ENERGIA SUSTENTABLE DESAFIOS

Transcripción

1 Ing. Esteban Hund Gerente General Edet S.A. SEMINARIO CONSEJO MUNDIAL DE ENERGÍA ENERGIA SUSTENTABLE DESAFIOS TUCUMAN MAYO DE 2004 Buenos Días. La presentación que realizaremos a continuación tiene como objetivo plantear en forma resumida la problemática relacionada con el abastecimiento de energía eléctrica en la región del Noroeste, focalizando la atención en lo referente a la que ocurre con la generación y el transporte de alta tensión. 1

2 INFRAESTRUCTURA en el NOA 2 En este sentido, comenzaremos describiendo en forma sintética la infraestructura del sistema eléctrico de la región, recordando que principalmente nos referiremos a las etapas de generación y transporte. 2

3 Infraestructura NOA - Generacion 9 empresas 21 centrales Potencia Instalada (MW) C. Combinado: 828 Turbo Gas: 446 Turbo Vapor: 261 Diesel: 4 Hidráulico: 210 TOTAL: Hidráulico 12% DI 0% TV 15% TG 26% CC 47% Demanda máxima registrada: MW 3 Así, en lo que al sector de la generación se refiere, destacamos que el mismo está conformado por 9 empresas que operan 21 centrales generadoras entre las que se incluyen tanto centrales hidráulicas como térmicas. La potencia instalada declarada en el informe mensual de marzo de 2004 publicado por CAMMESA alcanza los MW, de los cuales el 82% corresponde a generación térmica y el 12% a generación hidráulica. Asimismo, el 47% corresponde a centrales de ciclo combinado, el 26% a centrales turbo gas y el 15% a centrales turbo vapor. Se destaca el importante polo de generación ubicado en El Bracho, donde las cuatro centrales concentran una potencia de MW, lo que representa más del 60% de la potencia instalada en el sistema. 3

4 Cabe destacar que la demanda máxima registrada es de MW, lo que permite que la potencia instalada en el NOA convierta a la región en exportadora de energía eléctrica durante gran parte del tiempo. Infraestructura Nacional - Generación Participación del NOA Potencia Instalada (MW) GBA-LIT-BA: COMAHUE: CENTRO: NEA: NOA: CUYO: TOTAL: GB-LI-BA 43,8% CUYO 6,0% NOA 7,6% NEA 8,1% COM 25,2% CENTRO 9,4% Demanda máxima registrada: MW 4 En esta lámina podemos apreciar que la potencia instalada en nuestra región representa el 7,6% de la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), la que asciende a MW. Respecto de la potencia instalada en el SADI, destacamos que el 44% se encuentra en el área del GBA Provincia de Bs.As. Litoral, concentrando la región del COMAHUE un 25% de la misma. Sobre el particular, consideramos importante destacar que la demanda máxima registrada en el sistema es de MW, y corresponde al mes de abril próximo pasado. 4

5 Infraestructura NOA - Transporte 1 Transportista por Distribución Troncal TRANSNOA 1 Transportista independiente EDESA Instalaciones Líneas de Alta Tensión 132 kv (km) Capacidad de Transformación AT/MT (MVA) Estaciones Transformadoras AT/MT Respecto del sistema de transporte, destacamos que este servicio público es prestado por una Transportista de Distribución Troncal, cuya concesión se encuentra a cargo de TRANSNOA S.A. desde el año Asimismo, existe un transportista independiente a cargo de la operación y mantenimiento de una línea de 132 kv en la provincia de Salta. El sistema de transporte regional del NOA es el más extenso del País, contando con más de km. de líneas de Alta Tensión en 132 kv, más de 1600 MVA de capacidad de transformación AT/MT dispuestos en 46 Estaciones Transformadoras. 5

6 Infraestructura Nacional - Transporte El Bracho Recreo NOA NEA Línea de 500 kv km Línea de 330 kv km Línea de 220 kv km Línea de 132 KV km TOTAL km CUYO COMAHUE CENTRO LITORAL GBA BUENOS AIRES NOA: 13% de la totalidad de km de líneas instalados PATAGONICO 6 En el mapa que vemos en pantalla se dispone en líneas de color rojo el Sistema de Transporte de Alta Tensión concesionado a la empresa TRANSENER S.A. el que opera con una tensión de 500 kv. Se puede apreciar las características radiales del mismo, lo que constituye una de sus principales debilidades. Asimismo se resume en una tabla la totalidad de km. de líneas de transporte instalados en el País, el que asciende a km., de los cuales el 13% se encuentra en el NOA. 6

