Situación Mercado Eléctrico Mayorista - est.iue.edu.ar Sector Electrico... · 08/08/2016 2...
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08/08/2016 1 Situación Mercado Eléctrico Mayorista 09/08/2016 [email protected] 1 Descripción de Contexto 2
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08/08/2016
1
Situación Mercado Eléctrico Mayorista
09/08/2016 [email protected] 1
Descripción de Contexto
2
08/08/2016
2
Síntesis del marco regulatorio del Sector Eléctrico Argentino Mercado
Precio Medio
DISTRIBUIDORES Compran
Precio Estacional Promedio definido
Por la SEE
Mix de Costos Promedio, O&M, combustibles, Precios de Contratos
MEM, y precio de Generación SPOT
Venden
GENERADORES
GRANDES USUARIOS MAYORES
Compran
Subsidios
Tesoro
Nacional
Costo Promedio
Fondo de Estabilización
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario Previo al 2003
• Precios del Mercado Eléctrico Mayorista
• Mercado de contratos con Grandes Usuarios / Distribuidores
• Las Inversiones se realizaban a riesgo
• Ventas de Oportunidad a Precio Marginal
• Rentabilidad Adicional asociada a Gestión del Combustible
• Inversiones aseguradas por los aportes de la demanda para
cubrir los costos de generación a través del Precio Estacional.
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3
Evolución Tarifas
Hasta 2003 Después de 2003
5
Costo Tarifa
Costo
Tarifa
Subsidio
Desabastecimiento
Calidad
Confiabilidad
08/08/2016
4
Elementos claves que afectaron al sector eléctrico (2003/2015)
1. Crisis del 2002 (pesificación y devaluación)
2. Decisión del gobierno de no modificar las tarifas
3. Menor disponibilidad de GN
4. Incremento de los precios internacionales de los combustibles.
5. Crecimiento de la demanda eléctrica
8/58
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5
Facturación GWh
9
CABA 11%
GBA 25%
BAS 15%
SFE 9%
CBA 7%
Resto 33%
Facturación por sector de consumo GWh
10
2009 2010 2011 2012 %
Residencial 31349 33171 35080 37076 35,0%
Comercial 18205 17378 18433 18927 17,9%
Industrial 31061 34268 35918 36806 34,7%
Servicios Sanitarios 1018 1177 1247 1241 1,2%
Alumbrado 3368 3468 3842 3870 3,7%
Riego 822 877 1008 1653 1,6%
Oficial 2803 2971 3183 2087 2,0%
Rural 974 984 1055 2490 2,3%
Otros 1640 1577 1647 1287 1,2%
Transporte 662 674 693 543 0,5%
Total 91902 96545 102106 105980 100,0%
Fuente: SE
08/08/2016
6
11
CUYO
COMAHUE
CENTRO
NOA NEA
LITORAL
BUENOS AIRES
GBA
PATAGONICO
Características Físicas del Sector Eléctrico
Concentración de la Demanda - 2015
NOA 8% NEA
6%
CUY 6%
CEN 9%
LIT 13% GBA
39%
COM 4%
BAS 12%
PAT 3%
Demanda de Energía
y = 14,842x - 29076 R² = 0,9249
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1960 1970 1980 1990 2000 2010 2020
Consumo de energía
eléctrica Residencial
per cápita Argentina
1970 100
1980 148
1990 169
2001 277
2010 386
12
08/08/2016
7
Región Área km2
Demanda GWh
Densidad MWh/km2
GBA 7946 27800 6108
BAS 299425 15041 50
NEA 289699 7963 27
COM 490531 4929 11
CUY 238478 8089 34
CEN 242069 10870 45
PAT 468629 4929 11
LIT 211788 15673 74
NOA 559864 10365 19
TOT 2758429 126397 46
1
10
100
1000
10000
GB
A
BA
S
NEA
CO
M
CU
Y
CEN PA
T
LIT
NO
A
Densidad de Demanda MWh/km2
13
Evolución de la demanda eléctrica
4,3/4,0 % a.a. del 2003 al 2015
136,670
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. 14/58
08/08/2016
8
15
Moderado
29/jul/13
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
Demanda – Influencia acondicionador térmico
Fuente: CAMMESA 16
08/08/2016
9
300
320
340
360
380
400
420
440
460
480
0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34
GWh
°C
Energías vs. Temperaturas Días Hábiles
Energias Diarias Nov'09-Oct'10 Energías Diarias Nov'10-Oct'11 Energías Diarias Nov'11-Ago12
17
Perfil de Demanda
18 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
05-ene
19-ene
02-feb
16-feb
01-mar
15-mar
29-mar
12-abr
26-abr
10-may
24-may
07-jun
21-jun
05-jul
19-jul
02-ago
16-ago
30-ago
13-sep
27-sep
11-oct
25-oct
08-nov
22-nov
