Elementos claves que afectaron al sector eléctrico (2003/2015)

Presentación del tema: "Elementos claves que afectaron al sector eléctrico (2003/2015)"— Transcripción de la presentación:

1 Mercado Eléctrico Mayorista Aspectos Económicos y Regulatorios sabino@mastrangelo.com.ar Jul/2016

2 Elementos claves que afectaron al sector eléctrico (2003/2015)
Crisis del 2002 (pesificación y devaluación) Decisión del gobierno de no modificar las tarifas Menor disponibilidad de GN Incremento de los precios internacionales de los combustibles. Crecimiento de la demanda eléctrica

3 Caída de Reservas de Gas Natural y de la Producción de Petróleo y Gas Natural.
2,2% 5,2% 1,5% 0.1% Fuente Secretaría de Energía de la Nación

4 Relación R/P

5 Evolución de los precios de los combustibles líquidos

6 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.

7 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.

8 Resolución SE N° 712/2004 - FONINVEMEM
CT Manuel Belgrano CT Timbues Resolución SE N° 712/ 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 El resultado final fue la habilitación en el año 2010 de 2 CC por un total de MW. El Foninvemem II tomó las LVFVD del período enero 2008 a diciembre 2011.

9 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

10 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

11 RESOLUCIÓN SE N° 220/07 GENERACIÓN HABILITADA GEN. HABILITADOS
CT Piquirenda I CT Independencia CT Brigadier López CT 13 de Julio CT Modesto Maranzana CT Pilar CT Ensenada Barragán CT Villa Gesell CT Loma de la Lata CT Rincón de los Sauces CH Salto Andersen CT Roca CT Patagonia TV CT Frías GEN. HABILITADOS Pot Nom [MW] Pot Contrato [MW] Hidroeléctrica 7,9 7,86 Termoeléctrica 2203 2017 Potencia Total 2210,9 2024,86 Central Térmica GN – GO – FO Central Hidroeléctrica

12 RESOLUCIÓN SE N° 220/07 - GENNEIA
GENERACIÓN HABILITADA CT Concepción del Uruguay I y II CT Paraná CT Bragado CT Olavarría CT Matheu CT Pinamar CT Las Armas CT Las Armas II GEN. HABILITADOS Pot Nom [MW] Pot Contrato [MW] Termoeléctrica 267,6 263,2 Potencia Total Central Térmica GN – GO – FO

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14 Programa GENREN - Res. SE N° 712/2009
A través del Programa GENREN se adjudicó en una primera etapa la compra por 15 años 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/ “CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES” (Lic. ENARSA EE 01/2009 “GENREN”) Fuente Licitada MW Presentada MW Adj # Proy Adj MW Rango u$s/MWh Adj u$s/MWh Const # Proy Const MW Eólica 500 1182 17 754 126,9 3 131 Térm Biocombustibles 150 155 4 110,4 287,6 - RSU 120 Biomasa 100 53 PAH 60 10 5 10,6 162,4 1 Geotérmica 30 Solar térmica 25 Biogas 20 Solar Fotovoltaica 22 6 571,6 7 Total 1025 1422 32 895 139

15 RESOLUCIÓN SE N° 712/09 GENERACIÓN HABILITADA GEN. HABILITADOS
CTBG San Martin CTBG San Miguel CH Luján de Cuyo CH La Lujanita CE Loma Blanca IV CSF Cañada Honda I CSF Cañada Honda II CSF Chimbera I CE Rawson I CE Rawson II CTB Tabacal CTB Santa Bárbara GEN. HABILITADOS Pot Nom [MW] Pot Contrato [MW] Eólica 130 Hidroeléctrica 2,7 Térmica Bio Gas 16,6 15 Térmica Biomasa 56,2 38 Fotovoltáica 7 Potencia Total 212,5 192,7 Central Eólica Central Hidroeléctrica Central Térmica Bio Gas Central Solar Fotovoltáica Central Térmica Biomasa

