Módulo Interdisciplinario Emergencia Económica, Crisis Energética Y Cambios Regulatorios

1Ing. Daniel Muguerza

Módulo Interdisciplinario Emergencia Económica,

Crisis Energética Y Cambios Regulatorios

La Crisis Energética En El Sector Eléctrico


CUYO

CUY0 5,8%

BUENOS AIRES

BUENOS AIRES 12,4 %

COMAHUE

COMAHUE 3,8%

PATAGONICO

PATAGONIA 4,8%

CENTRO

CENTRO 8,1%

NEA

NEA 4,5%

NOA

NOA 6,6%

LITORAL

LITORAL 12,3 %

AREA METROPOLITANA

AREA METROPOLITANA 41,8%

Fuente: Secretaría de Energía

Distribución TerritorialDe La Demanda


NOAGN

NEA + LITHIDRO

COMAHUEHIDRO+GN

GBACENTRO CUYO

NUCLEARGN DUCTOS

PATAGONIA

HIDROEOLICA

GN

Localización De Las Fuentes De La Oferta Eléctrica


(Nantes)

(Edimburgo) (Copenhague)

(Leipzig)

(Milan)

MADRID

PARIS

ROMA

LONDRESBERLIN

BRUSELAS

ZURICH

AMSTERDAM

La Extensión De La Red DeTransporte En Alta Tensión


Participación de la Generación

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1982 1984 1986 1988 1990 1992 1994 1996 1998 2000

nuc

hid

ter

Fuente: CAMMESA

Evolución De La Energía Generada Por Fuente


Evolución De La Capacidad Instalada Por Fuente

Potencia Instalada MEM

0

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002

MW

NU TV TG CC HI

Oferta 1992 = 13267 MW 2001 = 23284 MW

~70% Incremento Oferta 10000 MW

Demanda Máxima


• Inversiones en generación frenadas desde hace 6 años por sobreoferta.

• Luego de la crisis la demanda comienza su recuperación.

• La iniciativa privada no se recupera en razón de:– Precios que no remuneran

el capital.– Restricciones de

financiamiento.– Alta incertidumbre para el

análisis financiero de nuevos proyectos.

Situación Del Abastecimiento

Oferta$/MWh

MW

Demanda

Intervalo de Equilibrio Dinámico


Áreas Críticas En Distros YCongestión En EETT De EAT


Ciudades Con Riesgo DeColapso Ante Falla Simple


La Curva J De La Demanda

Comparación demandas 2003, 2002 y 2001 vs. 2000

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Set. Octubre Nov. Dic.

2001 2002 2003Acu 2001 Acu 2002 Acu 2003


Gas Natural Reservas Y Abastecimiento Eléctrico

Fuente: Cammesa


Situación Del Abastecimiento

• Restricciones GN provocan mayor despacho térmico con combustibles líquidos.

• Sin nuevas inversiones, según los escenarios entre 2005 y 2007 se agotan las reservas.

• La tormenta perfecta: baja disponibilidad G&T, demanda Brasil activa, baja hidraulicidad, demanda alta.

.

5000

10000

15000

20000

25000

1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007

Potencia instalada

Potencial crisis de

desabastecimiento

Restricciones Generación + Transporte

Demanda proyectada Demanda real

(Brasil 2000 MW)

Potencia firme

MW


MEM – Cierre Provisorio 2003

MEM 2002 2003 03 vs 02Demanda (TWh) Local 72.1 77.8 7.9%

Exportación 1.0 0.4Total 73.1 78.2

Generación (TWh) Térmica 36.8 48.6Hidráulica 39.9 33.2Total 76.7 81.8 6.6%%Termico 48% 59%

Precios Generación ($/MWh) Energía 18.4 25.1 6.7Potencia 6.3 7.0 0.7Servicios+Reservas 4.1 6.4 2.3Monómico Gen 28.8 38.5 9.7

Precio Distribución ($/MWh) Monómico Dist 27.7 29.6 1.9

Estado Final Fondos (M$) MEM 167 -379 -546(al 31/12) SALEX 346 341 -5

MEMSPatagonia 2002 2003 03 vs 02Precios Generación ($/MWh) Monómico Gen 28.8 47.3 18.5


