Descripción de Contexto

Transcripción

1 Situación Mercado Eléctrico Mayorista 09/08/ Descripción de Contexto 2 1

2 Síntesis del marco regulatorio del Sector Eléctrico Argentino Mercado DISTRIBUIDORES Compran GRANDES USUARIOS MAYORES Precio Estacional Promedio definido Por la SEE Precio Medio Fondo de Estabilización Costo Promedio Compran Mix de Costos Promedio, O&M, combustibles, Precios de Contratos MEM, y precio de Generación SPOT GENERADORES Venden Subsidios Tesoro Nacional 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. 2

3 Evolución Tarifas Hasta 2003 Después de 2003 Desabastecimiento Calidad Confiabilidad Costo Subsidio Costo Tarifa Tarifa 5 3

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 4

5 Facturación GWh Resto 33% CABA 11% GBA 25% CBA 7% SFE 9% BAS 15% 9 Fuente: SE Facturación por sector de consumo GWh % Residencial ,0% Comercial ,9% Industrial ,7% Servicios Sanitarios ,2% Alumbrado ,7% Riego ,6% Oficial ,0% Rural ,3% Otros ,2% Transporte ,5% Total ,0% 10 5

6 Características Físicas del Sector Eléctrico Concentración de la Demanda NOA NEA Demanda de Energía CUYO CENTRO LITORAL GBA BUENOS AIRES COM 4% BAS 12% PAT 3% NOA 8% NEA 6% CUY 6% COMAHUE CEN 9% PATAGONICO GBA 39% LIT 13% 11 Consumo de energía eléctrica Residencial per cápita Argentina y = 14,842x R² = 0,

7 GBA BAS NEA COM CUY CEN PAT LIT NOA 08/08/2016 Región Área km2 Demanda GWh Densidad MWh/km2 GBA BAS NEA COM CUY CEN PAT LIT NOA TOT Densidad de Demanda MWh/km Evolución de la demanda eléctrica 136,670 4,3/4,0 % a.a. del 2003 al 2015 El incremento de la demanda fue del 66e-60p% mientras que la capacidad instalada solo del 40%. La diferencia fue cubierta con capacidad existente al /58 7

8 15 Demanda Influencia acondicionador térmico Acondicionamiento Térmico (dif 12/10 C) MW Horas de la tarde 4800 Frío 22/jul/13 Horas de la noche 3800 Dif Frío vs Templado Acondicionamiento Térmico e iluminación 4800 MW Moderado 29/jul/13 16 Fuente: CAMMESA 8

9 GWh 480 Energías vs. Temperaturas Días Hábiles C Energias Diarias Nov'09-Oct'10 Energías Diarias Nov'10-Oct'11 Energías Diarias Nov'11-Ago Perfil de Demanda Cargas horarias días míercoles - año 2000 MW 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

10 Cargas horarias días míercoles - año 2013 MW 03/01/ /01/ /01/ /02/ /02/ /03/ /03/ /04/ /04/ /05/ /05/ /06/ /06/ /07/ /07/ /08/ /08/ /08/ /09/ /09/ /10/ /10/ /11/ /11/ /12/ /12/ TEMPERATURAS REGISTRADAS 10

11 MW /08/2016 COMAHUE: El más seco de la historia m3/seg Aportes medios Limay + C. Curá Semanas 15 a 33 Aporte medios Mediana Aportes medios Ríos Limay + Collón Curá Aportes por cuenca calificados por PE de las base de datos Estacional Evolución 2016 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% Indicadores Mercado Eléctrico Demanda Máxima Registrada anual MEM Ev de la demanda máxima registrada anual y = 10,582x ,81x ,2 R² = 0, Crec = MW % 24 años 4,4 %aa