16 RESOLUCIÓN SE N° 108/11 GENERACIÓN HABILITADA GEN. HABILITADOS
CE EOS Necochea (Etapa I) CSF San Juan I CE Diadema CE Arauco CE El Tordillo GEN. HABILITADOS Pot Nom [MW] Pot Contrato [MW] Eólica 60 Fotovoltáica 1,2 Potencia Total 61,2 Central Eólica Central Solar Fotovoltáica

17 Energía Generada con Recursos Renovables
Fuente 2011 2012 2013 2014 2015 Part Biodiesel 32,5 170,2 2,2 1,6 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 Solar 1,8 8,1 15,0 15,7 14,7 1% Biogas 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% % tot con H<50 MW 1,29% 1,86% 1,66% 1,89% 1,94%

18 Proyectos Eólicos Pcia de Buenos Aires
San Fausttino 150 MW Las Armas 50 MW Bahía Blanca 128 MW García del Río 10 MW Corti 100 MW De la Bahía 50 MW Tres Picos 110 MW Pampa 100 MW Serrana 69 MW Vientos del Bajo Hondo 250 MW La Castellana Gral Arias 100 MW Vientos de las Pasturas 50 MW Argerich 50 MW Vientos del Secano 50 MW Villalonga 50 MW Carmen de Patagones MW Patagones 50 MW Proyectos Eólicos Pcia de Buenos Aires 1780 MW

19 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 incluye un régimen de sanciones por incumplimiento.

20 Resolución SE 1836/2007 – Delivery I

21 Resolución SE 1836/2007 – Delivery II

22 Generación Distribuida III
Necesidades de Generación Distribuida en Redes Supervisadas por CAMMESA Nota B TINOGASTA 10 MW BANDERA 15 MW LINCOLN 15 MW CATAMARCA 10 MW SALTO 10 MW BARADERO 15 MW BELL VILLE 15 MW VILLA REGINA 5 MW Generación Distribuida III 100 MW

23 Generación Distribuida III
Posible Generación Distribuida en Redes NO Supervisadas por CAMMESA Nota B CORRIENTES 10 MW TOSTADO 20 MW CHILECITO 10 MW ESQUINA 30 MW LA PAZ 10 MW RUFINO 20 MW GRAL. VILLEGAS 15 MW BARILOCHE 10 MW REALICO 15 MW Generación Distribuida III 165 MW F.L. BELTRAN 10 MW

24 RESOLUCIÓN SE N° 144/14 GENERACIÓN HABILITADA CT CHARATA CT CASTELLI
CT SAENZ PEÑA II CT VILLA ANGELA CT N. POMPEYA CT LAS PALMAS CT SAENZ PEÑA CT LIBERTADOR GSM CT ING JUAREZ CT PIRANE CT FORMOSA CT CATAMARCA CT INTA CATAMARCA CT PARQUE INDUSTR.CATAM CT TEREVINTOS CT TINOGASTA CT ORAN CT TARTAGAL CT ALEM CT A. DEL VALLE CT CHILECITO CT LA RIOJA CT LA RIOJA SUR CT GOYA CT CORRIENTES CT ITATI CT P. DE LA PATRIA CT SANTA ROSA CT ESQUINA CT VIALE CT BELL VILLE CT ISLA VERDE CT CERES CT RAFAELA CT VENADO TUERTO CT CAPITAN SARMIENTO CT COLON BS.AS CT LA PLATA CT LOBOS BS.AS CT REMEDIOS DE ESCALADA CT ARRECIFES CT GRAL. VILLEGAS CT ALMIRANTE BROWN CT MIRAMAR I CT MAGDALENA CT JUNIN CT LINCOLN CT PEHUAJO CT SALTO CT REALICO CT CIPOLLETTI CT VILLA REGINA CT BARILOCHE CT USHUAIA

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26 Evolución de la demanda de energía y potencias máximas
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.

