Informe Transener ene 2005

Taller de Integración Energética Regional

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Ing. Carlos Jeifetz - Gerente de Desarrollo de Negocios – Transener S.A.

WORLD ENERGY COUNCILSegundo Taller de Integración Energética Regional

NEUQUÉN – 17/03/2005

EL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL

INFRAESTRUCTURA – OBRAS NECESARIAS

Ing. Carlos [email protected]

SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO – MEM

LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGÍA

AMPLIACIONES – PLANIFICACIÓN DE LA RED

Esta es la presentación que iba hacer el Ing. Silvio Resnich, que es el Gerente

General de la compañía, pero lamentablemente no pudo participar porque en el

día de mañana se va a producir la audiencia de pública en el marco de la


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renegociación de las tarifas de la compañía y me ha pedido que participe yo en

lugar de él.

SECTOR ELÉCTRICO ARGENTINO – MEM

Yo lo que he traído, es una descripción de cuál es la situación del sector

eléctrico argentino en este momento. Cómo está la red de transporte de

energía, qué ampliaciones vemos necesarias, las que están en condiciones de

realizarse y cuáles se deberían hacer. A medida que vayamos hablando,

ustedes van a ver qué necesidades tiene el sector eléctrico argentino de una

integración con sus vecinos, y cómo cada vez que se ha tendido algún hilo de

unión con los países vecinos, no ha sido simplemente una interconexión, sino

que ha constituido, realmente, un paso a la integración.


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Capacidad Instalada 23.278 MWLÍNEAS DE 500 kV 9.363 kmLÍNEAS DE 330 kV 1.111 kmLÍNEAS DE 220 kV 1.403 kmLÍNEAS DE 132 kV 10.484 kmMEMCapacidad Instalada 23.372 MWDemanda Anual 86.519 GWhMax. CapacidadGenerada 15.253 MWMEMSPCapacidad Instalada 777 MWDemanda 6528 GWhMax. Generación 691 MW

CARACTERCARACTERÍÍSTICAS DEL SISTEMASTICAS DEL SISTEMA

El sector eléctrico argentino en estos momentos tiene casi 23.300 Mw.

instalados. En el cuadro vemos las longitudes de las líneas de 500 Kv., que

totalizan 9.400 km. Así como las de menor tensión. Dentro de lo que es el

Mercado Eléctrico Interconectado, o sea, ustedes saben que, hasta ahora, la

Patagonia no esta conectada con el resto del país. Son 23.372 Mw. instalados,

de los cuales hemos tenido picos hace pocos días de 15.253 Mw. La Patagonia

tiene otros 777 Mw. instalados.


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POTENCIA INSTALADAPOTENCIA INSTALADA

Area TV TG CC DI TER NU HID TOTALCUYO 120 90 374 584 850 1434COM 578 741 1319 4637 5957NOA 261 399 828 4 1492 219 1711

CENTRO 233 297 68 598 648 914 2160GB-LI-BA 3887 636 4287 8810 357 945 10112

NEA 25 123 148 1850 1998SIN 4526 2123 6299 4 12952 1005 9415 23372

MEMSP 196 63 259 519 777

De esta potencia instalada hay 13.000 Mw. térmicos industriales, 9400 Mw.

hidráulicos. Dentro de los térmicos hay 6300 Mw. de ciclos combinados de

última generación.


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VARIACIVARIACIÓÓN DEMANDA MN DEMANDA MÁÁXIMAXIMA

DEMANDA MDEMANDA MÁÁXIMA HISTXIMA HISTÓÓRICA RICA –– 15.253 MW 15.253 MW –– 22/02/0522/02/05

Máxima Generación Bruta en Horas Pico (no incluye exportaciones)

12000

12500

13000

13500

14000

14500

15000

15500

2003 13774 13900 13721 12670 13218 13567 14359 14331 13570 13384 13461 14185

2004 14350 14207 14655 14732 14257 14512 14789 14848 13611 13569 14708 15030

2005 15129 15253

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre

Esto es durante los años 2003, 2004 y 2005 y ahí se nota claramente cómo

viene creciendo.

PBI VS DEMANDA ENERGPBI VS DEMANDA ENERGÍÍA ELA ELÉÉCTRICACTRICA

-15%

-10%

-5%

0%

5%

10%

15%

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004

PBI Demanda

LA DEMANDA SIEMPRE CRECE, SALVO ALA DEMANDA SIEMPRE CRECE, SALVO AÑÑOS DE GRAN RECESIOS DE GRAN RECESIÓÓNN

Este gráfico muestra cómo varía la demanda y cuánto varía el PBI del país en

el mismo año.


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Y nos muestra, salvo en el momento de más aguda crisis en la Argentina, en el

año 2002, que la demanda de energía eléctrica siempre crece. Solo no ha

crecido en un momento no captado por el gráfico, en 1989 cuando fue la otra

crisis económica muy grande. Tuvimos otros años de recesión, por ejemplo en

1995, y la demanda seguía creciendo, 2000, 2001, solo en el 2002 hubo un

pequeño decrecimiento de energía, pero si no, la demanda de energía eléctrica

siempre sigue creciendo. Estamos en alrededor del 7% - 8% anual de

crecimiento, en el último par de años.

