Producción Central Térmica Güemes S.A.
Central Térmica Güemes, empresa generadora de energía eléctrica con potencia instalada de 245 MW localizada en la provincia de Salta entregó, durante el período de 12 meses terminado el 31 de diciembre de 1994, al Sistema Interconectado Nacional 1.714 GWh. Ese nivel de producción representó un incremento del 24,2% comparado con el año 1993, en que se generaron 1.381 GWh.
Asimismo, comparando el último trimestre de 1994 con similar período de 1993 resulta que la energía neta producida en aquel trimestre (447,58 GWh) superó en un 38% a la entregada en el mismo período de 1993 (323,75 GWh).
CTG finalizó 1996 habiendo alcanzado un récord histórico de producción con una generación bruta de 2.026 Gwh. Esa cifra fue un 5,2% superior al máximo anterior, obtenido en 1995.
Dicho resultado fue el producto de la excelente performance de sus tres unidades de generación las que con 8.540, 8.129 y 8.100 horas anuales de marcha alcanzaron un factor de disponibilidad del 93% y un factor de capacidad final del 88,7%. Ese desempeño convertido a CTG en uno de los generadores de base más eficientes del mercado durante 1996 ocupando sus unidades por tercer año consecutivo posiciones de liderazgo entre los equipos Turbo Vapor del MEM.
Las posiciones 2, 5 y 6 del ranking por horas despachadas de los Turbo Vapor del MEM fueron ocupadas por los equipos de CTG.
Cabe mencionar que la demanda total del sistema durante 1996 fue de 61.256 Gwh, y dado que la generación neta entregada al sistema por CTG fue de 1.903 Gwh, la participación de CTG alcanzó al 3,1%.
Las horas a mínimo técnico de la Central fueron 478 para todo el año, 2% del total disponible, resultante de una declaración de CVP (costo variable de producción) más competitivo, 6,85% inferior a los valores de 1995 y de la revaluación de los valores de consumos específicos de sus equipos por parte de CAMMESA con una mejora del 7%. El resultado de ambos efectos mejoró el costo marginal de producción declarado para el CCS (Centro de Carga del Sistema) en un 13,4%
El factor de disponibilidad total para 1996 alcanzó al 93% y el factor de capacidad total promedió el 88,54%, los valores más elevados desde la privatización.
Ventas
Las ventas netas del último trimestre de 1994 ascendieron a $ 12.023 810 y representaron un incremento del 51% con respecto al mismo período del ejercicio anterior.
El nivel de ventas netas del ejercicio 1994 ($ 47.085.744) superó en un 12% al del ejercicio 1993 ($41.953.855).
En el plano comercial, pese a la mayor competencia evidenciada en el Mercado a Término durante 1996, CTG fue capaz de vender el 87% de su potencia nominal (214 sobre 245 MW) en dicho mercado siendo ese indicador uno de los más altos entre los generadores que no han recibido transferencia de contratos preacordados antes de su privatización.
Asimismo ejerció un liderazgo absoluto en el mercado de GUMEs (Grandes usuarios menores) con 68 clientes operativos y una potencia involucrada de 63 MWh.
En el mercado de GUMAs (Grandes usuarios mayores) con 18 clientes, con una potencia involucrada de 150 MWh.
El resultado económico logrado en 1996 si bien reflejó una pérdida de $ 3.181.481 es de destacar que $ 797.214 correspondieron a pérdidas extraordinarias resultado del costo de la implantación del plan de reestructuración y de la venta de ciertos activos a valor inferiores a los registrados en libros, lo que reduce la pérdida ordinaria a $ 2.384.267 en ese año, que contrasta con la ganancia de $ 3.149.694 de 1995 en la cual se incluyó un resultado de ajuste por inflación de $ 2.321.354, mecanismo que fuera discontinuado a partir del 10 de septiembre de 1995.
