFE 15.000 85.410 - Edo. Amazonas PUERTO NUTRIAS

1 Gasoil CADAFE 5.400 30.748 - Edo. Barinas

QUISIRO 1 Gasoil CADAFE 6.000 34.164 - Estado Zulia

SAN CARLOS 1 Gasoil CADAFE 14.400 81.994 - Estado Zulia

SAN FERNANDO 1 Gasoil CADAFE 30.000 170.820 - Edo. Apure SAN JACINTO I y

II 2 Gasoil CADAFE 16.000 91.104 - Estado Aragua

SANTA ANA 1 Gasoil CADAFE 4.800 27.331 - Estado Anzoátegui

SOCOPÓ I Y II 2 Gasoil CADAFE 20.400 116.158 - Estado Barinas

TEMBLADOR 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Edo. Monagas




Capacidad Nominal

(kW)

Energía Promedio

(MWh)



TRES PICOS 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre

TUMEREMO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Bolívar

UNIVERSIDAD 1 Gasoil CADAFE 20.000 113.880 - Edo. Monagas

UREÑA 1 Gasoil CADAFE 10.000 56.940 - Edo. Táchira

YAGUARAPARO 1 Gasoil CADAFE 8.000 45.552 - Estado Sucre

YUBAN ORTEGA 1 Gasoil CADAFE 11.000 62.634 - Mérida (Estado Mérida)

TERMOZULIA I 3 Gas/Gasoil ENELVEN 470.000 2.882.040 - Maracaibo (Edo. Zulia)

TERMOZULIA II 2 Gas/Gasoil ENELVEN 300.000 1.839.600 - Maracaibo (Edo. Zulia)

Cic

lo C

ombi

nado

TERMOZULIA IV 2 Gas ENELVEN 170.000 1.042.440 - Maracaibo (Edo. Zulia)

Total SISTEMA 279 24.800.779 139.446.961

TOTAL HIDRÁULICA 62 14.622.000 77.491.000

TOTAL TURBOVAPOR 16 4.246.000 26.036.472

TOTAL TURBOGAS 103 3.941.839 24.171.357

TOTAL DE MOTORES

GENERACIÓN 91 1.050.940 5.984.052

SEN

TOTAL CICLO COMBINADO 7 940.000 5.764.080

A continuación se muestra en el mapa de la República Bolivariana de Venezuela, la

distribución geográfica de la generación nacional.


Distribución de la Generación del Sistema Eléctrico Nacional - Año 2010

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 2.083 kms.

Durante el año 2010 se incorporan a la red troncal de transmisión del SEN 199

kilómetros de líneas que corresponden a la puesta en servicio de la 2da línea

Arenosa – Yaracuy a 765 kV de longitud 153 km, línea Palito Blanco – Termozulia a

230 kV de longitud 46 km. En cuanto al sistema de transformación en el 2010 se

incorporaron 1.533 MVA de los cuales 1.000 MVA corresponden al

autotransformador N° 2 de 765/230 kV de la S/E Yaracuy, 333 MVA

correspondientes al autotransformador en la S/E Palito Blanco 230/138 kV y 200

B R A S I L

C O L O M B I A

M A R C A R I B E

ZONA

EN

RECLAMACIÓN

B R A S I L

C O L O M B I A

M A R C A R I B E

ZONA

EN

RECLAMACIÓN

R. Laguna

Santa Bárbara

TZCCI y TZCCII

Rafael UrdanetaTZCCIV San

Lorenzo

Punto FijoJosefa Camejo

Planta CoroGD Coro

DabajuroGD Dabajuro

EnelbarArgimiroGabaldón

Casigua

GD Cuatro Esquinas

Planta Táchira

Leonardo R. Pineda

Masparro

JoséA.Páez Juan A.Rodríguez

Termobarrancas

GD Mantecal

GD Achaguas

SanFernando

GD Camaguán

Jusepin

Santa BárbaraTucupita

GD Barrancadel Orinoco

GD Puerto Ayacucho

Antonio José de SucreFrancisco de Miranda

Simón Bolívar

José J.Sanchez

JoséM.España GD Cantarrana

PlantaCentro

Pedro CamejoTurboven

CastillitoP. del Este

Luisa CáceresGD AricaguaGD Barrancas de MargaritaGD Boca de RioGD CanódromoGD Las Hernández I y IIGD Luisa Cáceres I, II, III, IV, V y VIGD Los MillanesGD Macanao (Venetur)GD Pedro González

ELEVAL

Generadores Independientes

HidroTérmicaFilial de CORPOELEC, Generadores Independientes

ENELBAR

ENELVEN

EDC

EDELCA

CADAFE

ELEVAL

Generadores Independientes

HidroTérmicaFilial de CORPOELEC, Generadores Independientes

ENELBAR

ENELVEN

EDC

EDELCA

CADAFE

AntonioNícolasBriceño

Picure GD CarúpanoGD CumanacoaGD Guiria I,II y IIIGD Tres PicosGD Yaguaraparo

GD Caño de ZancudoGD El Vigía I,II,III y IVGD Gorsiño CarrilloGD Yubán Ortega

GD Guasdualito

GD Caicara del Orinoco

GD Fuerte Cayaurima

GD Pijiguaos

GD Tumeremo

GD Aragua de MaturínGD Caicara de MaturínGD CaripeGD CaripitoGD Cruz PerazaGD Temblador

Universidad

Alfredo Salazar

Guanta

GD Aragua de BarcelonaGD Bavalle I y IIGD CantauraGD ClarinesGD CuartelGD El RincónGD Santa Ana

GD CamataguaGD CorinsaGD Palo NegroGD San Jacinto I y II

GD ColoncitoGD La Fría I y IIGD La TendidaGD El PiñalGD Ureña

GD Elorza

La Raisa

GD ArismendiGD Barrancas de BarinasGD Bolivia I, II y IIIGD Ciudad GD GuanapaGD LibertadGD Puerto NutriasGD Socopó I y II

GD La Y de Cunaviche

GD Monay I, II, III y IVGD La Concepción

La Mariposa

Alberto Lovera

GD San CarlosGD Quisiro

GD Tucupita

PLANTAS DE GENERACIÓN


MVA al autotransformador en la S/E Barbacoa I de 230/115 kV, así mismo se

incorporaron al sistema 380 MVAr de capacidad reactiva.

A continuación se muestra en forma gráfica, el inventario de las redes de transmisión

de la RTT para diciembre del 2010, indicando las longitudes totales de las líneas

operadas por el Despacho de Carga Central, discriminadas por niveles de tensión.

Red Troncal de Transmisión del Sistema Eléctrico Nacional – Año 2010

B R A S I L

C O L O M B I A

M A R C A R I B E

GUYANA ESEQUIBA(ZONA EN RECLAMACIÓN)

GuriMalena

OMZ

YaracuyPta. Centro

La Canoa

Santa Teresa

Casanay

ElIndio

San Mateo

Cuestecitas

Cabudare

ElCorozo

Morochas

El Tablazo

Cdad.Bolívar

Buena Vista

Barbacoa I

Barquisimeto

ManzanoRincón

Pta. Piedra

Acarigua II

Convento

Papelón

Tiara

Aragua

Cuatricentenario

Cabimas

ElTigrePlanta Páez

Río Chico II

Barinas IV

LasFlores

Cdad.Guayana

Calabozo

Isla deMargarita

Bamari

Valle de la Pascua

L. Cáceres

Chacopata

Santa Elena

Boa Vista

Tibú La Fría II

Longitudes (km)Niveles de Tensión (kV)

115 y 138

230

400

765

311 (*)

7.195

3.606

2.236

Longitudes (km)Niveles de Tensión (kV)

115 y 138

230

400

765

311 (*)

7.195

3.606

2.236

SanGerónimo

ElFurrial

Palital

Guanta II

Barbacoa II

JoseDiego Losada

LaHorqueta

LaArenosa

San Fernando II

Termobarrancas

(*) incluye la línea La Fría II – Tibu en 115 kV

TzPalito Blanco

Refinería

El Vigía II

Uribante

Inos CamatuyMacaro

Caña de Azúcar

San Diego

Hidrocentro

Valencia

Isiro

San Agaton

Arreaga

Trinidad

RED TRONCAL DE TRANSMISIÓN


Demanda Máxima de Potencia

La demanda máxima del sistema es el valor máximo de potencia neta horaria

determinado por el Centro de Control del Despacho Nacional, que considera todas

las empresas que conforman la Corporación Eléctrica Nacional.

El 13/10/10 a las 20:00 horas se registró la demanda máxima del SEN con 16.755

MW (incluye 524 MW de racionamiento), en la gráfica siguiente se observa como

durante todo el año 2010, la demanda máxima del SEN se ubica por debajo de la

curva del año 2009 e inclusive por debajo a los valores correspondientes al año

2008 en los periodos abril-agosto y octubre-noviembre, este comportamiento

obedece principalmente a la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de

Energía Eléctrica dirigidos a restablecer los niveles óptimos de operación del

embalse de Guri.

Distribución Mensual de la Demanda Máxima del SEN (MW) Período 2006-2010

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000

Ene

Feb

Mar

Abr

May Jun

Jul

Ago

Sep

Oct

Nov Dic

MW

2006 2007 2008 2009 2010

En la gráfica anterior se muestra como para el año 2010 la demanda máxima de

potencia del SEN ocurre en el mes de octubre, coincidiendo con los años 2006, 2007

y 2008, en donde dicho valor había ocurrido en el período octubre – diciembre,

mientras que para el año 2009, el máximo anual ocurrió en el mes de septiembre.


En la gráfica siguiente se observa como las filiales CADAFE, EDELCA, EDC y

ENELVEN contribuyen en un 82% a formar el pico de demanda máxima del SEN,

restando un 18% cubierto por las filiales y cargas especiales ENELCO, ENELBAR,

ELEVAL, SENECA, el Sector Petrolero Oriental, Hidrocapital, Hidrocentro y Mineras

Loma de Níquel.

Participación de las Filiales de CORPOELEC y Cargas Especiales en la Demanda Máxima del SEN (%) - Año 2010

44,4%

15,5%

10,9% 11,4%

3,8% 4,0% 3,4% 2,7% 2,1% 1,8%

CADAFE EDELCA La EDCENELVEN ENELCO SECTOR PETROLERO ORIENTALENELBAR Hidrocapital - Hidrocentro - M ineras Loma de Niquel SENECAELEVAL

La demanda máxima del Sistema Eléctrico Nacional decreció durante el año 2010 en

3,36%, igualmente se muestran decrecimientos con respecto al año anterior para las

filiales: EDELCA, La EDC, ENELCO, ENELVEN, CADAFE y ENELBAR, con tasas

de decrecimiento de 14,29%, 8,52%, 2,34%, 1,76%, 1,45% y 0,31%

respectivamente; mientras que las cargas asociadas a la filial SENECA, Sector

Petrolero Oriental e Hidrológicas y Lomas de Níquel mostraron para el año 2010

crecimientos de 6,25%, 4,25%, 2,16% respectivamente.

En la gráfica siguiente se muestra para el año 2010 la evolución mensual de la

demanda máxima de potencia de cada filial, los valores son mostrados en relación a

las demandas máximas anuales de cada filial, observándose como en el 1er

trimestre del año, las filiales La EDC, ENELCO, ENELBAR, CADAFE y ELEVAL así

como la carga del Sector Petrolero Oriental alcanzan sus máximos anuales, en el

mes de septiembre el máximo anual se obtiene para la carga asociada a las


Hidrológicas y Lomas de Níquel y la filial SENECA, mientras que para el mes de

octubre son las filiales EDELCA y ENELVEN las que alcanzan sus máximos

anuales.

Evolución Mensual de la Demanda Máxima de las Filiales de CORPOELEC y

las Cargas Especiales (MW) - Año 2010

Generación Neta

El total de energía neta generada durante el año 2010 en el Sistema Eléctrico

Nacional fue de 115.306 GWh decreciendo 6,6% respecto al valor obtenido el año

anterior. Del total neto generado el componente hidráulico alcanzó 76.661,6 GWh

(66,5%), mientras que el componente térmico totalizó 38.644,4 GWh (33,5%),

registrando un valor promedio mensual térmico de 3.220 GWh.

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.

0,700,720,740,760,780,800,820,840,860,880,900,920,940,960,981,001,02

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

p.u.

CADAFE EDELCA La EDCENELVEN SECTOR PETROLERO ORIENTAL ENELCOENELBAR HIDROS + L.NIQUEL ELEVALSENECA


La distribución porcentual de la generación neta del SEN según la gráfica siguiente,

visualiza la participación mayoritaria por parte de EDELCA con un 65% totalizando

74.984 GWh, seguida por las filiales CADAFE, La EDC, y ENELVEN con 10,9%,

10,1%, y 8% respectivamente, mientras que SENECA, ELEVAL, ENELBAR,

ENELCO, Genevapca, Turboven, Termobarrancas y el Sector Petrolero Oriental

contribuyen con el 5,9% restante al total nacional durante el 2010.