7 Infraestructura NOA - Transporte Conexión con el Sistema Argentino a través de 2 Estaciones Transformadoras 500 kv/132 kv El Bracho: 2 x 300 MVA Recreo: 2 x 150 MVA Instalaciones operadas por la Transportista de Alta Tensión (TRANSENER) 7 Respecto de la interconexión del sistema de transporte regional con el sistema de transporte de alta tensión, corresponde manifestar que la misma se realiza a través de 2 estaciones transformadoras de 500/132 kv. La más importante se encuentra en El Bracho y está equipada con dos transformadores de 300 MVA. La segunda conexión se encuentra en Recreo y consta de dos transformadores de 150 MVA. Estas instalaciones forman parte del sistema de alta tensión y por lo tanto son operadas por TRANSENER S.A. 7

8 Infraestructura NOA - Distribución 6 Empresas Distribuidoras Más de empleados directos km de redes ; MVA de transformación instalados Por las que circulan más de GWh año Inversiones por más de $400 Millones Mejora sustancial en la calidad del servicio Tarifas decrecientes 8 El servicio público de distribución y comercialización de energía eléctrica es prestado por 6 empresas distribuidoras, una por cada provincia. Sobre este punto aclaramos que desde el punto de vista del sistema eléctrico, el NOA comprende las provincias de Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja. Realizada esta aclaración destacamos las siguientes características de la distribución:! estas empresas brindan más de empleos directos;! las mismas operan km. de redes y administran MVA de capacidad instalada de transformación;! por esas instalaciones circulan más de GWh por año;! desde el inicio de la gestión se produjeron sustanciales mejoras en la calidad del servicio, hecho que puede verificarse objetivamente en los indicadores diseñados para tal fin;! y, por último, las tarifas de prestación del servicio actuales son inferiores a las inicialmente dispuestas por los Estados Provinciales. 8

9 DEMANDA Más de de clientes Crecimiento sostenido en energía y potencia En general, elasticidad respecto del PBI superior a la unidad Año 2003: fuerte recuperación 10,5% energía 10,7% potencia ENERGIA POTENCIA % % GWh % 8% 6% 4% 2% MW ,1 687,3 890,8 903,9 842,1 980,4 980,8 989, % 12% 10% 8% 6% 4% 2% AÑO 0% AÑO 9 0% Para finalizar con esta breve descripción del sistema eléctrico regional, es importante transmitir algunos conceptos relacionados con la demanda. La misma está constituida por más de de clientes y, en los últimos años, presenta las siguientes características:! en primer lugar registra un crecimiento sostenido tanto en energía como en potencia;! en segunda lugar, la elasticidad de la demanda respecto del PBI es, en general mayor a la unidad. En definitiva, la demanda de energía y potencia crece aún en épocas de contracción económica, y la tasa de crecimiento es, en general, superior a la del PBI. 9

10 En los gráficos se observa la evolución de la demanda del NOA de energía a la derecha, y de potencia a la izquierda, donde, como puede apreciarse, se verifican las características antes mencionadas. Un hecho destacable lo constituye la importante recuperación de ambas variables durante el año 2003, registrándose incrementos superiores al 10%, es decir más de un 1% superior al crecimiento del PBI. Estos indicadores advierten sobre la necesidad de la realización continua de inversiones en el sistema eléctrico para acompañar al crecimiento de la demanda, y por lo tanto la recuperación económica del País. PRINCIPALES PROBLEMAS 10 Finalizada esta acotada descripción del sistema eléctrico regional, ingresamos en un capítulo donde enunciaremos los principales inconvenientes por los que atraviesa esta industria, concentrando el análisis en los sectores de generación y transporte. 10

11 Problemas - Generación Dificultades en el abastecimiento de combustible Producción insuficiente: originada en la señal de precios en el mercado de gas Saturación en la red de transporte de gas Potencia indisponible por falta de combustible en la región 420 / 833 MW 24 / 48 % de la potencia instalada 11 Problemas - Generación Dificultades en el abastecimiento de combustible Producción insuficiente: originada en la señal de precios en el mercado de gas Saturación en la red de transporte de gas Potencia indisponible por falta de combustible en la región 420 / 833 MW 24 / 48 % de la potencia instalada Las centrales térmicas del NOA no pueden utilizar un combustible alternativo 12 11

12 En este sentido, y como es de público conocimiento, uno de los principales problemas a los que se enfrenta el sector de generación se origina en otro sector de la economía, cual es el de producción de gas natural. En efecto, las centrales del NOA que utilizan este tipo combustible no disponen del mismo por dos razones:! en primer lugar, existe un déficit de producción originado en la débil señal de precios que brinda el mercado de gas natural.! en segundo lugar, se verifican insuficiencias en la red de transporte de gas manifestadas a través de la saturación de los principales gasoductos. Como consecuencia de esta situación, en la región se registraron en los últimos meses indisponibilidades de generación de entre el 25% y el 50% de la potencia instalada, hecho que resulta más que preocupante si consideramos que estas restricciones se produjeron en la época del año de menor consumo de gas natural por parte de los usuarios residenciales. Existe un agravante que debemos tener presente cuando se discute respecto de esta problemática y para definir respecto del destino del escaso gas natural disponible:! Las centrales térmicas del NOA no pueden utilizar un combustible alternativo. En otras palabras, sin gas natural para las centrales no habrá generación local y por lo tanto no será posible alimentar al 100% de la demanda de la región. 12