Durante el ejercicio 1997 se produjeron 1.582 GWh, lo que representó un nivel de producción inferior en 22% a la producción de energía durante el ejercicio 1996. Los motivos de esta variación negativa obedecieron al mantenimiento mayor del GUE 13 de 125 MW de potencia, lo que implicó una parada de 48 días completos con la correspondiente pérdida de generación de aproximadamente 145 GWh; a las restricciones en el sistema de transporte dispuestas por las autoridades del MEM hacia fines del tercer trimestre y por último a la situación de menor despacho al SIN que se produjo como consecuencia del cambio en la declaración de los costos variables de producción generados a partir de las restricciones mencionadas precedentemente.
Las ventas brutas (netas de compras al sistema) correspondientes al ejercicio 1997 ascendieron a $ 43.172.019 y representó una caída del 15,4% con respecto al ejercicio anterior ($ 51.032.726). La variación absoluta de $ -7.860 millones en las ventas brutas se debió a un efecto negativo por menor producción de $ -12.078 millones y a un efecto positivo por mayor precio, descripto en el apartado anterior, de $ 4.218.
Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1998 se produjeron 1.666 GWh, lo que representó un nivel de producción superior en 5% comparado con el ejercicio anterior. Los motivos de esa variación positiva obedecieron a que desde el 4 de mayo se retomó a los niveles de producción a máxima capacidad en virtud de los costos variables declarados al MEM para el semestre mayo-noviembre ´98 y al período estacional que finalizó en mayo de 1999.
Las ventas brutas (netas de compras al sistema) correspondientes al ejercicio 1998 ascendieron a $42.173.804 y representaron una caída del 2.3% con respecto al ejercicio anterior ($43.172.019). La variación absoluta de $ -1,0 millones en las ventas brutas se debieron a un efecto positivo por mayor producción de $ 2,22 millones y a un efecto negativo por menor precio, descripto en el apartado anterior, de $ -3,22 millones.
Datos de Producción (en GWh)
|
|
1998 |
1997 |
1996 |
1995 |
1994 |
|
Volumen de Producción |
1,666 |
1,582 |
2,025 |
1,926 |
1,829 |
|
Volumen de Ventas |
1,564 |
1,487 |
1,903 |
1,800 |
1,714 |
Indices
|
Liquidez |
2.87 |
3.48 |
3.69 |
0.31 |
2.67 |
|
Endeudamiento |
1.19 |
1.04 |
0.96 |
0.98 |
1.11 |
|
Rentabilidad |
-8,8% |
-6,8% |
-4,4% |
4,6% |
5,7% |
Durante el ejercicio terminado el 31 de diciembre de 1999, a cargo de la nueva administración se produjeron 1.920 GWh, lo que representó un nivel de producción superior en un 15% comparado con el ejercicio anterior.
Los motivos de esa variación positiva obedecieron al cambio de estrategia comercial con relación al ejercicio anterior en donde la planta operó en modalidad de forzado los primeros 4 meses del año y en el '99 sólo se operó 2 meses bajo esa modalidad, además del excelente grado de disponibilidad logrado durante los diez primeros meses del año a pesar de que durante su transcurso se produjo un incidente en el transformador de la unidad GUE 13, de 125MW, cuya recuperación se produjo en tiempo récord.
Las ventas brutas (netas de compras al sistema) correspondientes al ejercicio 1999 ascendieron a $44.218.196 y representaron un incremento del 5% con respecto al ejercicio anterior ($42.173.804). La variación absoluta de $ 2,0 millones en las ventas brutas se debió a un efecto positivo por mayor producción de $ 6,4 millones y a un efecto negativo por menor precio, descripto en el apartado anterior, de $ -4,4 millones.
Precios
El precio monómico en el Nodo Güemes de la energía y la potencia comercializada en el ejercicio 1994 fue de 27,46 $/MWh ($ 47.085.744/1.714,42 GWh) resultando inferior en un 10,9% con respecto a su similar del ejercicio anterior 30,38 $/MWh ($ 41.953.855/1.380,70 GWh).
Por el contrario, el precio monómico del último trimestre de 1994, 26,86 $/MWh, superó al de similar período del ejercicio anterior, 24,53 $/MWh, en un 9%.