PRECIO DE LA ENERGPRECIO DE LA ENERGÍÍAA

Precio Monómico

0,00

20,00

40,00

60,00

80,00

100,00

$/M

Wh

2002 22,71 21,50 21,42 21,61 27,34 39,66 40,53 31,93 29,87 27,31 29,91 28,09

2003 31,00 32,62 33,15 33,50 36,86 50,26 47,96 55,83 43,03 38,12 34,99 35,54

2004 35,88 36,84 43,69 44,99 61,77 77,89 70,07 65,43 56,33 47,55 49,59 53,70

2005 55,18 54,72

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio AgostoSeptiem

breOctubre

Noviembre

Diciembre

Fíjense como el precio de la energía, crece paulatinamente desde el 2002 en

adelante, luego de la pesificación. El precio había quedado en valores

bajísimos, vean como año a año, empieza a ir aumentando el precio lo cual es

una cuestión inexorable, porque sino no podría haber suministro. Cammesa

estima en su estudio de riesgo, que para el año en curso el promedio

monómico estaría en los $ 70.-


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ALGUNAS CONCLUSIONES DESTACADAS

El abastecimiento de gas es crítico para la operación del sistema eléctrico.

El volumen de líquidos deberá crecer hasta niveles de 1992/93.

La generación térmica requerirá hacia 2007 aprox. 8 Mm3/día de gas adicionales, o la oferta de importación desde Brasil.

Se prevé un precio monómico anual de 70$/MWh para 2005.

Los niveles de falla en 2005 podrán estar al límite de valores aceptables.

Es posible cubrir la demanda de 2005 si se mantiene la disponibilidad de máquinas, se asegura el abastecimiento de líquidos, se asegura provisión de gas y se puede importar de Brasil para reducir situaciones críticas.

Para el año 2007 las exigencias del sistema eléctrico superan sus condiciones estructurales. Sin inversiones ni importación, la probabilidad de no suministrar toda la demanda en 2007 está entre el 85% y el 93% (según incremento de demanda)

Para mantener un nivel de reserva en pico similar al actual sería necesario contar entre 1500 y 2500 MW adicionales en equipamiento nuevo.

EVALUACIEVALUACIÓÓN DE RIESGOS 2005 N DE RIESGOS 2005 –– 20072007CAMMESACAMMESA

Cammesa acaba de sacar una evaluación de riesgo, que define cómo está el

sector eléctrico argentino.

Alguna de las conclusiones, puntualizan la fuerte dependencia que hay con el

gas. Podemos decir que el mercado eléctrico y gasífero en la Argentina están

totalmente integrados entre sí. Cada vez se va a necesitar más generación con

fuel oil, y de acá a dos años, se van a necesitar, por lo menos, 8 Mm3

disponibles por día, para generar energía eléctrica, si no queremos tener

problemas de suministro eléctrico. El estudio de riesgo advierte que si no

hacemos algo para el 2007, es muy posible que tengamos problemas de

suministro.

Para mantener seguridad en el servicio, deberíamos obtener más generación

instalada y más disponibilidad de gas o, ahora viene uno de los efectos de

alguno de los pasos de integración que se han mencionado, importar energía

de los países vecinos en aquellos puntos donde tenemos crisis, principalmente

de Brasil.

Las líneas que se construyeron para exportar, hasta 2000-2100 Mw. de energía

a Brasil, son las que, posiblemente, constituyan un paso importante de

integración. Ya sirvieron el año pasado y cada vez mas sean más útiles para

evitar problemas del suministro de energía eléctrica.


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LA RED DE TRANSPORTE DE ENERGIA

¿Cómo está la red local en Argentina?

15 provincias interconectadas por una sola línea.

Todas las regiones con excepción del GBA dependen prácticamente de una estación transformadora por área.

Varios sistemas regionales con serios problemas de alimentación. Problemas críticos en la Pcia. de Buenos Aires (costa y zona noroeste), NOA y Cuyo.

ESTADO DE LA REDESTADO DE LA RED

De las 24 provincias argentinas, aproximadamente 15 tienen interconexión con

el resto del sistema a través de una sola línea. O sea, se corta la línea y la


9

provincia queda aislada. Esto ocurre en el Noroeste, en Cuyo, en gran parte del

Nordeste. Todas las regiones excepto la región del Gran Buenos Aires,

dependen prácticamente de una única estación transformadora para la región.

Y hay varios sistemas regionales con serios problemas de alimentación en el

sistema nacional. Específicamente, la Provincia de Buenos Aires (costa y zona

noroeste), NOA y algunas regiones de Cuyo.

CORREDORES 500 KV SATURADOSCORREDORES 500 KV SATURADOS

URUGUAY

GUAY

BRAS

IL

CH

ILE

YacyretáResistencia

Salto Grande

El Bracho

Malvinas

G.Mendoza

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)+

1000 MW (II)

ChoeleChoel

C.Elia San Javier

COM

AHUE

Olavarría

B.BlancaPuelches

Abasto

Campana

S.Tomé

Rosario O.