13 Problemas - Generación Paralización de las inversiones Incorrecta señal de precios de electricidad Precios Monómicos Spot Potencia Instalada $/MWh - U$S/MWh AÑO MW AÑO El sistema necesita incorporar MW por año para atender el crecimiento de la demanda 13 Otros de los inconvenientes de este sector de la industria eléctrica lo constituye la paralización de las inversiones en nuevas centrales. Este problema tiene su origen en deficiencias en la regulación que brindaron una incorrecta señal de precios. Estas deficiencias fueron analizadas por las autoridades y los agentes del mercado, originando una serie de modificaciones regulatorias conocidas como Reformas de Segunda Generación, las que fueron suspendidas por la emergencia institucional y económica de fines del año En el gráfico de la izquierda se presenta el precio monómico medio anual del mercado spot desde la transformación del sector en 1992 hasta el año 2002, expresado en $/MWh en barras naranjas y en U$S/MWh en barras verdes. Como puede observarse, el precio presenta una disminución del 50% hasta el año 2001, alcanzando valores del orden de los 23 U$S o $/MWh. A estos precios no resulta rentable la instalación de nuevas centrales. 13

14 Por otra parte, la devaluación de la moneda y el no reconocimiento de los reales costos de producción en los precios, agravaron más la situación a partir del año Como consecuencia de lo anterior, en el gráfico de la derecha podemos ver la impactante evolución de la capacidad instalada expresada en MW hasta el año 2001, período durante el cuál se produjo un importante ingreso de nuevas centrales de última generación principalmente de ciclo combinado que permitieron absorber el importante incremento de la demanda registrado durante la década del 90. Por las razones antes expuestas, lamentablemente, desde del año 2002 esta tendencia se revierte, finalizando el crecimiento del parque de generación. Cabe destacar que, considerando un crecimiento razonable de entre un 5% y 6% de la demanda, Argentina necesita instalar un promedio de MW de potencia por año. Recordemos que una central térmica entra en servicio en no menos de 1 año y medio una vez decidida la inversión. 14

15 Problemas - Generación Aprovechamiento inadecuado de la capacidad instalada Debilidad estructural del sistema de transporte eléctrico Ejemplos Limitaciones para transmisión desde El Bracho hacia el NOA norte. Dependencia de C.T. Güemes Capacidad limitada de evacuación de potencia desde el nodo Güemes - Cobos (condiciona acceso de Termoandes) 14 Otro inconveniente de la generación lo constituye el inadecuado aprovechamiento de la capacidad instalada en la región como consecuencia directa de debilidades estructurales en el sistema de transporte, las cuales trataremos posteriormente. Como ejemplos de esta afirmación podemos mencionar la imposibilidad de transmitir toda la potencia requerida por el NOA Norte (Salta y Jujuy) desde el Bracho, donde se concentra el mayor polo de generación de la región y donde se encuentra la conexión en 500 kv con el resto del sistema. Esta situación genera la dependencia de la subregión del NOA Norte de la generación local, muchas veces involucrando costos muy superiores a los de mercado. Asimismo en el nodo Güemes Cobos en la Provincia de Salta, la capacidad de transporte es insuficiente para permitir la evacuación simultánea de la potencia de las centrales Güemes y Termoandes, en caso de concretarse el acceso de esta última al Mercado argentino. 15

16 Problemas - Transporte Saturación de líneas Aún en condición de sistema completo (condición N ) Límite de equipos superados Principalmente T.I. Apartamiento de las bandas de Tensión El Bracho Recreo Güemes 15 Trataremos a continuación la problemática del sistema de transporte regional. En este caso encontramos importantes inconvenientes entre los que se destacan:! la saturación de líneas aún en condición de sistema completo o condición N.! La necesidad de reemplazar equipos cuya capacidad se encuentra superada, principalmente Transformadores de Intensidad.! El funcionamiento del sistema con apartamientos de las bandas de tensión superiores a los permitidos durante un gran número de horas: en especial en las barras de Recreo, El Bracho y Güemes. 16

17 Algunos ejemplos A continuación veremos algunos ejemplos de las debilidades del sistema de transporte. Debilidades Salta - Jujuy Grandes distancias entre Bracho - Güemes y Güemes - Tartagal Operación fuera de banda de tensión en extremo norte Nodo Güemes (control tensión) 300 Km Sin generación en Güemes se produce colapso en NOA NORTE (Salta - Jujuy) 300 Km ET El Bracho 500 KV Fuente: Transnoa 17 En esta lámina se destacan los puntos donde se realiza el control de tensión, es decir los nodos El Bracho y Güemes. Las grandes distancias involucradas hacen necesario elevar la tensión en estos puntos a los valores máximos permitidos, para obtener en el extremo opuesto un nivel de tensión aceptable. 17