06-dic
20-dic
Cargas horarias días míercoles - año 2000 MW
12500-13000
12000-12500
11500-12000
11000-11500
10500-11000
10000-10500
9500-10000
9000-9500
8500-9000
8000-8500
7500-8000
7000-7500
6500-7000
6000-6500
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
08/08/2016
10
19 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23
03/01/2013
17/01/2013
31/01/2013
14/02/2013
28/02/2013
14/03/2013
28/03/2013
11/04/2013
25/04/2013
09/05/2013
23/05/2013
06/06/2013
20/06/2013
04/07/2013
18/07/2013
01/08/2013
15/08/2013
29/08/2013
12/09/2013
26/09/2013
10/10/2013
24/10/2013
07/11/2013
21/11/2013
05/12/2013
19/12/2013
Cargas horarias días míercoles - año 2013 MW
23.000-24.000
22.000-23.000
21.000-22.000
20.000-21.000
19.000-20.000
18.000-19.000
17.000-18.000
16.000-17.000
15.000-16.000
14.000-15.000
13.000-14.000
12.000-13.000
11.000-12.000
10.000-11.000
9.000-10.000
TEMPERATURAS REGISTRADAS
08/08/2016
11
Aportes medios Ríos Limay + Collón
Curá
Aportes por cuenca calificados por PE de
las base de datos Estacional
COMAHUE: El más seco de la historia
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
20
16
19
88
19
68
20
10
19
83
19
79
20
12
19
52
19
67
19
63
19
60
19
47
20
08
19
90
20
09
19
53
19
86
19
69
19
78
19
50
19
59
19
81
20
06
20
01
19
49
m3/segAportes medios Limay + C. Curá
Semanas 15 a 33
Aporte medios Mediana
Período Río Limay C. Curá Neuquén Futaleufú Uruguay Paraná
Enero Real 78% 81% 88% 91% 7% 5%
Febrero Real 88% 96% 92% 95% 20% 12%
Marzo Real 93% 100% 91% 100% 16% 7%
Abril Real 91% 93% 69% 85% 7% 16%
Mayo Real 96% 97% 74% 100% 32% 16%
Junio Real 100% 100% 99% 100% 58% 9%
Julio Real 100% 100% 99% 100% 50% 24%
Agosto Previsto 100% 95% 91% 85% 80% 23%
Evolución 2016
9515
9829
1059
9
1070
3
1177
5
1226
6
1272
1
1309
2
1426
4
1453
8
1396
5
1493
6
1560
0
1671
8
1739
5
1834
5
1912
6
1956
6
2084
3
2156
4
2194
9 23
794
2403
4
2379
7 25
800
y = 10,582x2 + 392,81x + 9224,2 R² = 0,993
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016
MW
Ev de la demanda máxima registrada anual
22
Crec =16.285 MW
162% 24 años 4,4 %aa
Indicadores – Mercado Eléctrico Demanda Máxima Registrada anual MEM
08/08/2016
12
Incremento anual de demanda de Potencia MW//
año demanda crecimiento
2002 Feb/Mar 13481 -
2003 Jul 14359 878
2004 Dic 15032 673
2005 Dic 16143 1111
2006 Jul 17323 1180
2007 May 18345 1022
2008 Jul 19126 781
2009 Jul 19566 440
2010 Ago 20843 1277
2011 Ago 21564 721
2012 Feb 21949 385
2013 Dic 23794 1845
2014 Ene 24034 240
2015 Dic 23727 -307
2016 Feb 25800 2073 23
Promedio 10 años = 848 MW/año
Promedio 5 años = 847MW/año
Incremento anual oferta y demanda MW
año acumulado oferta demanda acumulado
2003 148 148 878 878
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 40 240 10553
2015 10686 2075 -303 10250
2016 10766 80 2073 12323
24
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 200 MW
08/08/2016
13
Planeamiento Energético // 25
800
2693
5
2812
0
2935
8
3064
9
3199
8
3340
6
3487
6
3641
0
3801
2
3968
5
4143
1
4325
4
4515
7
4714
4
4921
8
5138
4
5364
5
5600
5
5846
9
6104
2
6372
8
6653
2
6945
9
7251
6
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2024
2025
2026
2027
2028
2029
2030
2031
2032
2033
2034
2035
2036
2037
2038
2039
2040
MW
Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4,4 %aa
25
25800 MW de 2016 en 16 años al 4,4% aa => duplica la demanda (2032)
26
Consumo de Energía en el Mundo
24%
29%
12%
9%
19%
24%
13%
26%
30%
23%
35%
53%
31%
52%
36%
36%
48%
35%
33%
30%
46%
39%
38%
49%
41%
39%
47%
37%
23%
46%
35%
51%
53%
50%
29%
13%
50%
4%
11%
24%
21%
26%
20%
23%
19%
17%
0%
2%
8%
5%
11%
25%
8%
41%
31%
14%
17%
7%
11%
6%
8%
7%
23%
12%
5%
6%
Total Mundial
Resto del Mundo
Asia y Oceanía
Brasil
Colombia
Alemania
Chile
Africa
Estados Unidos
Japón
Reino Unido
Rusia
Venezuela
Argentina
Holanda
Méjico
Medio Oriente
Gas Petróleo Carbón Otras Fuentes
26
08/08/2016
14
27
Caída de Reservas de Gas Natural y de la Producción de Petróleo y Gas Natural.