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29 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 Fuente: CAMMESA

30 Indicadores – Mercado Eléctrico Demanda Máxima Registrada anual MEM
Crec = MW 162%  24 años 4,4 %aa

31 Incremento anual de demanda de Potencia MW//
año demanda crecimiento 2002 Feb/Mar 13481 - 2003 Jul 14359 878 2004 Dic 15032 673 2005 16143 1111 2006 17323 1180 2007 May 18345 1022 2008 19126 781 2009 19566 440 2010 Ago 20843 1277 2011 21564 721 2012 Feb 21949 385 2013 23794 1845 2014 Ene 24034 240 2015 23727 -307 2016 25800 2073 Incremento anual de demanda de Potencia MW// Promedio 10 años = 848 MW/año Promedio 5 años = 847MW/año

32 Incremento anual oferta y demanda MW
año acumulado oferta demanda 2003 148 878 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 6601 1289 721 8083 2012 8331 1730 385 8468 2013 8571 240 1845 10313 2014 8611 40 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 2000 MW

33 Planeamiento Energético //
25800 MW de 2016 en 16 años al 4,4% aa => duplica la demanda (2032)

34 Generación energía eléctrica período 2003/2015
Térmico 46 % 64% Hidro 45% 30% Nuclear 8% 5% Otros 1% 2%

35 Consumo de Combustibles

36 Consumo de Combustibles Líquidos

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38 Consumo de Combustibles
2003 Part cal 2015 Var # Fuel Oil 85456 1% 17% 36 Gas Oil 14235 0% 13% 157 Gas Natural 98% 67% 2 Carbón Mineral 91440 949101 3% 10 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.

39 Potencia Instalada MEM – dic/2015
POT MW Part. TV 4451 13,3% TG 4968 14,8% CC 9227 27,6% NUC 1730 5,2% MD 1783 5,3% BG 17 0,1% HID 11107 33,2% MHID 1 0,0% FOT 8 EO 187 0,6% TOT 33480 Total MEM MW

40 61% del parque es dependiente de los hidrocarburos
Evolución de la potencia instalada MW (71% térmico) 61% del parque es dependiente de los hidrocarburos

41 Indisponibilidad Térmica
A partir del 2003 la indisponibilidad se fue agravando siendo un tema de especial atención

42 Antigüedad del parque de generación
Años MW La mitad de la potencia instalada del parque TV presenta una edad superior a los 40 años.

43 Consumo Específico Unidades Térmicas

44 Subsidios y Modificaciones Tarifa Eléctrica 2016
Fuente: CAMMESA y elaboración propia

45 Evolución del Fondo de Estabilización
Aportes del Fondo Unificado Notas SE - Considerar como no reintegrables los préstamos del Tesoro Nacional.

46 Aportes FU MM u$s

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48 Cubrimiento del Pico Real del SADI (Viernes 22/01/2016 - 14:28 hs)

49 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.

50 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.

51 OBJETIVOS MACROECONOMICOS:
Reducción Déficit Fiscal: ,0% PBI Fin ,5% 2019 Equilibrio Inflación %; 2016 piso de 35% no mas de un dígito Subsidios Energéticos: millones de u$s/año; Importaciones energéticas: millones de u$s/año; (GNL; Gas Natural de Bolivia, Derivados Petróleo, Electricidad...)

52 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.

53 Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
Resolución 6 (MINEM) del 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.

54 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.

55 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.

56 El Sector Eléctrico no está en condiciones de satisfacer la demanda máxima el próximo verano si el crecimiento se ubica 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

57 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.