Distribución Porcentual de la Generación Neta de las Filiales de Corpoelec y Generadores Independientes (%) - Año 2010

10,9%65,0%

10,1%

8,0%

0,4%1,1%1,3%1,7%1,4%0,1%

CADAFEEDELCALa EDCENELVENENELCOELEVALENELBARSENECAGENEVAPCA, TERMOBARRANCAS, TURBOVEN y CAAEZSECTOR PETROLERO

Contrastando los totales de energía neta generada del año 2010 con respecto al año

anterior, tenemos que las filiales EDELCA, La EDC, CADAFE, y ELEVAL, así como

GENEVAPCA generaron volúmenes inferiores con decrecimientos del 10,31%,

3,71%, 2,49%, 2,4% y 80,59% respectivamente, mientras que las filiales ENELBAR,

ENELCO, SENECA, ENELVEN, incrementaron su producción de energía en

58,38%, 40,6%, 9,03% y 6,55%, respectivamente; igualmente incrementaron la

energía aportada al sistema interconectado el Sector Petrolero Oriental, TURBOVEN

y TERMOBARRANCAS con incrementos porcentuales con respecto al año anterior

de 118,12%, 32,22% y 3,35% respectivamente.


Generación Bruta por Tipo de Combustible

El parque térmico del SEN generó un total de 39.921 GWh en el año 2010, que

representa un aumento de 2,7% respecto al valor obtenido en el año 2009. De los

cuales 17.829 GWh se generaron utilizando como combustible primario el gas,

11.972 GWh empleando en su producción el gasoil mientras que los restantes

10.121 GWh, proviene de unidades que utilizan como combustible el fueloil.

En el acumulado anual, se observa incremento del 25,2% en la energía generada

bruta usando el gasoil como combustible primario (fuente), mientras que para el

total generado empleando gas ó fueloil se obtienen decrecimientos con respecto al

año anterior del 6,77% y 0,57% respectivamente.

Generación por Tipo de Combustible (GWh) - Año 2010

En cuanto a la distribución de la generación por tipo de combustible en el SEN, en la

gráfica anterior se observa como La EDC es la principal generadora empleando

como combustible primario el gas, con una participación del 42% en el total nacional,

que equivale a 7.417 GWh, seguida por las filiales CADAFE y ENELVEN con

participaciones del 19% y 14% que corresponden a 3.437 GWh y 2.411 GWh

respectivamente. En cuanto al fueloil destaca La EDC con participación en el total

generado nacional del 45% seguida por CADAFE y ENELVEN con participaciones

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

Gas Gasoil Fueloil

Fuente Primaria

GWh

CADAFE LA EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Genevapca, Termobarrancas, Turboven, CAAEZ y Sector Petrolero

17.8

09

11.9

92

10.1

21


del 28% y 26% respectivamente, totalizando valores anuales de 2.868 GWh y 2.678

GWh. Para el caso del gasoil, resaltan las filiales CADAFE y ENELVEN y como las

principales generadoras con participaciones en el total generado empleando este

combustible del 42% y 39%, que corresponden a 4.996 GWh y 4.714 GWh

respectivamente, seguidas por la filial SENECA con una participación en el total

nacional de 17% equivalentes a 2.004 GWh.

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

2010 un total de 116.702 GWh que equivalen a 70,3 millones de barriles

equivalentes de petróleo (MMBEP), este valor representa un decrecimiento de 6,5%

respecto al valor observado el año anterior, siendo el componente de origen

hidráulico el que disminuye con respecto al año anterior en 10,7% mientras que el

térmico se incrementó en 2,7%.

Energía Generada en Barriles Equivalentes de Petróleo (MMBEP) Período 2009 - 2010

46,2 51,7

6,16,17,2

5,810,7

11,5

0

10

20

30

40

50

60

70

80

2010 2009

MMBEP

Hidráulica Fueloil Gasoil Gas

70,3

75,1


En la gráfica anterior se observa que durante el 2010, empleando gas se generaron

10,7 millones BEP (17.829 GWh), por su parte la generación con gasoil fue de 7,2

millones BEP (11.972 GWh) mientras que la generación a fueloil contabilizó 6,1

millones BEP (10.121 GWh), lo que totaliza 24 millones BEP de energía generada

por medio de fuentes térmicas (39.921 GWh).

Del total generado en el año se obtuvieron por medio de fuentes hidráulicas 46,2

millones BEP (76.780 GWh), registrando un descenso de 10,7% con respecto al año

anterior.

Intercambios de Energía en el SEN

Los intercambios de energía que ocurrieron durante el año 2010 muestran los

efectos de un esquema de generación con la preponderancia del componente de

energía hidroeléctrica; descendiendo en esta oportunidad 6,31% los valores de

intercambio de EDELCA con el resto de las filiales para alcanzar un valor de cierre

de año de 56.050 GWh; lo antes expuesto es consecuencia de la presencia del

fenómeno climatológico El Niño, que produjo durante el 1er semestre del año un

descenso en los aportes que alimentan al embalse de Gurí y a la aplicación del Plan

Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica que indujo a un descenso en la

demanda.

Todas las filiales de CORPOELEC disminuyen sus intercambios de energía con el

sistema interconectado, mostrando los siguientes decrecimientos: La EDC con

38,71%, ENELVEN con 25,78%, ENELBAR con 18,39%, ENELCO con 16,52%,

SENECA con 14,2%, ELEVAL con 2,17% y CADAFE con 1,11%; mientras que

TURBOVEN y TERMOBARRABCAS incrementan los valores de intercambio con

respecto al año pasado en 32,22% y 3,35% respectivamente en contraposición con

la disminución durante el año del aporte que realiza GENEVAPCA, el cual descendió

en un 80,6%. En cuanto a los intercambios internacionales de energía en el sistema

nacional, se tiene que en el 2010 se exportaron 3,04 GWh hacia Colombia

(básicamente energía de regulación) lo que representa una disminución del 98,8%


respecto a los volúmenes intercambiados en el año anterior, en donde

principalmente ocurrieron en el sentido Colombia – Venezuela; para el caso del

intercambio con Brasil se exportaron durante el año 444,2 GWh decreciendo 29,4%

en comparación al valor del año 2009.

El diagrama siguiente muestra por filiales el intercambio neto acumulado durante el

año 2010, apreciándose como la energía suministrada por EDELCA, GENEVAPCA,

TERMOBARRANCAS, TURBOVEN suplen los requerimientos del resto de las filiales

y exporta energía a la nación de Brasil.

Intercambio Neto en el SEN - Año 2010 (GWh)

CADAFE EDELCA EDC ENELVEN ENELCO ENELBAR ELEVAL SENECA SP Ori

37.005 56.050 1.311 3.042 3.947 2.533 1.002 375 4.413

3,0

0,0

-447 444

1.575 3.029

521

Sistema de TransmisiónColombia(El Corozo San Mateo)

Colombia (Cuatricentenario-Cuestecitas)

Santa Elena Boa Vista

Minera Loma Niquel

HidrológicasTermobarranca + Genevapca +

Turboven + CAAEZ

Energía Suministrada

El Sistema Eléctrico Nacional consumió durante el año 2010 un total de 114.859

GWh, lo que representa un decrecimiento de 6,68% respecto al total consumido

durante el año anterior, en contraste al valor creciente alcanzado en el período

anterior 2009/2008 de 4,55%. Adicional a ello se incrementa en un 20,05% con

respecto al año anterior el intercambio neto con las naciones de Colombia y Brasil

equivalente al 0,39% del total consumido nacional.


En el año 2010 todas las filiales excepto SENECA registran decrecimientos en la

energía suministrada con respecto al año anterior, encontrándose EDELCA con

-20,38%, ENELCO con -13,21%, La EDC con -8,96%, ENELVEN con -3,82%,

ELEVAL con -2,3%, CADAFE con -1,47% y ENELBAR con -0,7% así como las

Hidrológicas y Lomas de Níquel con -6,33% mientras que para SENECA y el Sector

Petrolero Oriental la energía suministrada se incrementó durante el año en 4,55% y

0,29% respectivamente.

Destaca que de la variación de energía suministrada con respecto al año anterior, la

filial EDELCA contribuyó en un 58% seguida por La EDC, CADAFE y ENELVEN con

un 15%, 9% y 6% respectivamente.

En la gráfica anexa se muestran las magnitudes de generación propia versus la

energía consumida asociada a cada área servida por las filiales de CORPOELEC.

En ella se observa como las filiales La EDC, SENECA, ENELVEN y ELEVAL

cubrieron su demanda de energía durante el 2010 en más de un 50% con

generación propia, mientras que las filiales ENELBAR, CADAFE, ENELCO y el

Sector Petrolero Oriental satisficieron su demanda de energía haciendo uso

mayoritariamente de la energía intercambiada a través del SEN.

Generación/Consumo en las Filiales de Corpoelec* (%) - Año 2010

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

CA

DA

FE

La E

DC

EN

ELV

EN

ELE

VA

L

EN

ELB

AR

EN

ELC

O

SE

NE

CA

Sec

tor

Pet

role

ro


Distribución Porcentual del Consumo de Energía de las Filiales (%) - Año 2010

3%

44%

16%

11%

11%

2%3%

4%2% 4%

CADAFE

EDELCA

La EDC

ENELVEN

ELEVAL

ENELBAR

ENELCO

SENECA

Sector Petrolero

Lomas de Níquel eHidrológicas

En cuanto a la distribución del consumo de energía del SEN, se observa como las

filiales CADAFE y EDELCA comparten el 60% del total nacional (44% y 16%

respectivamente), seguidas en orden de participación por las filiales La EDC y

ENELVEN con participaciones alrededor del 11%, mientras que el restante 18% lo

comparten en orden de participación, las filiales ENELCO, Sector Petrolero oriental,

Lomas de Níquel e Hidrológicas, ENELBAR, ELEVAL y SENECA.

Consumo de Combustible

El consumo de gas asociado a las plantas de generación térmica para el 2010

disminuyó con respecto al año anterior en 412 MM m3 lo que representa un

decrecimiento del 6,6%, totalizando en el año 5.926 MM m3 que equivalen a 34,31

millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP).


Consumo de Gas por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (MM m3) Período 2009-2010

2.454 2.578

1.0921.501

532

331637715

510483

571

576

132155

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

2010 2009

MM m3

La EDC CADAFE ELEVAL ENELBAR ENELVEN ENELCO Genevapca, Termobarrancas, Turboven y Sector Petrolero

6.33

8

5.92

6

Según la gráfica anexa todas las filiales a excepción de ENELBAR disminuyeron su

consumo con respecto al año anterior, resaltando a CADAFE, ENELCO y ENELVEN

con tasas de decrecimiento 27%, 15% y 11% respectivamente, resalta La EDC con

una participación del 41% consumiendo 2.454 MM m3.

Por otra parte el consumo de fueloil en el SEN disminuye respecto al año anterior en

0,78% alcanzando 2,73 millones de toneladas que equivalen a 18,2 millones de

barriles equivalentes de petróleo (MMBEP). Se observa una disminución en el

consumo de fueloil en la filial CADAFE con una tasa de decrecimiento de 16,7% en

contraposición a las filiales ENELVEN y La EDC que experimentaron variaciones

con respecto al año anterior del 10,2% y 5,6% respectivamente. Destaca La EDC

como el mayor consumidor de fueloil con un consumo anual de 1,17 millones de

toneladas, que equivale a una participación del 43% en el total nacional.


Consumo de Fueloil por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (Miles Ton) - Período 2009-2010

777 933

714786

1.1081170

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

2010 2009

Miles de Toneladas

ENELVEN CADAFE La EDC

2.73

3

755

En cuanto al consumo de gasoil a nivel nacional se registra un aumento de 25,4%

con respecto al año anterior, totalizando para el año 3.958 millones de litros que

equivalen a 13,8 millones de barriles equivalentes de petróleo (MMBEP); las filiales

que experimentan incrementos en el consumo de gasoil con respecto al año anterior

son: La EDC, CADAFE, ENELVEN y SENECA, cuyos crecimientos son de 59%,

54%, 19% y 4% respectivamente. La mayor participación en el consumo anual de

gasoil lo registra CADAFE con un consumo de 1.634,9 millones de litros que

representan el 41% del total nacional.


Consumo de Gasoil por Filiales de CORPOELEC y Generadores Independientes (MM Lts) - Período 2009-2010

717,60

690,2

102,58934630,1

46,48

0

1.270,41513,31

1.063,2

1634,90

37,89 0,14 7,55

35,1

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

2010 2009

MM Litros

ENELVEN CADAFE SENECA Genevapca, Termobarrancas, CAAEZ y Turboven La EDC ENELBAR ENELCO ELEVAL

3958

3.16

3

La cantidad de combustibles líquidos y gas empleados para generar 39.921 GWh de

energía bruta durante el 2010 corresponden a un consumo de 66,3 millones de

barriles equivalentes de petróleo (MMBEP), que representan un decrecimiento de

1,79% respecto al año 2009 y una eficiencia equivalente del parque térmico del 36%.

