Source: http://mepriv.mecon.gov.ar/Agua_y_Energia/central_piedrabuena/produccion-00.htm
Timestamp: 2020-07-08 11:15:09+00:00

Document:
PRODUCCION 2000
A la fecha del 31/12/00 el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cuenta con una potencia total instalada 20,719 MW, lo que representa un incremento de 6.18% ( 19,512 MW) respecto del año 1999.
La generación neta total para cubrir demanda de energía durante el año 2000 ha sido de 78,958 GWh, representando un 8.35% de crecimiento anual respecto de 1999.
La demanda máxima de potencia fue de 13,754 MW, registrada el 13 de Julio de 2000 a las 19:30 hs. y constituye un récord histórico.
El MEM opera a través de los siguientes instrumentos:
• el Mercado a Término, con contratos con los cuales vendedores y compradores pactan libremente las cantidades, los precios y demás condiciones;
• el Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el costo marginal de corto plazo, medido en el centro de carga del sistema;
• un sistema de estabilización de los precios del Mercado Spot por trimestre.
Discriminando por tipo de generación, en el 2000 la demanda fue satisfecha con los siguientes porcentajes de participación:
En todo el año 2000 la participación de Central Piedra Buena en la generación térmica fue de 1,167 GWh, representando aproximadamente el 2.78 %, lo que equivale al 1.48 % de la generación total del MEM.
Evolución de precios en el MEM
Se indican a continuación los precios medios monómicos mensuales del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
Se observa un aumento en los precios debido a menor generación nuclear y fuerte restricción de gas en los meses de invierno.
DESCRIPCION DE LA CENTRAL:
La Central Termoeléctrica Piedra Buena se encuentra ubicada en el puerto de Ingeniero White, próximo a la ciudad de Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, distante 800 Km. al Sur de la Capital Federal.
El área que ocupa la planta es de 60 hectáreas aproximadamente.
La potencia total instalada es de 620 MW, compuesta por dos grupos turbina a vapor - alternador idénticos de 310 MW cada uno.
El equipamiento electromecánico principal está constituido por:
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de reg1men de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural, fuel oil y carbón.
• Turbinas marca WL.M.Z. Leningrado" del tipo de condensación con ocho extracciones y tres etapas.
• Alternadores marca "Eiectrosila" 20 kV-365MVA-3000rpm, refrigerado por hidrógeno y excitación independiente.
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans", formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525/3kV -135MVA cada uno.
• Condensadores marca "Ansaldo-Ormas" del tipo doble vía.
Entre las instalaciones de infraestructura se destacan edificios principales y auxiliares, planta de tratamiento de agua, laboratorio químico y la obra de toma de agua de mar.
La vinculación eléctrica al Sistema interconectado Nacional se efectúa a través de una estación transformadora y dos líneas de alta tensión 560kV-27 Km. de longitud cada una.
El abastecimiento de gas natural se realiza con un gasoducto troncal de 16" y 18" de diámetro nominal y 20 Km. de extensión.
Finalmente la planta de gas de 25-15 Kg., consta de cuatro ramales de regulación.
La Toma de Posesión de la Compañía se realizó el 20 de Agosto de 1997, labrándose distintas Actas entre Central Piedra Buena S.A. y ESEBA S.A. referidas al traspaso de los Activos.
Conforme con las inspecciones efectuadas con anterioridad a la Toma de Posesión, el equipamiento de la Central se encontró sin problemas de gravedad dándose inicio de inmediato a las tareas de mantenimiento y reparación necesarias para su optimización.
A partir de la Toma de Posesión se dedicaron grandes esfuerzos humanos y técnicos en las siguientes áreas:
Área Técnico-Operativa:
El operador técnico, presta los servicios de asistencia técnica para la correcta operación y mantenimiento de la Central, conforme a prácticas internacionalmente reconocidas. Esta asistencia consiste, entre otras, en colaborar en la ejecución del plan de operaciones y establecer el programa de mantenimiento anual optimizando los procesos de producción tendientes a mejorar la eficiencia global de la planta.
Con la asistencia del operador técnico, se individualizaron las tareas que se deberán realizar en los turbo grupos y en el resto de la Central para lograr su funcionamiento óptimo; se está trabajando para asignarles a las mismas prioridades de ejecución.
En el grupo turbovapor, generador TV 29 (N° 1), se efectuó un mantenimiento mayor y mantenimiento rutinario sobre la unidad TV 30 (N° 2).
Se realizaron con éxito las tareas correspondientes a la problemática del ano 2000.
La Energía Neta generada por la Central en el periodo fue de 1,167 GWh, de los cuales 278.2 GWh se comercializaron mediante Contratos en el Mercado a Término, 483.8 GWh en el Mercado Spot y el resto, 405.6 GWh mediante el contrato de Exportación a Brasil con Cemsa.
El consumo de gas para alcanzar dicha generación ha sido de 331.6millones de m3. Durante el año la planta alcanzó una disponibilidad del 49.61 %, debido a la indisponibilidad de la unidad 2 · por rotura del generador.
Se formalizaron contratos en el mercado a término con distribuidores, grandes usuarios mayores y usuarios menores, alcanzando una facturación anual por gumas y gumes de 18.2 Millones U$8. Asimismo entró en operación comercial el contrato de exportación de potencia firme y energía asociada por 250 MW al Brasil, que comenzó a regir a partir del 21 de Junio de 2000, alcanzando una facturación por la venta de energía y potencia de 19.1 Millones US$ para todo el año 2000.
La estructura del endeudamiento de la empresa no tuvo cambios evidentes durante el ejercicio. Las tasas de interés se mantuvieron en niveles normales durante el ejercicio, incrementándose a fines de año por lo descripto en un principio y siguiendo el ritmo del riesgo país y de la tasa de referencia fijada por la Reserva Federal de USA.
Los accionistas han efectuado apoyos financieros que han permitido evitar los altos costos de financiamiento del sistema bancario.
Con relación a la gestión administrativa, por no contar Central Piedra Buena S.A. con personal suficiente para realizarla, la misma fue oportunamente contratada a IPC Operations Ltd., sucesor de Camuzzi Argentina S.A. quien nombró un coordinador en el área.
PRODUCCION 2001
A la fecha del 31/12/01 el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cuenta con una potencia total instalada 22,344 MW, lo que representa un incremento de 7.84 % respecto del año 2000 (20,718 MW).
La demanda de los Agentes del MEM durante el 2001, alcanzó los 73,599 GWh, representando un 2.3% de crecimiento anual respecto del año 2000.
La demanda máxima de potencia fue de 14,061 MW, registrada el 28 de Febrero a las 20:30 hs. y constituye un récord histórico.
- el Mercado a Término, con contratos con los cuales vendedores y compradores pactan libremente las cantidades, los precios y demás condiciones;
- el Mercado Spot, con precios sancionados en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el costo marginal de corto plazo, medido en el centro de carga del sistema;
- un sistema de estabilización de los precios del Mercado Spot por trimestre.
Discriminando por tipo de generación, en el 2001 la demanda fue satisfecha con los siguientes porcentajes de participación:
En todo el año 2001 la generación neta de Central Piedra Buena llegó a 834.1 GWh, representando aproximadamente el 2.37 %, de la generación térmica, y 1.04 % de la generación total del MEM.
Se observa una disminución en los precios respecto al año 2000, debido a mayor generación hidráulica y nuclear, la incorporación de unidades a ciclo combinado y a menor exportación de energía a la República Federativa del Brasil.
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de régimen de trabajo sup. N crítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural, fuel oil y carbón.
• Turbinas marca "L.M.Z.Leningrado" del tipo de condensación con ocho extraccions y tres etapas.
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans", formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525/JJkV -135MVA cada uno.
En ambos grupos se realizaron mantenimientos rutinarios.
Durante el presente ejercicio se efectuó la puesta en operación comercial y recepción provisoria del conjunto generador instalado en la unidad N° 2.
Área Comercial: Venta de Energía:
La Energía Neta generada por la Central en el periodo fue de 834.1 GWh, de los cuales 88.5 GWh se comercializaron mediante Contratos en el Mercado a Término, 495.4 GWh en el Mercado Spot y el resto, 250.1 GWh se destinaron a la exportación de potencia firme y energía eléctrica asociada a la República Federativa del Brasil, mediante el Acuerdo de Comercialización suscripto con CEMSA de fecha 25 de setiembre de 1998.
El consumo de combustibles para alcanzar dicha generación ha sido de 224.3 millones de m3 de gas natural, y de 19,313.2 Tn. de Fuel Oil. La disponibilidad anual de la planta fue de 94.7 %.
Con fecha 30 de noviembre de 2001 se ha recibido una medida cautelar del Poder Judicial de la Nación solicitada por la firma ACINDAR S.A., ordenando que hasta tanto el ENRE resuelva sobre la medida cautelar tanto CPBSA y CAMMESA, se abstengan de exigir el cumplimiento de las obligaciones que ACINDAR S.A. asumiera bajo el contrato suscripto oportunamente entre ACINDAR y ESEBA GENERACIÓN, con fecha efectiva al 10 de noviembre de 2001. A la fecha las actuaciones se hallan tramitadas por ante el ENRE.
Con relación a la gestión administrativa, por no contar Central Piedra Buena S.A. con personal suficiente para realizarla, la misma fue oportunamente contratada a IPC Operations Ud., sucesor de Camuzzi Argentina S.A. quien nombró un coordinador en el área.
PRODUCCION 2002
Al 31 de diciembre de 2002 el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cuenta con una potencia total instalada 22,838 MW, lo que representa un incremento de 2.21% respecto del año 2001 (22,344 MW).
La demanda de los Agentes del MEM durante el 2002, alcanzó los 72,109 GWh, representando un decremento del 2.02 % anual respecto del año 2001.
La demanda máxima de potencia fue de 13,481 MW, registrada el 27 de Febrero a las 21:00 hs., la cual no superó el valor alcanzado en el 2001 (14,061 MW).
Discriminando por tipo de generación, en el 2002 los porcentajes de participación fueron :
En todo el año 2002 la generación neta de Central Piedra Buena llegó a 188.6 GWh, representando aproximadamente el 0.60 % de la generación térmica y 0.25 % de la generación total del MEM.
Se observa un aumento en los precios del Mercado Spot respecto del 2001, debido al cambio de la reglamentación para la sanción de precios.
La potencia total instalada es de 620 MW, compuesta por dos grupos turbina a vapor- alternador idénticos de 310 MW cada uno.
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural, fuel oil y carbón.
• Turbinas marca "L.M.Z.Leningrado" del tipo de condensación con ocho extracciones y tres etapas.
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans", formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525 JJkV -135 MVA cada uno.
El abastecimiento de gas natural se realiza con un gasoducto troncal de 16" y 18" de diámetro nominal y 20 km de extensión.
Con fecha 20 de agosto de 2002 finalizó el contrato por los servicios de operador técnico con IPC Operations Limited.