18 Generación de C.T. Güemes Se requiere despacho de al menos 120 MW (aprox. 45% de la cap.instalada) Su indisponiblilidad conduce a una restricción del 50% de la demanda del NOA Norte Debe agregarse generación de Palpalá, San Pedro, Las Maderas 18 La configuración del sistema presentada en la lámina anterior implica la necesidad de al menos 120 MW de generación en Güemes para evitar restricciones a la demanda de considerable magnitud en el NOA Norte, es decir en las Provincias de Salta y Jujuy. Adicionalmente, se necesita de generación en otros puntos para realizar el control de tensión en el extremo norte de la provincia de Salta, como por ejemplo la obtenida de las pequeñas centrales de Palpalá y San Pedro. Asimismo, se requiere de generación hidráulica en Las Maderas para reforzar el abastecimiento de la capital de la provincia de Jujuy. 18

19 Debilidades Salta - Jujuy Saturación LAT Campo Santo - Salta Sur Saturación LAT Güemes - San Juancito Sin Cabra Corral: SATURACION En condición N SATURACION Abastecimiento de San Salvador de Jujuy comprometido Fuente: Transnoa 19 Se observa en esta figura la saturación del vínculo Güemes San Juancito aún en condición N, lo que compromete el abastecimiento de la capital de la Provincia de Jujuy que no cuenta con alternativas al estar alimentada en forma radial. Asimismo destacamos la saturación del vínculo Campo Santo Salta Sur. 19

20 Debilidades S.M. de Tucumán Saturación LAT Bracho -Cevil Pozo Para evitar cortes se necesita genreración en Güemes (120 MW mínimo) Sobrecarga LAT Bracho - Cevil Pozo Avellaneda Saturación LAT Bracho - Estática por pérdida del vínculo Bracho - Independencia Sobrecarga LAT Bracho - Estática Fuente: Transnoa 20 En la zona del Gran San Miguel de Tucumán se destacan las sobrecargas en los vínculos Bracho Cevil Pozo, que abastece principalmente a Salta y Jujuy y la línea Bracho Estática ante la salida del vínculo Bracho Independencia. Estos últimos de gran importancia en el abastecimiento de la capital de la nuestra Provincia. 20

21 Debilidades Tucumán - Santiago SATURACION LAT Ind.- Agua Blanca LAT Independencia - Agua Blanca: Insuficiente capacidad de transporte. Pérdida LAT Bracho Río Hondo produce sobrecarga Requiere corte de 70 MW Santiago - La Banda Insuficiente capacidad de transformación. Operación fuera de banda de tensión Insuficiente capacidad de transformación Zona Santiago - La BAnda Fuente: Transnoa 21 En esta gráfica destacamos que el abastecimiento de Santiago del Estero y La Banda también se encuentra comprometido, al requerir una nueva línea de interconexión con El Bracho y un incremento en la capacidad de transformación por encontrarse la misma superada. Cabe destacar que los trámites para el inicio de estas obras fueron iniciados por la Distribuidora de esa provincia, los cuales fueron suspendidos como consecuencia lógica de la emergencia económica. 21

22 Debilidades Sur de Tucumán Corredor Independencia - Villa Quinteros SATURA por incremento de demanda SATURA Fuente: Transnoa 22 Continuando con los ejemplos, el corredor Independencia Villa Quinteros necesita ser ampliado para permitir absorber los altos crecimientos de demanda registrados. Este corredor alimenta el sur de la Provincia de Tucumán. 22

23 En Síntesis... Se producen saturaciones de vínculos fundamentales. Existen Estaciones Transformadoras operando al límite de su capacidad. El abastecimiento del NOA Norte depende de la generación local. Existen capitales de provincia comprometidas en término del prolongado desabastecimiento post falla: San Salvador de Jujuy Santiago del Estero 23 En síntesis, las necesidades son importantes y los tiempos se aceleran al ritmo del crecimiento de la demanda. Se necesita incrementar la capacidad de los vínculos saturados y de las estaciones transformadoras que operan al límite de su capacidad. Es imprescindible solucionar el problema de abastecimiento del NOA Norte y fundamentalmente robustecer la alimentación de ciudades importantes como San Salvador de Jujuy y Santiago del Estero. Las señales regulatorias provenientes del marco vigente hasta la fecha no fueron eficientes en lo que respecta a la incentivación para realizar obras de transporte. Esta situación comenzó a ser rectificada antes de la crisis del 2002, siendo necesario efectivizar los cambios a la brevedad posible. 23

