Módulo Interdisciplinario Emergencia Económica, Crisis Energética Y Cambios Regulatorios

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

2. NOA NEA BUENOS AIRES 12,4 % LITORAL CENTRO COMAHUE 3,8% AREA METROPOLITANA CUYO PATAGONIA 4,8% BUENOS AIRES NOA 6,6% COMAHUE NEA 4,5% AREA METROPOLITANA 41,8% PATAGONICO CENTRO 8,1% LITORAL 12,3 % CUY0 5,8% Fuente: Secretaría de Energía Distribución TerritorialDe La Demanda

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

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

5. Fuente: CAMMESA Evolución De La Energía Generada Por Fuente

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

7. $/MWh Oferta Intervalo de Equilibrio Dinámico Demanda MW 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.

8. Áreas Críticas En Distros YCongestión En EETT De EAT

9. Ciudades Con Riesgo DeColapso Ante Falla Simple

10. La Curva J De La Demanda

11. Fuente: Cammesa Gas Natural Reservas Y Abastecimiento Eléctrico

12. MW . 25000 Restricciones Generación + Transporte 20000 (Brasil 2000 MW) 15000 10000 Potencial crisis de desabastecimiento 5000 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 Potencia firme Potencia instalada Demanda real Demanda proyectada 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.

13. MEM – Cierre Provisorio 2003

14. Situación Generación Térmica

15. Precios Y Costos En El MEMSemana De Marzo 04 Precios Sancionados Por Resolución SE 240 Costos Marginales

16. Fuente: Cammesa 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

17. Riesgos De AfectaciónA La Calidad • Tipos de Afectación: • Falta de capacidad: • Largos períodos con racionamiento • Externalidades • Macrocortes: • Eventos no controlados, de corta duración y con suficiencia. • Externalidades • Interrupciones distribuidas • Afectan de diversas maneras los atributos de la calidad del servicio • Efectos sobre los usos finales

18. Plan Energético Nacional2004 - 2008 MEDIDAS EN EJECUCIÓN

19. Plan Energético Nacional2004 - 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

20. Plan Energético Nacional2004 - 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

21. Plan Energético Nacional2004 - 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

22. Plan Energético Nacional2004 - 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

23. Plan Energético Nacional2004 - 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

24. Plan Energético Nacional2004 - 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

25. Plan Energético Nacional2004 - 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

26. Plan Energético Nacional2004 - 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

27. Plan Energético Nacional2004 - 2008 MEDIDAS A IMPLEMENTARSE EN EL CORTO Y EN EL MEDIANO PLAZO

28. Plan Energético Nacional2004 - 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

29. Plan Energético Nacional2004 - 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 $ • Plazo de obra: 36 meses • LAT 500 kV NOA – NEA • Inversión Estimada: 684.4 MM $ • Plazo de obra: 36 meses • LAT 500 kV P. Madryn - Pico Truncado - Río Gallegos • Inversión Estimada: 754,0 MM $

30. Plan Energético Nacional2004 - 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

31. Plan Energético Nacional2004 - 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

32. Plan Energético Nacional2004 - 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

33. Plan Energético Nacional2004 - 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

34. TÉRMICAS LITORAL TERMOANDES BOLIVIA YACYRETA COTAS 78 Y 83 ATUCHA II RED DE TRANSPORTE ASEGURAR GN Y FUELL OIL Estrategias De GestiónDe La Crisis

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

36. Readaptación del MEMACUERDO 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

37. Readaptación del MEMACUERDO 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.

38. Readaptación Del MEMSegmentación Del Abastecimiento Generación Remuneración Demanda Residencial 35% Costo Marginal Térmico del sistema con plena disponibilidad de gas a los precios abril de 2004 (actualización anual) Generación del Estado Nacional Generación Hidráulica Consumos Generales  10 kW + Alumbrado Público 17% 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)

39. Generación NOA + Transporte Yacyreta Cota 78 + Transporte Yacyreta Cota 83 + Transporte Atucha II Fuente: Cammesa 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