En ambos grupos se realizaron mantenimientos rutinarios. Área Comercial:
La Energía Neta generada por la Central en el período fue de 188.6 GWh, de los cuales 7.5 GWh se comercializaron mediante Contratos en el Mercado a Término, 95.7 GWh en el Mercado Spot y el resto, 85.4 GWh se destinaron a la exportación de potencia firme y energía eléctrica asociada a la República Federativa del Brasil, mediante el Acuerdo de Comercialización de Generación suscripto con CEMSA de fecha 25 de setiembre de 1998.
El consumo de combustibles para alcanzar dicha generación ha sido de 58.8 millones de m3 de gas natural; no se consumió Fuel Oil. La disponibilidad anual de la planta fue de 98.25 %.
Asimismo el 1 de agosto de 2002 ha sido habilitado para la Operación Comercial el Segundo Circuito de Interconexión Internacional Argentina-Brasil, en la cual CPB S.A. participa con una potencia firme de 45 y 205 MW adicionales al contrato existente, mediante el Acuerdo de Comercialización de Generación suscriptos con CEMSA de fechas 30 de junio de 2000 y 15 de noviembre de 2000. Con fecha 22 de febrero de 2002 la Sociedad ha hecho uso de la opción para reducir la potencia firme contratada de 205 MW a 55 MW.
Mediante Res. ENRE 465/2002 de fecha 3 de octubre de 2002 se levantó la medida cautelar de fecha 30 de noviembre de 2001 del Poder Judicial de la Nación solicitada por la firma ACINDAR S.A. Las partes han arribado a un acuerdo suscripto el 26 de septiembre de 2002.
Con relación a la gestión administrativa, la misma ha sido prestada por IPC Operations ltd. al igual que en el ejercicio anterior.
PRODUCCION 2003
Al 31 de diciembre de 2003 el MEM (Mercado Eléctrico Mayorista) cuenta con una potencia total instalada 22,501 MW, lo que representa un decremento de 1.48% respecto del ano 2002 (22,838 MW).
La demanda de los Agentes del MEM durante el 2003, alcanzó los 77,738 GWh, representando un incremento del7.8% anual respecto del año 2002.
La demanda máxima de potencia fue de 14,359 MW, registrada el 10 de Julio a las 19:30 hs., la cual superó el valor alcanzado en el 2002 (13,481 MW).
• un sistema de estabilización de los precios del Mercado Spot por trimestre. Discriminando por tipo de generación, en el 2003 los porcentajes de participación fueron:
En todo el año 2003 la generación neta de Central Piedra Buena llegó a 315.9 GWh, representando aproximadamente el 0.83 % de la generación térmica y 0.39 % de la generación total del MEM.
Se indican a continuación los precios medios monómicos mensuales (energía, potencia y servicios del MEM) del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
Se observa un aumento en los precios del Mercado Spot respecto del 2002, debido al aumento de la demanda y al consumo de combustible líquido.
• Turbinas marca "L.M.Z. Leningrado" del tipo de condensación con ocho extracciones y tres etapas.
• Alternadores marca "Eiectrosila" 20 kV-365MVA-3000rpm, refrigerado por hidrógeno y excitación
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans", formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525/JJ3kV -135MVA cada uno.
Finalmente la planta de gas de 25-15 kg, consta de cuatro ramales de regulación.
Durante el presente ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
En el mes de junio han comenzado las tareas de compra de repuestos y servicios para efectuar el mantenimiento mayor de la unidad TV-29 y la reparación del rotor de baja presión de repuesto disponible en la central. Se prevén ejecutar los trabajos durante los meses de febrero a abril de
La Energía Neta generada por la Central en el periodo fue de 315.9 GWh, de los cuales 36.3 GWh se comercializaron mediante Contratos en el Mercado a Término, 279.6 GWh en el Mercado Spot y no hubo energía comercializada con los contratos de exportación de potencia firme y energía eléctrica asociada a la República Federativa del Brasil.
El consumo de combustibles para alcanzar dicha generación ha sido de 84.6 millones de m3 de gas natural y de 7,534 Tn de Fuel Oil. La disponibilidad anual de la planta fue de 99.71 %.
Mediante nota de fecha 7 de marzo de 2003, CEMSA comunicó a CPB S.A. que, con fecha 27 de febrero de 2003 su principal cliente en la República Federativa del Brasil, Compañía de lnterconexao Energética (CIEN), uno de los clientes a quien CIEN suministra 800 MW no había cancelado los pagos del suministro correspondiente a los meses de Diciembre'2002 y Enero'2003.
Asimismo con fecha 4 de junio de 2003, CEMSA informó a CPB S.A. que le abonarla únicamente un monto equivalente al 20% de las facturas emitidas bajo los Acuerdos de Comercialización de fechas 15 de noviembre de 2000 y 30 de junio de 2000.
Finalmente mediante propuesta de CPB S.A. de fecha 16 de octubre de 2003 y, aceptada por CEMSA con fecha 21 de octubre de 2003, las partes arribaron a un acuerdo respecto a los montos impagos e introdujeron modificaciones en cuanto al plazo de los Acuerdos y a los precios de la potencia firme y energía eléctrica asociada a abonar por CEMSA a CPB S.A., entre otros.
Área Administrativa y Finanzas:
Con relación a la gestión administrativa, la misma ha sido prestada por IPC Operations Ud., en su carácter de administrador, se mantuvo la estrategia financiera basada en el manejo centralizado de los fondos. Asimismo, IPC Operations Limited ha propuesto a CPB S.A. aumentar el costo de los Servicios Administrativos para adecuarlo al incremento en los costos operativos, con efectos a partir del 1 de octubre de 2003; habiéndose alcanzado un acuerdo al respecto.
Para afrontar el pago de impuestos se realizaron operaciones de compra de certificados de crédito fiscal, hasta la suspensión por parte de la Secretaría de Hacienda mediante la RES. 134/2003 del 27 de octubre de 2003.
Las colocaciones de excedentes financieros fueron aplicadas en cuentas corrientes remuneradas en bancos de primera línea y a la política de hedging continuada desde el ejercicio anterior mediante la cual la sociedad cuenta con depósitos líquidos en bancos del exterior por 18.976.649 dólares estadounidenses
Con fecha 17 de noviembre de 2003 el accionista de la Sociedad, Corporación Independiente de Energía S.A., le comunicó a Central Piedra Buena S.A. que no es su intención a partir de esa fecha mantener los aportes realizados a cuenta de futura suscripción de acciones registrados como capital, razón por la cual los citados aportes se exponen ahora en el rubro Otros Pasivos de los estados contables.
Asimismo, de acuerdo a lo expresado por el accionista, el Directorio deja constancia expresa que la devolución de aportes se efectuará, previa aprobación de los órganos sociales correspondientes, en la medida que la Sociedad cuente con fondos suficientes y siempre y cuando no afecte su normal funcionamiento..
Durante el presente ejercicio la Sociedad ha implementado un Plan de Retiros para el personal cuyo acogimiento al mismo es voluntario. A la fecha de cierre del presente, 16 empleados de la Sociedad se acogieron al programa mencionado.
Con fecha 28 de noviembre de 2003, el IRAM certificó que CPB S.A. posee un Sistema de Gestión Ambiental que cumple con los requisitos de la norma ISO 14.001/96. Dicha certificación se extiende por el término de tres años con auditorías semestrales.
De los análisis efectuados al equipamiento disponible en la central para la determinación de existencia de PCB, se ha detectado la presencia de este residuo peligroso en siete transformadores conteniendo aproximadamente 37.000 litros de aceite contaminado. Ello originó la inscripción por parte de CPB S.A. en el Registro de Provincial de Poseedores de PCB ante la Dirección Provincial de Control y Saneamiento Urbano dependiente de la Secretaria de Política Ambiental de la Pcia. de Buenos Aires.
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) consiste en:
• Un Mercado a Término en el cual vendedores y compradores acuerdan libremente cantidades, precios y condiciones;
• Un Mercado Spot, con precios que se determinan en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el costo marginal de corto plazo, medido en el centro de carga del sistema. A partir de la publicación de la Resolución Secretaria de Energía 240/2003, el costo variable de producción máximo reconocido para la sanción de precios será el calculado utilizando solamente gas natural.
• Un sistema de estabilización de precios diseñado para la compra de las distribuidoras.
Al 31 de diciembre de 2004 el MEM cuenta con una potencia total instalada de 23,032 MW, lo que representa un incremento del2.36% respecto a la potencia instalada del año 2003 (22,501 MW).
La demanda de energía eléctrica de los agentes del MEM del ano 2004 fue de 82,967 Gwh, lo que equivale a un crecimiento del 6.7% respecto alano anterior.
La demanda máxima de potencia fue de 15,032 MW, registrada el 14 de Diciembre de 2004 a las 21:00 hs.,la cual superó los valores máximos de potencia alcanzados durante todo el ano 2003.
La demanda de energía eléctrica durante el año 2004 fue abastecida de acuerdo a los siguientes porcentajes:
Generación hidráulica:.
Durante el año considerado, Central Piedra Buena registró 1,436.3 GWH de generación neta, lo que representa un 1.66% de la generación neta total y un 3% de la generación térmica neta total.
Precio medio mensual de energía del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
Precio medio monómico mensual (energía, potencia y servicios del MEM) del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
Dfc-04
70J11
Central Térmica Piedra Buena (CTPB) se encuentra ubicada en el puerto de Ingeniero White, próximo a la ciudad de la Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, distante 800 Km. al sur de la Capital Federal.
La planta ocupa aproximadamente 60 hectáreas.
CTPB consiste en 2 (dos) grupos Turbina a Vapor-Alternador idénticos con una potencia total instalada de 310 Mw cada una, 620 Mw totales, que la convierte en su tipo, en la instalación más importante de la Provincia de Buenos Aires.
CTPB está vinculada a la Red de 500 Kv. del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
Las Calderas son de régimen supercrítico y están equipadas para funcionar indistintamente con gas natural o fuel oil.
• calderas principales marca "Oeutsche Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural y fuel oil.
• Turbinas marca "L.M.Z. Leningrado" del tipo de condensación de ocho extracciones y tres etapas.
• Alternadores marca •Electrosila" 20 kv-365MVA-300rpm, refrigerado por hidrógeno y excitación independiente. ·
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans, formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525N3k-135 MVA cada uno.
• Condensadores marca "Ansaldo- Ormas del tipo doble vía.
La vinculación eléctrica al SADI se realiza a través de una estación transformadora y dos líneas de alta tensión 500 kv de 27km de longitud cada una.
El abastecimiento de gas natural se realiza a través de un gasoducto de 20 Km. de extensión conectado al gasoducto de TGS.
CTPB es dueña, opera y mantiene un gasoducto de 22 Km. que conecta sus instalaciones con el sistema de gasoducto troncal de Transportadora Gas del Sur.
