05/09/2016
Sector Eléctrico Descripción Sintética
1/09/2016
sabino@mastrangelo.com.ar 1
Descripción de Contexto
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1
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Antecedentes Reforma Integral del Sector Eléctrico a comienzos de la década del noventa
• El Estado se retira del rol empresario y asume un papel regulador con debilidades y un esquema de separación por segmentos de la Cadena (Producción, Transporte, Distribución en EE y GN). • Contexto de precios internacionales muy bajos (18 u$s/BBL, GN en BP 1/1,4 u$s MMBTU) • Precios Internos alineados con niveles internacionales en upstream y downstream petrolero como en segmentos regulados facilitados por la sobrevaluación de la moneda durante la convertibilidad (Sobrevaluación según IPC INDEC 2:1). • Ruptura de la convertibilidad marzo de 2001 a enero de 202 3
Antecedentes Crisis • En 2002 se congelan las tarifas reguladas y el precio del GN (crudo no pero aparecen retenciones) • Reclamos ante CIADI, Renegociaciones, UNIREN, Ajustes • Restricciones de abastecimiento de gas a partir de abril de 2004, coincidente con nuevo contexto de precios internacionales. • Ajustes progresivos al precio del gas en boca de pozo • Plan energético 2008 basado en hipótesis de rápida diversificación de la matriz de generación eléctrica con respaldo de gas BOL (Gasoducto NEA). • Ampliaciones de capacidad mínima en gasoducto del sur 4
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Precio de Gas en boca de pozo
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Dilemas al inicio de la Crisis 2004-2005 Política de Ceder a presiones sectoriales|
Precios no Compatibles con las Metas del País
Sector Energético no Invierte Crisis
Consecuencias para el país: •Desabastecimiento •Incumplimiento compromisos Internacionales •Inflación •Pérdida de competitividad •Estancamiento •Pobreza •Desempleo
País sin Energía
No Viable
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Manejo de la crisis Ajustes Coyunturales crisis de sustentabilidad Fiscal • • • • •
Importaciones de FO como sustituto del GN Importación de GO como sustituto del GN en CC. Reducción de Exportaciones. Creación de Fondo de Compensación a Generadores. Subsidios al Transporte: Pasajeros Urbanos/Interurbanos/Cargas. • Control Operativo sobre CAMMESA para evitar cortes. • Acuerdos de Precios con petroleras – Renegociación continua. • Contexto de precios internacionales complicado desde 2005 profundizado a partir de 2007.
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Síntesis del marco regulatorio del Sector Eléctrico Argentino Mercado DISTRIBUIDORES
Compran
Precio Estacional Promedio definido Por la SEE
GRANDES USUARIOS MAYORES
Fondo de Estabilización
Precio Medio Costo Promedio Compran
Mix de Costos Promedio, O&M, combustibles, Precios de Contratos MEM, y precio de Generación SPOT
Venden
GENERADORES
Subsidios Tesoro Nacional
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Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario Previo al 2003
• Precios del Mercado Eléctrico Mayorista • Mercado de contratos con Grandes Usuarios / Distribuidores • Las Inversiones se realizaban a riesgo • Ventas de Oportunidad a Precio Marginal • Rentabilidad Adicional asociada a Gestión del Combustible • Inversiones aseguradas por los aportes de la demanda para cubrir los costos de generación a través del Precio Estacional.
Evolución Tarifas Hasta 2003
Después de 2003 Desabastecimiento Calidad Confiabilidad
Subsidio
Costo
Costo
Tarifa
Tarifa
10
5
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6
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Elementos claves que afectaron al sector eléctrico (2003/2015)
1. Crisis del 2002 (pesificación y devaluación) 2. Decisión del gobierno de no modificar las tarifas 3. Menor disponibilidad de GN 4. Incremento de los precios internacionales de los combustibles. 5. Crecimiento de la demanda eléctrica
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Facturación GWh CABA 11% Resto 33% GBA 25%
CBA 7% SFE 9%
BAS 15% 14
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Fuente: SE
Facturación por sector de consumo GWh 2009 31349 18205 31061 1018 3368 822 2803 974 1640 662 91902
Residencial Comercial Industrial Servicios Sanitarios Alumbrado Riego Oficial Rural Otros Transporte Total
2010 33171 17378 34268 1177 3468 877 2971 984 1577 674 96545
2011 35080 18433 35918 1247 3842 1008 3183 1055 1647 693 102106
2012 37076 18927 36806 1241 3870 1653 2087 2490 1287 543 105980
% 35,0% 17,9% 34,7% 1,2% 3,7% 1,6% 2,0% 2,3% 1,2% 0,5% 100,0%
15
Características Físicas del Sector Eléctrico Concentración de la Demanda - 2015 NOA
NEA
CUYO
Demanda de Energía BAS 12%
LITORAL CENTRO
GBA
BUENOS AIRES
COM 4%
PAT 3%
NOA 8% NEA 6% CUY 6% CEN 9%
COMAHUE
PATAGONICO
LIT 13%
GBA 39% 16
8
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Consumo de energía eléctrica Residencial per cápita Argentina
900 800
y = 14,842x - 29076 R² = 0,9249
700 600 1970
100
1980
148
1990
169
2001
277
2010
386
500 400 300
200 100 0 1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020 17
Densidad MWh/km2
289699
7963
27
COM
490531
4929
11
CUY
238478
8089
34
CEN
242069
10870
45
PAT
468629
4929
11
LIT
211788
15673
74
NOA
559864
10365
19
TOT
2758429
126397
46
1000 100 10 1 NOA
NEA
LIT
50
PAT
6108
15041
CEN
27800
299425
CUY
7946
BAS
COM
GBA
Densidad de Demanda MWh/km2
10000
NEA
Demanda GWh
BAS
Área km2
GBA
Región
18
9
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EvoluciĂłn de la demanda elĂŠctrica 136,670
4,3/4,0 % a.a. del 2003 al 2015
El incremento de la demanda fue del 66e-60p% mientras que la capacidad instalada solo del 40%. La diferencia fue cubierta con capacidad existente al 2003. 19/58
20
10
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Demanda – Influencia acondicionador térmico Frío 22/jul/13