Ramallo

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

Comahue - GBA

GBA - Litoral - NEA

NOA - Centro

Cuyo - Centro

Acá lo que queremos mostrar es la red de 500 Kv., que opera Transener. Este

es uno de los principales corredores que tiene el país, que permite aprovechar

la riqueza de integración tanto hídrica como gasífera que tiene la región

Comahue, específicamente Neuquen; y tiene límites claros a la capacidad de

transporte. No podemos en este momento, generar todo lo que tenemos

instalado, porque estas cuatro líneas que tenemos no alcanzan para evacuar la

energía.

Tampoco podemos traer desde Brasil o desde Yaciretá todo lo que se podría,

porque tenemos solo dos líneas, que limitan aproximadamente 2.000 Mw., la

capacidad de aporte desde la estación Rincón Santa María, que conecta

Yaciretá hacia abajo. Si tuviéramos una línea más se podría traer

aproximadamente 1000 Mw más. Son corredores que están saturados.


10

También el corredor entre el NOA, y el del Centro, y el que va a Mendoza

tienen saturaciones.

URUGUAYGUAY

BRAS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

G.Mendoza

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)+

1000 MW (II)

ChoeleChoel

C.Elia San Javier

COM

AHUE

Olavarría

B.BlancaPuelches

Abasto

Campana

S.Tomé

Rosario O.

Ramallo

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

CAPACIDAD DE TRANSFORMACICAPACIDAD DE TRANSFORMACIÓÓNN

Máquina única

Amp. Seg. Res.SE 01/03

EETT saturadas

Próximas a la saturación

Amp. Aprob. ENRE

En cuanto a los transformadores. Estaciones que tienen máquina única, o sea

la demanda está alimentada o como decimos en la jerga eléctrica está colgada

de una sola máquina. Todavía ahí estamos poniendo transformadores de

Henderson y el transformador de Alicurá como máquina única. La semana

pasada, han ingresado al servicio dos máquinas nuevas específicamente para

la región, para la zona de Bariloche, San Martín de los Andes, y zona aledañas.

Para la compañía ha sido muy importante contar con un segundo

transformador en la zona, que hace años que lo veníamos tratando de

conseguir.

Bueno, ahí están las ampliaciones que se vienen haciendo, por Resolución

1/03 que es la resolución que sacó hace dos años la Secretaria de Energía

disponiendo instalar tres transformadores.


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URUGUAY

GUAY

BRAS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

G.Mendoza

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)+

1000 MW (II)

ChoeleChoel

C.Elia San Javier

COM

AHUE

Olavarría

B.BlancaPuelches

Abasto

Campana

S.Tomé

Rosario O.

Ramallo

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

TENSIONES 220 Y 132 KVTENSIONES 220 Y 132 KV

Barras de 220 y 132 kV de EETT de 500 kV con tensiones sobre 1,05 p.u. por problemas en las redes regionales.

Lugares que están con problemas de tensión, y hay que elevar mucho la

tensión para alimentar redes regionales que están sobrecargadas.

URUGUAY

GUAY

BRAS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

G.Mendoza

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)+

1000 MW (II)

ChoeleChoel

C.Elia San Javier

COM

AHUE

Olavarría

B.BlancaPuelches

Abasto

Campana

S.Tomé

Rosario O.

Ramallo

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

TENSIONES 500 kV TENSIONES 500 kV

Sobre 1,03 p.u.

Barras de 500 kV con problemas de tensión en determinadas condiciones operativas o de despacho.

Por debajo de 0,97 p.u.

Amp. Adap. Res.SE 01/03

Propuestas Inst. SVC

Tensiones de 500 Kv. Tenemos puntos donde tenemos problemas de baja

tensión y problemas donde, para alimentar redes regionales, tenemos que


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elevar las tensiones por encima de los valores de diseño. En algunas

estaciones se están haciendo ampliaciones para resolverlo, y hay lugares

donde Transener propone instalar equipos de condensación para reactivo.

URUGUAYGUAY

BRAS

IL

CH

ILE


Salto Grande

El Bracho

Malvinas

G.Mendoza

Rodríguez Ezeiza

Henderson

Garabí

1000 MW (I)+

1000 MW (II)

ChoeleChoel

C.Elia San Javier

COM

AHUE

Olavarría

B.BlancaPuelches

Abasto

Campana

S.Tomé

Rosario O.

Ramallo

Recreo

Rincón S.M.

Luján

ARGENTINA

POTENCIA DE CORTOCIRCUITOPOTENCIA DE CORTOCIRCUITO

EETT donde la operación, el despacho o las ampliaciones están condicionadas por la elevada potencia de cortocircuito.

También hay lugares con potencia de cortocircuito excedidas o cerca del límite.

Verano 2004/5Fuente: CAMMESA

ZONAS CON PROBLEMAS DE BAJA TENSIONZONAS CON PROBLEMAS DE BAJA TENSION


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Acá hay un paneo de cuáles son las regiones del país que están con

problemas de servicio en la parte de transmisión en 132 Kv., o de tensiones

más bajas, sobre todo la Costa de la Provincia de Buenos Aires. Cada año

aumenta la preocupación en la época de alto consumo, de enero y febrero,

esperando no tener problemas en la costa, en el norte de Salta, en Cuyo, en

San Juan, en La Rioja. Hay muchas regiones del país que tienen su red con

problemas.