Finalmente, junto a la Central se ha construido un muelle apto para buques petroleros y carboneros.
Durante Febrero-Marzo y Abril se efectuó un mantenimiento mayor de la unidad 29. Se efectuaron tareas preventivas y correctivas en turbina, generador, caldera, equipos del ciclo térmico y auxiliares de unidad, abarcando partes mecánicas, eléctricas e instrumentación.
Durante la segunda quincena de noviembre y la primera de diciembre se intervino sobre la unidad 30, con trabajos para corregir (temporariamente hasta que se efectúe el mantenimiento mayor en el primer trimestre de 2006) problemas de expansión térmica de la turbina y quemadores en caldera.
El mantenimiento de rutina se efectuó sin dificultades.
Es de destacar la gran cantidad de fuel oil consumido para generación durante el otoño-invierno de 2004. Esto obligó a implementar rutinas especiales con el personal disponible para cubrir las necesidades de la operación con fuel oil (capacitación e intercambio entre operaciones y mantenimiento).
La generación neta de energía eléctrica de CTPB en el año 2004 fue de 1,436.3 Gwh, para ello se consumieron 268.3 millones de metros cúbicos de gas natural y 138,288 toneladas de fuel oil.
Las máquinas registraron una disponibilidad total superior al 75%.
La energía comercializada en el Mercado a Término totalizó 328.5 Gwh y la energía comercializada en el Mercado Spot, 1,300.6 Gwh.
Esto significó que una porción de la energía comercializada en el Mercado a Término se realizó a través de compras en el Mercado Spot.
No se registró demanda de potencia y energía eléctrica de exportación de la República Federativa del Brasil.
Con relación a la gestión administrativa, la misma ha sido prestada por IPC Operations Ltd., en su carácter de administrador. Se mantuvo la estrategia financiera basada en el manejo centralizado de los fondos. Las colocaciones de excedentes financieros fueron aplicadas en cuentas corrientes remuneradas en bancos de primera línea.
En junio de 2004, se debió financiar el pago de un anticipo del Impuesto a la Ganancias, con la suscripción al programa RAF de la AFIP. El mismo fue cancelado en el mes de octubre, una vez que la empresa hubo recompuesto su situación de efectivo.
Otras tareas llevadas a cabo fueron: reorganización del sector (diferenciando claramente tres áreas: Contabilidad, Tesorería y Control Interno), confección de un sistema presupuestario nuevo, implementación del sistema administrativo contable TEG, incorporación de la función de Control Interno, implementación de centros de costos, incorporación in house de la liquidación impositiva de la sociedad, incorporación de un Jefe de Administración y Servicios en Bahía Blanca (Compras, Tesorería, Logística y Almacenes) cuya principal función será incorporar conceptos de administración en la Central, incorporación de un. Jefe de Recursos Humanos y Relaciones con la Comunidad localizado en Bahía Blanca (función que se desempeñaba en Buenos Aires hasta el mes de noviembre), designación de nuevos asesores impositivos (Dr. Eduardo Cariglino), legales (Hope, Duggan & Silva) y auditores (Deloitte & Touche).
Por la operación con fuel oil se extremaron los controles de emisiones gaseosas, extracción y disposición de cenizas con materiales pesados. Se recibieron inspecciones de los entes de control (ENRE, SPA y Municipalidad de Bahía Blanca).
Se efectuó la auditoría (externa IRAM) para el mantenimiento del sistema de gestión ambiental certificado según ISO 14001 con resultado muy satisfactorio.
Al 31 de diciembre de 2005 el MEM cuenta con una potencia total instalada de 23,302 MW, lo que representa un incremento del 1.17% respecto a la potencia instalada del año 2004 (23.032 MW).
La demanda de energía eléctrica de los agentes del MEM del año 2005 fue de 87,779.6 Gwh y la demanda de exportación fue de 1,800.3 Gwh. La demanda año móvil acumulado ha aumentado el 5.8 % interanual.
La demanda máxima de potencia fue de 16,143 MW, registrada el 22 de Noviembre de 2005, la cual superó los valores máximos de potencia alcanzados durante todo el año 2004.
La demanda de energía eléctrica durante el año 2005 fue abastecida de acuerdo a los siguientes porcentajes:
Generación hidráulica:
Durante el año considerado, Central Piedra Buena registró 1,958 Gwh de generación neta. La generación neta total con gas natural fue de 1,202 Gwh y la energía neta generada con fuel oil fue de 756 Gwh.
La generación de Central Piedra Buena representó un 2.1% de la generación neta total y un 3.9% de la generación térmica neta total.
. Sep-05
Central Termo eléctrica Luis Piedra Buena (CPB) se encuentra ubicada en el puerto de Ingeniero White, próximo a la ciudad de la Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, distante 800 Km. al sur de la Capital Federal. La planta ocupa aproximadamente 40 hectáreas.
CPB consiste en 2 (dos) grupos Caldera - Turbina a Vapor-Alternador. Transformadores idénticos con una potencia total instalada de 310 Mw cada una, 620 Mw totales.
CPB está vinculada a la Red de 500 Kv. del Sistema Argentino de Interconexión (SADI).
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural y fuel oil
• Turbinas marca "LMZ” del tipo de condensación de ocho extracciones y tres etapas.
• Alternadores marca "Eiectrosila" 20 kv-365MVA-300rpm, refrigerado por hidrógeno y excitación independiente.
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans", formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20-525N3k-135 MVA cada uno.
• Condensadores marca "Ansaldo • Ormas" del tipo doble vía.
El abastecimiento de gas natural se realiza a través de un gasoducto de 22 Km. CPB es dueña, opera y mantiene el gasoducto el cual conecta sus instalaciones con el sistema de gasoducto troncal de Transportadora Gas del Sur.
Finalmente, junto a la Central se ha construido un muelle el cual es apto para buques petroleros.
La Toma de Posesión de la Compañía se realizó el 20 de Agosto de 1997, labrándose distintas actas entre Central Piedra Buena SA y ESEBA SA referidas al traspaso de los Activos.
Desde 24 de enero al 17 de marzo y desde el 1 de noviembre al 23 de diciembre se efectuaron mantenimientos programados estacionales sobre la unidad 29. Se efectuaron tareas preventivas y correctivas en turbina, generador, caldera, equipos del ciclo térmico y auxiliares de la unidad, abarcando partes mecánicas, eléctricas e instrumentación.
El mantenimiento estacional de la unidad 30 se efectuó durante el mes de noviembre y la primer semana de diciembre de 2004; se realizaron trabajos para aliviar temporariamente problemas de expansión térmica de la turbina y quemadores en caldera.
El mantenimiento general de la unidad 30 que estaba programado para principio de 2006 se ha postergado hasta principios de 2007 por lo que se intervino sobre la unidad en Enero y Febrero de 2006 para ejecutar tareas de mantenimiento preventivo y correctivo.
El mantenimiento de rutina de ambas unidades se efectuó sin dificultades.
Es de destacar la gran cantidad de fuel oil consumido para generación durante el otoño-invierno de 2005 (total anual consumido en 2005: 187.831 ton). Esto obligó a implementar rutinas especiales con el personal disponible para cubrir las necesidades de la operación con fuel oil (capacitación e intercambio de personal entre operaciones y mantenimiento).
- Seguridad y Medio Ambiente:
Por la operación con fuel oil se extremaron los controles de emisiones gaseosas, extracción y disposición de cenizas. Asimismo, se recibieron inspecciones de los entes de control como ENRE, SPA y Municipalidad de Bahía Blanca.
Durante el presente ejercicio CPB aprobó la auditoría de mantenimiento del sistema de gestión ambiental, según norma ISO 14001 (el auditor externo fue el lRAM).
La generación neta de energía eléctrica de Central Piedra Buena en el año 2005 fue de 1,958 Gwh. Para ello se consumieron 353.7 millones de metros cúbicos de gas natural y 187,800 toneladas de fuel oil.
La energía comercializada en el Mercado a Término totalizó 51.44 Gwh y la energía comercializada en el Mercado Spot, 1,797.7 Gwh. Toda la energía comercializada en el Mercado a Término se realizó a través de compras en el Mercado Spot.
Durante los meses de marzo, abril, mayo y agosto se registró exportación de energía eléctrica a la República Federativa de Brasil por un total de 161.1 Gwh. Esta exportación se realizó en el marco de los Acuerdos de Comercialización de potencia firme y energía eléctrica asociada, destinados a la exportación, suscriptos oportunamente con Comercializadora de Energía del MERCOSUR S.A. (CEMSA).
Como consecuencia de la aplicación de los términos del Decreto PEN 180/2004, Resolución MPFIPS 208/2004 y la Resolución SE 752/2005, el suministro de gas natural se realizó a través de la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana hasta el mes de agosto. A partir del mes de Noviembre, se realizaron contratos de compra de gas natural con el productor de gas natural Wintershall y el comercializador Rafael Albanesi S.A. y dos contratos de transporte ininterrumpible con la Camuzzi Gas Pampeana y con Transportadora Gas del Sur.
La Secretaría de Energía, según lo dispuesto en la resolución SE 659/2004, asignó volúmenes de gas natural de productores a generadores a pedido de CAMMESA. Central Piedra Buena consumió en el año 2005 49.72 millones de metros cúbicos de gas natural proveniente de la aplicación de la normativa mencionada.
Con fecha 1 de noviembre de 2005, se prorrogó el contrato de Prestación de Servicios Corporativos con IPC Operations Limitad (IPC). IPC continuará realizando la gestión administrativa y comercial de Central Piedra Buena (CPB).
Los fondos disponibles de CPB fueron remunerados en forma diaria, a una tasa de interés promedio del orden del 3,5% nominal anual (comenzando el año en un 2,2% y finalizándolo en un 4,5%). La posición de efectivo para el cierre de ejercicio, se encuentra principalmente colocada en pesos moneda argentina, dada su necesidad como capital de trabajo.
En el mes de agosto de 2005, CPB percibió el reembolso de créditos de IVA vinculados a exportaciones que quedaba pendiente de cobro, por la suma de USD 266.169.
En el mes de diciembre de 2005, CPB obtuvo un préstamo de $(AR) 4 millones con el Banco de Servicios y Transacciones, cuyo vencimiento opera en abril de 2006.
PRODUCCION 2006
• Un Mercado Spot, con precios que se determinan en forma horaria en función del costo económico de producción, representado por el costo marginal de corto plazo, medido en el centro de carga del sistema.
A partir de la publicación de la Resolución Secretaria de Energía 240/2003, el costo variable de producción máximo reconocido para la sanción de precios será el calculado utilizando solamente gas natural.
Al 31 de diciembre de 2006 el MEM cuenta con una potencia total instalada de 24,033 MW (incluyendo el área patagónica)
La demanda de energía eléctrica de los agentes del MEM del año 2006 fue de 96,812.8 Gwh y la demanda de exportación fue de 2,671.2 Gwh. La demanda ano móvil acumulado ha aumentado el 5.9% interanual.