12 año demanda crecimiento 2002 Feb/Mar Jul Dic Dic Jul May Jul Jul Ago Ago Feb Dic Ene Dic Feb Incremento anual de demanda de Potencia MW// Promedio 10 años = 848 MW/año Promedio 5 años = 847MW/año 23 año acumulado oferta demanda acumulado Incremento anual oferta y demanda MW Hasta 2014 Utilizamos 2000 MW de Reservas Con la incorporación de 2075 MW de chapa en 2015 y menor demanda se estabiliza Considerando los valores de demanda del inicio de 2016 y la incorporación prevista resulta una disminución en la oferta de 1600 MW Descontando CN Embalse de 650 MW la pérdida de reserva supera los 200 MW 24 12

13 MW /08/2016 Planeamiento Energético // Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4,4 %aa MW de 2016 en 16 años al 4,4% aa => duplica la demanda (2032) 25 Consumo de Energía en el Mundo Gas Petróleo Carbón Otras Fuentes Medio Oriente Méjico Holanda Argentina Venezuela Rusia Reino Unido Japón Estados Unidos Africa Chile Alemania Colombia Brasil Asia y Oceanía Resto del Mundo Total Mundial 36% 36% 31% 35% 23% 30% 26% 13% 24% 19% 9% 12% 29% 24% 48% 50% 52% 53% 49% 53% 51% 35% 46% 23% 37% 47% 39% 41% 38% 39% 46% 4% 30% 33% 35% 5% 6% 8% 5% 2% 12% 0% 23% 17% 7% 19% 8% 23% 6% 20% 11% 26% 7% 21% 24% 11% 31% 17% 14% 41% 50% 8% 13% 25% 29% 11%

14 Thousands of m3 08/08/ Caída de Reservas de Gas Natural y de la Producción de Petróleo y Gas Natural. Reservas Probadas Petróleo Argentina ,2% ,2% 0.1% 1,5% Fuente Secretaría de Energía de la Nación 28/58 14

15 u$s/bbl Years 02/01/96 02/01/97 02/01/98 02/01/99 02/01/00 02/01/01 02/01/02 02/01/03 02/01/04 02/01/05 02/01/06 02/01/07 02/01/08 02/01/09 02/01/10 02/01/11 02/01/12 02/01/13 02/01/14 02/01/15 02/01/16 C$/gal 08/08/2016 Relación R/P 50,0 Reservas/Producción Argentina ,0 40,0 35,0 30,0 25,0 20,0 OIL NATURAL GAS 15,0 10,0 5,0 0, /58 Evolución de los precios de los combustibles liquidos Evolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY FO N 6 1% S WTI GO /58 15

16 MW /08/2016 Generación energía eléctrica período 2003/ Generación GWh HIDRO Eo SOL NUCL TER Térmico 46 % 64% Hidro 45% 30% Nuclear 8% 5% Otros 1% 2% 31 Consumo de Combustibles 100% Proporción Calórica de Consumo de Combustibles Fósiles 90% 80% 70% 60% 50% 40% CM GN GO FO 30% 20% 10% 0%

17 /08/2016 Consumo de Combustibles Líquidos Consumo de FO Consumo de GO

18 Consumo de Combustibles Combustible 2003 Part cal 2015 Part cal Var # Fuel Oil % % 36 Gas Oil % % 157 Gas Natural % % 2 Carbón Mineral % % 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 Potencia Instalada MEM dic/2015 CC 27,7% NUC 5,2% TG 14,9% Total MEM MW MD 5,4% BG 0,1% HID 33,4% TV 13,4% Min Hid 0,0% FOT 0,0% 36 POT MW Part. TV ,3% TG ,8% CC ,6% NUC ,2% MD ,3% BG 17 0,1% HID ,2% MHID 1 0,0% FOT 8 0,0% EO 187 0,6% TOT

19 POTENCIA MW sólo GAS 5000 dual GAS FO 4200 dual GAS GO 9500 sólo GO 1800 TOTAL Evolución de la potencia instalada MW (71% térmico) Ev. Potencia Instalada MH Sol Eo NU HI CC MD TG TV 61% del parque es dependiente de los hidrocarburos