INDICADORES DE CALIDAD INDICADORES DE CALIDAD –– TASA DE FALLASTASA DE FALLAS

0,00

0,50

1,00

1,50

2,00

2,50

3,00

Feb-94

Jun-9

4

Oct-94

Feb-95

Jun-9

5

Oct-95

Feb-96

Jun-9

6

Oct-96

Feb-97

Jun-9

7

Oct-97

Feb-98

Jun-9

8

Oct-98

Feb-99

Jun-9

9

Oct-99

Feb-00

Jun-0

0

Oct-00

Feb-01

Jun-0

1

Oct-01

Feb-02

Jun-0

2

Oct-02

Feb-03

Jun-0

3

Oct-03

Feb-04

Jun-0

4

TASA DE FALLA TRANSENER TASA DE FALLA ENRE (Total) LIMITE CONTRATO

¿Cómo se está comportando la red de transporte? La tasa de fallas es el

principal elemento que tenemos para medir cómo está funcionando la red.

Prácticamente va en permanente disminución, o sea, cada vez la calidad de

servicio de la red de transporte esta funcionando en media cada vez mejor.


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Evolución de la cantidad de días por torre empleados para la recomposición del sistema, frente a colapsos causados por eventos de fuerza mayor.

La eficiente asignación y gestión de los recursos y las inversiones permanentes, permitió reducir sustancialmente el tiempo requerido para la recomposición del sistema.

0.00

1.00

2.00

3.00

4.00

5.00

6.00

7.00

8.00

9.00

10.00

Día

s/To

rre

1970/1990 1993 1994 1997 2000 2001 2002

INDICADORES DE CALIDAD INDICADORES DE CALIDAD -- TIEMPOS DE TIEMPOS DE RECOMPOSICIRECOMPOSICIÓÓN DEL SISTEMAN DEL SISTEMA

Cuando se produce un colapso se está demostrando que la media de días que

se necesita para levantar una torre de alta tensión, es cada vez menor.


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PLANEAMIENTO DE LA RED PLANEAMIENTO DE LA RED -- AMPLIACIONESAMPLIACIONES

ETAPASElaboración de pronósticos de demandas

Datos técnico-económicos de inversiones de generación

Búsqueda de soluciones óptimas basadas en las restricciones de calidad de servicio, geográficas, ambientales, económicas y políticas.

PUNTOS CLAVELas ampliaciones deben estar disponibles cuando son necesarias, no luego de años de restricciones.

Las obras de transporte en 500 kV requieren casi 5 años de planificación, proyecto y ejecución.

Un sistema optimizado no es la suma de los óptimos de cada agente.

ETAPAS DE PLANIFICACIETAPAS DE PLANIFICACIÓÓNN

Para planificar ampliaciones de la red, hay etapas de elaboración de

pronósticos de demandas, de conseguir datos técnico-económicos de

inversiones de generación, búsqueda de soluciones óptimas. El Punto Clave,

es que las ampliaciones deben estar disponibles cuando son necesarias, y no


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luego de años de soportar restricciones. Necesitamos de cuatro a cinco años

para planificar obras de alta tensión.

15 meses12 meses

24 meses

04/06 04/07 04/0901/05

Com

prom

iso d

e In

versi

ón

Aná

lisis

de O

ferta

s, O

bten

ción

de

finan

ciac

ión

Neg

ocia

ción

y F

irma

de C

ontra

tos

Plazo aproximado de ejecución de la Obra

PLAZOS PARA EJECUTAR OBRASPLAZOS PARA EJECUTAR OBRAS

Dec

i sión

de

Inve

r sión

Elaboración del proyecto.

Audiencia Pública.

Elaboración del Pliego de Condiciones.

Licitación.

MÁS DE 4 AÑOS HASTA LA PUESTA EN SERVICIO!!

Aquí tienen un gráfico con los tiempos involucrados en una obra de ampliación.

DESDE 1993

Ampliaciones propuestas, decididas y afrontadas por los usuarios

Open acces a la red de transporte

Free riding de lo preexistente y ampliaciones.

Regla de Oro – Deben producir beneficio social.

Baja intervención del Estado.

Cuentas por precios locales para forzar obras.

Los transportistas y PAFTT deben publicar anualmente una Guía de Referencia.

PLANES DE TRANSPORTEPLANES DE TRANSPORTE


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¿Cómo era el plan de transporte desde el año ’93 hasta hace un par de años?

Las ampliaciones las afrontaban y las decidían los usuarios. Había acceso

abierto a toda la red de transporte y sigue habiendo free riding, o sea,

cualquiera puede conectarse a ampliaciones pagadas por otros, las

ampliaciones deben producir beneficios. El Estado intervenía muy poco y había

precios locales de la energía en algunas regiones, por ejemplo en la zona de

Comahue, cuando se satura el corredor se producen precios locales que es la

forma de forzar las obras de transmisión.

Todos los transportistas del MEM las presentan anualmente.