Situación Generación Térmica

Despacho Medio Diario de Generación Térmica - MW medios - 9 al 22 mar 04

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

LIMIT GAS 235 237 241 140 50 27 25 110 47 10 41 105 134 153

INDISP GAS 778 1254 1518 1527 1485 1427 1485 1267 1210 1588 1420 1462 1671 1815

DISP LIQ 1325 719 422 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

DISP GAS 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

GEN LIQ 894 1167 1346 1035 1056 870 1216 1164 1118 1107 1078 911 619 981

GEN GAS 5434 5269 5236 5174 5152 5225 5278 5553 5471 5231 5707 5322 5180 5367

9/3/04 10/3/04 11/3/04 12/3/04 13/3/04 14/3/04 15/3/04 16/3/04 17/3/04 18/3/04 19/3/04 20/3/04 21/3/04 22/3/04


Precios Y Costos En El MEMSemana De Marzo 04

MERCADO HÁBIL SÁBADO DOMINGOVALLE 25.30 25.14 25.14RESTO 25.46 25.00 25.00PICO 25.31 25.28 25.28

MERCADO HÁBIL SÁBADO DOMINGOVALLE 118.25 193.44 193.44RESTO 205.67 194.74 194.74PICO 321.63 358.41 358.41

Precios Sancionados Por Resolución SE 240

Costos Marginales


ÁREA CENTRO-CUYO-NOA

EL ÁREA ESTA VINCULADA AL RESTO DEL SADI POR UNA ÚNICA LINEA DE 500 kV:ROSARIO OESTE - ALMAFUERTE

EL ÁREA CONFORMADA POR LAS REGIONES

•CENTRO•CUYO•NOA

ES FUERTEMENTE IMPORTADORA SI HAY RESTRICCIONES DE GAS EN CENTRALES DE NOA

Riesgos Regionales Por Restricción de GN

Fuente: Cammesa


• Tipos de Afectación:– Falta de capacidad:

• Largos períodos con racionamiento

• Externalidades

– Macrocortes:• Eventos no controlados,

de corta duración y con suficiencia.

• Externalidades

– Interrupciones distribuidas• Afectan de diversas

maneras los atributos de la calidad del servicio

• Efectos sobre los usos finales

Riesgos De AfectaciónA La Calidad


MEDIDAS EN EJECUCIÓN

Plan Energético Nacional2004 - 2008



• Se firmó Convenio Integral de Cooperación entre la República Argentina y la República Bolivariana de Venezuela, con vigencia por tres años

• Venezuela se compromete a proveer Fuel Oil a Argentina a su solicitud

• Volumen de Fuel Oil: hasta 8 millones de barriles entre mayo y octubre de 2004 (1,2 MMT)

• Monto máximo previsto: 730 MM $ • Vigencia: Mayo a Octubre de 2004

Implementación por CAMMESAdel Acuerdo Argentino-Venezolano


Suministro Interrumpible DeEnergía Eléctrica de Brasil

• Marco: Comisión Mixta Bilateral Permanente en Materia Energética - Acta suscripta por autoridades energéticas de Argentina y Brasil el 31/03/2004

• Llamado a Licitación Pública Internacional para realizar “Acuerdos de Provisión” para disponer energía eléctrica en Nodos Frontera con Brasil, Potencia 500 MW (Equivalente a 2,5 MMm3/día de gas natural).

• Aprovecha intercambios de oportunidad entre países• Acuerdos de Provisión CAMMESA/Oferentes• Vigencia: Junio – Noviembre 2004



Programa De Uso RacionalDe La Energía Eléctrica

• Se ha puesto en marcha un Programa de Uso Racional de la Energía

• Se emitió al respecto la Resolución S.E. N° 415/04• Objeto: incentivar el ahorro de energía eléctrica para

generar excedentes para uso industrial• Los cargos adicionales se aplican a los usuarios

beneficiados por la no aplicación de los ajustes del precio de la energía eléctrica y del gas natural

• Fecha de inicio: mayo de 2004



Reparación Del 2º TransformadorDe La C. H. Río Grande Córdoba

• Beneficios:– Ahorro de $3.000.000 medios anuales en combustibles

por los próximos tres años– 370 MW de reserva de potencia rápida para emergencias– 25 % de incremento en la energía bombeada,

concentrada en trimestre invierno Mayo – Julio• Inversión estimada: 6,7 MM$• Plazo de Obra: 9 meses• Fecha estimada habilitación: 1er. Trimestre 2005