20 Indisponibilidad Térmica 35 % Indisponibilidad Térmica Anual A partir del 2003 la indisponibilidad se fue agravando siendo un tema de especial atención 39 Antigüedad del parque de generación Años Edad TV MW La mitad de la potencia instalada del parque TV presenta una edad superior a los 40 años

21 kcal/kwwh /08/2016 Consumo Específico Unidades Térmicas Consumo Específico parque térmico Conv Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 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? 21

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 22

23 Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Escenario 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 23

24 Evolución del Fondo de Estabilización Aportes del Fondo Unificado Notas SE - Considerar como no reintegrables los préstamos del Tesoro Nacional. 47 Aportes FU MM u$s Importe MM $

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/ 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 Generadores gestionan la construcción, operación y mantenimiento de nueva generación 5. Acuerdos 2013 / 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/ Incentivar Nueva Generación con la Licitación bajo la RES SEE 21/

26 Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones FONINVEMEM Los Generadores aporten el Inciso C Adeudado (50% - 65%), durante 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. Resolución SE N 712/ FONINVEMEM Objeto: incremento de la capacidad de generación. Se crean sociedades privadas administradoras de los proyectos y fideicomisos para el financiamiento. Los proyectos son financiados en forma conjunta entre el sector y la demanda. A los generadores que desean participar se les reconoce como aporte la deuda asociada a las LVFVD proveniente de la aplicación de la Res SE 406. El Foninvemem I tomó las LVFVD del período enero 2004 a diciembre El resultado final fue la habilitación en el año 2010 de 2 CC por un total de 1600 MW. El Foninvemem II tomó las LVFVD del período enero 2008 a diciembre CT Timbues 823 MW CT Manuel Belgrano 823 MW 52 26

27 Resolución SE 1281/06 (Energía plus) Se abastece con prioridad la demanda existente en el Segmenta la demanda. Las demandas con potencia superior a 300 kw no tienen garantía física por su consumo incremental respecto del 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/ ENERGÍA PLUS CT TermoAndes TG MW Ingreso: Sep./10 MOLINOS AUTOGEN. TV - 27 MW Ingreso: Dic./2007 CT GÜEMES TG MW Ingreso: Sep./08 GENELBA TG MW Ingreso: Ago./09 M. MARANZANA TG - 2x60 MW Ingreso: Oct./08 SOLALBAN TG MW Ingreso: Ago./09 27

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 CT Piquirenda I CT Independencia GEN. HABILITADOS Pot Nom [MW] Pot Contrato [MW] Hidroeléctrica 7,9 7,86 Termoeléctrica Potencia Total 2210,9 2024,86 CT 13 de Julio CT Modesto Maranzana CT Rincón de los Sauces CT Loma de la Lata CT Pilar CT Roca CT Frías CH Salto Andersen CT Brigadier López CT Ensenada Barragán CT Villa Gesell Central Térmica GN GO FO Central Hidroeléctrica CT Patagonia TV 56 28

29 Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Resolución SE N 220/2007 C.T. FRÍAS 1 TG 60 MW C.T. INDEPENDENCIA 2 TG 60 MW C.T. BRIGADIER. LOPEZ TG 280 MW C.T. 13 de Julio TG 32 MW C.T. PILAR C.C. 465 MW C.T. M. Maranzana TG 60 MW C.T. BARRAGAN TG 2x280 MW C.T. GESELL TG 82MW C.H. SALTO ANDERSEN HI 7,9 MW C.T. LOMA DE LA LATA T.V. 173 MW Cierre CC 540 MW sobre las 3 TG existentes C.T. Patagonia TV 45 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