Acondicionamiento Térmico (dif 12/10 °C)
MW
Horas de la tarde
4800
Horas de la noche
3800 Dif Frío vs Templado Acondicionamiento Térmico e iluminación 4800 MW
Moderado 29/jul/13
21
Fuente: CAMMESA
Energías vs. Temperaturas Días Hábiles
GWh 480
460
440
420
400
380
360
340
320
300 0
2
4
6
8
10
12
Energias Diarias Nov'09-Oct'10
14
16
18
20
Energías Diarias Nov'10-Oct'11
22
24
26
28
30
32
34 °C
Energías Diarias Nov'11-Ago12
22
11
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Perfil de Demanda Cargas horarias días míercoles - año 2000 MW 05-ene 19-ene
12000 10000
02-feb
8000
16-feb
6000
01-mar
4000
15-mar
2000
29-mar
01 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
12-abr 26-abr 10-may 24-may 07-jun 21-jun 05-jul 19-jul 02-ago 16-ago
12500-13000 12000-12500 11500-12000 11000-11500 10500-11000 10000-10500 9500-10000 9000-9500 8500-9000 8000-8500 7500-8000 7000-7500 6500-7000 6000-6500
30-ago 13-sep 27-sep 11-oct 25-oct 08-nov 22-nov 06-dic 20-dic 1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
23
Cargas horarias días míercoles - año 2013 MW 03/01/2013 17/01/2013 31/01/2013 14/02/2013 28/02/2013 14/03/2013
23.000-24.000 28/03/2013 11/04/2013
22.000-23.000 21.000-22.000
25/04/2013
20.000-21.000
09/05/2013
19.000-20.000
23/05/2013
18.000-19.000
06/06/2013
17.000-18.000
20/06/2013
16.000-17.000
04/07/2013 18/07/2013 01/08/2013
15.000-16.000 14.000-15.000 13.000-14.000 12.000-13.000
15/08/2013
11.000-12.000
29/08/2013
10.000-11.000
12/09/2013
9.000-10.000
26/09/2013 10/10/2013 24/10/2013 07/11/2013 21/11/2013 05/12/2013 19/12/2013 1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
24
12
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TEMPERATURAS REGISTRADAS
COMAHUE: El más seco de la historia m3/seg
Aportes medios Limay + C. Curá Semanas 15 a 33
1600
Aporte medios
1400
Mediana
1200
1000
Aportes medios Ríos Limay + Collón Curá
800 600 400
200 2016 1988 1968 2010 1983 1979 2012 1952 1967 1963 1960 1947 2008 1990 2009 1953 1986 1969 1978 1950 1959 1981 2006 2001 1949
0
Aportes por cuenca calificados por PE de las base de datos Estacional
Período Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto
Río Real Real Real Real Real Real Real Previsto
Limay 78% 88% 93% 91% 96% 100% 100% 100%
Evolución 2016 C. Curá Neuquén Futaleufú Uruguay 81% 88% 91% 7% 96% 92% 95% 20% 100% 91% 100% 16% 93% 69% 85% 7% 97% 74% 100% 32% 100% 99% 100% 58% 100% 99% 100% 50% 95% 91% 85% 80%
Paraná 5% 12% 7% 16% 16% 9% 24% 23%
13
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Indicadores – Mercado Eléctrico Demanda Máxima Registrada anual MEM
16718
15600
14936
14538
13965
14264
13092
12721
12266
11775
10703
10599
9829
10000
9515
15000
19566
19126
17395
162% 24 años 4,4 %aa 20000
18345
24034
23797
23794
21949
Crec =16.285 MW
21564
25000
20843
MW
y = 10,582x2 + 392,81x + 9224,2 R² = 0,993
25800
Ev de la demanda máxima registrada anual 30000
5000
0 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
27
demanda
crecimiento
2002
año Feb/Mar
13481
-
2003
Jul
14359
878
2004
Dic
15032
673
2005
Dic
16143
1111
2006
Jul
17323
1180
2007
May
18345
1022
2008
Jul
19126
781
2009
Jul
19566
440
2010
Ago
20843
1277
2011
Ago
21564
721
2012
Feb
21949
385
2013
Dic
23794
1845
2014
Ene
24034
240
2015
Dic
23727
-307
2016
Feb
25800
2073
Incremento anual de demanda de Potencia MW//
Promedio 10 años = 848 MW/año Promedio 5 años = 847MW/año
28
14
05/09/2016
año
acumulado
oferta
demanda
acumulado
2003
148
148
878
878
2004
200
52
673
1551
2005
471
271
1111
2662
2006
1202
731
1180
3842
2007
1575
373
1022
4864
2008
3395
1820
781
5645
2009
4212
817
440
6085
2010
5312
1100
1277
7362
2011
8083
6601
1289
721
2012
8331
1730
385
8468
2013
8571
240
1845
10313
2014
8611
40
240
10553
2015
10686
2075
-303
10250
2016
10766
80
2073
12323
Incremento anual oferta y demanda MW Hasta 2014 Utilizamos 2000 MW de Reservas Con la incorporación de 2075 MW de chapa en 2015 y menor demanda se estabiliza Considerando los valores de demanda del inicio de 2016 y la incorporación prevista resulta una disminución en la oferta de 1600 MW Descontando CN Embalse de 650 MW la pérdida de reserva supera los 200 MW 29
Planeamiento Energético //
29358
30649
31998
2019
2020
2021
72516
69459
66532
63728
61042
58469
56005
53645
49218
47144
45157
43254
39685
38012
28120
36410
26935
2018
34876
25800
30000
2017
40000
33406
50000
41431
60000
51384
70000
2016
20000
10000
2040
2039
2038
2037
2036
2035
2034
2033
2032
2031
2030
2029
2028
2027
2026
2025
2024
2023
0 2022
MW
Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4,4 %aa 80000
25800 MW de 2016 en 16 años al 4,4% aa => duplica la demanda (2032) 30
15
05/09/2016
Consumo de Energía en el Mundo Gas Medio Oriente Méjico
36%
Holanda
36%
Argentina
Japón
23%
41%
24%
6% 11%
26%
7%
21%
38%
17%
24%
39%
14%
11%
46%
12%
8%
20%
49%
19%
31%
4%
30%
7%
19%
39%
9%
23% 17%
47%
26%
Alemania
0%
37%
13%
41% 50%
29%
33%
24%
35%
5%
2% 12%
23%
30%
Colombia
Total Mundial
46%
23%
Africa
5% 6% 8%
35%
35%
Estados Unidos
Resto del Mundo
53% 51%
53%
Reino Unido
Brasil
Otras Fuentes 50%
31%
Rusia
Asia y Oceanía
Carbón
52%
Venezuela
Chile
Petróleo
48%
8%
13%
25% 29%
11%
31
31
Caída de Reservas de Gas Natural y de la Producción de Petróleo y Gas Natural.
Reservas Probadas Petróleo Argentina 2003-2014 450.000 430.000 410.000 Thousands of m3
390.000 370.000
2,2%
350.000 330.000 310.000
5,2%
290.000 270.000 250.000 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
1,5%
0.1%
32/58 Fuente Secretaría de Energía de la Nación
16
05/09/2016
Relaciรณn R/P
Reservas/Producciรณn Argentina 1970-2014 50,0 45,0 40,0 35,0
Years
30,0
OIL
25,0 NATURAL GAS
20,0 15,0 10,0 5,0 0,0
1970
1975
1980
1985
1990
1995
2000
2005
2010
33/58
34
17
05/09/2016
Producción versus Consumo de Hidrocarburos 90
Importaciones Netas Exportaciones Netas
80
Producción
?