24 PROPUESTAS 24 Ahora bien, una vez presentados los problemas se hace necesario plantear alternativas posibles de solución a los mismos, considerando propicio este ámbito para ello. Como solucionar el problema de la generación...? Solucionar el problema de abastecimiento de gas natural. iniciar la recomposición del precio del gas en boca de pozo incentivar las inversiones en exploración y producción definir una política energética de largo plazo mantener una coherencia regulatoria respetar la seguridad jurídica Las centrales térmicas del NOA no pueden utilizar un combustible alternativo 25 Comencemos entonces con la generación y en particular con el abastecimiento de gas natural a las centrales eléctricas. 24

25 En este sentido entendemos que no queda otro camino que iniciar la recomposición del precio del gas en boca de pozo de manera tal de incentivar las inversiones en exploración y producción. Los decretos emitidos por el Poder Ejecutivo de la Nación se encuentran orientados en esta dirección. Por otra parte, es necesario definir una política energética de largo plazo y mantener una coherencia regulatoria. Estas condiciones son imprescindibles cuando se trata de inversiones intensivas en capital, con largos períodos de amortización. Asimismo, el respeto de la seguridad jurídica es un requisito imprescindible en este tipo de emprendimientos. No hacerlo de esta manera paraliza el flujo de inversiones e incrementa el costo del capital a causa del mayor riesgo, perjudicando a la economía de la Nación en su conjunto. Recordemos además, que las centrales térmicas de la región no tienen posibilidades de utilizar combustibles alternativos: sin gas natural se debilita el abastecimiento de energía eléctrica. 25

26 Como solucionar el problema de la generación...? Realizar las ampliaciones de transporte de gas fideicomiso garantizado con aportes de productores, centrales eléctricas y grandes usuarios Existen dificultades en obtener el concurso de todos los interesados en la estructura del Fideicomiso 26 Sobre la problemática del transporte de gas, entendemos que debe constituirse un fideicomiso para la realización de las obras, el cual debe garantizarse con aportes de productores, centrales y grandes usuarios. En este caso debe trabajarse intensamente en la solución de los problemas que implica obtener el concurso de los interesados en la estructura de este fideicomiso. 26

27 Como solucionar el problema de la generación...? Optimizar la utilización de la capacidad instalada eliminar las restricciones de transporte eléctrico Recrear las condiciones para invertir iniciar en el corto plazo la recuperación del precio de la energía eléctrica: los precios deben al menos cubrir los costos y otorgar un rentabilidad razonable al inversor liberar el precio spot: brindar fuerte señales de inversión mantener la seguridad jurídica y la previsibilidad 27 regulatoria De manera análoga a lo planteado para el gas, deben eliminarse las restricciones de transporte eléctrico. Consideramos de suma importancia la necesidad de recrear las condiciones para invertir. En este sentido, proponemos como primera medida iniciar la recuperación del precio de la energía eléctrica, más aún cuando el propio Estado Nacional reconoce a través de la resolución 93/04 de la Secretaría de Energía que los precios actuales no cubren los costos de producción. Sobre el particular debemos decir que los precios no sólo deben cubrir los costos, sino también proporcionar una rentabilidad razonable al inversor. Esta recuperación de los precios debe conducir en forma paulatina a la liberación de los precios spot, de donde surgirá una fuerte señal para invertir. 27

28 Por último, consideramos una vez más que lo más importante es definir una clara política energética, brindar una coherencia y previsibilidad regulatoria y respetando la seguridad jurídica. Que hacer con el transporte...? Modificar la regulación sobre ampliaciones de transporte Claramente un punto negativo del modelo de transformación. Se requiere una planificación nacional y regional de acuerdo a la potencialidad de desarrollo de la actividad de cada región. Complementariamente, es necesario fortalecer los incentivos a la inversión privada de riesgo Ejemplo: Plan Federal de Transporte 28 Respecto del Transporte, entendemos que es necesario realizar una reingeniería regulatoria que incentive la realización de las obras necesarias. Para ello se requiere una planificación nacional y regional que tenga en cuenta la potencialidad de desarrollo de las diferentes actividades de cada región. Paralelamente, se deben fortalecer los incentivos a la inversión privada de riesgo, siendo complementada por la inversión estatal en los casos que sea necesario. Como ejemplo de esto último destacamos el Plan Federal de Transporte lanzado por el Consejo Federal de Energía y la Secretaría de Energía de la Nación en el año 1998, y cuya primera obra se encuentra en ejecución. 28

29 Que hacer con el transporte...? En este sentido, se deben definir los términos del Plan Regional de Transporte que lidera el C.F.E.E. Comité Regional integrado por las Provincias, los Entes Reguladores y los agentes del MEM Listado de obras definitivo Elencamiento Determinación del financiamiento Garantías 29 Entendemos que deben acelerase las definiciones de los términos del Plan Regional de Transporte liderado por el Consejo Federal de Energía. En este sentido, Comités Regionales integrados por las Provincias, los Entes Reguladores y los agentes del MEM deben definir y priorizar el listado de obras definitivo, diseñar la ingeniería financiera y gestionar fuentes de financiamiento, ofreciendo para ello las garantías necesarias. 29