Advierten a los usuarios de la red las debilidades del sistema y las necesidades de ampliación, en base a la probable evolución de la demanda.

Indica las necesidades de inversión en la red.

CONOCER LOS PLANES DE QUIENES REQUERIRÁN ENERGÍA PERMITIRÁ TRABAJAR JUNTOS PARA

CONTAR CON LAS SOLUCIONES A TIEMPO

GUIAS DE REFERENCIAGUIAS DE REFERENCIA

Los transportistas preparan guías de referencias, para que los consumidores y

los productores conozcan qué evolución se espera del sistema. Justamente

esto es una herramienta que, creemos, puede ser fundamental para que tanto

consumidores como productores nos indiquen sus planes y podamos trabajar

juntos para encontrar soluciones.


18

A PARTIR DE 2000

El CFEE (representación de las Provincias) y la Secretaría de Energía, con el apoyo de ATEERA están liderando la planificación.

A partir de 2003 la Secretaría de Energía decide las obras de mayor urgencia requeridas por seguridad de alimentación o adecuación a las reglas de diseño (RES.01/2003)

En 2004 se comienza la primera obra del Plan Federal : Puerto Madryn –Choele Choel (354 km)

Se elabora el Plan Federal II

CAMBIOS EN LA PLANIFICACICAMBIOS EN LA PLANIFICACIÓÓN DEL N DEL TRANSPORTETRANSPORTE

¿Qué pasa a partir del año 2000?. El Consejo Federal de Energía Eléctrica y la

Secretaría de Energía, comienzan a liderar la planificación de las obras de

transporte.

En el 2003 la Secretaría de Energía se da cuenta que hay obras que

difícilmente se harían por exclusiva iniciativa privada y encara las obras más

urgentes y entre ellas este transformador que beneficia especialmente a esta

zona, que es el de Alicurá. En 2004 se comienza la primera obra del Plan

Federal. Durante el año pasado el Consejo Federal elabora el Plan Federal II,

para toda la red de transmisión.


19

Hace pocos años con crisis energética.

Cómo evoluciona su red de transporte

UN EJEMPLO CERCANO UN EJEMPLO CERCANO –– BRASILBRASIL

9003.3782005

12.66717.682TOTAL

6.2953.5652004

1.5001.78720031.8652002

1.2001.08120012.7725.2412000

7651999MVAKMAÑO

AMPLIACIONES DE LA RED DE TRANSMISION DE BRASILAMPLIACIONES DE LA RED DE TRANSMISION DE BRASIL

Quiero destacar que desde 1999, las únicas obras de extra alta tensión que se

encararon en Argentina son: en el ’99 se termina la Cuarta línea con 1300 km.,

y en estos años se están construyendo los primeros 350 km. de la línea de

interconexión con la Patagonia. ¿Qué hacen los vecinos?.

Por ejemplo, Brasil. En Brasil, desde el ’99 hasta ahora se han encarado, con lo

que se va a comenzar este año, casi 18.000 km. de líneas de transmisión. O

sea, que están actuando muy fuertemente en el crecimiento su sistema.


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ESTACIONES TRANSFORMADORAS

RESOLUCIÓN 1/2003 (TRANSENER) $ 67.000.000CAPACITORES CHOELE CHOEL – OLAVARRÍA $ 42.000.000INTERRUPTORES TRANSFORMADORES EZEIZA $ 13.160.000AMPLIACIÓN E.T. RAMALLO (En licitación) $ 28.300.000AMPLIACIÓN E.T. ROSARIO O.(En licitación) $ 18.700.000AMPLIACIÓN E.T. CAMPANA (En licitación) $ 9.900.000AMPLIACIÓN E.T. ALMAFUERTE (En obra) $ 19.400.000TRANSFORMADOR 250 MVA - EZEIZA $ 5.280.000

TOTAL EE.TT. $203.740.000

LÍNEA CHOELE CHOEL – PUERTO MADRYN $212.456.000(A marzo 2004)

OBRAS EN EJECUCIOBRAS EN EJECUCIÓÓNN

¿Qué es lo que está en ejecución en la Argentina? Están ejecutando obras,

algunas ya están terminadas, en extra alta tensión por unos $ 200 Millones, u$s

70 Millones; existe además la línea de interconexión con la Patagonia. Esto es

lo que esta en ejecución en este momento.


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PLAN FEDERAL

Tuvo sus primeros antecedentes en la Guía de Referencia de Transener, para dotar al SADI de mayor confiabilidad e integrar al país.

En la Guía 1998-2005 se propusieron las vinculaciones Comahue-Cuyo y NOA-NEA. En ambos casos se sumaban posibilidades de inversiones privadas de exportación hacia países vecinos.

El CFEE y la Secretaría de Energía lo ampliaron y lo están instrumentando.