La demanda máxima de potencia fue de 17,323 Mw (incluyendo el área patagónica), registrada el 12 de diciembre de 2006, la cual superó los valores máximos de potencia alcanzados durante todo el ano 2005.
La demanda de energía eléctrica durante el año 2006 fue abastecida de acuerdo a los siguientes porcentajes:
Durante el ano considerado, Central Piedra Buena registró 2,192 Gwh de generación neta. La generación neta total con gas natural fue de 926 Gwh y la energía neta generada con fuel oil fue de 1,266 Gwh.
La generación de Central Piedra Buena representó un 2.1% de la generación neta total y un 4.1% de la generación térmica neta total.
Precio medio mensual de energía del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh)·
Febr06
DESCRIPCIÓN DE LA CENTRAL:
Central Termoeléctrica Luis Piedra Buena (CPB) se encuentra ubicada en el puerto de Ingeniero White, próximo a la ciudad de la Bahía Blanca, provincia de Buenos Aires, distante 800 Km. al sur de la Capital Federal. La planta ocupa aproximadamente 40 hectáreas.
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural y fue! oil.
• Turbinas marca "LM.Z." del tipo de condensación de ocho extracciones y tres etapas.
• Condensadores marca "Ansaldo - Ormas" del tipo doble vra.
El abastecimiento de gas natural se realiza a través de un gasoducto de 22 Km. CPB es duella, opera y mantiene el gasoducto el cual conecta sus instalaciones con el sistema de gasoducto troncal de Transportadora Gas del Sur.
Finalmente, junto a la Central se ha construido un muelle el cual es apto para buques petroleros. TAREAS DESARROLLADAS:
Área Técnico Operativa:
Desde 9 de octubre hasta el 13 de noviembre se efectuó mantenimiento programado estacional sobre la unidad 29. Se efectuaron tareas preventivas y correctivas en turbina, generador, caldera, equipos del ciclo térmico y auxiliares de la unidad, abarcando partes mecánicas, eléctricas e instrumentación.
El mantenimiento general de la unidad 30 se efectuó desde el 15 de septiembre abarcando el resto del año y hasta el 4 de febrero de 2007. Se realizaron trabajos para corregir defectos detectados en el sistema de calentamiento de bridas y la expansión térmica, y para mejorar su funcionamiento.
También se trabajó en cañerías, tuberías y quemadores de la caldera principal caldera. Se ejecutaron también los controles típicos de este tipo de mantenimiento general en todos los equipos del ciclo térmico, eléctricos e instrumentación.
Es de destacar la gran cantidad de fuel oil consumido para generación durante el año.
El total anual consumido en 2006 fue 315.460 ton. Lo que constituye un record histórico en la planta. En particular, el consumo de FO durante el mes de junio fue 87.091 ton. Esto obligó a implementar rutinas especiales con el personal disponible para cubrir las necesidades de la operación con fuel oil (capacitación e intercambio de personal entre operaciones y mantenimiento).
Por la operación con fuel oil se extremaron los controles de emisiones gaseosas y se incrementaron las tareas de extracción y disposición final de cenizas. Asimismo, se recibieron inspecciones de los entes de control como ENRE, SPA y Municipalidad de Bahía Blanca.
Durante el presente ejercicio CPB aprobó la auditoría de mantenimiento del sistema de gestión ambiental, según norma ISO 14001 (el auditor externo fue el IRAM).
La generación neta de energía eléctrica de Central Piedra Buena en el ano 2006 fue de 2,192 Gwh. Para ello se consumieron 274 millones de metros cúbicos de gas natural y 315,460 toneladas de fuel oíl.
La energía comercializada en el Mercado a Término totalizó 11,52 Gwh y la energía comercializada en el Mercado Spot, 2.192 Gwh. Toda la energía comercializada en el Mercado a Término se realizó a través de compras en el Mercado Spot
Los Acuerdos de Comercialización de potencia firme y energía eléctrica asociada, destinados a la exportación, suscriptos oportunamente con Comercializadora de Energía del MERCOSUR SA (CEMSA) fueron rescindidos por Central Piedra Buena a partir del 1 de Febrero de 2006.
El suministro de gas natural se realizó a través de contratos de compra de gas natural con los productores de gas natural Wintershall y Petrobras y el comercializador Rafael Albanesi S.A. y dos contratos de transporte interrumpible con la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana y con Transportadora Gas del Sur. En el mes de Noviembre, se obtuvo la licencia de operador en el Mercado Electrónico de Gas S.A., dicha licencia permitió realizar compras de gas natural en condiciones spot a partir de ese mes.
La Secretaría de Energía, según lo dispuesto en la Resolución SE 659/2004, Resolución SE N° 752/2005 y Nota SE N° 1497 asignó volúmenes de gas natural de productores de ese combustible a generadores de energía eléctrica a pedido de CAMMESA La Secretaría de Energía asignó a Central Piedra Buena la inyección de un volumen de gas natural de 1.677 dam3 diarios bajo el mecanismo de "Asignaciones Condicionales" para el período diciembre 2006 a abril2007.
Central Piedra Buena consumió un total de 112,4 millones de metros cúbicos de gas natural proveniente de la aplicación de la normativa mencionada en el año 2006
Con fecha 21 de marzo de 2006, se prorrogó el contrato de Prestación de Servicios Corporativos con IPC Operations Limited (IPC). IPC continuará realizando la gestión administrativa, impositiva, financiera, despacho de la central, regulatoria, comercial y de relaciones públicas de Central Piedra Buena (CPB).
Los fondos disponibles de CPB fueron remunerados en forma diaria, a una tasa de interés promedio del orden del 4% nominal anual (comenzando el año en un 4,9% y finalizándolo en un 3,25%). Entre los meses de junio y diciembre se realizaron varios depósitos a plazo fijo con rendimientos del orden del 9% nominal anual. La posición de efectivo para el cierre de ejercicio, se encuentra principalmente colocada en pesos moneda argentina, dada su necesidad como capital de trabajo.
Durante el mes de marzo de 2006, se recibió un préstamo estructurado de $ 10 millones del Banco Hipotecario, con 18 meses de gracias y 12 de repago de capital. Durante el mismo mes, se canceló el préstamo de corto plazo de $ 4 millones que CPB tenia con el Banco BST.
En el mes de junio de 2006 se recibió otro préstamo por medio de CAMMESA de $ 16,8 millones aproximadamente, estructurado mediante un contrato de fideicomiso, en el cual CAMMESA es el beneficiario y HSBC Bank Argentina SA es el Fiduciario. Este último préstamo recibido, se utilizó para cancelar la deuda con el Banco Hipotecario por $ 10 millones y para la realización del mantenimiento mayor de la Unidad 30, mantenimiento de la Unidad 29 y de los sistemas auxiliares de planta.
• Un Mercado a Término en al cual vendedores y compradores acuerdan libremente cantidades, precios y condiciones;
Al 31 de diciembre de 2007 el MEM cuenta con una potencia total Instalada de 24,406 MW {incluyendo el sistema patagónico).
La demanda de energía eléctrica de los agentes del MEM del año 2007 fue de 102,949.9 Gwh y la demanda de exportación fue de 712.2 Gwh. Considerando únicamente la demanda del MEM, descontando el sistema Integrado, el crecimiento respecto al año 2006, ha sido del 6.6%. La demanda eléctrica del sistema Integrado (MEM + MEM Sistema patagónico) ha crecido el5.5%.
La demanda máxima de potencia fue de 18,345 Mw (incluyendo el área patagónica), registrada en el mes de Junio de 2007, la cual superó los valores máximos de potencia alcanzados durante todo el año 2006.
La demanda de energía eléctrica durante el año 2007 fue abastecida de acuerdo a los siguientes porcentajes:
Generación hidráulica;
Abr·
Oct-Q7
• Calderas principales marca "Deutsche Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con gas natural y fuel oil.
• Alternadores marca "Electrosila" 20 kv·365MVA-300tpm, refrigerado por hidrógeno y excitación independiente.
• Transformadores principales marca "Zaporovhie Trans·, formado por un banco de tres transformadores monofásicos 20.525¡V3k·135 MVA cada uno.
Desde 2 de noviembre hasta el 5 de diciembre de 2007 se realizó el mantenimiento programado estacional sobra la unidad 29. Se efectuaron tareas preventivas y correctivas en turbina, generador, caldera, equipos del ciclo térmico y auxiliares de la unidad, abarcando partes mecánicas, eléctricas e instrumentación.
El mantenimiento general de la unidad 30 se efectuó desde el 15 de septiembre de 2006 abarcando el resto del año y hasta el 4 de febrero de 2007. Se realizaron trabajos para corregir defectos detectados en el sistema de calentamiento de bridas y la expansión térmica, y para mejorar su funcionamiento.
También se trabajó en cañerlas, tuberías y quemadores de la caldera principal caldera. Se ejecutaron también los controles típicos de este tipo de mantenimiento general en todos los equipos del ciclo térmico, eléctricos e instrumentación. El día 10 da setiembre de 2007 se produjo una avería en el rotor de baja presión de la turbina 30. La reparación obligó a mantenerla indisponible hasta el día 29 de noviembre.
El mantenimiento de rutina de ambas unidades se efectuó sin novedades.
Es de destacar la gran cantidad de fuel oil consumido para generación durante el año. El total anual consumido en 2007 fue 369.471 ton. En particular, el consumo de FO durante el mes de julio fue 91.111 ton. Se continuaron rutinas especiales con el personal disponible pera cubrir las necesidades de la operación con fuel oil (capacitación e intercambio de personal entre operaciones y mantenimiento).
-Seguridad y Medio Ambiente:
Por la operación con fuel oil se extremaron los controles de emisiones gaseosas, y se incrementaron las tareas de extracción y disposición final de cenizas. Asimismo, se recibieron inspecciones de los entes de control como ENRE, SPA y Municipalidad de Bahía Blanca.
Durante el presente ejercicio CPB SA obtuvo la re-certificación del sistema de gestión ambiental según norma ISO 14001 (organismo certificador IRAM).
Durante el año considerado, Central Piedra Buena registró 3,035 Gwh de generación neta. La generación neta total con gas natural fue de 1,531 Gwh y la energía neta generada con fue! oil fue de 1,504Gwh.
La generación de Central Piedra Buena representó un 2% de la generación neta total y un 3.9% de la generación térmica neta total.
Para alcanzar la generación mencionada, Central Piedra Buena registró un consumo anual de 463 millones de metros cúbicos de gas natural y 369,471 toneladas de fuel oil.
La energía comercializada en el Mercado Spot fue equivalente a la energía generada, es decir 3,035 Gwh. Toda la energía comercializada en el Mercado a Término se realizó a través de compras en el Mercado Spot.