Consumo
70
Millones de tep
60
50
40
30
20
10
0
1960
1970
1980
1990
2000
2010
35
35
Exportación e Importación Argentina de Hidrocarburos 10000
Saldo Exportación Importación
6200
Millones de USD corrientes
5000
0
-13800
-5000
-7600 -10000
-15000 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
36
36
18
05/09/2016
Evolución de los precios de los combustibles liquidos Evolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY 160
450
140
400 350
FO N° 6 1% S WTI GO
100
300
u$s/bbl
250 80 200
C$/gal
120
60 150 40
100
20
50
02/01/16
02/01/15
02/01/14
02/01/13
02/01/12
02/01/11
02/01/10
02/01/09
02/01/08
02/01/07
02/01/06
02/01/05
02/01/04
02/01/03
02/01/02
02/01/01
02/01/00
02/01/99
02/01/98
02/01/97
-
02/01/96
0
37/58
Generación energía eléctrica período 2003/2015 Generación GWh
HIDRO
135.000
Eo 120.000
SOL NUCL
105.000
TER 90.000 75.000 60.000 45.000
2003
2015
Térmico
46 %
64%
30.000
Hidro
45%
30%
15.000
Nuclear
8%
5%
Otros
1%
2%
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
MW
150.000
38
19
05/09/2016
Consumo de Combustibles Proporción Calórica de Consumo de Combustibles Fósiles 100% 90% 80% 70%
CM
60%
GN GO
50%
FO
40% 30% 20% 10% 0% 1982
1985
1988
1991
1994
1997
2000
2003
2006
2009
2012
2015 39
Consumo de Combustibles Líquidos Consumo de GO Consumo de FO 3.000.000 3.500.000
3.000.000
2.500.000
2.500.000
2.000.000
2.000.000 1.500.000 1.500.000 1.000.000 1.000.000 500.000
500.000
-
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
-
40
20
05/09/2016
Consumo de Combustibles Combustible
2003
Part cal
2015
Part cal
Var #
Fuel Oil
85456
1%
3088936
17%
36
Gas Oil
14235
0%
2238541
13%
157
8165479
98%
14437554
67%
2
91440
1%
949101
3%
10
Gas Natural Carbón Mineral
La limitada disponibilidad de gas natural y el mayor parque de generación térmica, incrementó el consumo de combustibles líquidos los cuales pasaron de tener una participación < 2% en el 2003 a 30% en el 2015. 42
21
05/09/2016
Potencia Instalada MEM – dic/2015
NUC 5,2%
MD 5,4% BG 0,1%
POT MW 4451 4968 9227 1730 1783 17 11107 1 MHID FOT 8 EO 187 TOT 33480 TV TG CC NUC MD BG HID
HID 33,4%
CC 27,7%
TG 14,9% TV 13,4%
Total MEM 33.480 MW
Min Hid 0,0%
Part. 13,3% 14,8% 27,6% 5,2% 5,3% 0,1% 33,2% 0,0% 0,0% 0,6%
FOT 0,0% 43
POTENCIA MW sólo GAS 5000 dual GAS FO 4200 dual GAS GO 9500 sólo GO 1800 TOTAL 20500
44
22
05/09/2016
Evolución de la potencia instalada 2003-2015 Ev. Potencia Instalada
40000
+10.482 MW (71% térmico) 35000 30000
MH Sol
25000
Eo 20000
NU HI
15000
CC 10000
MD TG
5000
TV 0 2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
61% del parque es dependiente de los hidrocarburos 4445
Indisponibilidad Térmica Indisponibilidad Térmica Anual
%
35 30 25 20 15 2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
A partir del 2003 la indisponibilidad se fue agravando siendo un tema de especial atención 46
23
05/09/2016
Antigüedad del parque de generación Edad TV - 2015 Años
90 80 70 60 50 40 30 20 10 0
MW 0
1000
2000
3000
4000
5000
La mitad de la potencia instalada del parque TV presenta una edad superior a los 40 años. 47
Consumo Específico Unidades Térmicas
2700 2500 2300 2100 1900 1700
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1500 1992
kcal/kwWh
Consumo Específico parque térmico Conv.
48
24
05/09/2016
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 2003 - 2006
• Precios del Mercado Eléctrico Mayorista • Mantener el sistema de costo marginal, con un tope asociado al precio del gas (menos de 30 U$S/MWh). • Diferencias a través de Sobrecostos. • Reducción del precio spot en invierno en existencia de restricciones en el abastecimiento de gas. • Sustentabilidad de inversiones asociadas al precio de mercado ¿?
Resolución SE 240/03 – Escasez de GN Norma vinculada a la escasez de Gas Natural • Define precio de la energía eléctrica suponiendo plena disponibilidad de GN /define un techo para el PM de 120 $/MWh • La diferencia entre el valor reconocido de los CVP y el precio Spot es pagada como sobrecosto transitorio de despacho. • Objetivo: evitar que el sector eléctrico tenga precios que reflejen la escasez de gas natural y su sustitución por combustibles líquidos. • Se limita el incremento del déficit del fondo de estabilización • Se produce un impacto en la renta marginal de los generadores. 50/58
25
05/09/2016
Resolución 406/03 - Prioridades • Origen: insuficiencia de recaudación en la facturación a la demanda a Precio Estacional para remunerar los reales costos de abastecimiento del MEM • Prioridad de pago: • Energía producida y entregada en el mercado spot valorizada a su costo operativo más los cargos de transporte. (CH=2 $/MWh). • Pago de la remuneración de la potencia y los servicios prestados al MEM por los generadores. • La renta marginal resultante de la diferencia entre el PM y el CVP va a LVFVD (inciso c) • Priorización de la transferencia de los recursos para asegurar la operación del sistema, postergando la efectivización de la renta marginal. 51/58
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 2003 - 2006 • Tarifas del MEM • Tarifas Subsidiadas • Sustentabilidad de la cadena de pagos asociada al flujo del Fondo Unificado. • Pagos a los generadores dando prioridad a la porción destinada a asegurar la operación.
• Primera prioridad para los costos de combustible y O&M, luego Remuneración a la Capacidad y finalmente el margen de cada generador.
26
05/09/2016
Subsidios y Modificaciones Tarifa Eléctrica 2016
Fuente: CAMMESA y elaboración propia
53
Evolución del Fondo de Estabilización Aportes del Fondo Unificado
Notas SE - Considerar como no reintegrables los préstamos del Tesoro Nacional.
54
27
05/09/2016
Aportes FU MM u$s Importe MM $ 12000 10000 8000 6000 4000 2000 0 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
55
Mecanismos para Invertir en el Mercado ElĂŠctrico
28
05/09/2016
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Mecanismos para Viabilizarlas 1. FONINVEMEM 2. Energía PLUS - Resolución S.E. N° 1281/06. 3. PPAs (power purchase agreement) - Contratos de Abastecimiento MEM Resoluciones S.E. N° 220/07, 1836/07, 712/09, 762/09, y 108/11 entre otras. 4. Acuerdo 2008-2011- Generadores gestionan la construcción, operación y mantenimiento de nueva generación 5. Acuerdos 2013 / 2014 - Precios basados en costos para vieja generación, a través de las Resoluciones S.E. N° 95/13, N° 529/14, 482/2015 y S.E.E. 22/2016. 6. Incentivar Nueva Generación con la Licitación bajo la RES SEE 21/2016
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones FONINVEMEM
Los Generadores aporten el Inciso C Adeudado (50% - 65%), durante 20042007 en la construcción de 2 nuevos CC de 800 MW Generadores serán accionistas al finalizar el contrato
Contratos de Abastecimiento pagan los costos, y repagan la inversión a una tasa libor + 1-2%, sistema alemán. La Demanada recupera el cargo transitorio (aplicado por 5 años, a partir de Dic/2005, de 3,6 $/MWh a toda la demanda excepto la residencial < 10 KW), El estado queda como accionista por el Cargo a la Demanda más Los aportes realizados.