1,5%
Fuente Secretaría de Energía de la Nación
250.000
270.000
290.000
310.000
330.000
350.000
370.000
390.000
410.000
430.000
450.000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Th
ou
sa
nd
s o
f m
3
Reservas Probadas Petróleo Argentina 2003-2014
2,2%
5,2%
0.1%
28/58
08/08/2016
15
Relación R/P
0,0
5,0
10,0
15,0
20,0
25,0
30,0
35,0
40,0
45,0
50,0
1970 1975 1980 1985 1990 1995 2000 2005 2010
Ye
ars
Reservas/Producción Argentina 1970-2014
OIL
NATURAL GAS
29/58
Evolución de los precios de los combustibles liquidos
-
50
100
150
200
250
300
350
400
450
0
20
40
60
80
100
120
140
160
02/
01/9
6
02/
01/9
7
02/
01/9
8
02/
01/9
9
02/
01/0
0
02/
01/0
1
02/
01/0
2
02/
01/0
3
02/
01/0
4
02/
01/0
5
02/
01/0
6
02/
01/0
7
02/
01/0
8
02/
01/0
9
02/
01/1
0
02/
01/1
1
02/
01/1
2
02/
01/1
3
02/
01/1
4
02/
01/1
5
02/
01/1
6
C$/
gal
u$s
/bb
l
Evolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY
FO N° 6 1% SWTIGO
30/58
08/08/2016
16
Generación energía eléctrica período 2003/2015
-
15.000
30.000
45.000
60.000
75.000
90.000
105.000
120.000
135.000
150.00019
92
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
MW
Generación GWh
HIDRO
Eo
SOL
NUCL
TER
31
2003 2015
Térmico 46 % 64%
Hidro 45% 30%
Nuclear 8% 5%
Otros 1% 2%
Consumo de Combustibles
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
1982 1985 1988 1991 1994 1997 2000 2003 2006 2009 2012 2015
Proporción Calórica de Consumo de Combustibles Fósiles
CM
GN
GO
FO
32
08/08/2016
17
Consumo de Combustibles Líquidos
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
3.500.000
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Consumo de FO
-
500.000
1.000.000
1.500.000
2.000.000
2.500.000
3.000.000
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
Consumo de GO
33
08/08/2016
18
Consumo de Combustibles
Combustible 2003 Part cal
2015 Part cal
Var #
Fuel Oil 85456 1% 3088936 17% 36
Gas Oil 14235 0% 2238541 13% 157
Gas Natural 8165479 98% 14437554 67% 2
Carbón Mineral 91440 1% 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.
35
TV13,4%
TG14,9%
CC27,7%
NUC5,2%
MD5,4% BG
0,1% HID33,4%
Min Hid0,0%
FOT0,0%
36
Total MEM 33.480 MW
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 0,0% EO 187 0,6% TOT 33480
08/08/2016
19
37
POTENCIA MW sólo GAS 5000 dual GAS FO 4200 dual GAS GO 9500 sólo GO 1800 TOTAL 20500
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Ev. Potencia Instalada
MH
Sol
Eo
NU
HI
CC
MD
TG
TV
4438 61% del parque es dependiente de los hidrocarburos
+10.482 MW (71% térmico)
Evolución de la potencia instalada 2003-2015
08/08/2016
20
Indisponibilidad Térmica
A partir del 2003 la indisponibilidad se fue agravando siendo un tema de especial atención
15
20
25
30
35
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
% Indisponibilidad Térmica Anual
39
MW
Años
Antigüedad del parque de generación
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
0 1000 2000 3000 4000 5000
Edad TV - 2015
La mitad de la potencia instalada del parque TV presenta una edad
superior a los 40 años.
40
08/08/2016
21
1500
1700
1900
2100
2300
2500
2700
199
2
199
3
199
4
199
5
199
6
199
7
199
8
199
9
200
0
200
1
200
2
200
3
200
4
200
5
200
6
200
7
200
8
200
9
201
0
201
1
201
2
201
3
201
4
201
5
kcal
/kw
Wh
Consumo Específico parque térmico Conv.