Los Acuerdos de Comercialización de potencia firme y energía eléctrica asociada, destinados a la exportación, suscriptos oportunamente con comercializadora de Energía del MERCOSUR S.A. (CEMSA) fueron rescindidos por Central Piedra Buena a partir del 1 de Febrero de 2006.
El suministro da gas natural se realizó a través de contratos de compra de gas natural con los productores de gas natural Wintershall, Total Gas, Pan American Energy y el comercializador Rafael Albanesi S.A. cuyo contrato venció en el mes de Abril da 2007. Adicionalmente, se realizaron compras de gas natural en condiciones spot en el Mercado Electrónico de Gas S.A.
La provisión del transporte del gas natural se obtuvo a través de dos contratos de transporte Interrumpible con la distribuidora Camuzzl Gas Pampeana y con Transportadora Gas del Sur.
La Secretaria de Energía, según lo dispuesto en la Resolución SE 659/2004, Resolución SE N° 752/2005 y Nota SE N° 1497 asignó volúmenes de gas natural de productores de ese combustible a generadores de energía eléctrica a pedido de CAMMESA. La Secretaria de Energía asignó a Central Piedra Buena la Inyección de un volumen de gas natural de 1,677 dam3 diarios bajo el mecanismo de "Asignaciones Condicionales" para el periodo diciembre 2006 a abrl12007.
Durante el primer cuatrimestre del año 2007, Central Piedra Buena consumió un total de 175 millones de metros cúbicos de gas natural proveniente de la aplicación de la normativa mencionada.
Durante el tercer cuatrimestre del año 2007, la SE elevó el reconocimiento de los costos de operación y mantenimiento para todas aquellas unidades turbo vapor mayores a 100 MW, como es el caso de Central Piedra Buena S.A. en 5 $/MWh, llevándolo a 12,96 $/MWh generando con combustible fuel oil. Adicionalmente, si una unidad térmica generando con gas natural propio, recibe una remuneración en la que la diferencia entre el CVP máximo reconocido y el precio de nodo es menor a 5 $/MWh, deberá reconocerse esta último valor.
En los meses de octubre y diciembre se realizaron compras de 12.000 y 6.000 toneladas de fuel oil propio respectivamente al proveedor Petrobras. Es intención de Central Piedra Buena continuar realizando compras de combustible fuel oil propio a lo largo del año 2008.
Con fecha 16 de mayo de 2007, se prorrogó el contrato de Prestación de Servicios Corporativos con IPG Operatíons Umited (IPC), por el cual realizó la gestión administrativa, impositiva, financiara, despacho de la central regulatoria, comercial y de relaciones públicas de Central Piedra Buena (CPB). Con fecha 30 de noviembre de 2007 el contrato con JPC fue rescindido.
Los fondos disponibles de GPB fueron remunerados en forma diaria, a una tasa de interés promedio del orden del 2,15% nominal anual (comenzando el año en un 3,39'% y finalizándolo en un 1,88%). Se realizaron depósitos a plazo fijo con rendimientos del orden del 12% nominal anual. La posición de efectivo para el cierre de ejercicio, se encuentra principalmente colocada en pesos moneda argentina, dada su necesidad como capital de trabajo.
Durante el año 2008, la demanda de energía eléctrica continuó aumentando, aunque en menor medida que en años anteriores. La demanda total de energía ha registrado un Incremento del 3,5% respecto del año 2007, conformada por un aumento de la demanda interna del 2,7% respecto al año 2007 y de la demanda de exportación de más del 100% respecto del mismo año.
El volumen de energía eléctrica demandada durante el año 2007 fue de 112.313 GWh, siendo la generación térmica el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 66.840 GWh (59,5%), seguido por el parque hidráulico que aportó 36.863 GWh (32,8%), el nuclear con 6.835 GWh (6,1%) y finalmente importaciones por 1.774 GWh (1,6%).
La generación hidráulica fue un 1% inferior a la del 2007 y un 14% inferior a la del 2006 debido a la escasez de caudales en las principales cuencas hidrológicas, en especial en la cuenca del Comahue. Ello implicó la necesidad de recurrir a la generación térmica como principal fuente de oferta eléctrica y en consecuencia la utilización no solo de gas natural sino de de combustibles liquidas (gasoil y fuel oil) y carbón mineral durante prácticamente todo el año.
El siguiente gráfico muestra la evolución de generación eléctrica por tipo de generación (térmica, hidráulica, nuclear e importación):
El pico máximo de potencia se registró el día 23 de Junio de 2008 con una demanda de 19.126 Mw, superando todos los valores registrados en años anteriores.
Picos de Potencia Máxima Registrada
Durante el año 2008 se continuó aplicando el Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica ("PUREE"). Adicionalmente a esta medida se aplicaron dos cambios de huso horario con el fin de lograr un menor consumo de energía eléctrica. Sin embargo, estas señales no mostraron los resultados que se esperaban.
El parque de generación ha registrado durante el 2008 un aumento de su capacidad instalada de 1.800 MW respecto al año 2007, alcanzando un total de 26.225 Mw. Todo el incremento en capacidad instalada se atribuye a una generación térmica. Dentro de los ingresos de nueva capacidad durante el año 2008, los más importantes fueron las obras del Fondo para Inversiones Necesarias que permitan incrementar la Oferta de Energía Eléctrica en el MEM ("FONINVEMEM") para la puesta en servicio de las nuevas centrales Gral. Belgrano (Campana, provincia de Buenos Aires) y Gral. San Martín (Timbues, provincia de Santa Fe) y el ingreso de la TG01 de la Central Térmica Güemes en Salta.
Asimismo, durante el año 2008, se fue disponiendo de más cantidad de gas natural que ha sido administrado por CAMMESA, para las centrales térmicas del FONINVEMEM producto de la ampliación de gasoductos TGN - TGS obras 2006-2008.
El siguiente gráfico muestra la composición de la capacidad instalada argentina:
Durante .este año la Autoridad Energética ha continuado la política iniciada en el año 2003 de que los precios de energía eléctrica varían según el volumen de generación térmica requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la Resolución SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado que su valor se incluye en el precio como sobrecosto transitorio de despacho.
Debido a la escasez hidráulica y la falta de disponibilidad de gas natural para la generación, durante la época invernal se debió recurrir a la utilización de combustibles alternativos, incrementando en consecuencia al precio monómico de la energía eléctrica.
En cuanto a los costos de la operación del sector de la producción, los mismos se han visto incrementados debido al mayor empleo de combustibles líquidos para la generación de energía y al incremento del precio del petróleo que alcanzó este año su máximo valor nominal en el mercado internacional. Esta circunstancia se vio potenciada con el aumento del consumo de estos combustibles, siendo el año 2008 el de mayor consumo de gas oil en la historia del sector eléctrico argentino, alcanzando un valor de aproximadamente 718.000 Tn, un 14% más de consumo que el año anterior. El consumo de fuel oil también ha registrado el máximo histórico con 2.300.000 toneladas, un 24% más que en el año 2007. Dicho incremento de consumo de gas oil y fuel oil estuvo destinado al despacho del parque de ciclos combinados y máquinas turbo-vapor respectivamente.
Adicionalmente, en materia de gas natural la Subsecretaría de Combustibles continuó aplicando el programa de IAP (resolución SE N° 659/04), lo que se tradujo en crecientes volúmenes de gas re direccionados a la generación de electricidad que complementaron el consumo de gas natural propio de las centrales eléctricas, gestionados por Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista ("CAMMESA").
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación, también se mantuvo la regulación que se viene aplicando desde enero del año 2002, que limita la sanción del costo marginal de corto plazo así como también congela la remuneración de la potencia puesta a disposición en $12.
Durante el 2006 se mantuvieron vigentes las Resoluciones SE N° 240/03 y SE N" 406/03, a efectos de mantener bajo control el precio mayorista y asegurar el pago a los distintos acreedores del MEM para cubrir sus costos de producción.
Adicionalmente, la remuneración de la energía generada con fuel oil también sufrió modificaciones regulatorias, remunerándose el precio de adquisición del fuel oil nacional más un 1O% adicional en concepto de cargos financieros y administrativos con un precio máximo regulado de 60,5 US$/bbl.
Por otra parte, la Secretaría de Energía (SE) mantuvo los valores del precio estacional de la energía, según el tipo y nivel de consumo, fijados a partir del mes de Enero de 2005.
En consecuencia, al igual que en los últimos años, el financiamiento del Mercado Eléctrico Mayorista fue dependiente de los préstamos que efectuó el Estado Nacional al Fondo Unificado.
Por otro lado, el gráfico que sigue muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea deficitario, en comparación contra los precios que pagan los usuarios residenciales, comerciales y grandes usuarios a Edenor. Dicho costo incluye, además
del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo real de generación con combustibles líquidos como el fuel oil o el gasoil, más otros conceptos menores.
Res G-1000 klbi
Res 1001-1400klbi
Res 1401 2800klbí
Res + 2800klbi
Comercio Ch/Med
lnd. 0-300kw
lnd + 300kw
TAREAS DESARROLLADAS;
Área Técnico-Operativa;
Durante el año 2008, la Central Piedra Buena alcanzó su récord histórico de generación bruta con 3.644.110 MWh, seguido por el año 2007 con 3.363.157 MWh y luego el año 1996 con 3.307.967 MWh. También en julio y diciembre se alcanzaron los récords de generación mensual con 433.697 MWh y 424.313 MWh respectivamente.
Entre julio y diciembre se llevó adelante un proceso de implementación de un sistema de Gestión integrado que incluyó las certificaciones ISO 9001 (Gestión de la Calidad), ISO 18001 (Seguridad e higiene Ocupacional) y la incorporación al sistema Integrado y Recertificación de la ISO 14001 (Gestión ambiental).
La avería del rotor del generador de la Unidad 29 produjo la fuera de servicio de esta unidad en los períodos que van del 9 al 18/5/2008, del 28/5 al 28/6/2008 durante este periodo se realizó el mantenimiento anual de la unidad El mantenimiento anual de la Unidad 30 se realizó del 6/10/2008 al 27/10/2008.
Se comenzó en julio con la implementación de un sistema de Gestión de Activos Centrada en la Confiabilidad.
Se creó un proyecto - con participación de las áreas técnicas de Pampa Energía Buenos Aires - que permitió preparar las especificaciones técnicas para la licitación del proyecto denominado "Actualización de CPB". El mismo incluye: el recambio de los Sistemas de Control: DCS - Distributed Control System -, BMS- Buming Management System -,reemplazo de los sistemas de excitación, governor, instalación de una planta de ósmosis inversa, reemplazo de válvulas criticas y la definición de repuestos y contratos para la realización de los mantenimientos mayores de ambas unidades. El equipo, posteriormente, realizó la evaluación técnica de las ofertas recibidas.
Se iniciaron estudios y mediciones para rever el funcionamiento de la protección ante torsión del eje de turbina y rotores por resonancia subsincrónica.