29
05/09/2016
Resolución SE N° 712/2004 - FONINVEMEM • • •
•
•
•
Objeto: incremento de la capacidad de generación. Se crean sociedades privadas administradoras de los proyectos y fideicomisos para el financiamiento. Los proyectos son financiados en forma conjunta entre el sector y la demanda. A los generadores que desean participar se les reconoce como aporte la deuda asociada a las LVFVD proveniente de la aplicación de la Res SE 406. El Foninvemem I tomó las LVFVD del período enero 2004 a diciembre 2006. El resultado final fue la habilitación en el año 2010 de 2 CC por un total de 1600 MW. El Foninvemem II tomó las LVFVD del período enero 2008 a diciembre 2011.
CT Timbues 823 MW
CT Manuel Belgrano 823 MW
59
Resolución SE 1281/06 (Energía plus) • Se abastece con prioridad la demanda existente en el 2005. • Segmenta la demanda. • Las demandas con potencia superior a 300 kW no tienen garantía física por su consumo incremental respecto del 2005. • Se crea el denominado “Servicio de Energía Plus” − La demanda incremental (respecto del 2005) para tener garantía física debe contratarse con nuevos generadores. Potencia contratada: 596 MW 60/58
30
05/09/2016
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resolución SE N° 1281/2006 - ENERGÍA PLUS CT TermoAndes TG - 300 MW Ingreso: Sep./10
CT GÜEMES TG - 100 MW Ingreso: Sep./08 M. MARANZANA TG - 2x60 MW Ingreso: Oct./08
MOLINOS AUTOGEN. TV - 27 MW Ingreso: Dic./2007
GENELBA TG - 160 MW Ingreso: Ago./09
SOLALBAN TG - 120 MW Ingreso: Ago./09
Resolución SE 220/07 • Comprende los proyectos de instalación de generación adicional en los que participe el Estado Nacional, ENARSA o los que autorice el Ministro de Planificación Federal. • La oferta debe ser aprobada por la Secretaría de Energía. • Contratos de abastecimiento entre el oferente y el MEM en conjunto representados por CAMMESA. • Precio del contrato basado en el reconocimiento del costo de inversión y O&M. • Plazo 10 años
62/58
31
05/09/2016
RESOLUCIÓN SE N° 220/07
CT Piquirenda I
GENERACIÓN HABILITADA
CT Independencia CT Frías
CT Pilar
GEN. HABILITADOS Pot Nom Pot Contrato [MW] [MW] Hidroeléctrica Termoeléctrica
7,9 2203
7,86 2017
Potencia Total
2210,9
2024,86
Central Térmica GN – GO – FO
CT Brigadier López
CT 13 de Julio CT Modesto Maranzana
CT Ensenada Barragán
CT Rincón de los Sauces CT Loma de la Lata
CT Roca
CT Villa Gesell CH Salto Andersen
CT Patagonia TV
Central Hidroeléctrica
63
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resolución SE N° 220/2007 C.T. FRÍAS 1 TG 60 MW
C.T. 13 de Julio TG 32 MW C.T. PILAR C.C. 465 MW C.T. M. Maranzana TG 60 MW
C.T. INDEPENDENCIA 2 TG 60 MW C.T. BRIGADIER. LOPEZ TG 280 MW
C.T. BARRAGAN TG 2x280 MW
C.T. GESELL TG 82MW
C.H. SALTO ANDERSEN HI 7,9 MW
C.T. LOMA DE LA LATA T.V. 173 MW Cierre CC 540 MW sobre las 3 TG existentes
C.T. Patagonia TV 45 MW
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05/09/2016
Resolución SE N° 1836/2007 Contratos ENARSA • SE instruye a CAMMESA a suscribir con ENARSA, los Contratos de Abastecimiento MEM correspondientes a los emplazamientos comunique la SE. • Modelo de Contrato a suscribir: – Parte vendedora: ENARSA. – Parte compradora: CAMMESA, (en los términos del Art. 1º de la Res. SE Nº 2022/2005). – Precio del contrato basado en el reconocimiento de los costos de inversión y O&M, aceptados por la SE. – Plazo: 3 años. Se extienden los contratos por Resolución SE 144/2014 y resoluciones particulares – Se incluye un régimen de sanciones por incumplimiento.
