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Plan Energético Nacional(2004 – 2008)

República ArgentinaPresidencia de la Nación

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y ServiciosSecretaría de Energía

Programa de Gestión

MEDIDAS EN EJECUCIÓNMEDIDAS EN EJECUCIÓN

Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios - Secretaría de Energía

Implementación por CAMMESA deImplementación por CAMMESA deAcuerdo Argentino-VenezolanoAcuerdo Argentino-Venezolano

n Se firmó Convenio Integral de Cooperación entre laRepública Argentina y la República Bolivariana deVenezuela, con vigencia por tres años

n Venezuela se compromete a proveer Fuel Oil aArgentina a su solicitud

n Volumen de Fuel Oil: hasta 8 millones de barrilesentre mayo y octubre de 2004 (1,2 MMT)

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


Suministro Interrumpible de EnergíaSuministro Interrumpible de EnergíaEléctrica de BrasilEléctrica de Brasil

n Marco: Comisión Mixta Bilateral Permanente en MateriaEnergética - Acta suscripta por autoridades energéticasde Argentina y Brasil el 31/03/2004

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

n Aprovecha intercambios de oportunidad entre paísesn Acuerdos de Provisión CAMMESA/Oferentesn Vigencia: Junio – Noviembre 2004


n Se ha puesto en marcha un Programa de UsoRacional de la Energía

n Se emitió al respecto la Resolución S.E. N° 415/04n Objeto: incentivar el ahorro de energia electrica para

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

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

n Fecha de inicio: mayo de 2004

PROGRAMA DE USO RACIONAL DE LAPROGRAMA DE USO RACIONAL DE LAENERGIA – ENERGIA ELECTRICAENERGIA – ENERGIA ELECTRICA


PROGRAMA DE USO RACIONAL DE LAPROGRAMA DE USO RACIONAL DE LAENERGIA – GAS NATURALENERGIA – GAS NATURAL

n Residenciales R1 y R2: Aprox. el 60% de los usuarios. Desde 0hasta el consumo promedio de cada zona. Sólo reciben beneficiosen comparación con el 100% consumido en igual período del añoanterior.

n Residenciales R3 y Comercios: Beneficios respecto al 95% delconsumo de igual período del año anterior. Cargos Adicionales porel consumo excedente.

n Los Beneficios, equivalentes al cargo por consumo, son pagadospor la industria.

n Los Cargos Adicionales, equivalentes al costo del gas del largoplazo, no incrementan los ingresos de las licenciatarias, sino quevan a financiar ampliaciones de transporte.


Reparación del 2Reparación del 2ºº Transformador de Transformador dePotencia de la C.H. Río Grande CórdobaPotencia de la C.H. Río Grande Córdoban Beneficios:

n Ahorro de $3.000.000 medios anuales encombustibles por los próximos tres años

n 370 MW de reserva de potencia rápida paraemergencias

n 25 % de incremento en la energía bombeada,concentrada en trimestre invierno Mayo – Julio

n Inversión estimada: 6,7 MM$n Plazo de Obra: 9 mesesn Fecha estimada habilitación: 1er. Trimestre 2005


Ampliación Compensación serie 3ra y 4taAmpliación Compensación serie 3ra y 4taTernas LAT Comahue – Buenos AiresTernas LAT Comahue – Buenos Aires

n Ampliación de capacidad de transporte del corredorComahue – Buenos Aires por ampliación de capacitoresserie de EETT de 500 kV Choele Choel y Olavarría

n Aumento de capacidad aprox. 300 MWn Financiación: 100% fondos SALEXn Inversión estimada: 40,6 MM$n Plazo de Obra: 12 mesesn Fecha estimada habilitación: 4to. Trimestre 2004


Elevación nivel embalse Yacyretá de cotaElevación nivel embalse Yacyretá de cota76 a cota 78 msnm en Abril 200576 a cota 78 msnm en Abril 2005

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

n Durante 2004 llevar cota a 77 msnm, lo cual implica unaaumento de aprox. 180 MW de potencia adicional.

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

n El sistema de transporte existente permitirá colocar en el MEMprácticamente toda la energía generada

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


Resolución S.E. NResolución S.E. Nºº 01/2003 – Estado de 01/2003 – Estado deSituaciónSituación

n Habilita obras para mejorar la confiabilidad y seguridad delSistema Argentino de Interconexión (SADI)

n Se han suscrito contratos de fideicomiso para obras en áreas detransportistas

n El programa de obras de transporte en Alta Tensión y porDistribución Troncal se desarrolla normalmente