Consumo de Combustible del Parque de Generación Térmico Millones de Barriles Equivalentes de Petróleo – Año 2010

13,8

34,3

18,2

0

10

20

30

40

Gas Gasoil Fueloil

MMBEP


Indicadores del Embalse de Guri

Para el año 2010 los aportes promedios al embalse de Guri estuvieron cercanos a

los mínimos históricos para luego repuntar a mediados de año ubicándose cercanos

a los máximos históricos y hasta marcar en diez y siete (17) oportunidades nuevos

máximos. El caudal promedio acumulado anual para el año 2010 logra un promedio

anual de 6.108 m3/seg lo que representa un 27% por encima de la media histórica,

siendo el aporte promedio mínimo diario de 403 m3/seg ocurrido en el mes de marzo

y el máximo de 15.147 m3/seg ocurrido en el mes de junio.

Aportes Promedio Diarios al Embalse de Guri (m3 / seg) - Año 2010

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

01-E

ne

01-M

ar

01-M

ay

01-J

ul

01-S

ep

01-N

ov

01-E

ne

m3 / seg

Máximo Histórico Promedio HistóricoMínimo Histórico Año 2010

Por su parte, la cota registrada en el embalse de Guri para el 31 de Diciembre de

2010 fue de 271,01 m.s.n.m. descendiendo 9,45 m con respecto al cierre del año

anterior; por su parte la mínima cota durante el año fue de 248,04 m alcanzada el 10

de mayo, encontrándose 13,52 m por debajo de la cota mínima correspondiente al

año anterior.


Es importante mencionar que en el año 2010 se abrieron las compuertas de los

aliviaderos del embalse de Guri durante los meses de agosto, septiembre, octubre,

noviembre y diciembre, registrándose un caudal de alivio promedio en estos meses

de 1.003 m3/seg.

Cota del Embalse de Guri (m.s.n.m.) Período 2003-2010

240

245

250

255

260

265

270

275

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

01-E

ne

01-M

ay

01-S

ep

m.s.n.m.

20102009200820072006200520042003

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.

Carga Promedio Anual Interrumpida - 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 energía asociada a

todas las interrupciones mayores a 100 MW entre la suma del tiempo equivalente al

total de carga interrumpida ante fallas mayores a 100 MW.

PPI = ∑ ENS / ∑TEM

Donde:

ENS: Energía no servida asociada a las perturbaciones mayores a 100 MW.

TEM: Tiempo equivalente al total de carga interrumpida.

Duración Promedio Anual de Interrupción 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

asociado a las interrupciones mayores a 100 MW, entre el número de eventos con

interrupciones mayores a 100 MW.

TPR = ∑ TPE

NE

Donde:

TPE: Tiempo de interrupción por evento.

NE: Número de eventos con interrupciones.


Indice de Severidad - IS

Este indicador representa la proporción anual de la energía no servida en el sistema

interconectado nacional con respecto al total de energía consumida. Se obtiene del

cálculo de la energía no servida ante perturbaciones mayores a 100 MW, entre el

consumo de energía anual del sistema.

IS = ∑ ENS*100

EC

Donde:

ENS: Energía no servida en las perturbaciones mayores a 100 MW.

EC: Consumo de energía.

A continuación se presentan los Indicadores de Continuidad en el Suministro para el

período 2008-2010, es importante resaltar el impacto que tiene sobre los indicadores

la energía no servida producto de la implantación durante el año 2010, del Plan de

Racionamiento Programado enmarcado dentro de las medidas señaladas en el Plan

Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica, el cual condujo a

racionamientos programados sobre el sistema que totalizaron 1.086,49 GWh de

energía no servida, lo que representa el 1% del total de energía suministrada en el

país durante el año.


Carga Promedio Anual Interrumpida PPI (MW) Período 2008-2010

695

417

846

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

2008 2009 2010

MW

En la gráfica anexa se observa como durante el 2010 la carga promedio anual

interrumpida (PPI), muestra el valor más alto en los últimos tres años, registrando un

crecimiento del 103% con respecto al año anterior.

Duración Promedio Anual de Interrupción TPR (HRS) - Período 2008-2010

3,374,53

9,03R2 = 1

0,0

1,0

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

9,0

10,0

2008 2009 2010

Hrs


En cuanto a la duración promedio anual de interrupción (TPR), se observa como

para el año 2010 el indicador continúa con la tendencia creciente acentuando en

este año la tendencia exponencial, de tal forma que casi duplica al valor obtenido el

año anterior.

Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS (%) - Período 2008-2010

0,140

0,367

1,094

0,00

0,25

0,50

0,75

1,00

1,25

1,50

2008 2009 2010

%

Por su parte el Índice de Severidad (IS) el cual mide el porcentaje interrumpido de la

energía consumida durante el año 2010, se incrementa en 198% respecto al año

anterior, pasando ha ser este el valor más alto registrado en el último trienio.

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:

Fkms = N° Desconexiones

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 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.

Tiempo Total 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 2010, el desempeño de las líneas de

transmisión que integran la Red Troncal de Transmisión a través de sus indicadores

relevantes.

Planta de Generación Distribuida Guiria, Edo. Sucre


Indisponibilidad de Las Líneas de Transmisión de La RTT - Año 2010

Líneas de Transmisión Tensión Longitud Indisponibilidad

forzada

Indisponibilidad programada

Nº interrup por km de linea

Tiempo total

interrup. x km de

línea (horas)

Tiempo promedio interrup (horas)

(kV) (km) Horas Nº de interrup % Horas Nº de

interrup %

ARENOSA - YARACUY 1 765 123 0,17 1 0,002 16,83 4 0,192 0,0407 0,1382 3,4000

ARENOSA - YARACUY 2 765 153 1,37 1 0,016 10,60 3 0,121 0,0261 0,0782 2,9918

GURI - MALENA 1 765 153 0,15 2 0,002 0,000 0 0,000 0,013 0,0010 0,0750 GURI - MALENA 2 765 153 4,084 3 0,047 0,000 0 0,000 0,020 0,0267 1,3613 GURI - MALENA 3 765 161 0,133 1 0,002 0,000 0 0,000 0,006 0,0008 0,1330 HORQUETA - ARENOSA 765 65 0,867 5 0,010 4,950 2 0,057 0,108 0,0895 0,8310

MALENA - SAN GERONIMO 1 765 225 0 0 0,000 7,750 2 0,088 0,009 0,0344 3,8750

MALENA - SAN GERONIMO 2 765 225 9,2 6 0,105 8,284 2 0,095 0,036 0,0777 2,1855

MALENA - SAN GERONIMO 3 765 225 0 0 0,000 10,417 2 0,119 0,009 0,0463 5,2085

O.M.Z.- HORQUETA 765 90 0,083 2 0,001 8,450 1 0,096 0,033 0,0948 2,8443 SAN GERONIMO - ARENOSA 765 270 1,55 2 0,018 13,767 3 0,157 0,019 0,0567 3,0634

SAN GERONIMO - HORQUETA 765 211 6,567 3 0,075 5,700 2 0,065 0,024 0,0581 2,4534

SAN GERONIMO - O.M.Z. 765 182 0 0 0,000 7,883 1 0,090 0,005 0,0433 7,8830

ARENOSA - HORQUETA 1 400 68 36,12 45 0,413 8,38 2 0,096 0,6912 0,6544 0,9468

ARENOSA - HORQUETA 2 400 68 31,14 43 0,357 33,17 4 0,380 0,6912 0,9456 1,3681

ARENOSA - YARACUY 400 164 0,62 6 0,007 12,02 1 0,137 0,0427 0,0770 1,8049 BARBACOA II - JOSE 400 40 0,00 0 0,000 6,33 2 0,072 0,0500 0,1583 3,1665 CANOA - TIGRE 400 56 0,00 0 0,000 20,78 3 0,237 0,0536 0,3711 6,9280 EL TIGRE - BARBACOA II 400 152 25,30 5 0,289 5,85 1 0,067 0,0395 0,2049 5,1917

GURI - CANOA 400 132 0,00 1 0,000 57,72 8 0,659 0,0682 0,4373 6,4130 GURI - TIGRE 1 400 187 0,05 4 0,001 64,73 11 0,739 0,0802 0,3464 4,3188 GURI - TIGRE 2 400 187 11,92 7 0,137 60,90 12 0,696 0,1016 0,3894 3,8324 PALITAL - FURRIAL 1 400 169 0,13 1 0,002 32,22 7 0,368 0,0473 0,1914 4,0436 PALITAL - FURRIAL 2 400 169 0,07 2 0,001 3,27 1 0,037 0,0178 0,0197 1,1113 PLANTA CENTRO - ARENOSA 2 400 63 58,55 26 0,668 0,00 0 0,000 0,4127 0,9294 2,2519

PLANTA CENTRO - ARENOSA 3 400 63 9,93 18 0,113 0,00 0 0,000 0,2857 0,1577 0,5518

PLANTA CENTRO - YARACUY 400 152 94,20 23 1,078 22,27 4 0,257 0,1776 0,7662 4,3135

SAN GERONIMO - JOSE 400 165 5,98 1 0,068 4,32 2 0,049 0,0182 0,0624 3,4333

SAN GERONIMO - SANTA TERESA 1 400 170 2,92 5 0,034 115,32 20 1,317 0,1471 0,6955 4,7293

SAN GERONIMO - SANTA TERESA 2 400 164 19,37 6 0,225 137,02 30 1,568 0,2195 0,9536 4,3440

SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 400 10 11,57 9 0,133 34,03 5 0,389 1,4000 4,5599 3,2571

TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1

400 38 57,22 6 0,661 109,00 21 1,252 0,7105 4,3741 6,1561


400 38 17,02 6 0,197 102,87 21 1,177 0,7105 3,1549 4,4403

TIGRE - SAN GERONIMO 1 400 210 5,98 10 0,069 113,00 18 1,291 0,1333 0,5666 4,2493

TIGRE - SAN GERONIMO 2 400 210 0,18 2 0,002 40,05 7 0,457 0,0429 0,1916 4,4706

YARACUY - TABLAZO 1 400 316 17,67 16 0,204 79,02 18 0,904 0,1076 0,3059 2,8435



forzada



Tiempo total

interrup. x km de

línea (horas)



interrup %

YARACUY - TABLAZO 2 400 314 14,82 16 0,170 46,83 12 0,536 0,0892 0,1963 2,2018

YARACUY - TABLAZO 3 400 301 130,2

7 6 1,500 68,02 11 0,788 0,0565 0,6587 11,6636

ACARIGUA II - BARINAS IV 230 160 20,50 13 0,234 17,00 3 0,195 0,1000 0,2344 2,3437

ACARIGUA II - LAS FLORES 230 111 11,33 8 0,129 0,00 0 0,000 0,0721 0,1021 1,4166

ARAGUA - ARENOSA 1 230 81 100,88 16 1,152 5,27 5 0,061 0,2593 1,3105 5,0548

ARAGUA - ARENOSA 2 230 81 1607,05 31 18,36

4 8,72 7 0,122 0,4691 19,9478 42,5202

ARAGUA - HORQUETA 1 230 31 7,98 3 0,091 8,67 1 0,099 0,1290 0,5371 4,1625

ARAGUA - HORQUETA 2 230 31 23,90 7 0,273 3,07 1 0,035 0,2581 0,8699 3,3709

ARENOSA - CABUDARE 230 134 43,67 26 0,499 7,22 3 0,083 0,2164 0,3797 1,7546

ARENOSA - HIDROCENTRO 1 230 3 1,90 2 0,022 0,00 0 0,000 2,3625 2,2443 0,9500

ARENOSA - HIDROCENTRO 2 230 3 0,78 1 0,009 0,00 0 0,000 1,1812 0,9249 0,7830

ARENOSA - SAN DIEGO 1 230 37 1,15 1 0,013 8,93 3 0,161 0,3831 0,9657 2,5208

ARENOSA - SAN DIEGO 2 230 37 0,33 1 0,004 0,00 0 0,000 0,0958 0,0319 0,3330

ARENOSA - VALENCIA 1 230 24 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