30 Plan Regional de Transporte Obras necesarias, ejemplos 30 Estas tareas ya se vienen desarrollando en las distintas regiones desde el año pasado. A manera de ejemplo mencionamos algunas de las obras más importantes identificadas como necesarias en el corto y mediano plazo para la región del NOA. Soluciones Salta - Jujuy LAT 132 KV Jujuy Sur-Jujuy Norte ET Jujuy Norte ET Palpala ET Libertador Desarticulación T C.Santo LAT 132 KV Güemes-Salta Norte LAT 132 KV Güemes-Las Maderas Jujuy Norte ET Pichanal 220/132/33 KV LAT Güemes-Pichanal 220 KV Km E.T. San Juancito 500/132 KV Ros.de la Frontera LAT Bracho S.Juancito 500 KV Fuente: Transnoa El Bracho ET Rosario de la Frontera 132 KV 31 Líneas Güemes Las Maderas; Güemes Salta Norte y Güemes Pichanal; 30

31 Repotenciaciónes de las EE.TT. Palpalá y Libertador; Construcción de las EE.TT. definitivas en Tartagal, Orán y Rosario de la Frontera; Si bien forma parte del Plan Federal de Transporte, se incluye en esta gráfica la línea de 500 kv entre el Bracho y San Juancito. Soluciones S.M. de Tucumán 2º terna LAT Bracho C. Pozo Avellaneda Ayacucho CAS Ave-Aya-Est ET Ayacucho LAT T.Oeste-Independencia ET Manantial Manantial Dos campos 132 KV en ET Independencia Cable Armado Subterraneo Independencia- Estática Villa Quinteros Fuente: Transnoa 32 En la zona de San Miguel de Tucumán, la construcción de la 2º terna Bracho Cevil Pozo; El tendido del Cable Subterráneo entre Independencia y Avellaneda, pasando por la Estación Estática; la construcción de la E.T. Ayacucho la construcción de la línea Independencia Oeste y de la E.T. Manantial. 31

32 Soluciones Sur de Tucumán LAT Independeica - Villa Quinteros Fuente: Transnoa 33 Para alimentar el sur de la Provincia de Tucumán, la construcción de la línea Independencia Villa Quinteros; 32

33 Soluciones Santiago del Estero Ampliación ET Pueblo Viejo LAT 132 KV Bracho La Banda E.T Sgo. Oeste Quimili Ampliación ET Santiago Centro Fuente: Transnoa 34 Para reforzar la alimentación de Santiago del Estero, la construcción de la línea Bracho La Banda; la ampliación de la E.T. Santiago Centro y la construcción de la E.T. Santiago Oeste; 33

34 En Síntesis... Es necesario reforzar los corredores que saturan por incremento de demanda. Se debe repotenciar estaciones transformadoras importantes. Debe solucionarse el problema de abastecimiento del norte de Salta y del NOA Norte. Deben reforzarse alguno vínculos del Gran San Miguel de Tucumán. Es imprescindible mejorar la situación de San Salvador de Jujuy y Santiago del Estero. 35 Las obras mencionadas son algunos ejemplos de listado de necesidades identificadas. Como puede apreciarse, los requerimientos son importantes y pueden resumirse en los conceptos vertidos en esta lámina entre los que destacamos el fortalecimiento del abastecimiento del NOA Norte, del Gran San Miguel de Tucumán, San Salvador de Jujuy y Santiago del Estero. 34

35 Listado Preliminar de Obras Necesarias Montos estimados de inversión (miles de U$S) Prioridad 1 Prioridad 2 Prioridad 3 Sin Asignar TOTAL JUJUY SALTA TUCUMÁN CATAMARCA SANTIAGO DEL ESTERO TOTAL Propuesta: garantizar financiación mediante fondo fiduciario formado por un alícuota en las facturas de energía 36 El listado de obras necesarias para la región fue valorizado en forma preliminar, como así también las empresas distribuidoras realizaron un primer relevamiento de las mismas. Como se observa en el cuadro, la totalidad de las obras propuestas implica un costo de aproximadamente $123 millones de dólares, de los cuales $50 millones corresponden a obras de primera prioridad. Evidentemente, la concreción de un plan de obras que involucra montos tan significativos como los mencionados implica, a nuestro entender, la constitución de un fondo fiduciario formado por una alícuota en las facturas de energía de todos los usuarios de la región. En otras palabras, debe estampillarse el costo del plan. 35