Consumo Específico Unidades Térmicas
41
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 2003 - 2006
• Precios del Mercado Eléctrico Mayorista
• Mantener el sistema de costo marginal, con un tope asociado
al precio del gas (menos de 30 U$S/MWh).
• Diferencias a través de Sobrecostos.
• Reducción del precio spot en invierno en existencia de
restricciones en el abastecimiento de gas.
• Sustentabilidad de inversiones asociadas al precio de
mercado ¿?
08/08/2016
22
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.
43/58
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 $/MWh). • Pago de la remuneración de la potencia y los servicios prestados
al MEM por los generadores. • La renta marginal resultante de la diferencia entre el PM y el
CVP va a LVFVD (inciso c) • Priorización de la transferencia de los recursos para asegurar la
operación del sistema, postergando la efectivización de la renta marginal.
44/58
08/08/2016
23
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 2003 - 2006
• Tarifas del MEM
• Tarifas Subsidiadas
• Sustentabilidad de la cadena de pagos asociada al flujo del
Fondo Unificado.
• Pagos a los generadores dando prioridad a la porción destinada
a asegurar la operación.
• Primera prioridad para los costos de combustible y O&M,
luego Remuneración a la Capacidad y finalmente el margen
de cada generador.
Subsidios y Modificaciones Tarifa Eléctrica 2016
Fuente: CAMMESA y elaboración propia
46
08/08/2016
24
Evolución del Fondo de Estabilización Aportes del Fondo Unificado
47
Notas SE - Considerar
como no reintegrables
los préstamos del
Tesoro Nacional.
Aportes FU MM u$s
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Importe MM $
48
08/08/2016
25
Mecanismos para Invertir en el Mercado Eléctrico
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Mecanismos para Viabilizarlas
1. FONINVEMEM
2. Energía PLUS - Resolución S.E. N° 1281/06.
3. PPAs (power purchase agreement) - Contratos de Abastecimiento MEM
Resoluciones S.E. N° 220/07, 1836/07, 712/09, 762/09, y 108/11 entre otras.
4. Acuerdo 2008-2011- Generadores gestionan la construcción, operación y
mantenimiento de nueva generación
5. Acuerdos 2013 / 2014 - Precios basados en costos para vieja generación, a
través de las Resoluciones S.E. N° 95/13, N° 529/14, 482/2015 y S.E.E.
22/2016.
6. Incentivar Nueva Generación con la Licitación bajo la RES SEE 21/2016
08/08/2016
26
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones FONINVEMEM
Los Generadores aporten el Inciso C Adeudado (50% - 65%), durante 2004-
2007 en la construcción de 2 nuevos CC de 800 MW
Generadores serán accionistas al finalizar el contrato
Contratos de Abastecimiento pagan los costos, y repagan la inversión a una
tasa libor + 1-2%, sistema alemán.
La Demanada recupera el cargo transitorio (aplicado por 5 años, a partir de
Dic/2005, de 3,6 $/MWh a toda la demanda excepto la residencial < 10 KW),
El estado queda como accionista por el Cargo a la Demanda más Los aportes
realizados.
52
CT Manuel
Belgrano 823 MW
CT
Timbues
823 MW
• 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 2006. El
resultado final fue la habilitación en el
año 2010 de 2 CC por un total de 1600
MW.
• El Foninvemem II tomó las LVFVD del
período enero 2008 a diciembre 2011.
Resolución SE N° 712/2004 - FONINVEMEM
08/08/2016
27
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
53/58
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resolución SE N° 1281/2006 - ENERGÍA PLUS
CT GÜEMES
TG - 100 MW
Ingreso: Sep./08
MOLINOS AUTOGEN.
TV - 27 MW
Ingreso: Dic./2007
M. MARANZANA TG - 2x60 MW Ingreso: Oct./08
GENELBA TG - 160 MW Ingreso: Ago./09
SOLALBAN TG - 120 MW Ingreso: Ago./09
CT TermoAndes
TG - 300 MW
Ingreso: Sep./10
08/08/2016
28
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
55/58
RESOLUCIÓN SE N° 220/07 GENERACIÓN HABILITADA
56
Central Térmica GN – GO – FO
Central Hidroeléctrica
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
08/08/2016
29
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resolución SE N° 220/2007
C.T. GESELL
TG 82MW
C.T. LOMA DE LA LATA
T.V. 173 MW Cierre CC 540 MW sobre las 3 TG existentes
C.T. PILAR
C.C. 465 MW
C.T. BARRAGAN
TG 2x280 MW
C.T. BRIGADIER. LOPEZ
TG 280 MW
C.H. SALTO ANDERSEN
HI 7,9 MW
C.T. M. Maranzana
TG 60 MW
C.T. 13 de Julio
TG 32 MW
C.T. Patagonia
TV 45 MW
C.T. INDEPENDENCIA
2 TG 60 MW C.T. FRÍAS
1 TG 60 MW
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 extienden los contratos por Resolución SE
144/2014 y resoluciones particulares
– Se incluye un régimen de sanciones por incumplimiento.