ARENOSA - VALENCIA 2 230 24 11,52 5 0,132 5,78 1 0,104 0,8859 2,5543 2,8832

BARBACOA I - BARBACOA II 1 230 8 0,75 1 0,009 15,58 3 0,178 0,5000 2,0416 4,0833

BARBACOA I - BARBACOA II 2 230 8 0,00 0 0,000 11,70 3 0,134 0,3750 1,4626 3,9003

BARBACOA II - GUANTA II 1 230 21 0,00 1 0,000 0,00 0 0,000 0,0476 0,0000 0,0000

BARBACOA II - GUANTA II 2 230 21 0,00 3 0,000 6,20 1 0,112 0,1905 0,2952 1,5500

BARINAS IV - LAS FLORES 230 80 10,68 9 0,122 4,88 1 0,056 0,1250 0,1946 1,5567

BOLIVAR - TIGRE 1 230 126 190,98 13 2,183 11,23 6 0,131 0,1508 1,6049 10,6429

BOLIVAR - TIGRE 2 230 126 154,97 14 1,772 13,35 4 0,155 0,1429 1,3358 9,3509

BUENA VISTA - EL VIGIA II 230 139 13,40 4 0,153 0,00 0 0,000 0,1020 0,3416 3,3500

BUENA VISTA - PLANTA PAEZ 230 124 6,85 6 0,078 0,00 0 0,000 0,1715 0,1958 1,1417

CABIMAS - MOROCHAS 230 44 0,85 4 0,010 6,87 2 0,078 0,1364 0,1754 1,2862

CABUDARE - BARQUISIMETO 230 26 2,27 4 0,026 4,87 1 0,056 0,1923 0,2743 1,4266

CALABOZO - SAN FERNANDO 1 230 150 0,25 1 0,003 0,00 0 0,000 0,0067 0,0017 0,2500

CALABOZO - SAN FERNANDO 2 230 150 2,67 4 0,030 0,00 0 0,000 0,0267 0,0178 0,6668

CUATRICENTENARIO - CUESTECITAS 230 124 3,68 1 0,042 0,00 0 0,000 0,0081 0,0297 3,6830

CUATRICENTENARIO - RINCON 230 19 4,13 4 0,047 53,53 8 0,611 0,6316 3,0352 4,8057

CUATRICENTENARIO - TRINIDAD 230 12 11,03 3 0,127 52,02 13 0,595 1,3333 5,2544 3,9408

CUMANA II - CASANAY 1 230 79 12,25 7 0,140 0,00 0 0,000 1,0433 1,8257 1,7500

CUMANA II - CASANAY 2 230 79 5,57 7 0,064 36,95 5 0,666 1,7885 6,3366 3,5430



forzada



Tiempo total

interrup. x km de

línea (horas)



interrup %

DIEGO LOSADA - HORQUETA 230 94 114,7

8 17 1,312 11,90 3 0,138 0,2128 1,3477 6,3342

DIEGO LOSADA - INOS CAMATUY 1 230 15 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

DIEGO LOSADA - INOS CAMATUY 2 230 15 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

DIEGO LOSADA - TIARA 230 44 49,83 7 0,569 0,60 2 0,007 0,2045 1,1462 5,6037

EL COROZO - SAN MATEO 1 230 87 9,52 5 0,109 0,00 0 0,000 0,0575 0,1094 1,9032

EL COROZO - SAN MATEO 2 230 87 9,47 5 0,108 0,00 0 0,000 0,0575 0,1088 1,8932

FURRIAL - INDIO 1 230 31 4,68 3 0,054 25,98 6 0,386 0,2903 0,9892 3,4073 FURRIAL - INDIO 2 230 31 6,07 4 0,069 13,07 4 0,199 0,2581 0,6172 2,3916 GUANTA II - CASANAY 1 230 140 109,8

0 11 1,256 21,30 3 0,391 0,1093 1,0234 9,3644

GUANTA II - CASANAY 2 230 140 52,77 10 0,605 39,03 2 0,709 0,0937 0,7166 7,6500

GUANTA II - CUMANA II 1 230 62 3,25 2 0,037 4,48 1 0,081 0,5697 1,4685 2,5777

GUANTA II - CUMANA II 2 230 62 117,1

8 11 1,343 34,48 4 0,634 2,8486 28,8021 10,1110

GUANTA II - REFINERIA 1 230 11 22,87 2 0,261 4,90 1 0,089 0,9665 8,9452 9,2557

GUANTA II - REFINERIA 2 230 11 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

GUAYANA - BOLIVAR 1 230 64 38,82 6 0,443 5,30 2 0,061 0,1250 0,6893 5,5145 GUAYANA - BOLIVAR 2 230 64 4,50 4 0,051 17,60 3 0,201 0,1094 0,3453 3,1571 GURI - GUAYANA 1 230 68 53,78 3 0,617 37,88 8 0,435 0,1618 1,3480 8,3333 GURI - GUAYANA 2 230 68 0,00 0 0,000 73,08 3 0,834 0,0441 1,0748 24,3610 HORQUETA - CALABOZO 1 230 152 708,5

0 3 8,096 8,95 3 0,111 0,0395 4,7201 119,5750

HORQUETA - CALABOZO 2 230 152 12,32 11 0,141 0,00 0 0,000 0,0724 0,0810 1,1197

HORQUETA - MACARO 1 230 55 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

HORQUETA - MACARO 2 230 55 0,00 0 0,000 3,58 1 0,065 0,0644 0,2309 3,5830

HORQUETA - TIARA 230 50 7,05 4 0,081 12,45 2 0,142 0,1200 0,3900 3,2500

INDIO - CASANAY 1 230 109 157,75 17 1,807 29,32 8 0,341 0,2294 1,7162 7,4827

INDIO - CASANAY 2 230 109 1638,50 17 18,75

9 25,48 7 0,358 0,2202 15,2659 69,3326

MACARO - CAÑA DE AZUCAR 230 32 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

MACARO - SAN DIEGO 230 43 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 ----------- MOROCHAS - BUENA VISTA 230 130 79,86 50 0,916 43,93 13 0,506 0,4846 0,9523 1,9650

MOROCHAS - TABLAZO 1 230 67 29,27 6 0,336 59,57 19 0,682 0,3731 1,3259 3,5534

PÁEZ - BARINAS IV 1 230 59 4,52 2 0,052 0,00 0 0,000 0,0339 0,0766 2,2585

PÁEZ - BARINAS IV 2 230 59 160,97 6 1,838 0,00 0 0,000 0,1017 2,7283 26,8278

PLANTA CENTRO - ARENOSA 230 64 9,55 9 0,109 30,55 6 0,551 0,2344 0,6266 2,6733

PLANTA CENTRO - ISIRO 1 230 230 276,2

2 5 3,153 0,00 0 0,000 0,0770 4,2558 55,2434

PLANTA CENTRO - ISIRO 2 230 231 43,77 7 0,500 0,00 0 0,000 0,1074 0,6714 6,2523

RÍO CHICO - BARBACOA I 230 192 8760,

00 1 100,000 0,00 0 0,000 0,0052 45,625

0 8760,000

0 SAN AGATON - URIBANTE 1 230 12 0,33 1 0,004 0,00 0 0,000 0,2953 0,0983 0,3330

SAN AGATON - URIBANTE 2 230 12 1,13 2 0,013 0,00 0 0,000 0,5906 0,3346 0,5665

SAN DIEGO - CAÑA DE 230 43 19,08 4 0,218 0,00 0 0,000 0,3296 1,5727 4,7708



forzada



Tiempo total

interrup. x km de

línea (horas)



interrup %

AZUCAR SANTA ELENA - BOA VISTA 230 206 14,30 10 0,163 1,62 2 0,018 0,0583 0,0773 1,3263

SANTA TERESA - ARAGUA 230 100 42,05 14 0,480 4,40 2 0,050 0,1600 0,4645 2,9031

SANTA TERESA - BARBACOA 2 230 256 8760,

00 1 100,000 0,00 0 0,000 0,0039 34,218

8 8760,000

0 SANTA TERESA - CONVENTO 230 38 191,0

2 11 2,185 17,72 3 0,207 0,3684 5,4930 14,9096

SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 1 230 7 5,48 3 0,063 4,10 1 0,047 0,5714 1,3690 2,3958

SANTA TERESA - DIEGO LOSADA 2 230 7 277,7

2 6 3,172 4,35 1 0,051 1,0000 40,2953 40,2953

SANTA TERESA - PAPELON 230 30 12,13 4 0,139 56,97 8 0,651 0,4000 2,3033 5,7583

SANTA TERESA - RÍO CHICO 230 64 342,7

2 11 3,917 9,77 2 0,116 0,2031 5,5075 27,1141

SANTA TERESA - RÍO CHICO 2 230 64 381,7

8 12 4,358 0,00 0 0,000 0,2612 8,3105 31,8152

TABLAZO - CABIMAS 230 50 1,28 2 0,015 43,43 14 0,496 0,3200 0,8943 2,7948 TABLAZO - CUATRICENTENARIO 1

230 37 16,24 12 0,188 131,39 25 1,503 1,0000 3,9897 3,9897


230 37 20,22 7 0,233 67,24 17 0,769 0,6486 2,3635 3,6438

TABLAZO - PUNTA DE PIEDRAS 230 38 5,72 4 0,066 73,69 15 0,842 0,5000 2,0895 4,1791

TERMOBARRANCAS - BARINAS IV 230 2 0,00 0 0,000 0,00 0 0,000 0,0000 0,0000 -----------

TERMOZULIA - PALITO BLANCO 1 230 23 0,22 1 0,002 0,00 0 0,000 0,0770 0,0167 0,2170

TERMOZULIA - PALITO BLANCO 2 230 23 0,27 1 0,003 0,00 0 0,000 0,0770 0,0206 0,2670

TIGRE - BARBACOA I 1 230 142 73,92 16 0,850 59,97 14 0,690 0,2113 0,9428 4,4628

TIGRE - BARBACOA I 2 230 142 62,73 13 0,719 32,80 8 0,377 0,1479 0,6728 4,5492

TIGRE - FURRIAL 1 230 148 246,60 20 2,822 21,43 4 0,331 0,1622 1,8110 11,1681

TIGRE - FURRIAL 2 230 148 60,42 19 0,690 10,17 2 0,156 0,1419 0,4769 3,3611 URIBANTE - EL COROZO 1 230 69 1,30 7 0,015 0,00 0 0,000 0,3595 0,0668 0,1857

URIBANTE - EL COROZO 2 230 69 0,87 4 0,010 1,47 3 0,026 0,3595 0,1198 0,3333

URIBANTE - EL VIGIA II 230 103 18,62 2 0,213 0,00 0 0,000 0,0688 0,6405 9,3080 YARACUY - ACARIGUA II 1 230 80 3,45 3 0,039 17,80 4 0,203 0,0875 0,2656 3,0357

YARACUY - ACARIGUA II 2 230 80 3,80 4 0,043 10,53 3 0,120 0,0875 0,1792 2,0476

YARACUY - BARQUISIMETO 230 46 6,03 4 0,069 13,57 2 0,155 0,1304 0,4261 3,2668

YARACUY - CABUDARE 230 25 6,85 2 0,078 19,32 3 0,221 0,2000 1,0467 5,2334

YARACUY - MANZANO 1 230 28 0,95 1 0,011 0,00 0 0,000 0,0357 0,0339 0,9500

YARACUY - MANZANO 2 230 28 3,03 2 0,035 17,25 2 0,197 0,1429 0,7244 5,0708

YARACUY - MOROCHAS 1 230 300 28,73 17 0,331 80,95 12 0,927 0,0967 0,3656 3,7821

YARACUY - MOROCHAS 2 230 300 22,40 14 0,257 51,20 12 0,586 0,0867 0,2453 2,8308

CASANAY - CHACOPATA 1 115 51 117,1

8 11 1,339 5,78 1 0,067 0,2353 2,4111 10,2472

CASANAY - CHACOPATA 2 115 51 12,25 7 0,140 6,95 1 0,079 0,1569 0,3765 2,4000



forzada



Tiempo total

interrup. x km de

línea (horas)



interrup %

CHACOPATA - LUISA CACERES 115 30 810,5

7 16 9,260 6,72 2 0,084 0,6000 27,2428 45,4046

SAN GERONIMO - BAMARI 115 138 96,00 8 1,100 35,68 5 0,412 0,0942 0,9542 10,1295

SAN GERONIMO - V. DE LA PASCUA 115 16 16,17 7 0,185 2,83 1 0,032 0,5000 1,1874 2,3749

PUNTA DE PIEDRAS-ARREAGA 138 4 2,72 1 0,031 66,70 11 0,762 3,00 17,354

3 5,7848

Total 765 kV 2.236 0,02 0,09 0,0227 0,0562 2,4750 Total 400 kV 3.606 0,25 0,54 0,1345 0,4792 3,5631 Total 230 kV 7.733 3,73 0,23 0,1549 4,1971 27,0943 Total 115 kV 286 2,41 0,14 0,2063 3,8816 18,8158

A continuación se muestra el desempeño de la RTT para el año 2010 comparado con los

dos años anteriores:

Indisponibilidad Forzada de la RTT (%) Período 2008-2010

2,65

3,34

3,73

0,17 0,130,25

0,060,30

0,020,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

3,50

4,00

2008 2009 2010

%

230 400 765

De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 la indisponibilidad forzada del

sistema de 765 kV revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para


ubicarse en el valor menor del trienio en estudio, para el caso del sistema de 400 kV se

observa lo contario, en donde para el año 2010 se observa el valor más alto con

respecto a los dos años anteriores, incrementándose con respecto al año anterior en un

92%, al respecto destaca el desempeño en el año de las líneas Yaracuy – Tablazo 3 y

Planta Centro - Yaracuy, las cuales tuvieron indisponibilidades forzadas del 1,50% y

1,08% respectivamente principalmente ocasionadas en el primer caso por afectación de

una torre de soporte de la línea como consecuencia de las lluvias, mientras que en el

segundo caso la causa de la indisponibilidad de la línea obedeció por el desprendimiento

de cadena de aisladores; el sistema de 230 kV, sigue siendo el que presenta mayores

índices de indisponibilidad forzada durante los últimos tres años, continuando con la

tendencia creciente, el año 2010 muestra el mayor valor del trienio, para incrementarse

con respecto al año anterior en 12%.