30 Resolución SE 1836/2007 Delivery I 59 Resolución SE 1836/2007 Delivery II 60 30

31 Necesidades de Generación Distribuida en Redes Supervisadas por CAMMESA Nota B TINOGASTA 10 MW CATAMARCA 10 MW BELL VILLE 15 MW BANDERA 15 MW LINCOLN 15 MW SALTO 10 MW BARADERO 15 MW VILLA REGINA 5 MW Generación Distribuida III 100 MW 61 Posible Generación Distribuida en Redes NO Supervisadas por CAMMESA Nota B CORRIENTES 10 MW CHILECITO 10 MW LA PAZ 10 MW BARILOCHE 10 MW TOSTADO 20 MW ESQUINA 30 MW RUFINO 20 MW GRAL. VILLEGAS 15 MW REALICO 15 MW F.L. BELTRAN 10 MW Generación Distribuida III 165 MW 62 31

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

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 MW corresponden a generación eólica, mientras que el resto se distribuía entre biocombustibles, pequeños aprovechamientos hidroeléctricos y energía solar fotovoltaica. Contratos Res. SE N 712/ CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES (Lic. ENARSA EE 01/2009 GENREN ) Fuente Licitada MW Presentada MW Adj # Proy Adj MW Rango Adj USD/MWh Const # Proy Const MW u$s/mwh Eólica , Térm Biocombustibles , ,6 - - RSU Biomasa PAH , ,4 1 1 Geotérmica Solar térmica Biogas Solar Fotovoltaica ,6 3 7 Total 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/

34 Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N 712/09 CTB Tabacal 32 MW CTB Santa Bárbara 6 MW CSF Cañada Honda I 2 MW CSF Cañada Honda II 3 MW GEN. HABILITADOS Eólica Hidroeléctrica Térmica Bio Gas Solar Fotovoltaica Térmica Biomasa Potencia Total 130 MW 2,7 MW 15 MW 7 MW 38 MW 192,7 MW CSF Chimbera I 2 MW CH Luján de Cuyo 1 MW CH La Lujanita 1,7 MW CTBG San Martin 5 MW CTBG San Miguel 10 M CE Loma Blanca IV 50 MW CE Rawson I 50 MW CE Rawson II 30 MW Central Eólica Central Hidroeléctrica Central Térmica Bio Gas Central Solar Fotovoltáica Central Térmica Biomasa 67 Marco Regulatorio para incentivar N. Inv. Resoluciones SE N 108/11 CE Arauco 50,4 MW CSF San Juan I 1,2 MW GEN HABILITADOS Eólica Solar Fotovoltaica Potencia Total 63 MW 1,2 MW 64,2 MW CE El Tordillo 3 MW CE EOS Necochea 3,3 M CE Diadema 6,3 MW Central Eólica Central Solar Fotovoltáica 68 34

35 Energía Generada con Recursos Renovables Fuente 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 < ,3 2256,4 2083,0 2389,9 2559,0 100% Demanda MEM % 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%

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 LOS BLANCOS 2 HIDRO 150 MW LOS BLANCOS 1 HIDRO 320 MW CARACOLES 120 MW E/S PUNTA NEGRA 60 MW CHIHUIDO 1 HIDRO 637 MW NÉSTOR KIRCHNER HIDRO 1140MW JORGE CEPERNIC HIDRO 600MW 36

37 Marco Regulatorio para incentivar Nuevas Inversiones Mecanismos para Viabilizarlas 1. Acuerdo : 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 / 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/ :28 hs) 74 37

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

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

40 Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución 6 (MINEM) del Se definen precios estacionales más cercanos al costo real de abastecimiento. Se incorpora un plan estímulo para incentivar el uso racional de la energía por parte de usuarios residenciales. Se incorpora una tarifa social. Aplicación del plan estímulo y tarifa social condicionado al no ingreso en mora del Distribuidor. 79 Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Distribuidoras con deuda con CAMMESA deben: acordar un plan de pago e instrumentar una garantía por el pago de sus compras en el MEM. En resumen: Disminución del Subsidio del Estado Nacional. Incentivo al uso racional de la energía eléctrica. Eliminación de la morosidad por parte de las distribuidoras. Incorporación de una tarifa social