La variación en el resultado económico 1996 fue producto en parte de la declinación de los precios en el mercado spot, que en el caso de CTG están afectados por un cargo de transporte variable (factor de nodo) crecientemente desfavorable debido a su ubicación geográfica distante del Centro de Carga del Sistema; así como en los mayores débitos recibidos durante ese año en concepto de cargo fijo de transporte los que llevaron al costo total de transmisión de la empresa al nivel de $ 5,5 millones en 1996, cifra muy elevada en relación a la capacidad de generación si se la compara con el resto de los generadores del MEM.
Los precios medios spot de energía, percibidos en el nodo GUEMES, oscilaron entre 14,34 $/MWh en diciembre de 1996 y un máximo de 28,62 $/MWh en julio de 1996, mientras que los precios de energía percibidos en el MAT en nodo GUEMES oscilaron entre un mínimo de 27,34 $/MWh en enero y un máximo de 31,61 $/MWh en junio del 96. Los precios monómicos en el mercado spot para el nodo GUEMES oscilaron entre 19,40 $/MWh y 34,32 $/MWh.
El precio monómico en el nodo Güemes de la energía y la potencia comercializada en el ejercicio 1997 fue de 29,03 $/MWh ($ 43.172.019/1.487 GWh) resultando superior en un 8% al precio monómico del ejercicio anterior 26,82 $/MWh ($ 51.032.726/1.903 GWh).
El precio monómico en el nodo Güemes de la energía y la potencia entregada en el ejercicio 1998 fue de 26.97 $/MWh ($42.173.804/1.564 GWh) resultando inferior en un 7% al precio monómico del ejercicio anterior 29.03 $/MWh ($43.172.019/l .487 Gwh).
El precio monómico en el nodo Güemes de la energía y la potencia entregada en el ejercicio 1999 fue de 24,55 $/MWh ($44.218.196/1.801 GWh) resultando inferior en un 9% al precio monómico del ejercicio anterior 26,97 $/MWh ($42. 173.804/1.564 Gwh).
Reestructuración
En vista de la alta competitividad del MEM y de los niveles de precios, CTG desarrolló un amplio plan de reestructuración que le permitió obtener durante los últimos años importantes ahorros en sus gastos de operación, administración y de recursos humanos en el orden del 20 al 30%.
Es importante destacar que la performance operativa mencionada se obtuvo en un contexto de mayor eficiencia al reducir el consumo especifico anual de gas como corolario del intenso plan de mantenimiento y mejoras introducidas.
Cogeneración
Un hecho significativo lo constituyó la firma de un contrato de cogeneración y venta de servicios a largo plazo con la empresa Minera del Altiplano, el que implicó el suministro de energía eléctrica, vapor de proceso, agua de enfriamiento y servicio de mantenimiento. Minera del Altiplano es una empresa local del grupo norteamericano FMC Litium que explota un importante yacimiento de litio en el Salar de Hombre Muerto, en el altiplano salteño.
Presencia en el NOA
La posición de CTG como proveedor energético es clave para la región NOA Norte (Salta y Jujuy) ya que, siendo el único generador de base del MEM, realiza un aporte vital a la disponibilidad y calidad (frecuencia y tensión) de energía eléctrica de los consumidores de la zona.
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
Evolución de la demanda
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.
Evolución de la oferta
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 al 2008)
y pérdidas por 4.314 GWh (2,1%
superiores al2008).
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.
Precio de la energía
eléctrica
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 IAP 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 gas oil (
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.
Evolución de precios en el MEM
El siguiente gráfico muestra el precio
promedio mensual de la energía remunerada a las generadoras eléctricas:
Precio Medio Mensual
de Energía del Mercado Spot (AR$/MWh)
Durante 2009 el precio de la energía en el mercado (96,3 AR$/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.
Producción
En el transcurso del año 2009
la generación bruta fue de l.770 GWh la cual representa
una disminución con respecto a la generación bruta del ejercicio 2008
del 2,9%. En tanto la generación neta total
del año 2009 registró una disminución del 1,5% con respecto
a la generación neta del año 2008, alcanzando los 1.699 GWh.