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

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


Línea 500 kV Choele Choel – PuertoLínea 500 kV Choele Choel – PuertoMadrynMadryn


n Interconecta al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) con elMercado Eléctrico Mayorista del Sistema Patagónico (MEMSP)

n Interconecta la ET Choele Choel, en Río Negro, con nueva ET500/330 kV Puerto Madryn, en Chubut

n 22/04/04 se firmó contrato COM – Comenzaron Obrasn Fondos del FFTEFn Inversión estimada: 232 MM$n Plazo de Obra: 20 mesesn Fecha estimada habilitación: 4to. Trimestre 2005

PRODUCCIÓN DE GAS NATURALPRODUCCIÓN DE GAS NATURAL


n JUNIO – AGOSTO 2003 Estudio del Costo de Exploración yExplotación del Gas Natural en Boca de Pozo.

n FEBRERO 2004 Decretos 180 y 181/2004. Esquema deNormalización de los Precios del Gas Natural en Boca de Pozo.

n ABRIL 2004 Firma y Homologación del Acuerdo con losproductores de gas natural para implementar el Esquema deNormalización. Período 2004/2006.

n MAYO 2004 Implementación de lo dispuesto en el Decreto181/2004.

n INDUSTRIAS Usuarios Industriales, Generación y GNC. Findel período de normalización: Julio 2005. Es el 80% de lademanda.

n MERCADO TOTAL Fin del período de normalización: 31 deDiciembre 2006.

n NUEVOS CONSUMIDORES DIRECTOS La industriapaulatinamente pasará a comprar el gas en boca de pozoen forma directa.

PRODUCCIÓN DE GAS NATURALPRODUCCIÓN DE GAS NATURALESQUEMA DE NORMALIZACIÓNESQUEMA DE NORMALIZACIÓN



MERCADO ELECTRÓNICO DE GAS (MEG)MERCADO ELECTRÓNICO DE GAS (MEG)n TRANSPARENCIA DEL DESPACHO. Todos los agentes del

mercado podrán acceder en tiempo real a la información deldespacho de gas natural.

n TRANSPARENCIA COMERCIAL. Toda la informaciónrelevante de todos los contratos firmados entre cualquieragente de la industria será publicada.

n MERCADOS SPOT Y SECUNDARIOS. Todas lasoperaciones de compra de gas spot en boca de pozo,reventa de capacidad de transporte, etc, deberán negociarseen el MEG.

n MERCADOS A TÉRMINO. Voluntariamente las partespodrán utilizar el MEG para cerrar contratos a término dedistinto tipo.


ACUERDO CON BOLIVIAACUERDO CON BOLIVIA

n INICIO. Mayo / Junio 2004.n VOLÚMENES ACORDADOS. Hasta 4 MMm3/día por

el ducto Pocitos – Campo Durán, hasta saturar lacapacidad del Gasoducto Norte.

n VENDEDOR EN FRONTERA. YacimientosPetrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

n COMPRADOR EN FRONTERA. Productores,Industrias, Generadoras Térmicas o Distribuidoras.


GARANTÍA DE ABASTECIMIENTO ALGARANTÍA DE ABASTECIMIENTO ALMERCADO INTERNOMERCADO INTERNO

En cumplimiento de lo dispuesto en la:n LEY 17.319 Ley de Hidrocarburos.n LEY 24.076 Ley del Gas.

Sólo se autorizarán las exportaciones que nocomprometan el abastecimiento del mercado interno.


Renegociación de Contratos de ConcesiónRenegociación de Contratos de Concesión

• JUNIO 2004:Primer Acuerdo de normalización, Licencias deTransporte y Distribución de Electricidad y Gas.Pautas Metodológicas para la reformulación delas Licencias.

• DICIEMBRE 2006:Fin Período de Normalización de las Licencias deTransporte y Distribución de Electricidad y Gas.


MEDIDAS A IMPLEMENTARSE EN ELMEDIDAS A IMPLEMENTARSE EN ELCORTO Y EN EL MEDIANO PLAZOCORTO Y EN EL MEDIANO PLAZO


Compensación shunt en el corredor ETCompensación shunt en el corredor ETRincón de Santa María – Salto GrandeRincón de Santa María – Salto Granden Actualmente: 1.900 MW desde ET Rincón de Santa

María, con tensión en el límite superior de la misman Se analizan alternativas para un aumento progresivo

de capacidad de transporte entre NEA y GBALn 1ra etapa: instalación de 350 MVAr de compensación

capacitiva shunt, aumenta capacidad hasta 2.300MWn ET de instalación: Paso de la Patria, Resistencia,

Romang, G. Rodríguezn Inversión estimada: del orden de 20,3 MM$n Plazo de obra: 18 meses Puesta en Servicio:

2006


n LAT 500 kV Sistema Transmisión Yacyretán Inversión Estimada: 302,0 MM$n Plazo de obra: 36 meses

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

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

n LAT 500 kV Pto Madryn - Pico Truncado - Río Gallegosn Inversión Estimada: 754,0 MM$