36 Fondo Fiduciario: ejemplo Obras a realizar Monto miles U$S Tipo de cambio $/U$S 3 Monto miles $ Calculo del Canon Plazo años 15 Tasa % 10% Canon anual Recaudación Fondo Fiduciario Energía anual NOA GWh Alícuota Fondo Fiduciario $/MWh 2,0 Recaudación anual miles $ Incidencia en la factura media residencial Consumo mes kwh 200 Aporte al Fondo Fiduciario $ 0,40 Incremento % 2,0% 37 A manera de ejemplo, resulta útil realizar un ejercicio simple como el que se presenta en esta lámina, el cual permite dimensionar los alcances de la propuesta antes realizada Allí se observa que, con un incremento de 2,0 $/MWh en el costo de abastecimiento, es posible financiar un plan de obras de $20 millones de dólares, considerando un plazo de amortización del crédito de 15 años a una tasa del 10% anual. Lo importante es destacar que el impacto en la tarifa del usuario residencial medio es de sólo $0,40 centavos por mes. 36

37 Hay que tomar acciones inmediatas... La puesta en servicio se produce a los 3 años de iniciados los trámites Decisión de Inversión HOY Elaboración del proyecto. Audiencia Pública. Elaboración del Pliego de Condiciones. Licitación. 12 meses Compromiso de inversión 6 meses Plazo aproximado de ejecución de la Obra 18 meses Habilitación Comercial Fuente: Transnoa 38 De manera análoga a lo que ocurre con la instalación de las centrales eléctricas, la puesta en servicio de líneas de transporte de alta tensión demora al menos 3 años desde la decisión de inversión. Si consideramos las tasas de crecimiento de la demanda que se registran a medida que la economía se recupera, sumado a las necesidades de obras antes descriptas, podemos concluir que no es posible demorar las soluciones. 37

38 La pasividad atenta contra la recuperación Crisis de BRASIL (2001) Reducción del PBI de 2,85%. Pérdidas por U$S millones Crisis de California (2000) Pérdidas por U$S millones Apagón Costa NE de EEUU y Canadá (2003) Pérdidas por U$S millones Apagón de Londres (2003) Pérdidas por U$S 500 millones Apagón de Suecia y Dinamarca (2003) Pérdidas por U$S 700 millones Fuente: FUNDELEC 39 La pasividad atenta contra la recuperación del País y además es muy costosa. Existen sobrados ejemplos del fuerte impacto que sobre la economía produce una crisis energética. En la lámina observamos cifras de casos reales y recientes que hablan por sí mismas. Destacamos lo sucedido en Brasil durante el año 2001, donde la crisis energética produjo una reducción del PBI de 2,85%, es decir U$S millones de pérdidas. 38

39 Objetivo: La Integración Energética del NOA con Chile, Bolivia y Brasil 40 Consideramos de suma importancia mencionar algunos conceptos relativos a la integración energética del NOA con Chile, Bolivia y Brasil, en el entendimiento que este tema debe constituirse en uno de los objetivos principales en el mediano plazo. Es necesario avanzar hacia la integración energética con los países limítrofes... Profundizar las Interconexiones Eléctricas Potenciar la ubicación estratégica del NOA y posicionar a la región como eje del corredor Chile -Argentina-Brasil Línea NOA - NEA Soldadura en Salta para el Gas Natural 41 39

40 Para hacer realidad la integración, es necesario profundizar las interconexiones eléctricas, utilizando la ubicación estratégica del NOA como eje del corredor Chile Argentina Brasil. En este sentido resulta clave la construcción de la línea NOA NEA integrante del Plan Federal de Transporte. Adicionalmente a lo anterior, y complementado la integración eléctrica, se debe fortalecer la soldadura en Salta del mercado del gas natural, incorporando al actual sistema de transporte el gasoducto NOA NEA y la interconexión con Bolivia. Plan Federal de Transporte Interconexiones Internacionales Chile: 600 MW NOA NEA Brasil: 3200 MW? Brasil: 2000 MW Chile: 450 MW? CUYO CENTRO LITORAL GBA BUENOS AIRES COMAHUE PATAGONICO 42 En la figura que vemos en pantalla, observamos el actual sistema de transporte de alta tensión en 500 kv en color rojo. Las líneas de transporte incluidas en el plan federal se destacan en color verde y las interconexiones internacionales actuales y potenciales se presentan en color azul. 40

41 Se observa como el plan federal produce el mallado del hasta hoy radial sistema de transporte de 500 kv, mejorando la seguridad y la calidad del abastecimiento. Por otra parte, vemos como la línea NOA NEA permite conectar a la región con Chile, a través de la línea existente del proyecto Termoandes y a Brasil a través de las conexiones existentes en Garabí, o en su defecto incorporando además una tercera desde Yacyretá hacia Itaipú y posteriormente San Paulo. Condiciones mínimas para la integración Simetría y Reciprocidad en los marcos regulatorios: Mercados de generación y despacho basados en costos económicos Acceso abierto a la capacidad de transporte remanente Condiciones no discriminatorias a oferentes y demandantes de cada país Existencia de organismos de coordinación Coherencia /Estabilidad Regulatoria y Seguridad Jurídica 43 No debemos perder de vista que, como requisitos mínimos para concretar una integración exitosa, se deben respetar los principios de simetría y reciprocidad en los marcos regulatorios, debiendo verificarse:! que los mercados de generación estén basados en costos económicos;! que se garantice el acceso abierto a la capacidad de transporte remanente;! que no se produzca discriminación entre oferentes y demandantes de cada país;! que existan organismos de coordinación en cada uno de los países. 41