58
08/08/2016
30
Resolución SE 1836/2007 – Delivery I
59
Resolución SE 1836/2007 – Delivery II
60
08/08/2016
31
BELL VILLE 15 MW
Generación Distribuida III
100 MW
TINOGASTA 10 MW
CATAMARCA 10 MW
BANDERA 15 MW
LINCOLN 15 MW SALTO
10 MW BARADERO
15 MW
VILLA REGINA 5 MW
Necesidades de Generación Distribuida en Redes Supervisadas por CAMMESA Nota B-55324-1
61
BARILOCHE 10 MW
TOSTADO 20 MW
RUFINO 20 MW
F.L. BELTRAN 10 MW
CORRIENTES 10 MW
ESQUINA 30 MW
CHILECITO 10 MW
GRAL. VILLEGAS 15 MW
REALICO 15 MW
LA PAZ 10 MW
Posible Generación Distribuida en Redes NO Supervisadas por CAMMESA Nota B-55324-1
Generación Distribuida III
165 MW
62
08/08/2016
32
RESOLUCIÓN SE N° 144/14 GENERACIÓN HABILITADA
63
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 CERES
CT RAFAELA
CT VENADO TUERTO
CT CHARATA
CT CASTELLI
CT SAENZ PEÑA II
CT VILLA ANGELA
CT N. POMPEYA
CT LAS PALMAS
CT SAENZ PEÑA
CT ALEM
CT A. DEL VALLE
CT CIPOLLETTI
CT VILLA REGINA
CT BARILOCHE
CT USHUAIA
CT REALICO
CT BELL VILLE
CT ISLA VERDE
CT CHILECITO
CT LA RIOJA
CT LA RIOJA SUR
CT CATAMARCA
CT INTA CATAMARCA
CT PARQUE INDUSTR.CATAM
CT TEREVINTOS
CT TINOGASTA
CT VIALE
CT GOYA
CT CORRIENTES
CT ITATI
CT P. DE LA PATRIA
CT SANTA ROSA
CT ESQUINA
CT ING JUAREZ
CT PIRANE
CT FORMOSA CT ORAN
CT TARTAGAL
CT LIBERTADOR GSM
64
08/08/2016
33
Programa GENREN - Res. SE N° 712/2009
A través del Programa GENREN se adjudicó en una primera etapa la
compra por 15 años (entendibles 18 meses) 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° 712/2009 - “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 USD/MWh
Const # Proy
Const MW
Eólica 500 1182 17 754 121-134 126,9 3 131
Térm Biocombustibles 150 155 4 110,4 258-297 287,6 - - RSU 120 - - - - - - Biomasa 100 53 - - - - - PAH 60 10 5 10,6 150-180 162,4 1 1
Geotérmica 30 - - - - - - Solar térmica 25 - - - - - - Biogas 20 - - - - - - Solar Fotovoltaica 20 22 6 20 547-598 571,6 3 7
Total 1025 1422 32 895 - 7 139
65
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resoluciones SE N° 712/09 & 108/11
Resolución SE N° 108/2011
proyectos de generación después de Marzo/2011
Plazo: 15 años (entendibles 18 meses)
Parte Vendedora: Agente con oferta aprobada por la SE
Parte Compradora: MEM representado por CAMMESA.
No tienen Garantía más allá del Fondo de Estabilización.
Régimen aplicable a energía eólica, solar, geotérmica, mareomotriz, hidráulica
hasta 30 MW, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración y
biogás.
Prioridad de pago equivalente a costos variables.