Ampliación Compensación Serie 3ra y 4ta Ternas LAT Comahue – Buenos Aires

• Ampliación de capacidad de transporte del corredor Comahue – Buenos Aires por ampliación de capacitores serie de EETT de 500 kV Choele Choel y Olavarría

• Aumento de capacidad aprox. 300 MW• Financiación: 100% fondos SALEX• Inversión estimada: 40,6 MM$• Plazo de Obra: 12 meses• Fecha estimada habilitación: 4to. Trimestre 2004



Elevación Nivel Embalse YacyretáDe Cota 76 A Cota 78 msnm En 2005

• Programa de elevación del nivel de embalse hasta cota prevista de 83 msnm requiere obras complementarias y acciones conexas

• Durante 2004 llevar cota a 77 msnm, lo cual implica una aumento de aprox. 180 MW de potencia adicional.

• Durante 2005 se llegará a la cota a 78 msnm, que dará otros 180 MW de potencia adicional

• El sistema de transporte existente permitirá colocar en el MEM prácticamente toda la energía generada

• Inversión estimada: 87,6 MM $• Fecha de finalización: Abril de 2005



Resolución S.E. Nº 01/2003Estado de Situación

• Habilita obras para mejorar la confiabilidad y seguridad del Sistema Argentino de Interconexión (SADI)

• Se han suscrito contratos de fideicomiso para obras en áreas de transportistas

• El programa de obras de transporte en Alta Tensión y por Distribución Troncal se desarrolla normalmente

• Incorporaciones: 780 MVA de transformadores257 MVAR de capacitores264 MVAR de compensación Shunt

• Inversión: 58,10 MM$• Finalización: junio de 2004 a febrero de 2005



Línea 500 kVChoele Choel – Puerto Madryn

• Interconecta al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con el Mercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP)

• Interconecta la ET Choele Choel, en Río Negro, con nueva ET 500/330 kV Puerto Madryn, en Chubut

• 22/04/04 se firmó contrato COM – Comenzaron Obras• Fondos del FFTEF• Inversión estimada: 232 MM $• Plazo de Obra: 20 meses• Fecha estimada habilitación: 4to. Trimestre 2005



MEDIDAS A IMPLEMENTARSE EN EL CORTO Y EN EL MEDIANO PLAZO



Compensación Shunt En El CorredorRincón de Santa María – Salto Grande

• Actualmente: 1.900 MW desde ET Rincón de Santa María, con tensión en el límite superior de la misma

• Se analizan alternativas para un aumento progresivo de capacidad de transporte entre NEA y GBAL

• 1ra etapa: instalación de 350 MVAr de compensación capacitiva shunt, aumenta capacidad hasta 2.300 MW

• EETT de instalación: Paso de la Patria, Resistencia, Romang, G. Rodríguez

• Inversión estimada: del orden de 20,3 MM $• Plazo de obra: 18 meses Puesta en Servicio: 2006



Plan Nacional De TransporteAmpliaciones En El SADI

• LAT 500 kV Sistema Transmisión Yacyretá– Inversión Estimada: 302,0 MM $– Plazo de obra: 36 meses

• 5ta. LAT Comahue – Gran Mendoza – San Juan– Inversión Estimada: 507,5 MM $– Plazo de obra: 36 meses

• LAT 500 kV NOA – NEA– Inversión Estimada: 684.4 MM $– Plazo de obra: 36 meses

• LAT 500 kV P. Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos– Inversión Estimada: 754,0 MM $



Acuerdo Eléctrico Para La Readaptación Del MEM Hasta Diciembre De 2006

• Objetivo: alcanzar el funcionamiento sustentable del Mercado Eléctrico Mayorista en el mediano plazo

• Mediante: – Segmentación de la oferta y la demanda– recomposición de la cadena de valor de los productos y

servicios prestados en el MEM– Recomposición del Fondo de Estabilización

• Período de transición: Mayo 2004 – Diciembre 2006



Central Hidroeléctrica Yacyretá • Objeto: alcanzar cota de proyecto en un plazo máximo de

4 años• Cota (msnm) Actual: 76, Futura: 83• Potencia (MW) Actual: 1.700, Futura: 3.100• Energía Generada (GWh): Actual 11.450, Futura 18.500• Flujo de Fondos (MM $) 1638,5