65
Resolución SE 1836/2007 – Delivery I
66
33
05/09/2016
Resolución SE 1836/2007 – Delivery II
67
Necesidades de Generación Distribuida en Redes Supervisadas por CAMMESA Nota B-55324-1
TINOGASTA 10 MW
CATAMARCA 10 MW BELL VILLE 15 MW
BANDERA 15 MW LINCOLN 15 MW SALTO 10 MW BARADERO 15 MW VILLA REGINA 5 MW Generación Distribuida III 100 MW
68
34
05/09/2016
Posible Generación Distribuida en Redes NO Supervisadas por CAMMESA Nota B-55324-1 CORRIENTES 10 MW TOSTADO 20 MW
CHILECITO 10 MW LA PAZ 10 MW
BARILOCHE 10 MW
ESQUINA 30 MW RUFINO 20 MW GRAL. VILLEGAS 15 MW REALICO 15 MW Generación Distribuida III
F.L. BELTRAN 10 MW
165 MW
69
CT LIBERTADOR GSM
RESOLUCIÓN SE N° 144/14 GENERACIÓN HABILITADA
CT CATAMARCA CT ORAN CT INTA CATAMARCA CT TARTAGAL CT PARQUE INDUSTR.CATAM CT TEREVINTOS CT TINOGASTA CT CHILECITO CT LA RIOJA CT LA RIOJA SUR CT BELL VILLE CT ISLA VERDE CT CERES CT RAFAELA CT VENADO TUERTO
CT USHUAIA
CT ING JUAREZ CT PIRANE CT FORMOSA
CT CHARATA CT CASTELLI CT SAENZ PEÑA II CT VILLA ANGELA CT N. POMPEYA CT LAS PALMAS CT SAENZ PEÑA CT ALEM CT A. DEL VALLE
CT GOYA CT CORRIENTES CT VIALECT ITATI CT P. DE LA PATRIA CT SANTA ROSA CT ESQUINA CT CAPITAN SARMIENTO CT COLON BS.AS CT REALICOCT LA PLATA CT LOBOS BS.AS CT REMEDIOS DE ESCALADA CT CIPOLLETTI CT ARRECIFES CT VILLA REGINA CT GRAL. VILLEGAS CT BARILOCHE CT ALMIRANTE BROWN CT MIRAMAR I CT MAGDALENA CT JUNIN CT LINCOLN CT PEHUAJO CT SALTO
70
35
05/09/2016
Programa GENREN - Res. SE N° 712/2009 A través del Programa GENREN se adjudicó en una primera etapa la compra por 15 años (entendibles 18 meses) de 895 MW de electricidad que cubrirían casi la tercera parte de la meta fijada para 2016. 754 MW corresponden a generación eólica, mientras que el resto se distribuía entre biocombustibles, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y energía solar fotovoltaica. Contratos Res. SE N° 712/2009 - “CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES” (Lic. ENARSA EE 01/2009 “GENREN”)
Fuente
Licitada MW
Eólica Térm Biocombustibles RSU Biomasa PAH Geotérmica Solar térmica Biogas Solar Fotovoltaica Total
500 150 120 100 60 30 25 20 20 1025
Presentada MW 1182 155 53 10 22 1422
Adj # Adj Proy MW 17 4 5 6 32
754 110,4 10,6 20 895
Rango u$s/MWh 121-134 258-297
150-180
547-598
Adj Const USD/MWh # Proy 126,9 287,6 162,4 571,6 -
Const MW
3 1 3 7
131 1 7 139 71
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resoluciones SE N° 712/09 & 108/11 Resolución SE N° 108/2011 proyectos de generación después de Marzo/2011 Plazo: 15 años (entendibles 18 meses) Parte Vendedora: Agente con oferta aprobada por la SE Parte Compradora: MEM representado por CAMMESA. No tienen Garantía más allá del Fondo de Estabilización. Régimen aplicable a energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica hasta 30 MW, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y biogás. Prioridad de pago equivalente a costos variables. Se suspende su aplicación por Nota MEyM 35/2016
36
05/09/2016
Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N° 712/09
CTB Tabacal 32 MW
CTB Santa Bárbara 6 MW CSF Cañada Honda I 2 MW CSF Cañada Honda II 3 MW CSF Chimbera I 2 MW CTBG San Martin 5 MW CTBG San Miguel 10 MW
GEN. HABILITADOS Eólica Hidroeléctrica Térmica Bio Gas Solar Fotovoltaica Térmica Biomasa Potencia Total
CH Luján de Cuyo 1 MW CH La Lujanita 1,7 MW
130 MW 2,7 MW 15 MW 7 MW 38 MW 192,7 MW
CE Loma Blanca IV 50 MW CE Rawson I 50 MW CE Rawson II 30 MW
Central Eólica Central Hidroeléctrica Central Térmica Bio Gas 73
Central Solar Fotovoltáica Central Térmica Biomasa
Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N° 108/11 CE Arauco 50,4 MW
CSF San Juan I 1,2 MW
GEN HABILITADOS Eólica Solar Fotovoltaica Potencia Total
CE EOS Necochea 3,3 MW
63 MW 1,2 MW 64,2 MW
CE El Tordillo 3 MW
CE Diadema 6,3 MW Central Eólica Central Solar Fotovoltáica
74
37
05/09/2016
Energía Generada con Recursos Renovables Fuente
2011
2012
2013
2014
2015
Part
Biodiesel
32,5
170,2
2,2
1,6
0,0
0
Biomasa
97,6
127,0
133,9
113,7
154,7
6%
Eólica
16,0
348,9
447,0
613,3
593,0
23%
Hidro<30
876,6
1069,2
895,8
1034,5
1122,4
44%
Hidro<50/>30
473,8
496,7
480,5
508,0
590,7
23%
Solar
1,8
8,1
15,0
15,7
14,7
1%
Biogas
0,0
36,3
108,6
103,0
83,6
3%
Total
1024,5
1759,7
1602,5
1881,9
1968,3
77%
Total c/H <50
1498,3
2256,4
2083,0
2389,9
2559,0
100%
Demanda MEM
116349
121293
125166
126397
131995
% tot con H<30 MW
0,88%
1,45%
1,28%
1,49%
1,49%
% tot con H<50 MW
1,29%
1,86%
1,66%
1,89%
1,94% 75
San Fausttino 150 MW
Las Armas 50 MW Bahía Blanca 128 MW Corti 100 MW
García del Río 10 MW
De la Bahía 50 MW Pampa 100 MW Vientos del Bajo Hondo 250 MW Gral Arias 100 MW Vientos de las Pasturas 50 MW
Tres Picos 110 MW Serrana 69 MW La Castellana
Argerich 50 MW Vientos del Secano 50 MW Villalonga 50 MW Carmen de Patagones 108 MW Patagones 50 MW
Proyectos Eólicos Pcia de Buenos Aires 1780 MW
38
05/09/2016
77
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas Resolución SE 762/2009 Crea el Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas, cuyo objetivo es incentivar y sostener la construcción de Centrales Hidroeléctricas. La SE establecerá las Obras Hidroeléctricas a ser ejecutadas dentro del Programa. Habilita la realización de Contratos de Abastecimiento MEM (Res SE N° 220/07 y 200/09) entre CAMMESA y el Agente Generador cuya central sea aprobada por la SE. La vigencia de los Contratos será de hasta 15 años. Vencido el plazo de vigencia, cada Central Hidroeléctrica podrá comercializar su energía eléctrica, al Precio que se reconozca en cada momento en el MEM. Resolución SE 932/2011 Incorpora al PROGRAMA NACIONAL DE OBRAS HIDROELÉCTRICAS: Pte. Néstor Kirchner - Gdor. Jorge Cepernic (1740 MW) [ex Condor Cliff – La Barrancosa] Los Blancos I y II (485 MW) Chihuido I (637 MW) Punta Negra (60 MW)
39
05/09/2016
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas LOS BLANCOS 2 HIDRO 150 MW LOS BLANCOS 1 HIDRO 320 MW CARACOLES 120 MW E/S PUNTA NEGRA 60 MW CHIHUIDO 1 HIDRO 637 MW
NÉSTOR KIRCHNER HIDRO 1140MW JORGE CEPERNIC HIDRO 600MW
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Mecanismos para Viabilizarlas 1. Acuerdo 2008-2011: Invitar a los Generadores a gestionar la construcción, operación y mantenimiento de nueva generación, permitiendo obtener una remuneración en 10 años a Libor + 5%, a través de Contratos con el MEM 2. Acuerdos 2013 / 2014 - Precios basados en costos para vieja generación, a través de las Resoluciones S.E. N° 95/13, N° 529/14, 482/2015 y S.E.E. 22/2016, o remuneración del 10% en dólares para el capital propio comprometido, no asociado a la Remuneración a Fideicomiso. 3. Incentivar Nueva Generación con la Licitación bajo la RES SEE 21/2016
40
05/09/2016
81
Cubrimiento del Pico Real del SADI (Viernes 22/01/2016 - 14:28 hs)
82
41
05/09/2016
El sector eléctrico a fines del 2015 • Roles Estado / Privado • Difícil situación financiera del Mercado Eléctrico Mayorista, sistema de retribución no reflejaba los costos reales de producción, agravado por la morosidad de empresas de distribución. Aportes permanentes del Estado para cubrir el desbalance. • Alta indisponibilidad del parque térmico, consecuencia de una serie de factores que incluye: antigüedad de importante parte del parque generador, insuficientes ingresos para aplicar a la actividad de mantenimiento, normativas generales que afectaron el mantenimiento, intromisión del Estado en temas que hacen a la gestión de la empresas, incertidumbre por variabilidad normativa y afectación de la identidad empresaria. 83
El sector eléctrico a fines del 2015 • Operación del sistema con bajos niveles de reserva en situaciones de alta demanda por situaciones meteorológicas extremas. • Inadecuada calidad del servicio de distribución por bajo nivel inversiones en la infraestructura de redes. • Falta de señales económicas suficientes para que los actores privados realicen inversiones en aumentar la oferta del sistema, responsabilidad que asumió el Estado. • Incertidumbre sobre la expansión de la oferta eléctrica en el corto, mediano y largo plazo.