Indisponibilidad Programada de la RTT (%) Período 2008-2010

0,40

0,34

0,23

0,72

0,62

0,54

0,200,17

0,09

0,00

0,10

0,20

0,30

0,40

0,50

0,60

0,70

0,80

2008 2009 2010

%

230 400 765


En la gráfica anterior se observa como la indisponibilidad programada durante el trienio

estudiado para cada uno de los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuye

consecutivamente. Así mismo se observa como para el año 2010 las indisponibilidades

forzadas para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV disminuyen con respecto al año

anterior en 47%, 14% y 31% respectivamente, así mismo se ratifica lo observado en los

dos años anteriores, en donde la indisponibilidad programada del sistema de 400 kV

supera al de 230 kV y este a su vez al de 765 kV.

N° Total de Interrupciones por Kilómetro de Línea (N°) Período 2008-2010

0,19

0,15 0,15

0,13

0,12

0,13

0,04

0,02 0,02

0,00

0,02

0,04

0,06

0,08

0,10

0,12

0,14

0,16

0,18

0,20

2008 2009 2010

N°

230 400 765

El N° Total de interrupciones por kilómetro de línea para los sistemas de 765 kV, 400 kV

y 230 kV durante el año 2010 se incrementa con respecto al año anterior, en 21%, 11%

y 1% respectivamente. Así mismo se observa como análogo al comportamiento de los

años anteriores, el sistema de 765 kV presenta una frecuencia de interrupción por

kilómetro de línea menor a la mostrada por el sistema de 400 kV y este a su vez menor

que la asociada al sistema de 230 kV.


Tiempo Promedio de Interrupción (HRS) Período 2008-2010

16,95

24,42

27,09

4,06 3,78 3,563,68

12,41

2,48

0

5

10

15

20

25

30

2008 2009 2010

Hrs

230 400 765

El tiempo promedio de interrupción durante el periodo de estudio muestra una tendencia

creciente para el sistema de 230 kV, mientras que para el sistema de 400 kV se

evidencia una tendencia a la mejora del indicador, por su parte el sistema de 765 kV

revierte la tendencia creciente presentada en el año anterior, para ubicarse en el valor

menor del trienio en estudio. Las varaiciones mostradas durante el año 2010 con

respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es como sigue: -

80%, -6% y 11% respectivamente. Para el año 2010, el sistema de 230 kV mantiene su

desempeño relativo con respecto a los otros dos sistemas, siendo el sistema con mayor

tiempo promedio de interrupción.


Tiempo Total de Interrupción por Kilómetro de Línea (HRS) - Período 2008-2010

3,14

3,75

4,20

0,55 0,46 0,480,13 0,23

0,060,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

2008 2009 2010

Hrs

230 400 765

Durante el trienio estudiado para el sistema de 230 kV, el tiempo total de interrupción por

kilómetro de línea se incrementa consecutivamente, las variaciones durante el año 2010

con respecto al año anterior para los sistemas de 765 kV, 400 kV y 230 kV es de -76%,

5% y 12% respectivamente. Para el año 2010 se mantiene el desempeño relativo entre

sistemas, en donde el sistema de 230 kV sigue siendo el que presenta el valor más alto

en el tiempo total de interrupción por kilómetro de línea, seguido por el sistema de 400

kV y este a su vez por el de 765 kV.


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:

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.

HSU: Total de horas en que una unidad de generación se encuentra eléctricamente

conectada al sistema de transmisión entregando potencia activa (Horas en Servicio).

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

Donde:






HP: Total de horas del período evaluado (en este caso 8.760 horas).

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:

IT (%) = HFU + HMU * 100

HSU + HFU + HMU

Donde:







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:







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 + HR) * 100

HP

Donde:



HR: Total de horas en que la unidad estuvo con su capacidad disponible pero sin

entregar potencia al sistema.


Es importante destacar que para la aplicación de los indicadores antes mencionados al

conjunto de varias unidades agrupadas por filial o por tipo de turbina, de debe trabajar

sobre horas equivalentes del grupo a analizar, afectando las horas por la capacidad de

cada unidad, de acuerdo al ejemplo siguiente para el AF:

AF_Turbo gas (%) = ____∑HSU *CAPU_+ _∑HR *CAPU ____ * 100

HP*∑CAPU

Donde:

CAPU: Capacidad de la unidad turbogas.

A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño por unidad de las plantas de

Generación.


Desempeño de las Unidades de Generación del SEN - Año 2010

SEN Capacidad (MW ) * Tiempo (Horas) Indicadores de Desempeño (%)

PLANTA TIPO N° Unid (MW) HSU HR HFU HMU FOR FOF SOR SOF IT UF AF

1 59,70 3.735 2.370 2.654 0 41,5 30,3 0,0 0,0 41,5 30,3 69,7 2 61,01 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 58,69 3.590 4.675 495 0 12,1 5,7 0,0 0,0 12,1 5,7 94,3

José Antonio Páez H

4 59,79 2.344 6.056 75 285 3,1 0,9 10,9 3,3 13,3 4,1 95,9 1 124,26 7.933 444 209 173 2,6 2,4 2,1 2,0 4,6 4,4 95,6 Leonardo Ruiz

Pineda (San Agatón)

H 2 78,58 2.731 5.982 48 0 1,7 0,5 0,0 0,0 1,7 0,5 99,5 1 39,21 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 Juan Antonio

Rodríguez (Peña Larga)

H 2 40,21 8.374 0 106 280 1,2 1,2 3,2 3,2 4,4 4,4 95,6 1 12,58 5.835 2.804 38 83 0,6 0,4 1,4 0,9 2,0 1,4 98,6 Masparro

H 2 12,35 5.402 2.418 903 37 14,3 10,3 0,7 0,4 14,8 10,7 89,3

1 176,41 5.052 270 86 3.352 1,7 1,0 39,9 38,3 40,5 39,2 60,8 2 184,02 6.405 1.151 1.152 52 15,2 13,2 0,8 0,6 15,8 13,7 86,3 3 183,93 3.627 2.338 523 2.272 12,6 6,0 38,5 25,9 43,5 31,9 68,1 4 223,03 3.913 4.656 151 40 3,7 1,7 1,0 0,5 4,7 2,2 97,8 5 216,72 7.797 95 704 165 8,3 8,0 2,1 1,9 10,0 9,9 90,1 6 218,71 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 7 336,79 8.323 132 246 59 2,9 2,8 0,7 0,7 3,5 3,5 96,5 8 358,64 2.573 66 6.096 26 70,3 69,6 1,0 0,3 70,4 69,9 30,1 9 357,31 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0

10 356,95 2.930 1.982 3.791 57 56,4 43,3 1,9 0,7 56,8 43,9 56,1 11 654,86 5.834 2.481 154 291 2,6 1,8 4,7 3,3 7,1 5,1 94,9 12 690,90 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 13 651,75 8.220 181 185 174 2,2 2,1 2,1 2,0 4,2 4,1 95,9 14 643,14 8.228 212 10 310 0,1 0,1 3,6 3,5 3,7 3,7 96,3 15 611,25 3.704 3.290 64 1.702 1,7 0,7 31,5 19,4 32,3 20,2 79,8 16 644,39 8.078 185 346 151 4,1 3,9 1,8 1,7 5,8 5,7 94,3 17 659,08 6.228 2.198 44 290 0,7 0,5 4,4 3,3 5,1 3,8 96,2 18 550,82 8.009 252 355 144 4,2 4,1 1,8 1,6 5,9 5,7 94,3 19 669,00 7.982 583 35 160 0,4 0,4 2,0 1,8 2,4 2,2 97,8

Simón Bolívar

H

20 676,82 7.654 105 5 996 0,1 0,1 11,5 11,4 11,6 11,4 88,6 1 57,96 7.358 1.109 17 275 0,2 0,2 3,6 3,1 3,8 3,3 96,7 2 58,85 6.973 1.646 35 106 0,5 0,4 1,5 1,2 2,0 1,6 98,4 3 57,57 6.888 1.404 402 66 5,5 4,6 0,9 0,8 6,4 5,3 94,7 4 59,20 5.648 2.748 19 345 0,3 0,2 5,8 3,9 6,1 4,2 95,8 5 58,07 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 6 57,44 7.839 278 15 628 0,2 0,2 7,4 7,2 7,6 7,3 92,7 7 176,08 8.323 352 18 67 0,2 0,2 0,8 0,8 1,0 1,0 99,0 8 176,62 7.054 1.576 32 98 0,5 0,4 1,4 1,1 1,8 1,5 98,5 9 175,63 8.448 217 8 87 0,1 0,1 1,0 1,0 1,1 1,1 98,9

10 177,50 8.451 237 5 67 0,1 0,1 0,8 0,8 0,8 0,8 99,2 11 176,84 8.173 478 3 106 0,0 0,0 1,3 1,2 1,3 1,2 98,8 12 178,06 8.336 344 14 66 0,2 0,2 0,8 0,8 0,9 0,9 99,1 13 176,40 4.063 4.557 48 92 1,2 0,6 2,2 1,1 3,3 1,6 98,4 14 176,84 4.830 3.759 64 106 1,3 0,7 2,2 1,2 3,4 1,9 98,1 15 177,95 7.967 662 2 130 0,0 0,0 1,6 1,5 1,6 1,5 98,5 16 177,39 8.381 300 0 79 0,0 0,0 0,9 0,9 0,9 0,9 99,1 17 176,62 4.239 4.406 14 101 0,3 0,2 2,3 1,2 2,6 1,3 98,7

Antonio José de Sucre H

18 176,84 3.429 5.188 9 135 0,3 0,1 3,8 1,5 4,0 1,6 98,4 19 38,14 5.008 3.532 34 185 0,7 0,4 3,6 2,1 4,2 2,5 97,5

20 78,00 4.866 3.777 11 106 0,2 0,1 2,1 1,2 2,3 1,3 98,7

1 164,85 8.364 88 13 295 0,2 0,1 3,4 3,4 3,6 3,5 96,5 2 166,30 8.338 61 8 353 0,1 0,1 4,1 4,0 4,2 4,1 95,9 3 167,60 8.613 33 25 89 0,3 0,3 1,0 1,0 1,3 1,3 98,7 4 167,00 8.461 8 12 278 0,1 0,1 3,2 3,2 3,3 3,3 96,7 5 166,89 8.476 51 47 187 0,5 0,5 2,2 2,1 2,7 2,7 97,3 6 168,45 7.213 84 8 1.455 0,1 0,1 16,8 16,6 16,9 16,7 83,3 7 168,74 6.781 20 55 1.904 0,8 0,6 21,9 21,7 22,4 22,4 77,6 8 168,41 8.496 65 41 158 0,5 0,5 1,8 1,8 2,3 2,3 97,7 9 167,45 7.463 19 23 1.255 0,3 0,3 14,4 14,3 14,6 14,6 85,4

10 168,61 8.425 140 33 162 0,4 0,4 1,9 1,9 2,3 2,2 97,8 11 169,45 7.086 49 14 1.611 0,2 0,2 18,5 18,4 18,7 18,6 81,4

Francisco de Miranda H

12 171,92 7.424 44 7 1.285 0,1 0,1 14,8 14,7 14,8 14,7 85,3




1 227,96 0 0 0 8.760 0,0 0,0 100,0 100,0 100,0 100,0 0,0 2 157,25 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 187,94 4.344 0 4.416 0 50,4 50,4 0,0 0,0 50,4 50,4 49,6 4 263,18 7.024 0 903 833 11,4 10,3 10,6 9,5 19,8 19,8 80,2

Planta Centro

TV

5 365,35 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 5 56,63 6.617 0 486 1.657 6,8 5,5 20,0 18,9 24,5 24,5 75,5 6 57,71 8.224 0 149 387 1,8 1,7 4,5 4,4 6,1 6,1 93,9 7 390,83 6.105 0 1.823 832 23,0 20,8 12,0 9,5 30,3 30,3 69,7 8 380,13 7.388 0 1.094 278 12,9 12,5 3,6 3,2 15,7 15,7 84,3 9 384,69 7.644 86 498 532 6,1 5,7 6,5 6,1 11,9 11,8 88,2