Se suspende su aplicación por Nota MEyM 35/2016
08/08/2016
34
Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N° 712/09
67
Central Eólica
Central Hidroeléctrica
Central Térmica Bio Gas
Central Solar Fotovoltáica
Central Térmica Biomasa
CTBG San Martin 5 MW
CTBG San Miguel 10 MW
CH Luján de Cuyo 1 MW
CH La Lujanita 1,7 MW
CE Loma Blanca IV 50 MW
CSF Cañada Honda I 2 MW
CSF Cañada Honda II 3 MW
CSF Chimbera I 2 MW
CE Rawson I 50 MW
CE Rawson II 30 MW
CTB Tabacal 32 MW
CTB Santa Bárbara 6 MW
GEN. HABILITADOS Eólica 130 MW Hidroeléctrica 2,7 MW Térmica Bio Gas 15 MW Solar Fotovoltaica 7 MW Térmica Biomasa 38 MW Potencia Total 192,7 MW
Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N° 108/11
68
Central Eólica
Central Solar Fotovoltáica
CE EOS Necochea 3,3 MW
CSF San Juan I 1,2 MW
CE Diadema 6,3 MW
CE Arauco 50,4 MW
CE El Tordillo 3 MW
GEN HABILITADOS Eólica 63 MW Solar Fotovoltaica 1,2 MW Potencia Total 64,2 MW
08/08/2016
35
Energía Generada con Recursos Renovables
Fuente 2011 2012 2013 2014 2015 Part
Biodiesel 32,5 170,2 2,2 1,6 0,0 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 23%
Solar 1,8 8,1 15,0 15,7 14,7 1%
Biogas 0,0 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% 1,49%
% tot con H<50 MW 1,29% 1,86% 1,66% 1,89% 1,94%
69
70
08/08/2016
36
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas
Resolución SE 762/2009 Crea el Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas, cuyo objetivo es
incentivar y sostener la construcción de Centrales Hidroeléctricas. La SE establecerá las Obras Hidroeléctricas a ser ejecutadas dentro del
Programa. Habilita la realización de Contratos de Abastecimiento MEM (Res SE N° 220/07
y 200/09) entre CAMMESA y el Agente Generador cuya central sea aprobada por la SE.
La vigencia de los Contratos será de hasta 15 años. Vencido el plazo de vigencia, cada Central Hidroeléctrica podrá comercializar su energía eléctrica, al Precio que se reconozca en cada momento en el MEM.
Resolución SE 932/2011 Incorpora al PROGRAMA NACIONAL DE OBRAS HIDROELÉCTRICAS:
Pte. Néstor Kirchner - Gdor. Jorge Cepernic (1740 MW) [ex Condor Cliff – La Barrancosa]
Los Blancos I y II (485 MW) Chihuido I (637 MW) Punta Negra (60 MW)
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Programa Nacional de Obras Hidroeléctricas
CHIHUIDO 1 HIDRO 637 MW
JORGE CEPERNIC HIDRO 600MW
NÉSTOR KIRCHNER HIDRO 1140MW
LOS BLANCOS 1 HIDRO 320 MW
LOS BLANCOS 2 HIDRO 150 MW
CARACOLES 120 MW E/S
PUNTA NEGRA 60 MW
08/08/2016
37
Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Mecanismos para Viabilizarlas
1. Acuerdo 2008-2011: Invitar a los Generadores a gestionar la
construcción, operación y mantenimiento de nueva generación,
permitiendo obtener una remuneración en 10 años a Libor + 5%,
a través de Contratos con el MEM
2. Acuerdos 2013 / 2014 - Precios basados en costos para vieja
generación, a través de las Resoluciones S.E. N° 95/13, N° 529/14,
482/2015 y S.E.E. 22/2016, o remuneración del 10% en dólares
para el capital propio comprometido, no asociado a la
Remuneración a Fideicomiso.
3. Incentivar Nueva Generación con la Licitación bajo la RES SEE
21/2016
Cubrimiento del Pico Real del SADI (Viernes 22/01/2016 - 14:28 hs)
74
08/08/2016
38
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. 75
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.
76
08/08/2016
39
OBJETIVOS MACROECONOMICOS: Reducción Déficit Fiscal: 2015 7,0% PBI Fin 2016 4,5% 2019 Equilibrio Inflación 2015 32%; 2016 piso de 35% 2017-2019 no mas de un dígito Subsidios Energéticos: 12.000 millones de u$s/año; Importaciones energéticas: 8.000 millones de u$s/año; (GNL; Gas Natural de Bolivia, Derivados Petróleo, Electricidad...)
77
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.
78
08/08/2016
40
Resolución 6 (MINEM) del 25-01-2016
• 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.
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
79
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.
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
80
08/08/2016
41
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.
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
81
El Sector Eléctrico no está en condiciones de satisfacer la
demanda máxima el próximo verano si el crecimiento se
mantiene 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
82
08/08/2016
42
Proyectos en el Mercado Eléctrico
Contratos
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.
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
84
08/08/2016
43
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 Comb Comb Comb
ALBANESI ENERGÍA 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 10 21.900 2385 TG GN GO
GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 3
Nueva ET Cañuelas 132 kV EDESUR - GBA
01/02/2018 46,5 10 20.440 2385 TG GN GO
GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 4
ET Independencia 132kV TRANSNOA - Tucumán
01/07/2017 45 10 21.900 2385 TG GN GO
GENERACIÓN MEDITERRÁNEA 5
ET Independencia 132kV TRANSNOA - Tucumán
01/02/2018 45 10 20.440 2385 TG GN GO
ALBARES RENOVABLES ARGENTINA S.A.