58 Res SEE N° 21 - 1ª Ronda Res SEE 155/2016
GRUPO EMPRESARIO EMPRESA Ubicación Promedio de Fecha E/S Pot (MW) Duración Contrato [Años] Cargo Potencia [u$s/MW-mes] Cons especif (kcal/Kwh) Tipo Comb ALBANESI ENERGÍA ET Renova 132kV EPESF - Sta Fe 30/12/2017 165 10 18.250 1850 TG GN GO GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 2 Nueva ET Cañuelas 132 kV EDESUR - GBA 01/07/2017 93 21.900 2385 GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 3 01/02/2018 46,5 20.440 GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 4 ET Independencia 132kV TRANSNOA - Tucumán 45 GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 5 ALBARES RENOVABLES ARGENTINA S.A. ET Pilar 132kV EDENOR - GBA 31/08/2017 98,6 26.900 1920 M FO APR ENERGY S.R.L. ET Zappalorto 132kV EDENOR - GBA 27/01/2017 93,5 5 23.100 2643 ARAUCARIA ENERGY ET Lujan II 132kV TRANSBA - Bs As 01/12/2017 127 21.600 2151 CENTRALES DE LA COSTA CENTRALES DE LA COSTA I CT 9 de Julio 132kV EDEA - Mar del Plata - Bs As 01/02/2017 88 25.000 2345 GENNEIA GENNEIA BRAGADO II ET Bragado 132kV TRANSBA - Bs As 58 2500 INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A. Nueva ET Cañada de Gomez 132kV EPESF - Sta Fe 21/10/2017 64 24.950 2010 Nueva ET Pérez 132kV EPESF - Sta Fe 21/08/2017 76 19.950 1976 Nueva ET Villa Ocampo 132kV EPESF - Sta Fe 47 24.450 1978 METHAX S.A. ET Anchoris 132kV DISTROCUYO - Mendoza 31/03/2017 40 27.700 2084 GNL PAMPA ENERGIA LOMA DE LA LATA ET Loma de la Lata (P Banderita) 500kV TRANSENER - Neuquén 01/08/2017 99 23.300 2020 SOENERGY ARGENTINA S.A. ET Salto 132kV TRANSBA- Bs As 28/02/2017 60 26.139 2130 SPI ENERGY ET San Pedro 132kV TRANSBA - Bs As 103,5 18.900 2120 SULLAIR ARGENTINA S.A. Nueva ET Caimancito 132kV TRANSNOA - Jujuy 30/06/2017 89 23.900 1950 YPF-Generación Y-GEN ELÉCTRICA II ET El Bracho 500Kv TRANSENER - Tucumán 31/01/2018 261,3 18.600 2248 APR ENERGY APR ENERGY - MATHEU ET Matheu 132kV 10/12/2016 215,5 20.930 2745 EDENOR - GBA TOTAL 1915 21.833 2.229 360 1436 MW 1036 GN/GO GN/FO 478 187 3C 104 FO/GO