41 Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución MINEM 7/2016 Ajuste VAD Edenor / Edesur Instruye al ENRE a ajustar a cuenta de la RTI el valor agregado de distribución de Edenor y Edesur. Ejecutar la RTI antes del 31 de diciembre del 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. 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 41

42 Proyectos en el Mercado Eléctrico Contratos Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Resolución SE 21 Generación Térmica Convoca a interesados a ofertar nueva capacidad de generación térmica y de producción de energía eléctrica asociada. Se prioriza las incorporaciones que colaboren en cubrir los problemas esperables en el verano 2016/2017; invierno 2017 y verano 2017/2018. Adicionalmente estas incorporaciones permitirán disponer unidades para el mantenimiento. CAMMESA había comunicado previamente la necesidad de reforzar la oferta del sistema por encima de las incorporaciones previstas

43 ALBARES Pilar APR Zappalorto APR Matheu SECC O Pérez SECCO Cañada de Gomez SECCO Senda Hachada SOENERGY Salto SULLAIR Caimancito METHAX Anchoris YPF Bracho CCA 9 de Julio ARAUCARIA Lujan II SPI San Pedro GENNEIA Bragado MEDITERRANEA Cañuelas MEDITERRANEA Cañuelas MEDITERRANEA Independencia MEDITERRANEA Independencia ALBANESI Renova ET Loma de la Lata (P Banderita) 08/08/2016 GRUPO EMPRESARIO Res SEE N 21-1ª Ronda Res SEE 155/2016 EMPRESA Ubicación Promedio de Fecha E/S Duración Pot (MW) Contrato [Años] Cargo Potencia [u$s/mwmes] Cons especif (kcal/kwh) Tipo Comb Comb Comb Comb ALBANESI ENERGÍA ALBANESI ENERGÍA ET Renova 132kV EPESF - Sta Fe 30/12/ TG GN GO GENERACIÓN Nueva ET Cañuelas 132 kv EDESUR - 01/07/ MEDITERRÁNEA 2 GBA TG GN GO GENERACIÓN Nueva ET Cañuelas 132 kv EDESUR - 01/02/ , MEDITERRÁNEA 3 GBA TG GN GO GENERACIÓN ET Independencia 132kV TRANSNOA - 01/07/ MEDITERRÁNEA 4 Tucumán TG GN GO GENERACIÓN ET Independencia 132kV TRANSNOA - 01/02/ MEDITERRÁNEA 5 Tucumán TG GN GO ALBARES RENOVABLES ARGENTINA S.A. ALBARES RENOVABLES ET Pilar 132kV EDENOR - GBA 31/08/ , ARGENTINA S.A. M GN FO APR ENERGY S.R.L. APR ENERGY S.R.L. ET Zappalorto 132kV EDENOR - GBA 27/01/ , TG GN GO ARAUCARIA ARAUCARIA ENERGY ET Lujan II 132kV TRANSBA - Bs As 01/12/ ENERGY TG GN GO CENTRALES DE LA CENTRALES DE LA CT 9 de Julio 132kV EDEA - Mar del Plata 01/02/ COSTA COSTA I - Bs As TG GN GO GENNEIA GENNEIA BRAGADO II ET Bragado 132kV TRANSBA - Bs As 01/02/ TG GN GO INDUSTRIAS JUAN INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Cañada de Gomez 132kV 21/10/ F. SECCO S.A. SECCO S.A. EPESF - Sta Fe M GN FO GO INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Pérez 132kV EPESF - Sta Fe 21/08/ SECCO S.A. M GN FO GO INDUSTRIAS JUAN F. Nueva ET Villa Ocampo 132kV EPESF - 21/08/ SECCO S.A. Sta Fe M GN FO GO METHAX S.A. METHAX S.A. ET Anchoris 132kV DISTROCUYO - 31/03/ Mendoza TG PAMPA ENERGIA LOMA DE LA LATA ET Loma de la Lata (P Banderita) 500kV 01/08/ TRANSENER - Neuquén TG GN SOENERGY SOENERGY ET Salto 132kV TRANSBA- Bs As 28/02/ ARGENTINA S.A. ARGENTINA S.A. TG GN GO SPI ENERGY SPI ENERGY ET San Pedro 132kV TRANSBA - Bs As 01/12/ , M FO GO SULLAIR SULLAIR ARGENTINA Nueva ET Caimancito 132kV TRANSNOA 30/06/ ARGENTINA S.A. S.A. - Jujuy M GN ET El Bracho 500Kv TRANSENER - YPF-Generación Y-GEN ELÉCTRICA II 31/01/ , Tucumán TG GN APR ENERGY - ET Matheu 132kV TG GN GO APR ENERGY 10/12/ , MATHEU EDENOR - GBA TG GN GO TOTAL GNL 360 GN 1ª ronda CARFIJ CARVAR 43