Complejo Generador

Josefa Joaquina Sanchez Bastidas

TV

12 14,96 7.166 30 1.458 106 16,9 16,6 1,5 1,2 17,9 17,9 82,1 13 39,46 7.421 266 934 139 11,2 10,7 1,8 1,6 12,6 12,2 87,8 14 39,51 8.087 36 467 170 5,5 5,3 2,1 1,9 7,3 7,3 92,7 15 135,32 6.719 0 955 1.085 12,4 10,9 13,9 12,4 23,3 23,3 76,7 16 137,81 8.134 124 484 18 5,6 5,5 0,2 0,2 5,8 5,7 94,3

Ramón Laguna TV

17 150,96 7.283 0 1.008 470 12,2 11,5 6,1 5,4 16,9 16,9 83,1 1 52,66 3.287 0 5.473 0 62,5 62,5 0,0 0,0 62,5 62,5 37,5 2 53,20 7.169 0 1.591 0 18,2 18,2 0,0 0,0 18,2 18,2 81,8 Alfredo

Salazar TG 3 33,37 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 1 10,60 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 2 12,52 6.247 100 2.091 322 25,1 23,9 4,9 3,7 27,9 27,5 72,5 3 15,68 407 327 4.411 3.615 91,6 50,4 89,9 41,3 95,2 91,6 8,4 Coro TG

4 14,13 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 6 56,47 5.144 0 3.597 19 41,1 41,1 0,4 0,2 41,3 41,3 58,7 Guanta TG 7 34,61 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0

11 137,41 8.205 0 482 74 5,5 5,5 0,9 0,8 6,3 6,3 93,7 Pedro Camejo TG 12 157,11 6.882 3 1.867 8 21,3 21,3 0,1 0,1 21,4 21,4 78,6 7 15,38 5.407 693 2.660 0 33,0 30,4 0,0 0,0 33,0 30,4 69,6 8 18,12 327 0 8.433 0 96,3 96,3 0,0 0,0 96,3 96,3 3,7 9 16,85 7.085 668 830 177 10,5 9,5 2,4 2,0 12,4 11,5 88,5

10 15,90 8.028 454 210 68 2,6 2,4 0,8 0,8 3,3 3,2 96,8 12 15,29 3.756 2.729 1.270 1.005 25,3 14,5 21,1 11,5 37,7 26,0 74,0 13 9,85 6.702 633 1.425 0 17,5 16,3 0,0 0,0 17,5 16,3 83,7

Punto Fijo TG

14 40,28 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 1 10,01 1.379 174 7.207 0 83,9 82,3 0,0 0,0 83,9 82,3 17,7 2 18,07 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 San Fernando TG 3 16,92 2.427 216 6.100 17 71,5 69,6 0,7 0,2 71,6 69,8 30,2 6 16,90 2.147 127 6.486 0 75,1 74,0 0,0 0,0 75,1 74,0 26,0 7 16,00 6.812 346 1.598 4 19,0 18,2 0,1 0,0 19,0 18,3 81,7 8 13,94 5.277 6 3.474 4 39,7 39,7 0,1 0,0 39,7 39,7 60,3 9 18,15 2.186 224 6.267 83 74,1 71,5 3,7 1,0 74,4 72,5 27,5

10 13,62 6.222 191 2.343 4 27,4 26,7 0,1 0,0 27,4 26,8 73,2 11 16,66 5.238 313 3.140 69 37,5 35,8 1,3 0,8 38,0 36,6 63,4 14 10,85 7.462 143 1.142 13 13,3 13,0 0,2 0,1 13,4 13,2 86,8

Táchira TG

15 51,18 36 0 8.724 0 99,6 99,6 0,0 0,0 99,6 99,6 0,4 1 155,09 3.677 0 703 4.380 16,0 8,0 54,4 50,0 58,0 58,0 42,0 2 150,00 5.749 6 3.005 0 34,3 34,3 0,0 0,0 34,3 34,3 65,7 Josefa Camejo TG 3 138,62 6.042 80 2.568 70 29,8 29,3 1,2 0,8 30,4 30,1 69,9 9 81,19 8.328 128 263 41 3,1 3,0 0,5 0,5 3,5 3,5 96,5

10 81,66 8.561 117 19 63 0,2 0,2 0,7 0,7 1,0 0,9 99,1 11 83,56 7.277 77 918 488 11,2 10,5 6,3 5,6 16,2 16,1 83,9 12 80,39 8.482 0 109 169 1,3 1,2 1,9 1,9 3,2 3,2 96,8

José María España (JME) TG

13 84,73 8.567 0 186 7 2,1 2,1 0,1 0,1 2,2 2,2 97,8 4 12,72 1.036 145 2.968 4.612 74,1 33,9 81,7 52,6 88,0 86,5 13,5 5 14,24 6.897 133 1.543 186 18,3 17,6 2,6 2,1 20,0 19,7 80,3 6 16,38 720 0 8.039 1 91,8 91,8 0,2 0,0 91,8 91,8 8,2 7 15,44 20 0 8.740 0 99,8 99,8 0,0 0,0 99,8 99,8 0,2 9 19,17 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0

10 17,84 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 11 12,94 6.417 0 1.612 731 20,1 18,4 10,2 8,3 26,7 26,7 73,3

Rafael Urdaneta

TG

17 43,84 5.930 375 2.149 306 26,6 24,5 4,9 3,5 29,3 28,0 72,0 20 15,35 7.880 688 158 34 2,0 1,8 0,4 0,4 2,4 2,2 97,8 Santa

Bárbara TG 21 11,27 8.489 31 233 7 2,7 2,7 0,1 0,1 2,7 2,7 97,3 1 16,91 8.525 25 186 23 2,1 2,1 0,3 0,3 2,4 2,4 97,6 2 14,80 3.384 99 1.546 3.731 31,4 17,6 52,4 42,6 60,9 60,2 39,8 3 16,57 7.730 929 74 27 1,0 0,8 0,3 0,3 1,3 1,1 98,9 Casigua TG

4 17,58 8.168 85 472 35 5,5 5,4 0,4 0,4 5,8 5,8 94,2




3 17,22 8.378 1 238 144 2,8 2,7 1,7 1,6 4,4 4,4 95,6 San Lorenzo TG 4 17,62 7.873 0 589 297 7,0 6,7 3,6 3,4 10,1 10,1 89,9 2 14,09 0 0 8.760 0 100,0 100,0 0,0 0,0 100,0 100,0 0,0 3 11,45 4.225 0 4.535 0 51,8 51,8 0,0 0,0 51,8 51,8 48,2 4 18,57 7.191 48 1.336 185 15,7 15,3 2,5 2,1 17,5 17,4 82,6 5 17,51 8.028 42 523 167 6,1 6,0 2,0 1,9 7,9 7,9 92,1 6 18,69 8.526 0 111 123 1,3 1,3 1,4 1,4 2,7 2,7 97,3 7 15,86 7.698 0 681 381 8,1 7,8 4,7 4,3 12,1 12,1 87,9

Enelbar TG

8 17,66 5.967 4 204 2.585 3,3 2,3 30,2 29,5 31,8 31,8 68,2 1 35,07 8.042 0 177 541 2,2 2,0 6,3 6,2 8,2 8,2 91,8 2 35,10 6.565 11 113 2.072 1,7 1,3 24,0 23,7 25,0 24,9 75,1 Argimiro

Gabaldón TG 3 29,76 6.585 0 2.058 117 23,8 23,5 1,7 1,3 24,8 24,8 75,2 1 8,105 8.543 0 6 211 0,1 0,1 2,4 2,4 2,5 2,5 97,5 2 9,16 1.125 0 7.635 0 87,2 87,2 0,0 0,0 87,2 87,2 12,8 3 10,36 7.133 55 1.572 0 18,1 17,9 0,0 0,0 18,1 17,9 82,1 4 14,08 8.484 0 129 147 1,5 1,5 1,7 1,7 3,1 3,1 96,9 5 20,29 7.552 19 118 1.071 1,5 1,3 12,4 12,2 13,6 13,6 86,4 6 19,74 6.453 19 13 2.274 0,2 0,2 26,1 26,0 26,2 26,1 73,9 7 18,71 8.524 1 129 106 1,5 1,5 1,2 1,2 2,7 2,7 97,3

Planta del Este TG

8 18,64 6.838 0 81 1.841 1,2 0,9 21,2 21,0 21,9 21,9 78,1 1 15,62 7.952 0 480 327 5,7 5,5 4,0 3,7 9,2 9,2 90,8 3 15,60 8.564 0 38 158 0,4 0,4 1,8 1,8 2,2 2,2 97,8 Castillito TG 4 19,19 7.603 0 76 1.081 1,0 0,9 12,5 12,3 13,2 13,2 86,8 3 14,05 7.048 792 0 921 0,0 0,0 11,6 10,5 11,6 10,5 89,5 4 17,68 194 0 150 8.416 43,6 1,7 97,7 96,1 97,8 97,8 2,2 5 17,75 8.556 0 179 25 2,1 2,0 0,3 0,3 2,3 2,3 97,7 6 19,56 4.939 0 3.817 4 43,6 43,6 0,1 0,1 43,6 43,6 56,4 7 21,50 8.565 4 52 139 0,6 0,6 1,6 1,6 2,2 2,2 97,8 8 19,55 7.091 2 839 828 10,6 9,6 10,5 9,5 19,0 19,0 81,0 9 18,79 8.730 0 10 20 0,1 0,1 0,2 0,2 0,3 0,3 99,7

10 23,70 7.965 0 369 426 4,4 4,2 5,1 4,9 9,1 9,1 90,9 11 27,94 5.676 0 148 2.936 2,5 1,7 34,1 33,5 35,2 35,2 64,8 21 21,48 7.945 0 310 206 3,8 3,7 2,5 2,4 6,1 5,9 90,7 22 21,22 6.967 0 698 998 9,1 8,1 12,5 11,5 19,6 19,4 79,5

Luisa Cáceres TG

23 18,57 2.493 0 155 34 5,8 5,8 1,3 1,3 7,0 2,2 28,5

Termobarrancas TG 1 151,60 8.542 0 107 111 1,2 1,2 1,3 1,3 2,5 2,5 97,5 1 144,98 6.885 100 534 1.241 7,2 6,1 15,3 14,2 20,5 20,3 79,7 2 127,35 6.694 0 297 1.769 4,2 3,4 20,9 20,2 23,6 23,6 76,4 Termozulia I CC 3 154,48 8.231 12 194 323 2,3 2,2 3,8 3,7 5,9 5,9 94,1 1 150,00 8.108 46 208 398 2,5 2,4 4,7 4,5 7,0 6,9 93,1 Termozulia II TG 2 142,28 7.653 2 899 206 10,5 10,3 2,6 2,4 12,6 12,6 87,4

10 85,00 2.945 64 84 30 2,8 2,7 1,0 1,0 3,7 1,3 34,3 Termozulia IV TG 11 85,00 3.044 0 106 89 3,4 3,3 2,8 2,7 6,0 2,2 34,8

(*) Capacidad de prueba

La siguiente tabla muestra las tasas de salida forzada (FOR) y salida programada

(SOR) medidas porcentualmente para las diferentes filiales de la corporación.


Tasa de Salida Forzada y Tasa de Salida Programada (%) - Año 2010 Turbo Gas Turbo Vapor Hiraúlicas Ciclo Combinado Filial

FOR SOR FOR SOR FOR SOR FOR SOR

CADAFE 41,31 10,87 67,93 45,40 33,13 2,23 - - EDELCA - - - - 7,59 15,41 - -

EDC 3,53 1,84 13,16 7,65 - - - - ENELVEN 19,85 5,73 9,73 5,85 - - 4,44 12,72 ELEVAL 7,73 9,79 - - - - - -

ENELBAR 17,33 9,89 - - - - - - ENELCO 4,87 2,66 - - - - - - SENECA 8,04 16,22 - - - - - -

TERMOBARRANCAS 1,24 1,28 - - - - - - SEN 24,06 8,01 32,39 17,12 8,50 15,12 4,44 12,72

En la tabla anterior se observa que la tasa de salida forzada durante el 2010 es

mayor para las unidades turbo vapor con 32,39%, seguida por las unidades turbo

gas con 24,06%, siendo la filial CADAFE la más influyente en ambos casos;

mientras que las unidades hidráulicas y el ciclo combinado registran tasas de salida

forzadas de 8,50% y 4,44% respectivamente.

Por su parte las unidades que muestran mayores tasas de salida programada son

las unidades turbo vapor con 17,12%, destacando en dicho indicador la filial

CADAFE, seguidas por las unidades hidráulicas con 15,12%; en tanto que las

unidades ciclo combinado y a gas registran tasas de 12,72% y 8,01%

respectivamente. Para el caso de las turbinas a gas destaca SENECA con los

valores más altos.

Seguidamente se presenta el factor de indisponibilidad (UF) por tipo de unidad de

generación.