Plan Nacional de Transporte -Plan Nacional de Transporte -Ampliaciones en el SADIAmpliaciones en el SADI


n Objetivo: alcanzar el funcionamiento sustentable delMercado Eléctrico Mayorista en el mediano plazo

n Mediante:n Segmentación de la oferta y la demandan recomposición de la cadena de valor de los

productos y servicios prestados en el MEMn Recomposición del Fondo de Estabilización

n Período de transición: Mayo 2004 – Diciembre2006

Acuerdo Eléctrico para la ReadaptaciónAcuerdo Eléctrico para la Readaptacióndel MEM hasta diciembre de 2006del MEM hasta diciembre de 2006


Central Hidroeléctrica YacyretáCentral Hidroeléctrica Yacyretá

n Objeto: alcanzar cota de proyecto en un plazo máximo de 4años

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

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

n Plazo de Ejecución: 4 añosn Fin de Obra (estimada): 2008

1418,1075,40185,60469,80484,30203,00Total

913,5037,70101,50304,50319,00150,80Nacionales

504,6037,7084,10165,30165,3052,20Importados

2005 2006 Total200920082007Suministrosy Servicios


Central Nuclear Atucha IICentral Nuclear Atucha II

n Objeto: negociaciones con plazo no mayor de 6 meses paragarantizar continuidad y finalización de la obran Potencia Neta: 692 MWn Combustible: Uranio Natural o levemente enriquecido

n Cronograma de Inversiones (MM $)

n Tiempo estimado finalización: 52 meses


Proyectos hidroeléctricos - RevisiónProyectos hidroeléctricos - Revisión

n Se efectuará una revisión de los proyectoshidroeléctricos existentes de módulos superiores a los400 MW

n Entre ellos, los binacionales de Garabí (con Brasil) yCorpus Christi (con Paraguay)

n Se identificarán los que presenten mejoresindicadores técnicos y económicos

n Se seleccionarán los 3 o 4 más rentables


• TGN: 2,8 Millones de m3/día.• TGS: Entre 2,6 y 5 Millones de m3/día. Primera Etapa

San Martín II.• Patagónico: Desde Cerro Dragón hasta Esquel. Hasta 1

MMm3/día. Gasifica amplia región sin gas natural ysoluciona el problema de abastecimiento delGasoducto Cordillerano.

• Inversión Total: 1.300 Millones de Pesos.• Financiación: Aportes Privados. Fondos Fiduciarios

(Decreto 180/2004).

AMPLIACIONES DE TRANSPORTE DE GASAMPLIACIONES DE TRANSPORTE DE GASNATURAL. AÑO 2005NATURAL. AÑO 2005


AMPLIACIONES DE TRANSPORTE DE GASAMPLIACIONES DE TRANSPORTE DE GASNATURAL. AÑO 2006 / 2007NATURAL. AÑO 2006 / 2007

• Gasoducto Noreste Argentino:Mayo 2006. Capacidad de diseño original: 20MMm3/día. Ampliable a 30 MMm3/día.

• Gasoducto San Martín II:Fin Primera Etapa: 5,4 MMm3/día (Total 1ª etapa: 8MMm3/día).Segunda Etapa: 8 MMm3/día.Total San Martín II: 16 MMm3/día.

• Inversión Total: 4.100 Millones de Pesos.

---------425,00Total

E/S abril0587,60Cota 78 Yacyretá

E/S Tr4/0520232,00LAT C. Choel-Pto. Madryn

E/S Tr4/041240,60Compens LAT Comahue-BsAs

E/S Tr1/0596,70Reparac. 2do. Trafo R Grande

Jul/04 a feb05----16,30Distribución Troncal

Jul/04 a feb05----41,80Sistema Alta Tensión

E/S o InicMesesMM$Obra


El aporte equivalente que provoca la compra de energía, combustible yalgunas ampliaciones de potencia y energía: Sería de hasta 16 MMm3/díade gas natural.

Medidas en Ejecución - InversionesMedidas en Ejecución - Inversiones


4.100,00Ampliación de transporte GN - Año 2006/07

1.300,00Ampliación de transporte GN - Año 2005

2009521.418,10Atucha II

--------10724.80Total

2008481.638,50Elev. Yacyreta 76/83

-----60754,00LAT P. Madryn – Truncado – R. Gallegos

----36684,40LAT NOA - NEA

----36507,50LAT Comahue-G Mza-S. Juan

----36302,00Ampl. Sistema Yacyretá

20061820,30Comp Shunt RSM-S Grande

E/SMesesMM$Obra

Medidas corto y mediano plazo -Medidas corto y mediano plazo -InversionesInversiones


Inversiones - ResumenInversiones - Resumen

n Medidas en Ejecución:.................. 425,00 MM $n Medidas Corto y Mediano Plazo:... 10.724,80 MM $n Total: ........................................ 11.149,80 MM $

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