RED DE TRANSPORTERED DE TRANSPORTE

Para la red de transporte, se comenzó a impulsar un Plan Federal desde hace

varios años, y acá podemos ver algunos de los puntos de interconexión que

tenemos. Tenemos dos interconexiones en servicio con Brasil. Han sido

diseñadas, pensadas, para exportar energía y se vienen utilizando desde

aproximadamente hace un año para importar. Este es un ejemplo claro de

integración energética. Transener ha estudiado varios proyectos de

interconexión con países vecinos. Se ha terminado hace poco la primera obra

de una línea de 500 Kv. entre la central Yaciretá y la primer estación de 500

Kv., que se construye en Paraguay en Ayolas. Es una línea corta de 15 km.

pero con una importante estación de 500 Kv. Hemos estudiado varios cruces

posibles a la vecina República de Chile tanto comenzando desde Gran

Mendoza en 220 Kv. hacia Chile, comenzando de los Rellunos, que es una

obra que dependería que se concrete la Línea Comahue-Cuyo, hacia Chile,

hacia la zona de Alto Jaguel, desde la Estación de Alicurá hacia el Chocón.

Sabemos de otras empresas que han estudiado la posibilidad de interconexión

desde Alicurá hacia el sur de Chile. También hemos estado estudiando, junto

con otra empresa energética la posibilidad de continuar con la línea que llega a

Posadas hasta Puerto Iguazú, cruzar a Foz do Iguazú y continuar a Brasil.

Permanentemente se ha estado trabajando en proyectos de interconexión, que


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finalmente cada uno de ellos contribuye a aumentar la integración energética

con los vecinos. Tenemos una interconexión que pertenece en este momento a

la empresa AES, hacia Chile, es la única línea que existe que cruza la

cordillera. Interconecta exclusivamente a una usina que está desconectada del

sistema eléctrico argentino. Pero pensamos que el día que se pueda construir

la línea NOA-NEA, que interconecta el noroeste con el noreste, esta central se

va a unir al sistema argentino con esta línea y vamos a poder tener una

interconexión Chile, Argentina, Paraguay y Brasil. En realidad, el país con el

cual estamos mas que interconectados y hay que comentar, es Uruguay. Es el

único país con el que tenemos dos líneas de interconexión y ambos sistemas

funcionan en sincronía.

BENEFICIOS

Aumentará aportes desde el ComahueHoy: Generación máxima Comahue :

4.600 MWPotencia instalada en el Comahue : aprox.

5.800 MW.

Mallado de la red. Muchas provincias duplican sus alternativas de alimentación.

Permitirá interconexiones a Chile

Posibles Inversores: CAF, GEACC, Mendoza, San Juan, otras provincias

EN EJECUCIÓN TRAZA – ESTUDIOS ELÉCTRICOS – PLIEGO

LLÍÍNEA COMAHUE NEA COMAHUE -- CUYOCUYO

La Línea Comahue - Cuyo. Es una línea que en estos momentos esta en

estudios de traza y se están haciendo los estudios eléctricos. Se piensa que

para antes de fin de año se va a poder licitar la obra. Va a permitir aumentar los

aportes del Comahue. En estos momentos, hay una generación de 4600 Mw.,

con la entrada de unos capacitores que se están instalando llegaría a 4900

Mw., pero en la zona hay instalados 5800 Mw.. Entonces sería un importante

incremento de aporte de potencia al sistema.


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LLÍÍNEA NOA NEANEA NOA NEA

BENEFICIOS

Mallado de la red de transporte. Doble alimentación para el norte.

Permitirá mejorar el aporte a áreas del NOA actualmente en situación crítica.

Incrementa del uso de los recursos energéticos de la región NOA,

aumentará confiabilidad de suministro y posibilitará una interconexión con Brasil más sólida

que la actual.

Permitirá la interconexión Chile –Argentina – Brasil – Bolivia

Posibles Inversores: CAF, Provincias del norte de Argentina, Totalfina, Central Güemes, Sechep

SE ESTÁ GESTIONANDO LA PARTICIPACIÓN DEL BID EN LA FINANCIACIÓN

La Línea NOA-NEA. Es la que estuve comentando. En estos momentos se está

gestionando ante el BID la financiación del proyecto. Sería realizada con

fondos de las provincias del Norte Argentino y del Banco Interamericano de

Desarrollo.


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LLÍÍNEA MINERANEA MINERA

BENEFICIOSAsegurará la alimentación a las provincias de San Juan, La Rioja

Interconectará áreas de alto potencial minero del oeste y NOA

Varios proyectos mineros afianzarán su factibilidad con esta infraestructura.

Por RES SE 830/03 se segmentó: - Mendoza - San Juan - 175 km- San Juan Rodeo - 165 km- Recreo - La Rioja - 225km

Posibles Inversores:-CAF, San Juan, La Rioja y Catamarca, empresas mineras.-MENDOZA – SAN JUAN – Solicitud

de acceso en trámite-LA RIOJA –RECREO – Realizando estudios - traza - pliego

La obra que se va a realizar a la brevedad es la Interconexión Mendoza-San

Juan. San Juan es una provincia que en estos momentos esta con problemas

serios de alimentación eléctrica y se va a lanzar Mendoza-San Juan, que es el

primer tramo de la Línea Minera, posiblemente en un par de meses salga la

licitación, ya el pedido de acceso ha sido comenzado. Se va a construir para

500 Kv., pero va a operar en una primera etapa en 220 Kv.

Olvidaba comentar, otro proyecto que resulta importante de integración

eléctrica. En el noroeste de San Juan, se está llevando adelante un proyecto de

minería de oro de la empresa Canadiense Barrig, es una inversión de más de

u$s 550 Millones. Al lado se comenzaría el año que viene el proyecto

Pascualama, Pascua del lado de Chile y Lama del lado Argentino. Es uno de

los proyectos más grande de mundo en la producción de oro y plata. Para

alimentar este proyecto se está estudiando la posibilidad de llegar con una

línea desde San Juan, Rodeo, o sea parte de la Línea Minera, hasta la mina.