El nivel de producción
de energía eléctrica
de cada una de las unidades de generación durante
el año 2009 fue el siguiente:
Producción de energía eléctrica
por unidad de generación
|
|
2008 |
2009 |
|
|
|
Unidad UM |
Generación
Bruta |
Generación Neta |
Generación Bruta |
Generación
Neta |
|
GUE11 GWh |
401,22 |
377,03 |
320,00 |
300,60 |
|
GUE 12 |
267,15 |
253,55 |
260,20 |
248,00 |
|
GWh |
979,93 |
920,61 |
612,10 |
581,20 |
|
GUEI3 GWh |
175,07 |
173,20 |
578,00 |
559.30 |
|
GUETGOl
GWh |
|
|
|
|
|
Total GWh |
1.82415 |
1.724,39 |
|
1.69910 |
En el año 2009 se logró un nivel
de disponibilidad de las unidades en su conjunto
del 76,48%. En tanto
individualmente la disponibilidad fue:
Disponibilidad de las máquinas
|
|
2008 |
2009 |
||
|
Unidad |
Disponibilidad |
Hs. de Marcha |
Disponibilidad |
Hs. de Marcha |
|
GUE11 |
92% |
7,089 |
99% |
5,618 |
|
GUE12 |
60% |
4,723 |
99% |
4,618 |
|
GUE13 |
89% |
7,813 |
58% |
4,981 |
|
GUETGOl |
25% |
2,162 |
73% |
6,275 |
|
TOTAL |
66% |
21787 |
76% |
21492 |
Con respecto a la provisión de gas natural se mantuvieron acuerdos de abastecimiento de gas natural con los productores Tecpetrol S.A., Petrobras Argentina
S.A y Pan American Energy S.A. y
de esa forma se alcanzó a cubrir más del 90%
de la generación total de la planta del año 2009.
Durante el año 2009 se recibió gas nominado
por CAMMESA (Res. 659/04) por un total de
En lo que respecta
al transporte de Gas Natural,
en el año 2009, se continuó con el contrato
de transporte firme de gas con Transportadora de Gas del Norte (TGN} por 350.000
m3/día y con GASNOR por 250.000
m3/día.
El Mantenimiento Mayor (MM) de la Unidad GUE13 (135 MW) se realizó a partir del mes de mayo de 2009.
El anterior MM de esta unidad se había realizado
en el año 2001 (durante
el periodo enero-abril). Aunque su finalización estaba prevista para julio,
se extendió hasta el mes de agosto de 2009 debido principalmente, a la mayor cantidad de tareas a realizar en la turbina
(rectificado de mayor cantidad de tapas, demora
en la recepción de repuestos
del generador y defectos en la supervisión de SKODA.
Con el fabricante SKODA se realizó
un contrato bajo la modalidad
"llave en mano"
por la supervisión de los siguientes frentes de trabajo: Turbina, Generador, Calentadores de Aire Regenerativos de Caldera, Sistemas de Control, Sistema de Vibraciones y Desplazamientos del turbogrupo y Sistema de Regulación Electrohidráulico de turbina.
También se contrató
un especialista de SIGMA-
LUTIN para la supervisión del mantenimiento general
de dos bombas de alimentación de agua a caldera.
Este tipo de intervenciones mayores en las unidades generadoras y en el caso particular de GUE 13, permite
asegurar una mayor confiabilidad de servicio y el resguardo patrimonial
de
la
misma
por
un
período
aproximado de 50.000 horas.
En abril de 2009, durante el mantenimiento semianual de la TGOI se detectó
deterioro prematuro de los
álabes de la turbina de potencia por lo que el fabricante GE realizó el reemplazo de piezas y se abocó al
estudio de las causas y de su solución. También
se detectó rotura de juntas en el interior
del intercooler
(intercambiador de calor) y
defectos constructivos en la casa de filtros de aire.