ALBARES RENOVABLES ARGENTINA S.A.
ET Pilar 132kV EDENOR - GBA 31/08/2017 98,6 10 26.900 1920 M GN FO
APR ENERGY S.R.L. APR ENERGY S.R.L. ET Zappalorto 132kV EDENOR - GBA 27/01/2017 93,5 5 23.100 2643 TG GN GO ARAUCARIA ENERGY
ARAUCARIA ENERGY ET Lujan II 132kV TRANSBA - Bs As 01/12/2017 127 10 21.600 2151 TG GN GO
CENTRALES DE LA COSTA
CENTRALES DE LA COSTA I
CT 9 de Julio 132kV EDEA - Mar del Plata - Bs As
01/02/2017 88 10 25.000 2345 TG GN GO
GENNEIA GENNEIA BRAGADO II ET Bragado 132kV TRANSBA - Bs As 01/02/2017 58 10 25.000 2500 TG GN GO INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A.
INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A.
Nueva ET Cañada de Gomez 132kV EPESF - Sta Fe
21/10/2017 64 10 24.950 2010 M GN FO GO
INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A.
Nueva ET Pérez 132kV EPESF - Sta Fe 21/08/2017 76 10 19.950 1976 M GN FO GO
INDUSTRIAS JUAN F. SECCO S.A.
Nueva ET Villa Ocampo 132kV EPESF - Sta Fe
21/08/2017 47 10 24.450 1978 M GN FO GO
METHAX S.A. METHAX S.A. ET Anchoris 132kV DISTROCUYO - Mendoza
31/03/2017 40 10 27.700 2084 TG GNL
PAMPA ENERGIA LOMA DE LA LATA ET Loma de la Lata (P Banderita) 500kV TRANSENER - Neuquén
01/08/2017 99 10 23.300 2020 TG GN
SOENERGY ARGENTINA S.A.
SOENERGY ARGENTINA S.A.
ET Salto 132kV TRANSBA- Bs As 28/02/2017 60 10 26.139 2130 TG GN GO
SPI ENERGY SPI ENERGY ET San Pedro 132kV TRANSBA - Bs As 01/12/2017 103,5 10 18.900 2120 M FO GO SULLAIR ARGENTINA S.A.
SULLAIR ARGENTINA S.A.
Nueva ET Caimancito 132kV TRANSNOA - Jujuy
30/06/2017 89 10 23.900 1950 M GN
YPF-Generación Y-GEN ELÉCTRICA II ET El Bracho 500Kv TRANSENER - Tucumán
31/01/2018 261,3 10 18.600 2248 TG GN
APR ENERGY APR ENERGY - MATHEU
ET Matheu 132kV 10/12/2016 215,5 5 20.930 2745
TG GN GO EDENOR - GBA TG GN GO
TOTAL 1915 21.833
360 GN TG 1436 MW 40 GNL
1036 GN/GO
99 GN/FO M 478 MW 187 3C
104 FO/GO 89 GN
1ª ronda
0
2
4
6
8
10
12
14
16
0
5000
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25000
30000
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om
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CARFIJ
CARVAR
08/08/2016
44
$ 12.000
$ 17.000
$ 22.000
$ 27.000
$ 32.000
$ 37.000
$ 42.000
$ 47.000
0 500 1.000 1.500 2.000 2.500
Cargo Fijo usd/MWmes vs Pot Acum MW
Cargo Fijo ANTERIOR Cargo Fijo NUEVO
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 $ 20 500 $ 8.6 2 093 105
SOENERGY ARGENTINA
S.A.
SOENERGY ARGENTINA
S.A.