44 $ Cargo Fijo usd/mwmes vs Pot Acum MW $ $ $ $ $ $ $ Cargo Fijo ANTERIOR Cargo Fijo NUEVO 2da Ronda GRUPO EMPRESA Descripción / Ubicación Fecha E/S Pot (MW) EMPRESARIO Contrato [Años] Cfijo CVariable Comb. Ppal. [u$s/mwh] CEsp. (kcal/kwh) Pot. Acumulada (MW) [u$s/mwmes] YPF- Y-GEN LOMA CAMPANA-PRINCIPAL-Nueva ET Añelo 30/11/2017 Generación ELECTRICA I 132kV EPEN - Neuquén-TG-GN $ $ SOENERGY SOENERGY RIO TERCERO-PRINCIPAL-C.T. 13 de Julio ARGENTINA ARGENTINA 132kV EPEC Rio Tercero - Cordoba-TG-GN-- 28/02/ $ $ S.A. S.A. GO ARAUCARIA ARAUCARIA MATHEU-PRINCIPAL-ET Matheu 132kV ENERGY ENERGY EDENOR - GBA-TG-GN-GO 01/12/ $ $ MSU RIO GENERAL ROJO-PRINCIPAL-Nueva ET Rojo 30/01/2017 ENERGY 132 kv TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO $ $ GENNEIA GENNEIA BRAGADO III-PRINCIPAL-ET Bragado 132kV BRAGADO 01/06/2017 TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO III $ $ ARAUCARIA ENERGY MSU ARAUCARIA ENERGY UGEN LAS PALMAS ZARATE-PRINCIPAL-ET Las Palmas 132kV TRANSBA - Zarate - Bs As-TG- 01/12/ $ $ GN-GO TANDIL-PRINCIPAL-Nueva ET Tandil - 15/11/2017 Olavarría 132kV TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO $ $ PAMPA ENERGIA CPB ENERGIA PIEDRABUENA-PRINCIPAL-ET Piedrabuena 132kC TRANSBA - Bs As-TG-GN-GO 01/12/ $ $ MSU EPEC EPEC SOENERGY SOENERGY ARGENTINA ARGENTINA S.A. S.A. UENSA VILLA MARÍA-PRINCIPAL-Nueva ET V. María San Francisco 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN- 15/11/ $ $ GO EPEC PILAR-PRINCIPAL-ET Pilar 132kV EPEC- Córdoba-TG-GN-GO 05/08/ $ $ EPEC SUROESTE-PRINCIPAL-ET Sudoeste 132kV EPEC - Córdoba-TG-GN-GO 05/08/ $ $ MEDANITO-PRINCIPAL-ET Medanito 132kV TRANSCOMAHUE - Neuquen-TG-GN--GO 31/01/ $ $