Es de destacar la gran cantidad de fuel oil consumido para generación durante el año. El total anual consumido en 2008 fue 487,134 toneladas. Se realizaron capacitaciones y se incorporó el personal faltante en los tumos rotativos. Se creó el área reingeniería de Operaciones y se lanzó un Comité Técnico para el Análisis de Fallas.
Se lanzó un ambicioso plan de capacitación, cubriendo actividades tanto técnicas como en las áreas de gestión, haciendo hincapié en el liderazgo y cambio de cultura organizacional.
En el área de comunicaciones se propició la apertura de la central hacia la comunidad, llevándose adelante - con la Gerencia de Comunicaciones de Pampa Energía numerosos proyectos de integración con la comunidad, de difusión de las actividades de la Central y de Responsabilidad Social Empresaria.
Se lanzaron iniciativas de mejora de la comunicación, como desayunos semanales con la participación de Recursos Humanos, el Gerente de Planta y personal. Se lanzó también un fuerte programa de limpieza y ordenamiento de la Central.
Durante el año considerado, Central Piedra Buena registró 3,313.8 Gwh de generación neta. La generación neta total con gas natural fue de 1,338.1 Gwh y la energía neta generada con fuel oil fue de 1,975.7 Gwh.
La generación de Central Piedra Buena representó un 3% de la generación neta total y un 9% de la generación térmica neta total.
Para alcanzar la generación mencionada, Central Piedra Buena registró un consumo anual de 421,537 millones de metros cúbicos de gas natural y 487,134 toneladas de fuel oil.
El suministro de gas natural se realizó a través de contratos de compra de gas natural con los productores de gas natural Wintershall, Total Gas, Pan American Energy y Powerco. Adicionalmente, se realizaron compras de gas natural en condiciones spot en el Mercado Electrónico de Gas SA
La provisión del transporte del gas natural se obtuvo a través de dos contratos de transporte interrumpible con la distribuidora Camuzzi Gas Pampeana y con Transportadora Gas del Sur.
En lo que respecta a la provisión de combustible fuel oil, Central Piedra Buena celebró en el año 2008 un contrato de abastecimiento de fuel oil con ESSO, y acuerdos de compra con YPF y Petrobrás. Para el transporte de este combustible vía marítima, ha celebrado también un acuerdo de time charter con la empresa Petrotank. Como resultado de esta operación, Central Piedra Buena ha comprado 319.000 toneladas de fuel oíl propio. La diferencia entre el combustible comprado y el consumo del mismo corresponde a la provisión de fuel oil de CAMMESA por cuenta y orden del Estado Nacional.
En el mes da junio de 2006 se recibió un préstamo por medio de CAMMESA de $ 16,8 millones aproximadamente, estructurado mediante un contrato de fideicomiso, en el cual CAMMESA es el beneficiario y HSBC.Bank Argentina SA es el Fiduciario. Este último préstamo recibido, se utilizó para cancelar la deuda con el Banco Hipotecario por$ 10 millones y para la realización del mantenimiento mayor de la Unidad 30, mantenimiento de la Unidad 29 y de los sistemas auxiliares da planta. Durante el ejercicio 2008 se cancelaron las cuotas restantes de dicho préstamo, no quedando saldo al cierre.
Con fecha 18 de junio de 2008 la Asamblea General Extraordinaria de accionistas de CPB aprobó la creación de un programa global para la emisión de valores representativos de deuda de corto plazo (los "VCP") en forma de obligaciones negociables, simples, no convertibles en accionas, denominadas en pesos, dólares estadounidenses o cualquier otra moneda, con o sin garantía, subordinadas o no, por un monto máximo en circulación en cualquier momento que no podrá exceder los $ 200 millones, y con un plazo de amortización de hasta trescientos sesenta y cinco días, o el plazo mayor que en el futuro pueda contemplar la normativa aplicable (el "Programa"). Dicha asamblea delegó en el Directorio de CPB la facultad para establecer ciertas condiciones del Programa, y la oportunidad de emisión y demás términos y condiciones de cada clase y/o serie de obligaciones negociables a emitirse bajo el Programa
Adicionalmente, con fecha 26 de febrero de 2009, la Asamblea General Extraordinaria de accionistas de CPB aprobó una modificación al Programa a los efectos de que la Sociedad cuente con la alternativa de emitir VCP bajo la forma de pagarés seriados, permitiéndole mayor flexibilidad a la Sociedad para la colocación de VCP entre los inversores institucionales del mercado de deuda corporativa.
A diferencia de la tendencia registrada durante los últimos cuatro años, durante el año 2009 la demanda de energía eléctrica registró una caída del 1,3% respecto del año 2008, con un volumen de energía eléctrica demandada de 104.592 GWh y 105.934 GWh para los años 2009 y 2008, respectivamente.
De manera similar a lo sucedido con la demanda de electricidad, durante el año 2009 se registró una caída del 1,3% en la energía generada, con un volumen de energía eléctrica generada de 108.559 GWh y 110.010 GWh para los años 2009 y 2008, respectivamente.
La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 61.359 GWh (57%), seguido por el parque hidroeléctrico que aportó 39.611 GWh (36%) y el nuclear con 7.589 GWh (7%). Asimismo, se registraron importaciones por 2.040 GWh (15% superiores al 2008), exportaciones por 1.693 GWh (4,2% superiores al2008) y pérdidas por 4.314 GWh (2,1% superiores a12008).
La generación hidroeléctrica fue un 9% mayor a la registrada en el año 2008 debido principalmente a los mayores aportes hídricos tanto del área del Comahue como de los ríos Uruguay y Paraná. Sin embargo, la generación térmica continuó siendo la principal fuente de oferta eléctrica tanto con gas natural como con combustibles líquidos (gas oil y fuel oil) y carbón mineral principalmente durante los meses de invierno.
Durante este año la Autoridad Energética ha continuado la política iniciada en el año 2003 mediante la cual el precio spot del Mercado Eléctrico Mayorista ("MEM") se determina en base al costo variable de producción máximo reconocido a las centrales eléctricas alimentadas o disponibles con gas natural, aún si las mismas no disponen de dicho combustible (Resolución SE N° 240/03). Por lo tanto, dicho precio reconocido no surge como consecuencia de la aplicación del costo marginal de la unidad menos eficiente despachada, sino que en su lugar, se asume la libre disponibilidad del gas y, en consecuencia, el precio spot sancionado es igual al costo marginal de la última unidad despachada alimentada a gas, aún si no dispone del mismo.
Es por ello que cuando la unidad menos eficiente que se encuentra despachada genera, por ejemplo, con fuel oil, dicho precio de corte no se sanciona como precio spot. sino que se reconoce como precio spot del MEM, el costo que hubiera tenido de haber utilizado gas natural y el costo adicional por el consumo de combustible líquido se reconoce por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho.
En lo que hace al abastecimiento de combustibles para la generación de electricidad, las autoridades recurrieron a numerosos mecanismos de provisión entre los que se encuentran la aplicación del programa de lAP que se tradujo en crecientes volúmenes de gas redireccionados a la generación de electricidad, la contratación de gas natural licuado y su regasificación, gas natural proveniente de la República de Bolivia, etc. Sin embargo, la oferta de gas natural continuó siendo insuficiente para atender las necesidades de generación de energía eléctrica y por ello se siguió recurriendo al consumo de combustibles líquidos para la generación de electricidad.
En ese sentido, el año 2009 registró el mayor consumo histórico de gasoil (975.000 m3). Sin embargo, el resto de los combustibles utilizados para la generación registraron consumos menores, en línea con la caída de la demanda del sector eléctrico argentino (12.6 MM dam3 de gas natural, 1.600.000 toneladas de fuel oil y 795.000 Tn. de carbón mineral). Esto provocó que los costos de generación superen durante gran parte del año el precio spot de mercado sancionado.
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación, también se mantuvo la regulación que se viene aplicando desde enero del año 2002, que limita la sanción del costo marginal de corto plazo así como también congela la remuneración de la potencia puesta a disposición en AR$12 por Mw.
La remuneración de la energía eléctrica generada con fuel oil comprado por las centrales eléctricas continuó con la misma reglamentación aplicada en el año 2008, remunerándose el precio de adquisición del fuel oil más un 10% adicional en concepto de cargos financieros y administrativos con un precio máximo regulado de 60,5 US$/bbl.
El siguiente gráfico muestra el precio promedio mensual de la energía remunerado a las generadoras eléctricas:
Durante 2009 el precio de la energía en el mercado (96,3 AR$/MWh) fue 11% superior al registrado durante 2008. El costo marginal decreció 20% mientras que, los sobrecostos transitorios de despacho (SCTD) aumentaron el 9%. Este crecimiento de los SCTD está, en cierta manera, distorsionado por el hecho de que en los primeros meses de 2009 se realizó una compensación de sobrecostos correspondientes al periodo invernal del año 2008. El precio estacional monómico de 2009 se estableció en 73,9 AR$/MWh. Este valor resulta aún muy por debajo del Precio Spot, el cual en 2009 registró un monómico de 161,4 AR$/MWh.
Por otro lado, el siguiente gráfico muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea deficitario. Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia, el costo real de generación con combustibles líquidos como el fuel oil o el gas oil, más otros conceptos menores.
El 2009 ha sido un año de preparación y transición para CPB. La Central se ha preparado para mejorar sus procesos, a través de la utilización de las herramientas de los sistemas de gestión ISO 9001, 14001 y 18001. La planificación de todas las actividades, la mejora continua y la revisión sistemática de sus procesos y procedimientos, permitieron corregir desvíos e introducir un cambio cultural importante.
Esto ha sido complementado con un fuerte plan de inversiones que nos ha permitido corregir algunos de los problemas que más afectaban el buen funcionamiento de la Central.
Estas son algunas de las obras más salientes llevadas a cabo durante el ejercicio 2009:
• Reemplazo de las válvulas de mínimo caudal de las bombas de agua de alimentación y de inyección.
• Normalización del gasoducto a las exigencias del Enargas,
• Reemplazo de las protecciones de líneas e instalación de fibra óptica entre la ETBB 500 KV y nuestra playa de 500 KV. Agregado de un interruptor de 500 KV en cada salida de máquina.
• Dentro del proyecto de Protección Antitorsional por Resonancia Subsincrónica, se ha instalado un nuevo equipamiento de monitoreo y protección por vibraciones en la Unidad 30.
• Reemplazo del sistema de control de las calderas auxiliares y reemplazo parcial del DCS de la U30.
La capacitación en temas técnicos, de liderazgo, trabajo en equipo y comunicación nos han permitido evolucionar hacia un trabajo más efectivo, y a un mayor involucramiento y compromiso de todos los sectores.
Contar con el sistema de gestión integrada SAP y con una política de inversiones por parte de nuestra sociedad contratante Pampa Energía S.A. ("Pampa") nos ha permitido un mejor manejo de los recursos disponibles.