Factor de Indisponibilidad (UF) Ponderado por Filiales de la Corporación (%) - Año 2010

Filial Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado

CADAFE 44,76 74,68 24,38 - EDELCA - - 18,56 -

EDC 5,20 18,93 - - ENELVEN 19,72 14,43 - 16,05 ELEVAL 16,11 - - -

ENELBAR 24,18 - - -

ENELCO 7,27 - - - SENECA 20,57 - - -

TERMOBARRANCAS 2,49 - - - SEN 27,47 40,58 18,79 16,05

El factor de indisponibilidad (UF) en el parque generador del SEN durante el año

2010, es mayor para las unidades a vapor y a gas que totalizan 40,58% y 27,47%

respectivamente, seguidas por las hidráulicas con 18,79% y las unidades de ciclo

combinado con 16,05%. Para las categorías turbinas a vapor, turbinas a gas e

hidráulicas, resalta la filial CADAFE con los valores más altos de indisponibilidad.

A continuación se muestra para el año 2010 el desempeño de las plantas que

integran el parque del SEN, comparado con los valores de los últimos dos años:

Tasa de Salida Forzada del SEN (%) Período 2008-2010

36,833,3 32,4

4,88,56,7

3,4 4,4

24,125,7

31,6

2,4

05

101520253035404550

2008 2009 2010

%

Turbo Gas Turbo Vapor Hidráulicas Ciclo Combinado


De la gráfica anterior se desprende como para el año 2010 bajan su indisponibilidad

forzada con respecto al año anterior, tanto las turbinas a gas en 6% como las

turbinas a vapor en 3%, mientras que las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado

aumenta su disponibilidad con respecto al año anterior en 79% y 29%

respectivamente. A lo largo del trienio en estudio, siguen siendo las turbinas a vapor

las que presentan mayor indispobilidad, seguidas por las turbinas a gas, las

hidráulicas y por último el ciclo combinado.

Tasa de Salida Programada del SEN (%) Período 2008-2010

6,8

12,6

19,3

10,0

15,8 15,1

7,5 8,1

12,7

8,0

17,114,0

0

5

10

15

20

25

2008 2009 2010

%


El indicador de salida programada se incrementa para todas las categorías de

estudio con respecto al año anterior a excepción de las turbinas a gas, la cual

disminuye en comparación al año anterior en 37%. Para el año 2010 igual que como

sucedió en el año 2008, se visualiza en las turbinas a vapor la mayor indisponibilidad

programada, seguidas por las turbinas hidráulicas, el ciclo combinado y por último

las turbinas a gas.


Factor de Indisponibilidad del SEN (UF %) Período 2008-2010

44,940,6

13,2 11,0

33,0 31,627,5

37,5

16,0 16,118,8

16,1

0

10

20

30

40

50

60

2008 2009 2010

%


En la gráfica se observa que para el año 2010 el factor de indisponibilidad (UF)

aumenta para todas las categorías a excepción de las turbinas a gas, la cual

disminuye en un 13% con respecto al valor observado en el año anterior. Para el

trienio en estudio se observa como las turbinas que presentan mayor índice de

indisponibilidad son las turbinas a vapor, seguidas por las turbinas a gas, las

hidráulicas y por útlimo las turbinas a ciclo combinado. Así mismo se aprecia para el

año 2010 como las turbinas hidráulicas y el ciclo combinado muestra los valores más

altos del trienio de estudio.


Resumen Estadístico del SEN 2010

Capacidad Instalada 24.801 MW Composición de la Capacidad Instalada 59,0% hidráulico

17,1% turvovapor 15,9% turbogas 3,8% ciclo combinado

4,2% motores de generación distribuida

Demanda Máxima 16.755 MW

Energía Suministrada 114.859 GWh Energía Generada 115.306 GWh

Composición de la Energía Generada 66,5% hidráulico

33,5% térmico Energía Intercambiada (*) -447 GWh

Factor de Carga Anual 78,3 %

Factor de Coincidencia Anual Regional 94,4% %

Aporte Promedio Embalse de Guri 4.815 m3/seg

Cota Mínima del Embalse de Guri 248,04 m.s.n.m.

Cota a fin de Año del Embalse de Guri 271,01 m.s.n.m.

Frecuencia de Interrupción por kilómetro de línea 765 kV: 0,0187

400 kV: 0,1212 230 kV: 0,1538

Tiempo Promedio de Interrupción 765 kV: 2,475 Hrs

400 kV: 3,563 Hrs

230 kV: 27,094 Hrs Factor de Indisponibilidad (UF) Turbogas 27,47 % Turbovapor 40,58 % Hidráulico 18,79 %

Ciclo Combinado 16,05 %

Carga Promedio Anual Interrumpida PPI 846 MW

Duración Promedio Anual de Interrupción TPR 9,03 Hrs

Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida IS 1,09 %


Histórico 2006-2010

Esta sección muestra las estadísticas correspondientes a los últimos 5 años (período

2006-2010) 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 2006-2010, la capacidad nominal del SEN ha experimentado un

crecimiento promedio interanual de 2,8% equivalentes a 517 MW instalados por año.

Destacan durante el período la entrada en servicio de: La última unidad (183 MW

c/u) de las doce que conforman la planta hidroeléctrica Francisco de Miranda en

Caruachi de 2.196 MW de la planta, la instalación de dos unidades de 12,5 MW c/u

en la planta hidroeléctrica Masparro, la incorporación de la turbina a vapor de 170

MW para completar el primer ciclo combinado en la planta Termozulia I de 470 MW,

la instalación de las dos primeras unidades (150 MW c/u) en la planta Termozulia II en ciclo combinado con una capacidad prevista de 470 MW, la instalación en la

planta Termozulia IV de dos turbinas a gas de 85 MW c/u, la instalación de dos

turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta Pedro Camejo totalizando 300 MW, la

instalación de la tercera turbina a gas (40 MW c/u) en la planta Argimiro Gabaldón

totalizando 120 MW, la instalación de tres turbinas a gas (150 MW c/u) en la planta

Josefa Camejo, la instalación en la planta Picure de dos turbinas a gas de 22 MW

c/u, la instalación de la primera turbinas a gas de 60 MW en la planta La Raisa, la

rehabilitación de 45 MW en la planta termnoeléctrica La Mariposa, la puesta en

servicio de 103,5 MW tipo Barbaza en la planta Antonio Nicolás Briceño, la

primera turbina a gas de 150 MW en la planta Alberto Lovera, 145 MW en turbinas

a gas en la planta Luisa Cáceres, 30 MW en turbinas a gas en planta Coro, 30

MW en turbinas a gas en planta Táchira, y 1.039 MW de generación distribuida,

así como, los 150 MW y 40 MW aportados al sistema por Termobarrancas y

Turboven respectivamente.


Evolución de la Capacidad Instalada del SEN (MW) Período 2006-2010

22.21622.540

23.154

23.708

24.801

20.500

21.000

21.500

22.000

22.500

23.000

23.500

24.000

24.500

25.000

25.500

2006 2007 2008 2009 2010

MW

A continuación se muestran en detalle las unidades de generación desincorporadas

e instaladas del SEN en el período 2006 - 2010:

Retiro de Unidades de Generación en el SEN (MW)

Período 2006-2010 Filial Nombre de la

Planta 2006 2007 2008 2009 2010

CADAFE PlantaTáchira 13- 12-14 y distribuida

40

CADAFE Barinas 30 CADAFE Pedro Camejo

1 y 3 40

CADAFE Punto Fijo 30 EDC CGJJB 1 y 13 80 EDC CGJJB 3 y 4 120

ENELVEN Rafael Urdaneta 2 y 8

54

ENELVEN Rafael Urdaneta 1

29

ENELVEN Concepción 32 ELEVAL Castillito 2 18,9

(*) La generación resaltada es de tipo distribuida


Instalación de Unidades de Generación en el SEN (MW)

Período 2006-2010 Filial Nombre de la

Planta 2006 2007 2008 2009 2010

EDELCA Francisco de Miranda - Caruachi

183 0

ENELVEN Termozulia I 170 CADAFE Pedro Camejo 300

ENELBAR Argimiro Gabaldón

80 40

CADAFE Ureña 10 ELEVAL Castillito 22,94 CADAFE Universidad 20 CADAFE Barranca del

Orinoco 10

SENECA Luisa Cáceres I,III,IV,II, V, VI,

21, 22, 23

30 30 9,6 75

CADAFE Guanapa I,II, III 30 15 CADAFE Cuartel 15 CADAFE Termobarrancas

II 150

CADAFE Clarines 15 CADAFE Rincón 15 CADAFE Cantarrana 15 CADAFE La Fría I,II 30 SENECA Boca de Río 15 CADAFE Punto Fijo I, II 30 CADAFE Puerto

Ayacucho 15

SENECA Los Millanes 15 TURBOVEN Turboven 40

CADAFE Coro 15 30 CADAFE Aragua de

Barcelona 8

CADAFE Achaguas 15 CADAFE Camaguan 15 CADAFE Josefa Camejo 150 300 CADAFE Temblador 8

ENELVEN Termozulia II 150 150 CADAFE Cruz Peraza 8 CADAFE Coloncito 15 CADAFE Caripito 8 CADAFE Caño Zancudo 15 CADAFE Arismendi 4,32 CADAFE Masparro 25 CADAFE Mantecal 7,2 CADAFE Las Hernández 15 15 CADAFE Puerto Nutrias 5,4 CADAFE Palo Negro 15

ENELVEN Cuatro Esquinas

6,5

CADAFE Corinsa 15 CADAFE San Jacinto I y II 16 CADAFE Táchira 30 CADAFE Aragua de

Maturín 8

SENECA Aricagua 6 CADAFE Barrancas De

Barinas 10,8

SENECA Barrancas De Margarita

14,4

CADAFE Bavalle 13,5 CADAFE Caicara De

Maturín 8

CADAFE Caicara Del 15


Filial Nombre de la Planta

2006 2007 2008 2009 2010

Orinoco CADAFE Camatagua 8 SENECA Canódromo 21,6 CADAFE Cantaura 8 CADAFE Caripe 8 CADAFE Carúpano 8 CADAFE Ciudad Bolivia 25,92 CADAFE Cumanacoa 8 CADAFE Dabajuro 15 CADAFE El Piñal 12 CADAFE El Vigía 60 CADAFE Elorza 5,7 CADAFE Fuerte

Cayaurima 16

CADAFE Gorsiño Carrillo 17 CADAFE Guasdualito 15 CADAFE Guiria 24 CADAFE La Concepción 15 CADAFE La Tendida 15 CADAFE La Y De

Cunaviche 4,3

CADAFE Libertad 12,6 CADAFE Monay 29,5 SENECA Pedro Gonzalez 6 CADAFE Pijiguaos 15

ENELVEN Quisiro 6 ENELVEN San Carlos 14,4 CADAFE Santa Ana 4,8 CADAFE Socopó 20,4 CADAFE Tres Picos 8 CADAFE Tumeremo 8 SENECA Macanao

(Venetur) 7,2

CADAFE Yaguaraparo 8 CADAFE Yuban Ortega 11 CADAFE Alberto Lovera 150 ENELCO Antonio Nicolás

Briceño 103,5

CADAFE La Mariposa 45 La EDC La Raisa 60 La EDC Picure 44

ENELVEN Termozulia IV 170

(*) La generación resaltada es de tipo distribuida


Evolución de la Demanda Máxima del Sistema (MW) Período 2006-2010

8.000

9.000

10.000

11.000

12.000

13.000

14.000

15.000

16.000

17.000

18.000MW

La demanda máxima de potencia en el período 2006 -2010 registra un crecimiento

promedio interanual de 1,2% al pasar de 15.945 MW a 16.755 MW al final del

período, equivalente a un incremento promedio interanual de 162 MW. El máximo

pico anual registrado en el período se obtuvo en el año 2009 con 17.337 MW

(incluye 842 MW de racionamiento).

Así mismo destaca en el periodo, el impacto que sobre la demanda máxima anual

nacional tuvo el programa de sustitución de bombillos incandescentes por bombillos

ahorradores de energía abanderado de la Misión Revolución Energética, en donde la

demanda máxima del año 2007 disminuyó en 2,5% con respecto al año anterior,

equivalentes a un ahorro de1800 MW en la tendencia que se venía mostrando en la

variable y al efecto en el año 2010 de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del

Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de

operación del embalse de Guri obteniéndose una disminución con respecto al año

anterior del 3,4%.