84
42
05/09/2016
OBJETIVOS MACROECONOMICOS:
Reducción Déficit Fiscal:
2015 Fin 2016 2019
7,0% PBI 4,5% Equilibrio
Inflación
2015 2016 2017-2019
32%; piso de 35% no mas de un dígito
Subsidios Energéticos: 12.000 millones de u$s/año; Importaciones energéticas: 8.000 millones de u$s/año; (GNL; Gas Natural de Bolivia, Derivados Petróleo, Electricidad...) 85
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Decreto 134/15 – Emergencia del Sector Eléctrico Nacional Objetivo: elaboración, puesta en vigencia e implementación de un programa de acciones que permita adecuar la calidad y seguridad del suministro eléctrico y garantizar la prestación del
servicio público de electricidad en adecuadas condiciones técnicas-económicas.
86
43
05/09/2016
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución 6 (MINEM) del 25-01-2016 • Se definen precios estacionales más cercanos al costo real de abastecimiento. • Se incorpora un plan estímulo para incentivar el uso racional de la energía por parte de usuarios residenciales. • Se incorpora una tarifa social. • Aplicación del plan estímulo y tarifa social condicionado al no ingreso en mora del Distribuidor.
87
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Distribuidoras con deuda con CAMMESA deben: acordar un plan de pago e instrumentar una garantía por el pago de sus compras en el MEM. En resumen: • Disminución del Subsidio del Estado Nacional. • Incentivo al uso racional de la energía eléctrica. • Eliminación de la morosidad por parte de las distribuidoras. • Incorporación de una tarifa social.
88
44
05/09/2016
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución MINEM 7/2016 Ajuste VAD Edenor / Edesur Instruye al ENRE a ajustar a cuenta de la RTI el valor agregado de distribución de Edenor y Edesur. Ejecutar la RTI antes del 31 de diciembre del 2016.
Se busca normalizar el arribo de recursos vía tarifas, para que ambas empresas normalicen la prestación del servicio, disminuyendo el aporte del Estado. Se definen criterios de elegibilidad y de exclusión del beneficio de la tarifa social.
89
El Sector Eléctrico no está en condiciones de satisfacer la demanda máxima el próximo verano si el crecimiento se mantiene en el 5%. Licitación de Emergencia: Verano 2016/2017 Invierno 2017 Verano 2017/2018
Instalación emergencial de oferta térmica de rápida puesta en servicio: Importaciones: Uruguay, Brasil, y en menor medida Chile
90
45
05/09/2016
Proyectos en el Mercado Eléctrico Contratos
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución SE 21 – Generación Térmica Convoca a interesados a ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada. Se prioriza las incorporaciones que colaboren en cubrir los problemas esperables en el verano 2016/2017; invierno 2017 y verano 2017/2018. Adicionalmente estas incorporaciones permitirán disponer unidades para el mantenimiento. CAMMESA había comunicado previamente la necesidad de reforzar la oferta del sistema por encima de las incorporaciones previstas. 92
46
05/09/2016
Res SEE N° 21 - 1ª Ronda Res SEE 155/2016 GRUPO EMPRESARIO
EMPRESA
30/12/2017
165
10
Cargo Potencia [u$s/MWmes] 18.250
01/07/2017
93
10
21.900
2385
01/02/2018
46,5
10
20.440
2385
01/07/2017
45
10
21.900
2385
01/02/2018
45
10
20.440
2385
31/08/2017
98,6
10
26.900
1920
27/01/2017
93,5
5
23.100
2643
01/12/2017
127
10
21.600
2151
01/02/2017
88
10
25.000
2345
01/02/2017
58
10
25.000
2500
21/10/2017
64
10
24.950
2010
21/08/2017
76
10
19.950
1976
21/08/2017
47
10
24.450
1978
31/03/2017
40
10
27.700
2084
01/08/2017
99
10
23.300
2020
28/02/2017
60
10
26.139
2130
01/12/2017
103,5
10
18.900
2120
30/06/2017
89
10
23.900
1950
31/01/2018
261,3
10
18.600
2248
10/12/2016
215,5
5
20.930
2745
Duración Promedio de Pot (MW) Contrato Fecha E/S [Años]
Ubicación