Se creó el Grupo de Gestión de Activos (GGA) que nos va a permitir revisar los procesos técnicos transversales, avanzar en el proyecto de Gestión de Activos Centrada en la Confiabilidad y gestionar con mayor firmeza y tenacidad las no conformidades y oportunidades de mejora técnica desde el Comité Técnico.
Entre todas las actividades de mantenimiento llevadas a cabo durante el ejercicio 2009, las más excluyentes fueron:
• Suscripción del contrato para la modernización del sistema de control lógico y regulatorio de ambas unidades, con la implementación en el año 2009 del sistema lógico de la U30.
• Ejecución de la obra de modernización del sistema de control lógico y regulatorio de las calderas auxiliares.
• Reordenamiento del grupo de mantenimiento con la creación del área de predictivo.
• Afianzamiento en el uso de los recursos de SAP (Modulo de Mantenimiento) y en la definición e implementación del flujo de la documentación.
• Definición, priorización y ejecución del reemplazo de instrumental con fallas reiteradas por obsolescencia.
• Ejecución y control presupuestario por parte de las áreas de mantenimiento.
Las mejoras más salientes registradas por el sector fueron:
• Mejora de la confiabilidad de las maniobras de arranque.
• Reducción del tiempo de arranques en frío.
• Implementación de comunicaciones escritas entre JO y JT.
• Mejora en la relación Mantenimiento- Operaciones. Seguridad y medio ambiente
La política de seguridad y medio ambiente de Pampa Energía en CPB y las certificaciones ISO 18001 y 14001 nos permitieron mejorar el compromiso del nuestro personal, en todos sus niveles, con la seguridad y el medio ambiente. Se dispuso de recursos económicos para mejorar la cantidad y calidad de elementos de protección, pudiendo acceder de este modo a las mejores marcas disponibles en el mercado.
Las novedades más importantes del área fueron:
• Se ha mejorado la utilización del Análisis de Trabajo Seguro (ATS).
• Se elaboró un Video/Folleto para la inducción de los visitantes a la Central en los temas de seguridad y medio Ambiente.
• Se llevó a cabo la remodelación de la instalación eléctrica de calderas, turbinas, ciclo y servicios auxiliares de la planta, adecuando las instalaciones a la legislación vigente en la materia.
Evolución de la demanda y la oferta
A diferencia de la tendencia registrada en el año 2009, durante el año 2010 la demanda de energía eléctrica registró un crecimiento del 5,9% respecto del año anterior. El volumen de energía eléctrica demandada durante el año 2010 fue de 110.767 GWh, siendo la generación térmica el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 66.349 GWh (57%), seguido por el parque hidroeléctrico que aportó 40.227 GWh (35%), el nuclear con 6.692 GWh (6%).
A la demanda interna, se suma un aumento de las importaciones de energía eléctrica del 15% respecto al año anterior y un decrecimiento del 79% en las exportaciones.
Durante este año la Autoridad Energética ha continuado la política iniciada en el año 2003 mediante la cual el precio spot del Mercado Eléctrico Mayorista ("MEM") se determina en base al costo variable de producción máximo reconocido a las centrales eléctricas alimentadas o disponibles con gas natural, aún si las mismas no disponen de dicho combustible (Resolución SE N° 240/03). Por lo tanto, dicho precio reconocido no surge como consecuencia de la aplicación del costo marginal de la unidad menos eficiente despachada, sino que en su lugar se asume la libre disponibilidad del gas y, en consecuencia, el precio spot sancionado es igual al costo marginal de la última unidad despachada alimentada a gas, aún si no dispone del mismo.
Es por ello que cuando la unidad menos eficiente que se encuentra despachada genera, por ejemplo, con fuel oil, dicho precio de corte no se sanciona como precio spot, sino que se reconoce como precio spot del MEM, el costo que hubiera tenido de haber utilizado gas natural y el costo adicional por el consumo de combustible líquido se reconoce por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho.
En lo que hace al abastecimiento de combustibles para la generación de electricidad, las autoridades recurrieron a numerosos mecanismos para la adecuada provisión, entre estos mecanismos se encuentra la aplicación de la nota SE 6866/09 (permite redireccionar volúmenes de gas entre generadores térmicos para lograr un uso eficiente del mismo), la contratación de gas natural licuado y su regasificación, gas natural proveniente de la República de Bolivia, etc. Sin embargo, la oferta de gas natural continuó siendo insuficiente para atender las necesidades de generación de energía eléctrica y por ello se siguió recurriendo al consumo de combustibles líquidos para la generación de electricidad.
En el año 2010 se registraron importantes incrementos en el consumo de combustibles líquidos respecto del año 2009. En el caso del gasoil, se consumió 1.670.909 m3, 71% más que el año anterior. Situación similar se presentó para el Fuel oil, quemándose 2.262.663 Tn, 41% mayor que el año 2009.
El gas natural utilizado para la generación registró un consumo menor (-8%), debido al mayor consumo del segmento residencial, que provocó menor disponibilidad para generación de energía eléctrica. Se quemaron 873.896 Tn de carbón mineral, 10% mayor al año 2009. Lo mencionado anteriormente provocó que los costos de generación superen ampliamente durante gran parte del año el precio spot de mercado sancionado.
La remuneración de la energía eléctrica generada con fue! oil comprado por las centrales eléctricas continuó con la misma reglamentación aplicada en el año 2009, remunerándose el precio de adquisición del fuel oil más un 10% adicional en concepto de cargos financieros y administrativos con un precio máximo regulado de 60,5 US$/bbl.
Durante 2010 el precio de la energía en el mercado (115 $/MWh) fue 18% superior al registrado durante 2009.
El costo marginal creció 71% mientras que, los sobrecostos transitorios de despacho (SCTD) aumentaron el49,0%. El crecimiento del costo marginal y los SCTD está explicado por el mayor consumo de combustibles líquidos consecuencia de la mayor demanda y la menor disponibilidad de gas, principalmente en los meses de invierno en donde el CMO se mantuvo alrededor de los 900 $/MWh.
El precio estacional monómico de 2010 se estableció en 73,9 $/MWh. Este valor resulta muy por debajo del Precio Spot, el cual en 201O registró un monómico de 204,0 $/MWh.
Durante el año 2011, la demanda de energía eléctrica continuó con la misma tendencia de los últimos cinco años, registrando un crecimiento del 5,1% respecto del año 2010, con un volumen de energía electnca demandada de 116.419 GWh y 110.767 GWh para los años 2011 y 2010, respectivamente
El siguiente grafico muestra la apertura de la energía demandada en 2011 por tipo de cliente
A su vez, el día 1 de agosto de 2011 se registró un nuevo récord de potencia demandada, 21.564 MW
De manera similar a lo sucedido con la demanda eléctrica, durante el año 2011 se registro un aumento del 4,7% en la energía generada, con un volumen de energía eléctrica generada de 118.049 Gwh y 112.721 GWh para los años 2011 y 2010, respectivamente
La generación térmica continuó siendo el principal recurso para abastecer la demanda, aportando un volumen de energía de 73.451 GWh (62%), seguido por el parque hidroeléctrico que aportó 38.693 GWh neto de bombeo (33%), el nuclear con 5.892 GWh (5%) y la generación fotovoltaica y eólica con 13,1 GWh Asimismo, se registraron 1mportaciones por 2 412 GWh (2,6% superiores al 2010), exportaciones por 275 GWh (24% menores al 2010) y pérdidas por 3.768 GWh (4,5% inferiores al 2010)
La generación hidroeléctrica fue similar a la registrada en el año 2010 (2,5% inferior) De esta manera, la generación térmica continuó siendo la principal fuente de oferta eléctrica tanto con gas natural como con combustibles líquidos (gas oil y fuel oil) y carbón mineral principalmente durante los meses de invierno
El siguiente gráfico muestra la evolución de generación eléctrica por tipo de generación (térmica, hidroeléctrica, nuclear y renovable)
El parque de generac1on ha registrado durante el 2011 un aumento de su capacidad instalada de 1.299 MW respecto al año anterior, alcanzando un total de 29.443 MW Los nuevos ingresos de capacidad se atribuyen principalmente a la elevación de la cota de Yaciretá a 83 metros sobre nivel mar (450 MW) y la habilitación comercial del ciclo combinado de Central Loma de la Lata (165 MW).
Durante este año la Autoridad Energética ha continuado la política iniciada en el año 2003 mediante la cual el precio spot del Mercado Eléctrico Mayorista ("MEM") se determina en base al costo variable de producción máximo reconocido a las centrales eléctricas alimentadas o disponibles con gas natural, aun si las m1smas no disponen de dicho combustible (Resolución SE N° 240/03).
Por lo tanto, dicho precio reconocido no surge como consecuencia de la aplicación del costo marginal de la unidad menos eficiente despachada, sino que en su lugar, se asume la libre disponibilidad del gas y, en consecuencia, el precio spot sancionado es igual al costo marginal de la última unidad despachada alimentada a gas, aun si no dispone del mismo Es por ello que cuando la unidad menos eficiente que se encuentra despachada genera, por ejemplo, con fuel oil, dicho precio de corte no se sanciona como precio spot, sino que se reconoce como precio spot del MEM, el costo que hubiera tenido de haber utilizado gas natural y el costo adicional por el consumo de combustible líquido se reconoce por fuera del precio de mercado sancionado, como sobrecosto transitorio de despacho
En lo que hace al abastecimiento de combustibles para la generación de electricidad, las autoridades recurrieron a numerosos mecanismos de provisión entre los que se encuentran un Acuerdo con los principales generadores de energía eléctrica para que los volúmenes de gas natural sean administrados por CAMMESA de manera de optimizar el consumo de gas natural en las unidades de generación mas eficientes Este mecanismo fue ampliado también para aquellas unidades consideradas de nueva generación con capacidad de contratar Gas Plus A esta medida se sumaron también la contratación de gas natural licuado y su regasificaci0n y gas natural proveniente de la República de Bolivia. Sin embargo, la oferta de gas natural continuó siendo insuficiente para atender las necesidades de generación de energía eléctrica y por ello se siguió recurriendo al consumo de combustibles líquidos en generación de electricidad para abastecer la creciente demanda
En ese sentido, el año 2011 registro un consumo de gas natural superior (8,3%) al año anterior (12,6 millones de metros cúbicos) Sin embargo, dicho aumento no resulto suficiente para disminuir el consumo de combustibles líquidos destinados a generación De esta manera, el consumo de gas mi resulto un 21% mayor al registrado en el año 201O (2.022.459 m3) De igual modo, el consumo de fuel oil fue un 13% mayor al registrado durante el año anterior (2.561.088 ton) y el consumo de carbón mineral no sumo prácticamente variaciones (944.916 ton)
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación, también se mantuvo la regulación que se viene aplicando desde enero del año 2002, que limita la sanción del costo marginal de corto plazo en $ 120 por MWh
La remuneración de la energía eléctrica generada con fuel oil comprado por las centrales eléctricas continuó con la misma reglamentación aplicada en el año 2008, remunerándose el precio de adquisición del fuel oil más un 10% adicional en concepto de cargos financieros y administrativos con un precio máximo regulado de US$60,5 por barril
Como consecuencia de las reducciones de entregas de combustible de origen local, con fecha 20 de abril de 2011 la SE aprobó un reconocimiento de costos superiores para el fuel ml nacional, siendo el precio máximo regulado del fuel ml producido por las refinerías con petróleo crudo propio de US$62 por barril en condición FOB, y en cuanto al fuel oil producido con petróleo crudo no propio, se reconocerá el menor valor que surja entre el precio del Petróleo Crudo Escalante para el mes de entrega en el mercado interno, publicado por la misma SE, más US$16,50 por barril en condición FOB, y el promedio del mes inmediatamente anterior a la entrega del combustible para el fuel oil N° 6 New York Platt's menos un diferencial de US$2,50 por barril (ver sección "Reconocimiento de Costos de Fuel Oil de esta Memoria)
El siguiente gráfico muestra el precio promedio mensual de la energía remunerado a las generadoras eléctricas
Por otro lado, el siguiente grafico muestra el costo promedio mensual que todos los usuarios del sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea deficitario Dicho costo incluye, además del precio de la energía, el cargo por potencia el costo real de generación con combustibles líquidos como el fuel Oil o el gas más otros conceptos menores
Reconocimiento de Costos de Fuel oil
La SE mediante Nota No 483/08 instruyó a CAMMESA para que a partir del d1a 24 de abril de 2008 se reconozca a los generadores por las compras de fuel mi de origen nacional para la generación de energ1a eléctrica un precio máximo de US$ 60,50 por barril, más el 10% correspondiente a los costos administrativos y adicionando el costo del flete.