Una de las posibilidades es que tenga, este proyecto que es muy grande y va a

tener un consumo muy importante, otra alimentación desde el lado chileno. Ahí

seria un ejemplo claro de integración en explotación minera y en alimentación

de eléctrica.


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LLÍÍNEA PUERTO MADRYN NEA PUERTO MADRYN -- PICO TRUNCADOPICO TRUNCADO

BENEFICIOSIncorporada al Plan Federal por RES.SE 831/03.

Posibilitará el desarrollo de proyectos de generación en Santa Cruz

Se financiará totalmente por aporte del Tesoro

La partida correspondiente fue incluida en el presupuesto nacional 2004

Interconectará al norte de Santa Cruz en 500 kV con el Mercado Eléctrico

Reciente apertura de Convocatoria Abierta

Otra línea que está en estudio y que posiblemente este año se licite, es Puerto

Madryn Pico – Truncado, o sea la continuación de la Línea Patagónica.

LLÍÍNEA RINCNEA RINCÓÓN STA. MARN STA. MARÍÍA A –– COLONIA ELCOLONIA ELÍÍAA

BENEFICIOSPosibilitará la el aumento de aportes por incremento de cota

de Yacyretá o la importación desde Brasil.

Por RES. SE 18/05 se instruyó a la UESTY a lanzar los estudios.

Reciente apertura de precios de consultoría para traza, estudios

y pliego.

Hay una línea que se esta impulsando muy fuertemente y el Gobierno tiene

mucho interés en llevarla adelante. Se ha firmado un tratado con Paraguay,


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para terminar Yaciretá, la línea desde de Rincón Santa María hasta Colonia

Elía, y que posiblemente continúe hasta la zona metropolitana. Permite no solo

traer más energía desde Yaciretá, sino eventualmente importar desde Brasil.

AMPLIACIONES FUTURAS AMPLIACIONES FUTURAS -- LLÍÍNEASNEAS

MONTO ESTIMADO

1 Puerto Madryn - Pico Truncado $322.000.000

2 Línea Mendoza - San Juan $81.000.000

3 Línea Recreo - La Rioja $75.000.000

4 Resto de la Línea Minera $774.000.000

5 Línea Comahue - Cuyo $527.000.000

6 Línea NOA - NEA $703.000.000

7 Interconexión Chocón Oeste - Temuco $350.000.000

8 Rincón Santa María - Mercedes - Cnia. Elía $360.000.000

9 Línea Abasto - Mar del Plata $230.000.000

TOTAL $3.422.000.000

----- Procesos iniciados

LÍNEAS

Bueno, este plan que les comento, son aproximadamente $ 3.400 millones de

pesos en líneas, o sea alrededor de u$s 1200 millones de dólares. Los que

están marcados en rojo son procesos ya iniciados, o en algún estado de inicio.


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AMPLIACIONES FUTURAS AMPLIACIONES FUTURAS –– EE.TTEE.TT..

MONTO ESTIMADO

1 25 de Mayo $61.500.000

2 San Isidro (Posadas) y campo R.S. María $63.000.000

3 Ampliación Santo Tomé $20.400.000

4 Ampliación E.T. Malvinas $18.000.000

3 Paraná $43.950.000

TOTAL $206.850.000

----- Procesos iniciados

ESTACIONES TRANSFORMADORAS

En estaciones transformadoras también hay aproximadamente unos u$s 60

Millones en obras pensadas, de las cuales hay dos que ya tienen el proceso

inicial, Santo Tomé y San Isidro.

El CFEE lo emitió el 29/10/2004.

Las obras se clasifican según prioridades:

PRIORIDAD A – Para evitar ENS (energía no suministrada) con red completa.

PRIORIDAD B – Para evitar ENS > 30% de la demanda de un área ante condición N-1

PRIORIDAD C – Mejoran seguridad, confiabilidad, calidad de servicio o producto, flexibilizan operación o adecuan sistemas a criterios de diseño,

PRIORIDAD D – Destinadas a integrar áreas aisladas no afectadas por ENS.

PLAN FEDERAL IIPLAN FEDERAL II


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El Plan Federal II, lo hizo el Consejo Federal de Energía con acuerdo de

ATEERA (Asociación de Transportistas de Energía Eléctrica de la República

Argentina), que lo apoyó fuertemente y determinó una cantidad de obras que

es necesario hacer.