59 1ª ronda

60 2da Ronda

61 2da Ronda GRUPO EMPRESARIO EMPRESA Descripción / Ubicación Fecha E/S
Pot (MW) Contrato [Años] Cfijo CVariable Comb. Ppal. CEsp. (kcal/Kwh) Pot. Acumulada (MW) [u$s/MW-mes] [u$s/MWh] YPF-Generación Y-GEN ELECTRICA I LOMA CAMPANA-PRINCIPAL-Nueva ET Añelo 132kV EPEN - Neuquén-TG-GN 30/11/2017 105 10 $ $ 8.6 2 093 SOENERGY ARGENTINA S.A. RIO TERCERO-PRINCIPAL-C.T. 13 de Julio 132kV EPEC Rio Tercero - Cordoba-TG-GN--GO 28/02/2017 60 $ $ 11.5 2 130 165 ARAUCARIA ENERGY MATHEU-PRINCIPAL-ET Matheu 132kV EDENOR - GBA-TG-GN-GO 01/12/2017 254 $ $ 8.0 2 151 419 MSU RIO ENERGY GENERAL ROJO-PRINCIPAL-Nueva ET Rojo 132 kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 30/01/2017 138 $ $ 8.5 2 247 557 GENNEIA GENNEIA BRAGADO III BRAGADO III-PRINCIPAL-ET Bragado 132kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 01/06/2017 58 $ $ 7.5 2 500 615 LAS PALMAS ZARATE-PRINCIPAL-ET Las Palmas 132kV TRANSBA - Zarate - Bs As-TG-GN-GO 202 2 177 817 UGEN TANDIL-PRINCIPAL-Nueva ET Tandil -Olavarría 132kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 15/11/2017 139 $ 2 244 956 PAMPA ENERGIA CPB ENERGIA PIEDRABUENA-PRINCIPAL-ET Piedrabuena 132kC TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 01/12/2016 $ $ 12.0 2 622 1 016 UENSA VILLA MARÍA-PRINCIPAL-Nueva ET V. María San Francisco 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN-GO 137 2 248 1 153 EPEC PILAR-PRINCIPAL-ET Pilar 132kV EPEC- Córdoba-TG-GN-GO 05/08/2017 89 $ $ 10.0 2 428 1 242 SUROESTE-PRINCIPAL-ET Sudoeste 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN-GO $ 2 426 1 331 MEDANITO-PRINCIPAL-ET Medanito 132kV TRANSCOMAHUE - Neuquen-TG-GN--GO 31/01/2017 48 $ $ 15.0 2 708 1 379 CTG ENERGIA GÜEMES-PRINCIPAL-ET Güemes 132kV TRANSNOA - Salta-TG-GN-GO 59 $ 2 611 1 437 SULLAIR ARGENTINA S.A. CEVIL POZO-ALTERNATIVO-ET Cevil Pozo 132kV TRANSNOA - Tucumán-MG-GN-FO 31/08/2017 80 $ $ 14.5 1 994 1 517

62 Res SEE N° 21 - 2ª Ronda ofertas

63 Adjudicados 2da Ronda

64 Independencia 45 + 45 MW (TG GN,GO)
Caimancito 89 MW (M GN) Independencia 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 GN,GO;FO) Rio III 60 MW (TG GN, GO) 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) Rojo 138 MW (TG GN, GO) Salto 60 MW, Cañuelas MW (TG GN, GO) Tandil 139 MW (TG GN, GO) Matheu 216 MW (TG GN, GO) Loma Campana 105 MW (TG GN) Planicie Banderita 99 MW (TG GN) Bragado 58 MW (TG GN, GO) Mar del Plata 88 MW (TG GN, GO)

65 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 ) 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.

66 Cumplimiento EERR 3,6% 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 Energía Tot GWh 141698 146799 152083 157558 163231 169107 175195 181502 188036 Inserción EERR % 8% 10% 12% 14% 16% 17% 18% 19% 20% Energia Fte Renov 11336 14680 18250 22058 26117 28748 31535 34485 37607 MW Eólico Tot 0,37 3497 4529 5631 6806 8058 8870 9729 10640 11603 MW Solar Tot 0,19 6811 8820 10965 13253 15691 17272 18947 20719 22595 Incorp Eolica 1032 1101 1175 1252 812 860 910 963 Inscrop Fotovolt. 2009 2145 2288 2439 1581 1674 1773 1876

67 Proyección de la matriz eléctrica
MW en 10 años

68 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 los 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

69 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

70 Desafíos Futuros Objetivo Medios Obstáculos
Asegurar el suministro de energía a la población, de forma ambientalmente sustentable y al menor costo económico y social. Objetivo Medios Obstáculos Inflación / Aspectos Socio Culturales Déficit fiscal Situación Precios Relativos Tarifas Baja elasticidad de la demanda Reducir el consumo energético promoviendo el uso racional Aumentar la producción convencional Reservas escasas, yacimientos agotados Importar Gas Natural Escasez relativa de divisas Explotar tight y shale Desarrollar eólica y biomasa Costos financiamiento externo Precio del crudo inestable Recursos técnicos limitados Largo período de ejecución Malos antecedentes contractuales Desarrollar hidroelectricidad Desarrollar energía nuclear Mejorar redes de transporte y distribución

71 Sres: Lo que no mata fortalece Gracias por su atención!

72 Ing Sabino Mastrangelo

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