En octubre de 2009 durante la operación de la TGOI, se detectaron
puntos calientes en el supercore por lo
que GE
recomendó
su envío
a fábrica para revisión/reparación. En reemplazo del componente
original afectado, se solicitó
a GE el equipo sustituto
en el marco del contrato vigente.
En diciembre
de 2009 se integró el Sistema de Gestión para lo
cual se realizó una auditoria de Mantenimiento de la Norma ISO 14001:2004 y la Certificación de las Normas OHSAS 18001:2007 y la ISO 9001:2008.
Programa Global de Valores
Representativos de deuda de corto plazo
Con fecha 21 de julio de 2008, mediante
Asamblea General Ordinaria
y Extraordinaria se aprobó la creación de un Programa
global de valores
representativos de deuda de corto plazo por hasta un monto máximo
en circulación en cualquier
momento que no podrá exceder los$ 200.000.000 (Pesos doscientos millones)
o su equivalente en otras monedas,
bajo el cual la Sociedad pueda
emitir obligaciones negociables en diversas clases y/o series, cada una de ellas con un plazo de amortización de hasta trescientos sesenta y cinco (365)
días o el plazo mayor o menor que en el futuro
pueda contemplar la normativa aplicable. Dicha asamblea delegó en el Directorio
de CTG 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.
Al 31 de diciembre
de 2009 no se han emitido obligaciones negociables bajo dicho programa.
Recompra de deuda financiera. Durante los meses de junio y julio de 2009, la Sociedad ha comprado en sucesivas operaciones a precios de mercado
parte de sus Obligaciones Negociables con vencimiento en 2017 por un total de US$ 18.196.165 de valor
nominal, transacción por la que registró una utilidad de$ 4.132.380. Al 31 de diciembre de 2009, la Sociedad mantiene en cartera dichas obligaciones negociables.
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.
Precio de la energía eléctrica
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° 240103).
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 fue] 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 gas oil, se consumió
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 2009, remunerándose el precio de adquisición del fue] oil más un 1 0% adicional en concepto de cargos financieros y administrativos con un precio
máximo regulado
Evolución de precios en el MEM
El
siguiente gráfico muestra el precio promedio
mensual de la energía remunerada a las generadoras
Durante 2010 el precio de la energía en el mercado
(115 $/MWh) fue 18% superior
al registrado durante
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
Mantenimiento Mayor de la Turbina GUE13
Entre los meses de mayo y agosto
de 2009 se realizaron las tareas correspondientes al mantenimiento mayor de
la unidad de generación GUE 13, las que se extendieron durante dieciséis semanas e incluyeron:
Revisar en su totalidad
el equipamiento principal
y auxiliar. Reparaciones, ajustes y reemplazo
de partes.
Evaluación sobre el reemplazo
a futuro de componentes (compra de repuestos).
Su correcta
ejecución permite asegurar
una mayor confiabilidad de servicio y resguardo patrimonial de la unidad generadora.
En este mantenimiento mayor se realizaron tareas de inspección en detalle e intervención en caldera, turbina, generador, torres de enfriamiento, sistemas
de control, protecciones eléctricas y equipos auxiliares.
El costo
total del mantenimiento mayor ascendió a 16.591.679 y fue registrado como maquinarias e instalaciones
en el rubro Bienes de Uso depreciándose en función de las unidades
producidas (horas de producción) por la unidad de generación.
Capitalización en ENDISA y opción
de compra de acciones
Con fecha 22 de diciembre
de 2008, en Asamblea
General de Accionistas de Energía Distribuida S.A. (ENDISA}, la Sociedad manifestó su intención de capitalizar el crédito que mantenía con ENDISA resultante
de la venta de activos mencionada en punto a) de la Nota
Asimismo, en relación con la
suscripción mencionada y tal como surge del Acuerdo de Accionistas celebrado por los accionistas de ENDISA y su addenda,
la Sociedad otorgó a
Operating S.A. una Opción de Compra, en virtud
de la cual ésta última tendrá
derecho de comprar
a la Sociedad una
cantidad tal de acciones
que represente un porcentaje igual al 50% del total de las acciones en circulación
de ENDISA (las "acciones subyacentes") a un precio
por cada acción subyacente equivalente al valor nominal efectivamente integrado convertido a
dólares estadounidenses con más un interés
pactado por cada día que pase desde la fecha de la
respectiva integración hasta la fecha de ejercicio
de la Opción de Compra, según lo definido en el acuerdo, menos las sumas que en concepto de dividendos u otras distribuciones haya percibido cada acción subyacente sobre la que se ejercite la Opción hasta la fecha de ejercicio
de tal Opción.
