La Crisis Energética En El Sector Eléctrico Módulo Interdisciplinario Emergencia Económica, Crisis Energética Y Cambios Regulatorios La Crisis Energética En El Sector Eléctrico

Distribución Territorial De La Demanda 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

Localización De Las Fuentes De La Oferta Eléctrica NOA GN NEA + LIT HIDRO COMAHUE HIDRO+GN GBA CENTRO CUYO NUCLEAR GN DUCTOS PATAGONIA EOLICA

La Extensión De La Red De Transporte En Alta Tensión (Nantes) (Edimburgo) (Copenhague) (Leipzig) (Milan) MADRID PARIS ROMA LONDRES BERLIN BRUSELAS ZURICH AMSTERDAM

Evolución De La Energía Generada Por Fuente Fuente: CAMMESA

Evolución De La Capacidad Instalada Por Fuente Oferta 1992 = 13267 MW 2001 = 23284 MW  ~70% Incremento Oferta 10000 MW Demanda Máxima

Situación Del Abastecimiento 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. Oferta $/MWh MW Demanda Intervalo de Equilibrio Dinámico

Áreas Críticas En Distros Y Congestión En EETT De EAT

Ciudades Con Riesgo De Colapso Ante Falla Simple

La Curva J De La Demanda

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

Situación Generación Térmica

Precios Y Costos En El MEM Semana De Marzo 04 Precios Sancionados Por Resolución SE 240 Costos Marginales

Riesgos Regionales Por Restricción de GN ÁREA CENTRO-CUYO-NOA EL ÁREA CONFORMADA POR LAS REGIONES CENTRO CUYO NOA ES FUERTEMENTE IMPORTADORA SI HAY RESTRICCIONES DE GAS EN CENTRALES DE NOA EL ÁREA ESTA VINCULADA AL RESTO DEL SADI POR UNA ÚNICA LINEA DE 500 kV: ROSARIO OESTE - ALMAFUERTE Fuente: Cammesa

Riesgos De Afectación A La Calidad Tipos de Afectación: Falta de capacidad: Largos períodos con racionamiento Externalidades Macrocortes: Eventos no controlados, de corta duración y con suficiencia. Interrupciones distribuidas Afectan de diversas maneras los atributos de la calidad del servicio Efectos sobre los usos finales Para caracterizar las afectaciones a la calidad del suministro haremos una breve descripción de las diferencias en las originadas en los segmentos de generación y transporte es decir en el abastecimiento mayorista, de las que se originan en el segmento minorista de distribución. Las afectaciones a la calidad originadas en el abastecimiento mayorista corresponden o bien a insuficiencia o falta de capacidad por niveles de subinversión que impiden abastecer la totalidad de la demanda, o bien a eventos no controlados de corta duración en situación de suficiencia de capacidad. En el caso de falta de capacidad se producen racionamientos que afectan a la demanda en determinados períodos y regiones o bien pueden afectar un sistema completo por períodos prolongados. Su efecto para la demanda es de los cortes con preaviso pero con alta recurrencia, a la vez que produce fuertes externalidades por afectación al desarrollo socio económico de la región o país afectado. En el caso de los macrocortes, su característica es la afectación de un área que tiene una gran concentración de demanda. Aunque su duración esté limitada a solo algunas horas o a dos o tres días, la interrupción del suministro a una gran ciudad provoca externalidades y daños directos en gran escala por afectar los servicios públicos, la actividad económica y la seguridad de los bienes y las personas, con tiempos de recuperación que se prolongan mas allá de la reposición del servicio eléctrico. En el segmento minorista se produce del 80 al 95 % de las interrupciones de suministro, en forma distribuida en la red y el perjuicio está directamente asociado a los usos finales inhabilitados para el usuario. En este caso no hay externalidades y el daño es el provocado por la duración, frecuencia y oportunidad de las interrupciones a los distintos tipos de usuarios.

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 MEDIDAS EN EJECUCIÓN

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Implementación por CAMMESA del Acuerdo Argentino-Venezolano 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Suministro Interrumpible De Energía 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Programa De Uso Racional De 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Reparación Del 2º Transformador De 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Elevación Nivel Embalse Yacyretá De 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Resolución S.E. Nº 01/2003 Estado 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 transformadores 257 MVAR de capacitores 264 MVAR de compensación Shunt Inversión: 58,10 MM$ Finalización: junio de 2004 a febrero de 2005

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Línea 500 kV Choele 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 Plan Energético Nacional 2004 - 2008 MEDIDAS A IMPLEMENTARSE EN EL CORTO Y EN EL MEDIANO PLAZO

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 Compensación Shunt En El Corredor Rincón 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 Energético Nacional 2004 - 2008 Plan Nacional De Transporte Ampliaciones 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 $ LAT 500 kV NOA – NEA Inversión Estimada: 684.4 MM $ LAT 500 kV P. Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos Inversión Estimada: 754,0 MM $

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 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

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 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 Suministros y Servicios 2005 2006 2007 2008 2009 Total Importados 52,20 165,30 84,10 37,70 504,60 Nacionales 150,80 319,00 304,50 101,50 913,50 203,00 484,30 469,80 185,60 75,40 1418,10

Plan Energético Nacional 2004 - 2008 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 Gestión De La Crisis YACYRETA COTAS 78 Y 83 TÉRMICAS LITORAL TERMOANDES BOLIVIA ASEGURAR GN Y FUELL OIL ATUCHA II RED DE TRANSPORTE

Demanda Equipamiento Reservas TG en NOA + Yacyretá 78 CCC (Litoral) CCC (Bolivia) Yacyretá 83

Readaptación del MEM ACUERDO QUE APORTA EL ESTADO - Recursos para monetizar el MEM (200 MM $) - Financiamiento del Combustible de Venezuela - 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 - Acuerdo con productores de gas para el suministro a Generadores - Combustible líquido adquirido por el ESTADO - Segmentar oferta y demanda. Residenciales a cargo de la generación del Estado Nacional - Estimular contratación de los Grandes Usuarios en el Mercado a Término / Liberación Precio Spot

Readaptación del MEM ACUERDO QUE APORTA EL MERCADO - Limitar los ingresos de las centrales hidroeléctricas a los niveles actuales del 2004. - Poner a disposición los contratos de Gas + volúmenes contratados y facilitar el uso del combustible de Venezuela y la gestión de ese combustible. - Aceptar la readaptación del Mercado a Término según la segmentación de demanda que se explica más adelante. - Inversiones y adecuada gestión para satisfacer la demanda industrial y crecimiento previsto para años 2005/2006.

Readaptación Del MEM Segmentación Del Abastecimiento Demanda Generación Remuneración Residencial 35% Generación del Estado Nacional Costo Marginal Térmico del sistema con plena disponibilidad de gas a los precios abril de 2004 (actualización anual) Consumos Generales  10 kW + Alumbrado Público 17% Generación Hidráulica Respaldo Térmico (de ser necesario) hasta un 20% Costo Operativo Consumos con demandas > 10 kW 48% Generación Térmica Privada no comprometida para el abastecimiento de consumos Residenciales, Alumbrado y Generales Precio de Nodo Marginal Libre Adaptado Incrementos de Demanda (defin. SE)

Reflexiones Finales 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 Fuente: Cammesa Generación NOA + Transporte Yacyreta Cota 78 Yacyreta Cota 83 Atucha II