42 Insistimos con un concepto antes mencionado: la coherencia regulatoria y la seguridad jurídica como elementos esenciales a respetarse en cada uno de los países intervinientes. Algunas ventajas de la integración... fortalece la calidad y la seguridad de abastecimiento complementa los recursos: implica menor requerimiento de reservas en cada país. permite exportar a Brasil y aprovechar la energía secundaria más barata de ese País estabiliza los precios de gas y electricidad mejora el factor de utilización de la generación optimiza la utilización de los recursos no renovables genera recursos genuinos para la región 44 Destacamos como algunos de los beneficios de la integración los siguientes:! fortalece la calidad y la seguridad de abastecimiento: algo que la región necesita con premura.! complementa los recursos al requerir menores reservas de potencia en cada país.! permite exportar a Brasil y aprovechar la energía secundaria más barata de ese País.! estabiliza los precios de gas y electricidad.! mejora el factor de utilización de la generación.! optimiza la utilización de los recursos no renovables.! genera recursos genuinos para la región. 42

43 Distribución Algunas Reflexiones 45 Para finalizar, en nuestro carácter de distribuidores de energía eléctrica, realizaremos algunas reflexiones respecto del servicio público cuya prestación se encuentra bao nuestra responsabilidad. En primer lugar aclaramos que la información presentada corresponde a EDET S.A., hecho que, sin embargo, no invalida la extrapolación de los conceptos vertidos al resto de las jurisdicciones. Desde la transformación del Sector Eléctrico, la prestación del servicio de distribución y comercialización se desarrolla en forma satisfactoria, presentando una constante evolución en la gestión de las empresas y en la calidad del servicio prestado a los clientes. Este hecho indica que, si bien reconocemos que todo sistema es perfectible, el marco regulatorio de la actividad brindó correctas señales a los prestadores. 43

44 Evolución de la calidad de servicio 16 14, ,07 7,57 6,37 6,84 6,96 7,20 6,46 6,90 5, Frecuencia de interrupciones Reducción superior al 75% Tiempo de interrupciones Reducción superior al 50% 15,02 11,31 8,38 9,01 6,64 5,38 4,31 3,52 3,66 3, A manera de ejemplo, presentamos como hecho concreto la evolución de los indicadores de calidad de servicio en los últimos 9 años, destacando que el tiempo de interrupción disminuyó a menos de la mitad y la cantidad de cortes se redujo en un 75%. 44

45 Evolución acumulada de las tarifas Valores nominales 1º 2º 3º 4º 5º 6º 7º 8º 9º Revisión Revisión Revisión Revisión Revisión Revisión Revisión Revisión Revisión 0% (feb 96) (nov 96) (nov 97) (nov 98) (feb 99) (may 00) (ago 01) (may 02) (feb 04) -5% -10% -11,73% -15% -13,43% -20% -25% -30% -35% -19,36% -20,19% -19,86% -24,88% -24,80% -25,86% -29,03% Inversiones: más de 150 millones de dólares 47 Por otra parte, durante este período las tarifas se redujeron en valores nominales un 13,5%, hecho distintivo de este servicio público. Contrariamente a lo que en general se manifiesta en los medios de comunicación, en el sector eléctrico se realizaron importantes inversiones, las que permitieron:! recuperar el sistema del colapso en el que se encontraba a fines de la década del 80;! absorber el crecimiento de la economía de la década del noventa;! mantener la prestación con una calidad razonable a más de 2 años del congelamiento de tarifas. A manera de ejemplo, sólo EDET S.A. realizó inversiones por más de 150 millones dólares desde el inicio de su gestión. 45

46 Necesidades Renegociar los Contratos de Concesión Restablecer el equilibrio en la economía y las finanzas Restablecer las reglas de juego: seguridad jurídica Sancionar tarifas consistentes con las obligaciones Definir tarifa social Recuperar una rentabilidad justa y razonable 48 Por lo expuesto, y teniendo en consideración la difícil situación que enfrentamos las empresas distribuidoras, ante un escenario de crecientes costos e ingresos congelados, manifestamos que resulta de suma importancia para la prestación del servicio a nuestro cargo, finalizar a la brevedad los procesos de renegociación contractuales, de manera tal de:! restablecer el equilibrio en las economías y las finanzas de las prestadoras;! restablecer las reglas de juego brindando seguridad jurídica y certeza regulatoria a la actividad;! sancionar tarifas que sean consistentes con el nivel de obligaciones que emanan de los contratos de concesión;! tener especial consideración con los sectores más postergados de la sociedad, estableciendo tarifas sociales;! y, por último, recuperar una rentabilidad justa y razonable para el sector. 46