Con fecha 13 de marzo de 2009, Operating
S.A. comunicó su renuncia al uso de la opción de compra de
acciones mencionada en los
párrafos precedentes y en consecuencia la Sociedad en dicha fecha hizo uso de la opción
de compra de las acciones
de Operating S.A. adquiriendo las 5.000 acciones
con las que contaba mediante contrato de compraventa de acciones. Asimismo,
mediante un contrato
de compraventa de acciones con PP, la Sociedad,
adquirió 45.000 acciones
de ENDISA de las cuales era propietaria PP. Asimismo, con fecha
5 de junio de 2009la Sociedad vendió la cantidad
de 100 acciones a la firma PP.
Con fecha 18 de diciembre de 2009, en Asamblea General de Accionistas de ENDISA, la Sociedad manifestó
su intención de realizar un aporte en efectivo de $ 114.334
y capitalizar el crédito que mantenía contra la
sociedad por la suma de$ 6.598.166 en razón de costos y gastos cancelados
por CTG por cuenta y orden de ENDISA
relacionados
con el manipuleo, almacenaje, ingeniería, adquisición de equipos asociados, seguro, transporte y mantenimiento de los Motores
Man. Dicha propuesta
fue aceptada por la Asamblea
de ENDISA, resolviendo
un aumento del capital social, mediante la emisión
de 6.712.500 acciones ordinarias, nominativas no endosables de un peso valor nominal
cada una y con derecho a
un voto por acción a favor de CTG.
A su vez, con fecha 23 de diciembre
de 2010 la Asamblea General
de Accionistas de ENDISA resolvió
un nuevo aumento del capital
social,
mediante
la emisión
de 200.000 acciones ordinarias, nominativas no endosables de un peso valor nominal
cada una y con derecho
a un voto por acción a favor de CTG, la cual integró dichas acciones en efectivo. De esta forma la Sociedad,
posee el 99,99% del capital de ENDISA,
Generación de la turbina LMS-100
La turbina
de gas modelo LMS 100 generó durante el año 2010 521,026 GWh netos,
de los cuales 322,5 GWh se
vendieron bajo la modalidad de Energía Plus, el resto se comercializó en el Mercado Spot.
Este equipamiento, al tratarse de tecnología de última generación, posee una alta eficiencia y disponibilidad,
En noviembre
de 2009 la Sociedad
concluyó las negociaciones con CEMSA y UTE firmando
un nuevo contrato
Dicho pago tiene asociado
una cláusula de recupero a favor
de UTE que establece que, UTE tendrá
derecho a recuperar el pago por disponibilidad mínima dentro del período de vigencia, en el supuesto
que, habiendo UTE programado en todas las semanas de cada mes 150 MW de consumo,
transcurrieren dos meses en un semestre
móvil en los cuales
las horas acumuladas de potencia definida por CAMMESA como
potencia disponible para exportación resultaren inferiores a 37 en los dos meses. El derecho de recupero al pago por disponibilidad
Durante los bimestres mayo-junio y julio-agosto del presente año no se realizaron exportaciones por dicho contrato debido a las restricciones para la exportación de energía dispuestas
por CAMMESA, por tal motivo, no se cubrieron las horas acumuladas estipuladas en el acuerdo
con UTE. Como consecuencia de esto la Sociedad
no recibió el "Pago por Disponibilidad Mínima" en concepto de recupero de pago a favor de UTE
por un equivalente a U$S 800.000.