ALBANESI ENERGÍA ALBANESI ENERGÍA ET Renova 132kV EPESF - Sta Fe GENERACIÓN Nueva ET Cañuelas 132 kV EDESUR MEDITERRÁNEA 2 GBA GENERACIÓN Nueva ET Cañuelas 132 kV EDESUR MEDITERRÁNEA 3 GBA GENERACIÓN ET Independencia 132kV TRANSNOA MEDITERRÁNEA 4 Tucumán GENERACIÓN ET Independencia 132kV TRANSNOA MEDITERRÁNEA 5 Tucumán ALBARES ALBARES RENOVABLES RENOVABLES ET Pilar 132kV EDENOR - GBA ARGENTINA S.A. ARGENTINA S.A. APR ENERGY S.R.L. APR ENERGY S.R.L. ET Zappalorto 132kV EDENOR - GBA ARAUCARIA ARAUCARIA ENERGY ET Lujan II 132kV TRANSBA - Bs As ENERGY CENTRALES DE LA CENTRALES DE LA CT 9 de Julio 132kV EDEA - Mar del Plata COSTA COSTA I - Bs As GENNEIA GENNEIA BRAGADO II ET Bragado 132kV TRANSBA - Bs As INDUSTRIAS JUAN INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Cañada de Gomez 132kV F. SECCO S.A. SECCO S.A. EPESF - Sta Fe INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Pérez 132kV EPESF - Sta Fe SECCO S.A. INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Villa Ocampo 132kV EPESF SECCO S.A. Sta Fe ET Anchoris 132kV DISTROCUYO METHAX S.A. METHAX S.A. Mendoza ET Loma de la Lata (P Banderita) 500kV PAMPA ENERGIA LOMA DE LA LATA TRANSENER - Neuquén SOENERGY SOENERGY ET Salto 132kV TRANSBA- Bs As ARGENTINA S.A. ARGENTINA S.A. SPI ENERGY SPI ENERGY ET San Pedro 132kV TRANSBA - Bs As SULLAIR SULLAIR ARGENTINA Nueva ET Caimancito 132kV TRANSNOA ARGENTINA S.A. S.A. - Jujuy ET El Bracho 500Kv TRANSENER YPF-Generación Y-GEN ELÉCTRICA II Tucumán ET Matheu 132kV APR ENERGY APR ENERGY MATHEU EDENOR - GBA TOTAL
1915
Cons especif (kcal/Kwh)
Tipo
1850
TG
GN
GO
TG
GN
GO
TG
GN
GO
TG
GN
GO
TG
GN
GO
M TG
GN GN
TG
GN
GO
TG TG
GN GN
GO GO
M
GN
FO
GO
M
GN
FO
GO
M
GN
FO
GO
Comb Comb Comb Comb
FO GO
TG
GNL
TG
GN
TG M
GN
M
GN
TG TG TG
GN GN GN
FO
GO GO
GO GO
21.833
TG
1436
MW
M
478
MW
360 GN 40 GNL 1036 GN/GO 99 GN/FO 187 3C 104 FO/GO 89 GN
1ª ronda 30000
16 14
25000
12 20000
10
15000
8 6
10000
4 5000
2
CARVAR
ALBANESI Renova
ET Loma de la Lata (P Banderita)
MEDITERRANEA Independencia
MEDITERRANEA Cañuelas
MEDITERRANEA Independencia
MEDITERRANEA Cañuelas
SPI San Pedro
GENNEIA Bragado
ARAUCARIA Lujan II
YPF Bracho
CCA 9 de Julio
METHAX Anchoris
SOENERGY Salto
SULLAIR Caimancito
SECCO Senda Hachada
SECC O Pérez
SECCO Cañada de Gomez
APR Matheu
ALBARES Pilar
0
APR Zappalorto
0
CARFIJ
47
05/09/2016
Cargo Fijo usd/MWmes vs Pot Acum MW $ 47.000 $ 42.000 $ 37.000 $ 32.000 $ 27.000 $ 22.000 $ 17.000 $ 12.000 0
500
1.000
Cargo Fijo ANTERIOR
1.500
2.000
2.500
Cargo Fijo NUEVO
2da Ronda GRUPO EMPRESA EMPRESARIO YPFGeneración SOENERGY ARGENTINA S.A. ARAUCARIA ENERGY
Descripción / Ubicación
Fecha E/S Pot (MW)
Y-GEN LOMA CAMPANA-PRINCIPAL-Nueva ET Añelo 30/11/2017 ELECTRICA I 132kV EPEN - Neuquén-TG-GN SOENERGY RIO TERCERO-PRINCIPAL-C.T. 13 de Julio ARGENTINA 132kV EPEC Rio Tercero - Cordoba-TG-GN-- 28/02/2017 S.A. GO ARAUCARIA MATHEU-PRINCIPAL-ET Matheu 132kV 01/12/2017 ENERGY EDENOR - GBA-TG-GN-GO
RIO GENERAL ROJO-PRINCIPAL-Nueva ET Rojo 30/01/2017 ENERGY 132 kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO GENNEIA BRAGADO III-PRINCIPAL-ET Bragado 132kV GENNEIA BRAGADO 01/06/2017 TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO III LAS PALMAS ZARATE-PRINCIPAL-ET Las ARAUCARIA ARAUCARIA Palmas 132kV TRANSBA - Zarate - Bs As-TG- 01/12/2017 ENERGY ENERGY GN-GO TANDIL-PRINCIPAL-Nueva ET Tandil MSU UGEN 15/11/2017 Olavarría 132kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO MSU
PAMPA ENERGIA
CPB ENERGIA
MSU
UENSA
EPEC
EPEC
EPEC
EPEC
PIEDRABUENA-PRINCIPAL-ET Piedrabuena 01/12/2016 132kC TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO VILLA MARÍA-PRINCIPAL-Nueva ET V. María San Francisco 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN- 15/11/2017 GO PILAR-PRINCIPAL-ET Pilar 132kV EPEC05/08/2017 Córdoba-TG-GN-GO SUROESTE-PRINCIPAL-ET Sudoeste 132kV 05/08/2017 EPEC - Córdoba-TG-GN-GO
SOENERGY SOENERGY MEDANITO-PRINCIPAL-ET Medanito 132kV 31/01/2017 ARGENTINA ARGENTINA TRANSCOMAHUE - Neuquen-TG-GN--GO S.A. S.A.
PAMPA ENERGIA
CTG ENERGIA
SULLAIR SULLAIR ARGENTINA ARGENTINA S.A. S.A.