REGIÓN PRIORIDAD MONTO PRIORIDAD MONTO PRIORIDAD MONTO

A (MU$S) B (MU$S) C Y D (MU$S)

BUENOS AIRES 26 84.233 7 16.099 31 299.876

CENTRO 5 38.600 6 278.500

COMAHUE 10 47.312 6 10.130 10 30.749

CUYO 12 20.309 17 15.604

LITORAL 19 47.767 5 1.960 14 40.941

NEA 11 52.422 9 19.735

NOA 24 81.487 1 1.330 16 51.440

PATAGÓNICA 2 4.060 2 24.756 7 91.870

TOTAL PAÍS 109 376.190 21 54.275 110 828.715

TOTAL OBRAS 240 MONTO TOTAL (MU$S) 1.259.180

PLAN FEDERAL II

PLAN FEDERAL IIPLAN FEDERAL II

PRIORIDAD A – Son 108 obras por un total u$s 370 millones de dólares. Son

las más necesarias para cada región del país. También hay 10 obras dentro de

la zona del Comahue, son las obras en líneas de 132 Kv. y en estaciones

necesarias para asegurar el suministro en el resto del país. Las otras son las

menos prioritarias.


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UN SISTEMA DE TRANSPORTE FUERTE POSIBILITA EL DESARROLLO DE PROYECTOS BINACIONALES Y MERCADOS REGIONALES DE

ENERGÍA

Posibilita inversiones

Ingreso de divisas

Mayor capacidad, calidad y confiabilidad del sistema.

Preservación de la capacidad instalada.

Creación de empleo

IMPORTANCIA DEL DESARROLLO DE IMPORTANCIA DEL DESARROLLO DE MERCADOS REGIONALES DE ENERGMERCADOS REGIONALES DE ENERGÍÍAA

Por supuesto, desde la Asociación de Transportista y desde Transener

impulsamos fuertemente los proyectos para el desarrollo de los mercados

regionales, posibilitan las inversiones, el ingreso de divisas, da mayor calidad y

confiabilidad al sistema, pueden mejorar la capacidad y crean empleo.


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El mercado eléctrico implementado en los noventa en la Argentina tuvo resultados positivos, incrementando la oferta de generación y la calidad de servicio de transmisión y distribución.

Sin embargo, se realizaron numerosos proyectos de maximización de capacidad de transporte, en condiciones decrecientes de confiabilidad.

Las señales económicas previstas para las ampliaciones de transmisión, fueron insuficientes para asegurar las más necesarias para el país.

No se contemplaba una mínima planificación centralizada.

La planificación de inversiones por parte de agentes privados se vio finalmente dificultada por la falta de estabilidad económica del país.

Al no contar con las obras de transporte a tiempo, se terminó forzando la intervención del Estado, para mantener el servicio público de electricidad.

EN RESUMENEN RESUMEN

En resumen. Durante el año 90, el mercado tuvo resultados positivos, se incrementó la oferta de generación y la calidad de los sistemas.

Sin embargo, se realizaron numerosos proyectos para maximizar la capacidad

de transporte tratando de hacer la mínima inversión posible, y eso afecta

finalmente la confiabilidad. Las ampliaciones de transmisión del país tuvieron

señales insuficientes para asegurar que se hicieran las más necesarias. No

hubo durante muchos años, ningún tipo de planificación centralizada de las

inversiones, y los agentes privados al hacerse cargo de la planificación de

inversión, tuvieron una seria dificultad por estar en un país con estabilidad

económica tan comprometida. Se termina de esa manera forzando la

intervención del Estado en los últimos años, porque realmente el Estado se da

cuenta que, si no, corre el riesgo, y en cierto modo con la responsabilidad, va a

tener problemas de suministro.


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Argentina deberá seguir la recomendación del WEC de mantener abiertas las puertas a todas las fuentes de energía y sin rechazar ninguna tecnología.

El punto más débil del crecimiento del país es la situación energética, cuestión que ha sido reconocida por el Gobierno. Por eso urgen mayores inversiones en infraestructura.

Para asegurarlas son imprescindibles precios realistas que hagansustentable al sistema.

Son fundamentales las herramientas que permiten activar la expansión del sistema en generación y transporte con aportes Privados y Estatales.

La tarea más importante y posiblemente más difícil para Argentina serávolver a ganar la confianza pública.

CONCLUSIONESCONCLUSIONES

Finalmente, algunas conclusiones. Argentina, realmente, deberá seguir la

recomendación del Consejo Mundial de la Energía de mantener abiertas las

puertas a todas las fuentes posibles de energía y sin rechazar ninguna

tecnología. El punto más débil del crecimiento del país es el tema de la

situación energética, cuestión que ha sido reconocida por el Gobierno. Por eso

urgen mayores inversiones en infraestructuras locales, y de interconexión con

redes vecinas que nos pueden apoyar. Para asegurarlas, son imprescindibles

precios realistas que hagan sustentable al sistema. Es fundamental tener

herramientas que permitan activar la expansión del sistema en generación y

transporte con aportes Privados y Estatales. Y, obviamente, la tarea más

importante, y posiblemente más difícil, para Argentina será volver a ganar la

confianza pública de aquellos que tienen que decidir inversiones.

Esto era todo, muchísimas gracias.

Informe Transener ene 2005

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