Capacidad Instalada de Generación, Demanda Máxima por Filiales de CORPOELEC, Generadores Independientes y Cargas Especiales (MW)

Período 2006 – 2010

2006 2007 2008 2009 2010 Variación promedio Interanual

2006-2010 (%)

Variación 10/09(%)

CAPACIDAD INSTALADA 3.928 4.008 4.302 4.736 5.405 8,3 14,1 CADAFE

DEMANDA MÁXIMA 6.283 6.193 6.748 7.583 7.473 4,4 -1,5

CAPACIDAD INSTALADA 13.977 13.977 13.977 13.977 13.977 0,0 0,0 EDELCA

DEMANDA MÁXIMA 3.379 3.415 3.434 3.296 2.825 -4,4 -14,3

CAPACIDAD INSTALADA 2.236 2.156 2.156 2.156 2.140 -1,1 -0,7 La EDC

DEMANDA MÁXIMA 2.084 2.093 2.145 2.242 2.051 -0,4 -8,5

CAPACIDAD INSTALADA 1.355 1.525 1.675 1.771 1.961 9,7 10,8 ENELVEN

DEMANDA MÁXIMA 1.642 1.628 1.790 1.993 1.958 4,5 -1,8

CAPACIDAD INSTALADA 198 202 202 202 202 0,5 0,0 ELEVAL

DEMANDA MÁXIMA 294 304 314 359 360 5,2 0,3

CAPACIDAD INSTALADA 210 210 250 250 250 4,5 0,0 ENELBAR

DEMANDA MÁXIMA 584 563 592 641 639 2,3 -0,3

CAPACIDAD INSTALADA 40 40 40 40 144 37,6 258,8 ENELCO

DEMANDA MÁXIMA 733 742 768 768 750 0,6 -2,3

CAPACIDAD INSTALADA 232 232 322 347 492 20,7 41,9 SENECA

DEMANDA MÁXIMA 264 276 312 336 357 7,8 6,3

CAPACIDAD INSTALADA 40 40 40 40 40 0,0 0,0 Sector Petrolero

DEMANDA MÁXIMA 748 714 777 777 810 2,0 4,2

TERMOBARRANCAS, TURBOVEN

CAPACIDAD INSTALADA 0 150 190 190 190

HIDROLOGICAS, LOMAS DE NÍQUEL

DEMANDA MÁXIMA 680 730 553 509 520 -6,5 2,2

CAPACIDAD INSTALADA

22.216 22.540 23.154 23.708 24.801 2,8 4,6 SISTEMA

DEMANDA MÁXIMA

15.945 15.551 16.351 17.337 16.755 1,2 -3,4


Generación, Intercambio y Energía Suministrada

Durante el período 2006-2010 la generación neta anual del SEN presentó un

crecimiento promedio interanual del 1% para alcanzar durante el 2010 los 115,31

Teravatios hora; este crecimiento equivale a un incremento promedio anual de 856,4

GWh/año. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde el total generado

disminuye con respecto al año anterior en 6,6%, este comportamiento es producto

de la disminución en la Energía Suministrada en el año como consecuencia de la

aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit de Energía Eléctrica dirigido a la

restitución de los niveles óptimos de operación del embalse de Guri.

El intercambio promedio neto anual del SEN en los últimos 5 años ha sido de -475

GWh-año, lo que indica que el SEN ha generado suficiente como para satisfacer el

total de la energía consumida y además exportar a los países de Colombia y Brasil

2.374 GWh.

Destacan en el periodo de análisis los años 2008 y 2009, en donde el SEN ha

registrado un intercambio con la República de Colombia de 96 GWh y 257 GWh

respectivamente, siendo este último el valor más alto registrado en el quinquenio.

La Energía Suministrada en el SEN durante el período 2006-2010 muestra un

crecimiento promedio interanual del 0,98%, lo que equivale a un incremento de 875

GWh por año. Para el año 2010 la Energía Suministrada alcanza los 114,86

Teravatios hora. Destaca en el periodo de estudio el año 2010, en donde la Energía

Suministrada durante el año disminuye con respecto al año anterior en 6,7%, este

comportamiento es producto de la aplicación del Plan Nacional de Gestión del Déficit

de Energía Eléctrica dirigido a la restitución de los niveles óptimos de operación del

embalse de Guri.


A continuación se muestra la evolución anual en el período 2006 - 2010 de la

energía generada, intercambiada y suministrada por filial de CORPOELEC,

Generadores independientes y Cargas Especiales.

.

Generación. Intercambio y Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período 2006 – 2010

2006 2007 2008 2009 2010 Var prom Interanual

2006-2010(%)

Variación 10/09(%)

GENERACIÓN 10.642 10.119 9.008 12.942 12.619 4,4 -2,5 INTERCAMBIO 29.763 32.077 36.484 37.422 37.005 5,6 -1,1

CADAFE

CONSUMO 40.405 42.197 45.492 50.364 49.625 5,3 -1,5 GENERACIÓN 79.186 81.026 84.635 83.607 74.984 -1,4 -10,3 INTERCAMBIO -53.502 -55.030 -59.180 -59.828 -56.050 1,2 -6,3

EDELCA

CONSUMO 25.684 25.995 25.456 23.779 18.934 -7,3 -20,4 GENERACIÓN 10.079 11.039 10.824 12.095 11.647 3,7 -3,7 INTERCAMBIO 3.095 2.214 2.858 2.138 1.311 -19,3 -38,7

EDC

CONSUMO 13.174 13.252 13.682 14.234 12.958 -0,4 -9,0 GENERACIÓN 6.077 5.501 7.219 8.684 9.253 11,1 6,6 INTERCAMBIO 4.600 5.550 4.466 4.099 3.042 -9,8 -25,8

ENELVEN

CONSUMO 10.676 11.051 11.685 12.783 12.295 3,6 -3,8 GENERACIÓN 1.186 1.228 1.212 1.256 1.226 0,8 -2,4 INTERCAMBIO 709 777 898 1.025 1.002 9,1 -2,2

ELEVAL

CONSUMO 1.895 2.006 2.110 2.280 2.228 4,1 -2,3 GENERACIÓN 548 856 1.081 929 1.472 28,0 58,4 INTERCAMBIO 2.838 2.409 2.649 3.104 2.533 -2,8 -18,4

ENELBAR

CONSUMO 3.387 3.265 3.730 4.033 4.005 4,3 -0,7 GENERACIÓN 266 282 286 291 409 11,3 40,6 INTERCAMBIO 4.262 4.271 4.495 4.728 3.947 -1,9 -16,5

ENELCO

CONSUMO 4.528 4.553 4.782 5.019 4.356 -1,0 -13,2 GENERACIÓN 1.348 1.434 1.614 1.829 1.994 10,3 9,0 INTERCAMBIO 380 458 436 437 375 -0,3 -14,2

SENECA

CONSUMO 1.728 1.892 2.050 2.265 2.368 8,2 4,5 GENERACIÓN 302 185 129 59 128 -19,3 118,1 INTERCAMBIO 4.752 4.387 4.699 4.469 4.413 -1,8 -1,3

SECTOR

PETROLERO

ORIENTAL CONSUMO 5.054 4.572 4.828 4.528 4.541 -2,6 0,3 GENERACIÓN 1.389 1.650 2.180 1.757 1.575 3,2 -10,4 GENEVAPCA,

TERMOBARRANCAS,

TURBOVEN INTERCAMBIO

-1.389 -1.650 -2.180 -1.757 -1.575 3,2 -10,4 INTERCAMBIO 3.950 3.994 3.907 3.790 3.550 -2,6 -6,3 HIDROLOGICAS

LOMAS DE NÍQUEL CONSUMO 3.950 3.994 3.907 3.790 3.550 -2,6 -6,3 GENERACIÓN 111.024 113.319 118.190 123.448 115.306 1,0 -6,6 INTERCAMBIO

(*) -542 -543 -469 -373 -447 -4,7 20,0 SISTEMA

CONSUMO 110.482 112.776 117.720 123.075 114.859 0,98 -6,68 (*) El Signo negativo indica saliendo del Sistema


Generación, Intercambio, Consumo de Energía Neta del SEN (GWh) Período 2006-2010

2006 2007 20082009 2010

111.

024

-542

110.

482

113.

319

-543

112.

776

118.

190

-469

117.

720

123.

448

-373

123.

075

115.

306

-447

114.

859

-20.000

0

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

140.000GWh

GENERACIÓN

INTERCAMBIO (*)

CONSUMO

(*) El Signo negativo indica saliendo del Sistema

En la gráfica siguiente se observa como durante el período de análisis las filiales

EDC, ENELVEN, ELEVAL y SENECA satisficieron más del 50% de sus

requerimientos de energía con generación propia, resaltando La EDC con el valor

más alto en el periodo de 90% en el año 2010, mientras filiales como CADAFE y

ENELBAR no satisfacen más allá del 35% de sus requerimientos de energía con

generación propia, en el caso de ENELCO y El Sector Petrolero Oriental cubren

menos del 10% de sus requerimientos de energía con generación propia.


Relación entre la Generación y el Consumo de Energía por Filiales (%) Período 2006-2010

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

2006 2007 2008 2009 2010

Generación/Consumo

CADAFE La EDC ENELVEN ELEVAL ENELBAR ENELCO SENECA Sector Petrolero Oriental

Planta de Generación Distribuida Gorsiño Carrillo, Edo. Mérida


Glosario

Abreviaciones

AF Factor de Disponibilidad Total

CADAFE Compañía Anónima de Administración y Fomento Eléctrico

CORPOELEC Corporación Eléctrica Nacional S.A.

EDELCA Electrificación del Caroní C.A.

La EDC La C.A. Electricidad de Caracas

ELEVAL C.A. Electricidad de Valencia

ENELBAR C.A. Energía Eléctrica de Barquisimeto

ENELCO C.A. Energía Eléctrica de la Costa Oriental

ENELVEN C.A. 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


HMU Total de horas en que una unidad generadora se encuentra desacoplada o


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 Porcentaje Interrumpido de la Energía Consumida o 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 C.A.

SOF Factor de salida programada

SOR Tasa de salida programada

TFKMS Tiempo total de interrupción por kilómetro de línea.

TPROM Tiempo promedio de interrupción


UF Factor de Indisponibilidad Total

TV Turbo vapor

TG Turbo gas

H Hidráulicas

CC Ciclo Combinado

Términos

Capacidad Instalada Suma de potencias nominales de máquinas de la misma clase (generadores,

transformadores, convertidores, motores, entre otros) en una instalación eléctrica.

Centro Nacional de Despacho (CND) Es el órgano que por delegación del Ministerio del Poder Popular para la Energía y

Petróleo (MPPEP), ejerce la actividad de Despacho del Sistema Eléctrico de

acuerdo a lo estipulado en la Ley Orgánica del Sistema y el Servicio Eléctrico promulgada el 14/12/2010.

Consumo de combustible Es la cantidad de combustible usado en una planta termoeléctrica para producir

electricidad. Se expresa en Millones de m3 para el gas, Millones de litros para el


gasoil y Miles de Toneladas para el fueloil; igualmente se puede expresar en Barriles

Equivalentes de Petróleo (BEP) usando las siguientes equivalencias:

1 Millón de m3 de gas = 5,7893 Miles de BEP

1 Miles de toneladas de fueloil = 6,67547 Miles de BEP

1 Millón de litros de gasoil = 5,9283 Miles de BEP

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, EDC y ENELVEN así como por las empresas

eléctricas ENELCO, ENELBAR, SENECA, CALIFE, ELEBOL y ENAGEN.

Demanda Eléctrica de Potencia Es la potencia eléctrica medida a la hora exacta calculada en el Centro de Control

del Despacho Nacional producto de la suma de la Generación Neta, Intercambio

Neto y el Racionamiento.

Demanda Máxima de Potencia Valor máximo de demanda eléctrica de potencia.

Red Troncal de Transmisión (RTT) Es el conjunto de instalaciones de transmisión de los Sistemas Eléctricos

pertenecientes al Sistema Eléctrico 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.

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.


Unidades de Medida

BEP Barriles Equivalentes de Petróleo

GWh Gigavatios hora

Kms Kilómetros

kV Kilovoltio

KW Kilovatios

m.s.n.m. Metros sobre el nivel del mar

m3 Metros cúbicos

m3/seg Metros cúbicos por segundo

MVA Megavoltio amperio

MVAr Megavoltio amperio reactivo

MW Megavatio

Tera Teravatios


Comité de Operación

CND:

Jefe del Centro Nacional de Despacho

ING. IGOR GAVIDIA

Despacho Nacional:

Delegado Principal

ING. WILLIAM BLEQUETT

Delegado Suplente

ING. WUILMER VIVAS

Responsable Planificación y Normas

Operativas

ING. JUAN BASTIDAS

Responsable Telemática

ING. GUSTAVO CÁRDENAS

Despacho Maracaibo:

Delegado Principal

ING. ALEX CARDENAS

Delegado Suplente

ING. JOSÉ ROJO

Despacho Valera:

Delegado Principal

ING. RAFAEL GODOY

Despacho Barquisimeto:

Delegado Principal

ING. ALFREDO MONTES

Despacho La Mariposa:

Delegado Principal

ING. ROMEL VIÑA

Despacho Capital:

Delegado Principal

ING. WILSON ROMERO

Delegado Suplente

ING. ROMMY GUANIPA

Despacho Barbacoa:

Delegado Principal

ING.NAM CHONG FUNG

Despacho Guayana:

Delegado Principal

ING. LUIS MELENDEZ

Delegado Suplente

ING. RAMÓN GERDÉZ

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