45 YPF LOMA CAMPANA- Añelo 132kV YPF LOMA CAMPANA- Añelo 132kV SO ENERGY RIO TERCERO-C.T. 13 de Julio 1 ARAUCARIA MATHEU- MSU GENERAL ROJO SO ENERGY RIO TERCERO-C.T. 13 de Julio 1 GENNEIA BRAGADO III- ARAUCARIA LAS PALMAS ZARATE MSU TANDIL- ARAUCARIA MATHEU- PAMPA PIEDRABUENA- MSU VILLA MARÍA EPEC PILAR MSU GENERAL ROJO EPEC SUROESTE- SOENERGY MEDANITO- PAMPA GÜEMES- GENNEIA BRAGADO III- SULLAIR CEVIL POZO- ARAUCARIA VIEDMA-ALTERNATIVO- ARAUCARIA VIEDMA-ALTERNATIVO- ARAUCARIA LAS PALMAS ZARATE PAMPA PIEDRABUENA- KARPOWER BARCO-Costanera/Campana MSU BARADERO-ET Las Palmas MSU TANDIL- SULLAIR BELL VILLE 08/08/2016 Res SEE N 21-2ª Ronda ofertas ,00 18,00 16,00 14,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 CARFIJ CARVAR Adjudicados 2da Ronda ,00 12,00 10,00 8,00 6,00 4,00 2,00 0,00 CARFIJ CARVAR 45

46 Caimancito 89 MW (M GN) Independencia MW (TG GN,GO) El Bracho 261 MW (TG GN) Villa Ocampo 47 MW (M GN,GO;FO) Cañada de Gómez 64 MW (M GN,GO;FO) Pérez 76 MW (M GN,GO;FO) Villa Ocampo 47 MW (M GN,GO;FO) 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 MW (TG GN, GO) Matheu 216 MW (TG GN, GO) Planicie Banderita 99 MW (TG GN) Bragado 58 MW (TG GN, GO) 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) Mar del Plata 88 MW (TG GN, GO) Acciones del nuevo gobierno en el sector eléctrico Decreto 531 /2016 Régimen de fomento Nacional para el uso de Fuentes renovables de energía destinada a la producción de energía eléctrica (Reglamentación ley ) Todos los usuarios de energía eléctrica están obligados a cumplir con los siguientes objetivos: Incorporar como mínimo el 8% del total de consumo propio de energía eléctrica con energía proveniente de fuentes renovables al 31 de diciembre del 2017 y el 20% al 31de diciembre del 2025 Los grandes usuarios podrán optar en obtener su abastecimiento de energía renovable a partir de la licitación que instrumentará Cammesa o a través de contratos con productores independientes, comercializadores o autogenerándose. Se crea un fondo fiduciario para el desarrollo de energías renovables. Será una herramienta para usar en el financiamiento de los proyectos y como garantía en los contratos a celebrarse

47 Cumplimiento EERR 3,6% Energía Tot GWh Inserción EERR % 8% 10% 12% 14% 16% 17% 18% 19% 20% Energia Fte Renov GWh MW Eólico Tot 0, MW Solar Tot 0, Incorp Eolica Inscrop Fotovolt La matriz eléctrica 94 47

48 Moderar la demanda Objetivos Incrementar la eficiencia Expandir la oferta Fortalecer la seguridad del suministro Incrementar la capacidad de enfrentar el futuro energético Cuidar el ambiente 95 Desafíos Futuros Objetivo Medios Obstáculos Asegurar el suministro de energía a la población, de forma ambientalmente sustentable y al menor costo económico y social. Reducir el consumo energético promoviendo el uso racional Aumentar la producción convencional Importar Gas Natural Explotar tight y shale Desarrollar eólica y biomasa Desarrollar hidroelectricidad Desarrollar energía nuclear Mejorar redes de transporte y distribución Situación Precios Relativos Tarifas Baja elasticidad de la demanda Inflación / Aspectos Socio Culturales Déficit fiscal Reservas escasas, yacimientos agotados Escasez relativa de divisas Malos antecedentes contractuales Costos financiamiento externo Precio del crudo inestable Largo período de ejecución Recursos técnicos limitados 96 48

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

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 (21 de febrero de de junio de 1940)