Situación del Sector Energético en Argentina

05/09/2016

Sector Eléctrico Descripción Sintética

1/09/2016

sabino@mastrangelo.com.ar 1

Descripción de Contexto

2

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

2

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Precio de Gas en boca de pozo

5

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

6

3

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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.

7

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

4

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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

05/09/2016

6

05/09/2016

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

13/58

Facturación GWh CABA 11% Resto 33% GBA 25%

CBA 7% SFE 9%

BAS 15% 14

7

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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

05/09/2016

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

05/09/2016

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

05/09/2016

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

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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.

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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

32

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

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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