Con posterioridad, y como consecuencia de las variaciones significativas que experimento el mercado internacional de combustibles en relación a las cotizaciones del crudo y sus derivados, la SE emitió la Nota N° 1381/08 en octubre de 2008, instruyendo a CAMMESA a reconocer a partir del 1 de noviembre de 2008 a los Generadores que adquieran fuel oil con recursos propios, un precio semanal que resulte de considerar el promedio de las diez cotizaciones (según la cotización de referencia Base Platts definida en la resolución) previas al día de Cierre del cálculo, menos un diferencial de US$ 2,50 por barril, en condición FOB La Plata, mas un 10% del costo total de compra del combustible, en concepto de gastos administrativos y financieros y adicionando el costo del flete
Como consecuencia de las reducciones de entregas de combustible de origen local, con fecha 20 de abril de 2011 la SE mediante la Nota 300 aprobó un reconocimiento de costos superiores para el fuel oil nacional Para gestionar tal reconocimiento, los productores locales de fuel oil deberán presentar un plan de producción de fuel oil con destino al sector eléctrico con un comprom1so de producción de volumen que se diferencie entre la producc10n de petróleo crudo propio y petróleo crudo nacional no propio. Para el fuel oil producido con petróleo crudo propio, la SE reconoce a los Generadores un valor de US$62 por barril en condición FOB de cada refinería
En cuanto al fuel oil producido con petróleo crudo no propio, la SE reconocerá el menor valor que surja entre (1) el precio del Petróleo Crudo Escalante para el mes de entrega en el mercado interno publicado por la misma SE más US$16,50 por barril en condición FOB y (n) el promedio del mes inmediatamente anterior a la entrega del combustible para el fuel oil N° 6 1%S New York Platt's, menos un diferencial de US$2,50 por barril
En la misma Nota, se aclara que por las compras de fuel oil que realicen los Generadores a los productores cuyo plan haya sido aprobado, se les reconocerá el precio de compra del fuel oil más el 10% del precio de referencia instruido en la Nola SE N° 1381/2008, más el flete máximo reconocido por CAMMESA desde el puerto de referencia (La Plata)
Procedimiento para el Despacho de Gas Natural para la Generación Eléctrica
Con fecha 7 de octubre de 2009, a través de la Nota N° 6866, la SE instruyó a CAMMESA a convocar a los generadores térmicos del MEM a manifestar formalmente su decisión de adherir al "Procedimiento para el Despacho de Gas Natural para la Generación Eléctrica" (el "Procedimiento")
El Procedimiento consiste básicamente en aceptar que CAMMESA, ante restricciones operativas del sistema de gas natural, disponga del derecho sobre los volúmenes de gas natural y transporte con que cuenten los generadores, con el objeto de minimizar la oferta térmica del sector de generación de energía. A cambio de dicha cesión voluntaria de volúmenes de gas natural y transporte, el generador cobrara durante el periodo de vigencia del acuerdo, el mayor valor entre la diferencia positiva entre el Precio Spot sancionado y el Costo Variable de Producción ("CVP") con gas natural reconocido por CAMMESA, adicionando US$2,50 por MWh
La vigencia original del Procedimiento abarcaba los períodos invernales de los años 2009 a 2011. Sin embargo, ante sucesivas convocatorias de CAMMESA a Generadores, se instruyo a ampliar el período de aplicación del Procedimiento hasta diciembre de 2012 (Nota SE N° 8692)
Con fecha 16 de noviembre de 2010, a través de la Nota N° 7584 y 7585, la SE instruyó a CAMMESA a ampliar la aplicación del Procedimiento, requiriendo a los generadores térmicos del MEM que cuenten con contratos en el Mercado a Término y/o de suministro de gas natural embarcados en el Programa Gas Plus, a ceder sus volúmenes de gas natural a favor de CAMMESA Los mismos contratos en el Mercado a Término y/o en el marco de la Resolución SE N° 220/07 no resultan afectados por lo instruido en dichas notas
En la medida que la SE considere válido el suministro y CAMMESA efectivice la utilización del citado mecanismo asignando los volúmenes cedidos a otro generador, ello no deberá afectar negativamente la remuneración por potencia, el reconocimiento de los costos de ese combustible y los sobrecostos asociados correspondientes al Anexo 33 de Los Procedimientos de CAMMESA, m los montos correspondientes al inciso c) del artículo 4 de la Resolución SE N° 406/03, respecto de los que hubieren resultado asignables al generador cedente
Nuevo Esquema de Reconocimiento de Costos y Remuneraciones
El 25 de noviembre de 2010 se suscribió entre la Secretaría de Energía de la Nación (SE) y representantes de diversos grupos del sector de la generación de energía eléctrica, entre ellas Pampa Energía, el “Acuerdo para la Gestión y Operación de Proyectos, Aumento de la Disponibilidad de Generación Térmica y Adaptación de la Remuneraci0n de la Generación 2008- 2011"
Dicho Acuerdo llene como objeto continuar con el proceso de adaptación del Mercado Eléctrico Mayorista ("MEM"), viabilizar el ingreso de nueva generación para cubrir el aumento de la demanda de energía y potencia en dicho mercado, determinar un mecanismo para la cancelación de las Liquidaciones de Venta con Fecha de Vencimiento a Definir ("LVFVD") de los generadores correspondientes a las acreencias del período comprendido entre el 10 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011 y finalmente, establecer un reconocimiento de la remuneración global que corresponda a los Generadores
A efectos de incrementar la potencia instalada en el MEM, se prevé el análisis de proyectos de generación cuya ejecución se financiará con los fondos provenientes del "Cargo Transitorio para la Conformación del Fondo Acuerdo 2008-2011" a ser implementado por la SE, y del repago del total de los aportes realizados conforme al punto 2 del inciso d) del artículo 4 del "Acuerdo Definitivo para la Gestión y Operación de los Proyectos para la Readaptación del MEM en el marco de la Resolución SE 1427/04" Los Generadores estarán encargados de la construcción de tales proyectos en función de la disponibilidad de financiamiento correspondiente
En este orden cabe señalar que con fecha 13 de enero de 2011, la SE dictó la Resolución N° 3 de 2011, en virtud de la cual establece "ad-referéndum" del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Publica y Servicios, prorrogar por un plazo de 120 meses contados a partir del 1° de enero de 2011 y con un valor de AR$ 3,60 por MWh la aplicación transitoria del cargo establecido por la Resolución N° 1866 del 29 de noviembre de 2005 de esta SE
A fin de proceder al repago de las LVFVD de los Generadores correspondientes a las acreencias del período comprendido entre el 10 de enero de 2008 y el 31 de diciembre de 2011, se acordó que dichos créditos serán cancelados a través de un Acuerdo de Abastecimiento en el marco de la Res SE 220/07 a suscribirse por las nuevas centrales de generación que se construyan conforme a lo indicado anteriormente
A las LVFVD que los Generadores incluyan bajo el Acuerdo se les adicionara el interés previsto en el artículo 3 de la Res. SE 406/03 y serán convertidas a dólares estadounidenses al tipo de cambio vigente a la firma del Acuerdo. El monto resultante del cálculo anterior devengará a partir de la firma del Acuerdo, un interés anual equivalente al de aplicar una tasa LIBOR 30 días con más un 5%.
Los montos correspondientes a las LVFVD serán reembolsados en 120 cuotas mensuales, iguales y consecutivas a partir de la habilitación comercial de los proyectos que se construyan en el marco del Acuerdo mediante los citados acuerdos de abastecimiento
Respecto a la remuneración a reconocer a los Generadores adherentes al Acuerdo, se contempla un aumento en la remuneración de la potencia puesta a disposición -los valores oscilan entre $ 30 por MW-hrp y $ 42 por MW-hrp de acuerdo a la tecnología correspondiente (Turbina de Gas, Turbina de Vapor o Ciclo Combinado)­ en tanto se registre una disponibilidad igual o superior a la Disponibilidad Objetivo Por tanto, de cumplir con la citada Disponibilidad Objetivo, la remuneración de potencia puesta a disposición de la Sociedad ascenderá a $35 por MW-hrp
Adicionalmente, se acuerda reconocer a los Generadores un incremento en los valores máximos reconocidos a las maquinas térmicas como costos de mantenimiento y de combustibles, en aquellos meses en los que se verifique una disponibilidad promedio superior a la Disponibilidad Objetivo, Dichos valores serán reconocidos como Sobrecostos Transitorios de Despacho y no se considerarán a los efectos de la determinación del CVP para el despacho, m participarán en el cálculo del Precio Spot
Cabe resaltar que tanto el incremento en la remuneración de la potencia como el reconocimiento de costos adicionales por mantenimiento y combustibles se reconocerán a partir de la firma del Acuerdo, fechado el 25 de noviembre de 2010. Sin embargo, con fecha 3 de febrero de 2011, a través de la Nota N° 924, la SE instruyó a CAMMESA a considerar en las transacciones económicas del MEM, los conceptos remunerativos previstos en el Acuerdo como LVFVD, hasta tanto se suscriban las adendas complementarias.
Fuente: Memorias y Balances Central Piedra Buena (2000-2011).

References: Resolución 
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