– 2005: 571,3– 2006: 493,0– 2007: 327,7– 2008: 246,5– Total: 1638,5

• Plazo de Ejecución: 4 años• Fin de Obra (estimada): 2008



Suministros y Servicios

2005 2006 2007 2008 2009 Total

Importados 52,20 165,30 165,30 84,10 37,70 504,60

Nacionales 150,80 319,00 304,50 101,50 37,70 913,50

Total 203,00 484,30 469,80 185,60 75,40 1418,10

Central Nuclear Atucha II • Objeto: negociaciones con plazo no mayor de 6 meses para

garantizar continuidad y finalización de la obra– Potencia Neta: 692 MW– Combustible: Uranio Natural o levemente enriquecido

• Cronograma de Inversiones (MM $)

• Tiempo estimado finalización: 52 meses



Proyectos Hidroeléctricos - Revisión • Se efectuará una revisión de los proyectos

hidroeléctricos existentes de módulos superiores a los 400 MW

• Entre ellos, los binacionales de Garabí (con Brasil) y Corpus Christi (con Paraguay)

• Se identificarán los que presenten mejores indicadores técnicos y económicos

• Se seleccionarán los 3 o 4 más rentables



Estrategias De GestiónDe La Crisis

YACYRETACOTAS 78 Y 83

TÉRMICASLITORAL

TERMOANDESBOLIVIA

RED DETRANSPORTE

ASEGURAR GNY FUELL OIL

ATUCHA II


Demanda Equipamiento Reservas

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

2004 2005 2006 2007 2008 2009

MW

Demanda Máxima I Demanda Máxima II Equipamiento Potencia Instalada - Reservas

TG en NOA+ Yacyretá 78

CCC (Litoral)

CCC (Bolivia) Yacyretá 83


- Recursos para monetizar el MEM (200 MM $)

- Se intentará no superar la deuda a Feb/2004 con nuevos aportes del Estado Nacional u otros medios

- Ultima prioridad de cobro para las centrales de Estado Nacional

- Estimular contratación de los Grandes Usuarios en el Mercado a Término / Liberación Precio Spot

- Segmentar oferta y demanda. Residenciales a cargo de la generación del Estado Nacional

QUE APORTA EL ESTADO QUE APORTA EL ESTADO

- Acuerdo con productores de gas para el suministro a Generadores

- Combustible líquido adquirido por el ESTADO

- Financiamiento del Combustible de Venezuela

Readaptación del MEMACUERDO


Readaptación del MEMACUERDO

- Limitar los ingresos de las centrales hidroeléctricas a los niveles actuales del 2004.

- Inversiones y adecuada gestión para satisfacer la demanda industrial y crecimiento previsto para años 2005/2006.

- Aceptar la readaptación del Mercado a Término según la segmentación de demanda que se explica más adelante.

QUE APORTA EL MERCADOQUE APORTA EL MERCADO

- Poner a disposición los contratos de Gas + volúmenes contratados y facilitar el uso del combustible de Venezuela y la gestión de ese combustible.


Readaptación Del MEMSegmentación Del

Abastecimiento

Residencial35%

Consumos Generales 10 kW +

Alumbrado Público

17%

Consumos con demandas > 10 kW

48%

Generación del Estado Nacional

Incrementos de Demanda (defin. SE)

Generación Hidráulica

Generación Térmica Privada no

comprometida para el abastecimiento de

consumos Residenciales, Alumbrado y Generales

Costo Marginal Térmico del sistema con plena disponibilidad de gas a

los precios abril de 2004 (actualización

anual)

Precio de Nodo Marginal Libre Adaptado

Demanda Generación Remuneración

Respaldo Térmico (de ser necesario) hasta un

20%

Costo Operativo


Reflexiones Finales

Fuente: Cammesa

Generación NOA+ Transporte

Yacyreta Cota 78+ Transporte

Yacyreta Cota 83+ Transporte

Atucha II

• Turbulencia hasta 2008-2009.• Revisar la matriz de fuentes de la

oferta ante restricción en GN.– Hidro NEA + Sur– Nuclear– Eólica Sur

• Asegurar un sistema de transporte robusto.

• Remunerar la expansión del segmento G&T– Con tarifa ?– Con recursos fiscales ?

• Un estado con roles fortalecidos para asegurar el abastecimiento.

• Mirar el Largo Plazo con perspectiva Regional

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