Contrato [Años]
CVariable Cfijo Pot. Comb. Ppal. CEsp. Acumulada (kcal/Kwh) [u$s/MW(MW) [u$s/MWh] mes]
105
10
$ 20 500
$ 8.6
2 093
105
60
10
$ 21 963
$ 11.5
2 130
165
254
10
$ 17 800
$ 8.0
2 151
419
138
10
$ 20 900
$ 8.5
2 247
557
58
10
$ 19 000
$ 7.5
2 500
615
202
10
$ 17 800
$ 8.0
2 177
817
139
10
$ 19 900
$ 8.5
2 244
956
60
10
$ 23 500
$ 12.0
2 622
1 016
137
10
$ 19 900
$ 8.5
2 248
1 153
89
10
$ 22 950
$ 10.0
2 428
1 242
89
10
$ 23 250
$ 10.0
2 426
1 331
48
10
$ 32 500
$ 15.0
2 708
1 379
GÜEMES-PRINCIPAL-ET Güemes 132kV TRANSNOA - Salta-TG-GN-GO
01/12/2016
59
10
$ 21 800
$ 12.0
2 611
1 437
CEVIL POZO-ALTERNATIVO-ET Cevil Pozo 132kV TRANSNOA - Tucumán-MG-GN-FO
31/08/2017
80
10
$ 23 900
$ 14.5
1 994
1 517
48
MSU TANDIL-
ARAUCARIA LAS PALMAS ZARATE
GENNEIA BRAGADO III-
MSU GENERAL ROJO
ARAUCARIA MATHEU-
SO ENERGY RIO TERCERO-C.T. 13 de Julio 1
YPF LOMA CAMPANA- Añelo 132kV YPF LOMA CAMPANA- Añelo 132kV
SULLAIR BELL VILLE
MSU BARADERO-ET Las Palmas
KARPOWER BARCO-Costanera/Campana
PAMPA PIEDRABUENA-
ARAUCARIA VIEDMA-ALTERNATIVO-
ARAUCARIA VIEDMA-ALTERNATIVO-
SULLAIR CEVIL POZO-
PAMPA GÜEMES-
SOENERGY MEDANITO-
EPEC SUROESTE-
EPEC PILAR
MSU VILLA MARÍA
PAMPA PIEDRABUENA-
MSU TANDIL-
ARAUCARIA LAS PALMAS ZARATE
GENNEIA BRAGADO III-
MSU GENERAL ROJO
ARAUCARIA MATHEU-
SO ENERGY RIO TERCERO-C.T. 13 de Julio 1
05/09/2016
Res SEE N° 21 - 2ª Ronda ofertas 40000 20,00
35000 18,00
30000 16,00
25000 14,00
12,00
20000 10,00
15000 8,00
10000 6,00
5000 4,00
2,00 CARFIJ
0 0,00 CARVAR
Adjudicados 2da Ronda
25000 14,00
20000 12,00
15000 10,00
8,00
10000
6,00
5000
4,00
2,00
0
0,00
CARFIJ
CARVAR
49
05/09/2016
Caimancito 89 MW (M GN) Independencia 45 + 45 MW (TG GN,GO)
El Bracho 261 MW (TG GN) Villa Ocampo 47 MW
(M
GN,GO;FO)
Cañada de Gómez 64 MW
(M
GN,GO;FO)
Pérez 76 MW (M GN,GO;FO) Villa Ocampo 47 MW
(M
Rio III 60 MW (TG GN, GO)
GN,GO;FO)
Renova 165 MW (TG GN,GO) Las Palmas 202 MW (M GN, GO, FO)
Anchoris 40 MW (GNC)
Matheu 254 MW (TG GN, GO) Pilar 99 , San Pedro 104 MW (M GN, FO),
Bragado III 58 MW (TG GN, GO)
Zappalorto 94 , Luján II 127 MW (TG GN, GO)
Salto 60 MW, Cañuelas 93 + 47 MW
Rojo 138 MW (TG GN, GO) (TG
Tandil 139 MW (TG GN, GO)
GN, GO)
Matheu 216 MW (TG GN, GO) Planicie Banderita 99 MW
(TG
Loma Campana 105 MW (TG GN)
GN)
Bragado 58 MW (TG GN, GO) Mar del Plata 88 MW (TG GN, GO)
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Decreto 531 /2016 Régimen de fomento Nacional para el uso de Fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica (Reglamentación ley 27.191) Todos los usuarios de energía eléctrica están obligados a cumplir con los siguientes objetivos:
Incorporar como mínimo el 8% del total de consumo propio de energía eléctrica con energía proveniente de fuentes renovables al 31 de diciembre del 2017 y el 20% al 31de diciembre del 2025 Los grandes usuarios podrán optar en obtener su abastecimiento de energía renovable a partir de la licitación que instrumentará Cammesa o a través de contratos con productores independientes, comercializadores o autogenerándose. Se crea un fondo fiduciario para el desarrollo de energías renovables. Será una herramienta para usar en el financiamiento de los proyectos y como garantía en los contratos a celebrarse. 100
50
05/09/2016
Cumplimiento EERR Energía Tot Inserción EERR Energia Fte Renov MW Eólico Tot MW Solar Tot Incorp Eolica Inscrop Fotovolt.
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 3,6% 2017 GWh 141698 146799 152083 157558 163231 169107 175195 181502 % 8% 10% 12% 14% 16% 17% 18% 19% GWh 11336 14680 18250 22058 26117 28748 31535 34485 0,37 3497 4529 5631 6806 8058 8870 9729 10640 0,19 6811 8820 10965 13253 15691 17272 18947 20719 1032 2009
1101 2145
1175 2288
1252 2439
812 1581
860 1674
910 1773
2025 188036 20% 37607 11603 22595 963 1876
101
La matriz eléctrica
102
51
05/09/2016
Objetivos • • • • •
Moderar la demanda Incrementar la eficiencia Expandir la oferta Fortalecer la seguridad del suministro Incrementar la capacidad de enfrentar el futuro energético • Cuidar el ambiente 103
No es posible abordar un tema por vez sin sistematizar interrelaciones
Uso Racional de la Energía
Concientizar acerca del vínculo estilo de vida y consumo con relación al uso eficiente de la energía.
Precios y Tarifas
Ajustes Progresivos de tarifas con foco a sectores no vulnerables (impactos indirectos vía recesión) Definir Transición en contexto macro complejo Rentabilidad/Inversión/Impacto Fiscal / Balanza Comercial
Hidrocarburos
Generación Eléctrica
Explotación de Convencionales y no Convencionales /Disminuir importaciones / Incrementar capacidad de refinación / opción GNL
Lograr Mix Hidro / térmico / eólico /fotovoltaico / biomasa / nuclear acorde a Costos e Inversiones afrontables. Corto y Mediano Plazo 104
52
05/09/2016
Desafíos Futuros Objetivo
Medios
Obstáculos Situación Precios Relativos Tarifas
Asegurar el suministro de energía a la población, de forma ambientalmente sustentable y al menor costo económico y social.
Reducir el consumo energético promoviendo el uso racional
Baja elasticidad de la demanda
Aumentar la producción convencional
Déficit fiscal
Inflación / Aspectos Socio Culturales
Importar Gas Natural
Reservas escasas, yacimientos agotados
Explotar tight y shale
Escasez relativa de divisas
Desarrollar eólica y biomasa
Malos antecedentes contractuales
Desarrollar hidroelectricidad
Costos financiamiento externo Precio del crudo inestable
Desarrollar energía nuclear
Largo período de ejecución
Mejorar redes de transporte y distribución
Recursos técnicos limitados 105
Comentarios finales •
Reconstrucción de la institucionalidad del sector.
•
Diferenciación de los roles del Estado y del sector privado.
•
Recuperación de la identidad empresaria de los actores del sector, tomando decisiones en función de las señales del Mercado, asumiendo riesgos y gestionándolos.
•
Asegurar el abastecimiento en el corto plazo − Mejorar el nivel de disponibilidad actual del equipamiento generador. − Incorporación rápida de potencia − Acelerar el ingreso de la generación en etapa de construcción, y activar proyectos decididos.
•
Remuneración de la generación existente, evolución a un sistema de contractualización. Contratos de disponibilidad firme y eficiencia, necesidad de precios límites.
•
Desarrollar políticas de uso eficiente de la energía.
•
Recuperar la disciplina de pago de la demanda 106
53
05/09/2016
Comentarios finales •
Minimizar la dependencia del funcionamiento del sector a los aportes económicos del Estado.
•
Responsabilidad sobre el suministro de combustible.
•
Planeamiento estratégico del sector, definición del mix tecnológico que resulte óptimo para la expansión de la oferta. Armonización de las políticas en ER, en hidroelectricidad y en energía nuclear.
•
Diseño y puesta en marcha de la organización sectorial de mediano y largo plazo.
•
Obligación de las distribuidoras en cuanto a asegurar suficiencia y calidad en el cubrimiento de su demanda.
•
Fortalecimiento de los entes reguladores.
•
Plan Energético 2016-2030
107
54