RIO TERCERO-PRINCIPAL-C.T. 13 de Julio 132kV EPEC Rio Tercero - Cordoba-TG-GN--
GO 28/02/2017 60 10 $ 21 963 $ 11.5 2 130 165
ARAUCARIA ENERGY
ARAUCARIA ENERGY
MATHEU-PRINCIPAL-ET Matheu 132kV EDENOR - GBA-TG-GN-GO
01/12/2017 254 10 $ 17 800 $ 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 10 $ 20 900 $ 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 10 $ 19 000 $ 7.5 2 500 615
ARAUCARIA ENERGY
ARAUCARIA ENERGY
LAS PALMAS ZARATE-PRINCIPAL-ET Las Palmas 132kV TRANSBA - Zarate - Bs As-TG-
GN-GO 01/12/2017 202 10 $ 17 800 $ 8.0 2 177 817
MSU UGEN TANDIL-PRINCIPAL-Nueva ET Tandil -
Olavarría 132kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 15/11/2017 139 10 $ 19 900 $ 8.5 2 244 956
PAMPA ENERGIA
CPB ENERGIA
PIEDRABUENA-PRINCIPAL-ET Piedrabuena 132kC TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO
01/12/2016 60 10 $ 23 500 $ 12.0 2 622 1 016
MSU UENSA VILLA MARÍA-PRINCIPAL-Nueva ET V. María San Francisco 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN-
GO 15/11/2017 137 10 $ 19 900 $ 8.5 2 248 1 153
EPEC EPEC PILAR-PRINCIPAL-ET Pilar 132kV EPEC-
Córdoba-TG-GN-GO 05/08/2017 89 10 $ 22 950 $ 10.0 2 428 1 242
EPEC EPEC SUROESTE-PRINCIPAL-ET Sudoeste 132kV
EPEC - Córdoba-TG-GN-GO 05/08/2017 89 10 $ 23 250 $ 10.0 2 426 1 331
SOENERGY ARGENTINA
S.A.
SOENERGY ARGENTINA
S.A.
MEDANITO-PRINCIPAL-ET Medanito 132kV TRANSCOMAHUE - Neuquen-TG-GN--GO
31/01/2017 48 10 $ 32 500 $ 15.0 2 708 1 379
PAMPA ENERGIA
CTG ENERGIA
GÜEMES-PRINCIPAL-ET Güemes 132kV TRANSNOA - Salta-TG-GN-GO
01/12/2016 59 10 $ 21 800 $ 12.0 2 611 1 437
SULLAIR ARGENTINA
S.A.
SULLAIR ARGENTINA
S.A.
CEVIL POZO-ALTERNATIVO-ET Cevil Pozo 132kV TRANSNOA - Tucumán-MG-GN-FO
31/08/2017 80 10 $ 23 900 $ 14.5 1 994 1 517
08/08/2016
45
Res SEE N° 21 - 2ª Ronda ofertas
0,00
2,00
4,00
6,00
8,00
10,00
12,00
14,00
16,00
18,00
20,00
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
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Adjudicados 2da Ronda
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2,00
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CARFIJ
CARVAR
08/08/2016
46
Caimancito 89 MW (M GN)
Independencia 45 + 45 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)
Renova 165 MW (TG GN,GO)
Anchoris 40 MW (GNC)
Pilar 99 , San Pedro 104 MW (M GN,
FO),
Zappalorto 94 , Luján II 127 MW (TG
GN, GO)
Salto 60 MW, Cañuelas 93 + 47 MW (TG
GN, GO)
Matheu 216 MW (TG GN, GO)
Bragado 58 MW (TG GN, GO)
Mar del Plata 88 MW (TG GN,
GO)
Planicie Banderita 99 MW (TG
GN)
Rio III 60 MW (TG GN, GO)
Las Palmas 202 MW (M GN, GO,
FO)
Matheu 254 MW (TG GN, GO)
Bragado III 58 MW (TG GN, GO)
Rojo 138 MW (TG GN, GO)
Tandil 139 MW (TG GN, GO)
Loma Campana 105 MW (TG GN)
Decreto 531 /2016
Régimen de fomento Nacional para el uso de Fuentes renovables de
energía destinada a la producción de energía eléctrica (Reglamentación
ley 27.191)
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.
Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico
92
08/08/2016
47
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 GWh 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
Cumplimiento EERR
93
La matriz eléctrica
94
08/08/2016
48
Objetivos
• Moderar la demanda
• Incrementar la eficiencia
• Expandir la oferta
• Fortalecer la seguridad del suministro
• Incrementar la capacidad de enfrentar el futuro energético
• Cuidar el ambiente
95
96
Desafíos Futuros
Medios
Aumentar la producción
convencional
Reducir el consumo
energético promoviendo
el uso racional
Explotar tight y shale
Importar Gas Natural
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
Inflación / Aspectos Socio Culturales
Déficit fiscal
Situación Precios Relativos Tarifas
Baja elasticidad de la demanda
Reservas escasas, yacimientos
agotados
Escasez relativa de divisas
Asegurar el
suministro de
energía a la
población, de forma
ambientalmente
sustentable y al
menor costo
económico y social.
Objetivo Obstáculos
Mejorar redes de
transporte y distribución
08/08/2016
49
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
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
97
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 2016-2030
98
08/08/2016
50
Es bueno vitorear a la patria,
pero es mejor ayudarla a vivir,
Contribuyendo a su progreso y bienestar.
Enrique Carlos Alberto Mosconi –
Feb/1928
99 (21 de febrero de 1877 - 4 de junio de 1940)
100