Durante el año 2010 se exportaron a través de dicho acuerdo 266.562 MWH, resultando superior
en un 45% respecto de los 183.614,59 MWh exportados durante
el año 2009. Este importante incremento se debió en
parte a que en el mes de noviembre la SE autorizó
las entregas a UTE en un porcentaje
superior al 95% del
tiempo y por los 150 MW.
En noviembre
de 2010 la Sociedad firmó con
CEMSA la Segunda Addenda por el Acuerdo de Exportación de
Para el siguiente periodo semestral se mantiene dicho valor siempre y cuando el precio de referencia del gas para la Cuenca Noroeste
fijado por la SE sea inferior a 2,52 US$/MMBTU,
con más un 5%. Caso contrario,
el precio de la energía para exportación ascenderá a 79 US$/MWh en el mes en que se supere ese valor.
Venta de energía bajo la modalidad de Energía Plus
El Servicio
de Energía Plus, establecido en la Resolución N' 1281/2006 de la S.E., tiene la finalidad de asegurar el abastecimiento de la demanda
de aquellos grandes usuarios con consumos mayores a los 300 KW de potencia
que incrementaron su consumo
con respecto al año 2005, este
mayor consumo se denomina
en los términos de la mencionada resolución
como Demanda Excedente.
Según dicha resolución,
tal servicio
solo puede ser abastecido
por generadores que cuenten con "Nueva
Oferta de Generación", es decir generación que se conectara
al sistema a partir de noviembre de 2006 y que
tengan acuerdos firmados para la provisión de combustible para la generación.
En el marco de la normativa
mencionada, la Sociedad
es el primer generador del MEM que se encuentra
en condiciones de prestar el servicio
de Energía Plus. A tal efecto se realizaron acuerdos
de Servicio de Energía
Plus por la totalidad de la Potencia
Neta Efectiva de la ampliación
de Generación de Central Térmica Güemes S.A. con diferentes agentes del mercado
a término (MAT) con vigencia a partir de la puesta
en marcha de la nueva unidad de generación LMS1OO.
Dentro de este marco, la Secretaria
de Energía
(SE) y la Subsecretaria de la Energía Eléctrica (SSSE), contando con la aprobación del Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública
y Servicios del margen de utilidad presentado por Central
Térmica Güemes S.A. a través de la Res. MPFIPyS
N' 897/08 y Res. MPFIPyS N° 608/09,
autorizo durante el año 2010,
22 contratos de Central Térmica
Güemes S.A. con Agentes del MAT, adicionales a los contratos
aprobados en los años 2008 y 2010, llegando a una Potencia total contratada de 99,7 MW.
Como consecuencia de la autorización de los contratos, durante
el ejercicio 2010 se vendieron
568,50 GWh,
La SSSE, a través de su Nota N° 1187/09 aprobó a partir de diciembre de 2009 un contrato de Disponibilidad
Producción
En el transcurso del año 2010 la generación bruta fue de 1.596 GWh la cual representa una disminución con respecto a la generación bruta del ejercicio
2009 del 9,85%. En tanto la generación neta total del año 2010 registró una disminución del 7,78% con respecto a la generación neta del año 2009, alcanzando los 1.533
La menor producción de energía se debe principalmente al menor cupo de gas asignado por CAMMESA para las unidades turbo vapor,
a las indisponibilidades de GUE13
y TG01 por mantenimientos correctivos e inspecciones programados y a salidas
de servicio controladas de la TGOJ por baja temperatura ambiente durante el invierno. Esta última causa se eliminará
en 2011 con la instalación del sistema anti-icing.
El nivel de producción de energía eléctrica
de cada una de las unidades de generación durante
el año 2010
|
|
2008 |
2009 |
|
|
|
Unidad UM |
Generación
Bruta |
Generación Neta |
Generación Bruta |
Generación
Neta |
|
GUE11 GWh |
319.64 |
300.59 |
263.98 |
248.29 |
|
GUE12 GWh |
260.60 |
247.98 |
275.85 |
262.09 |
|
GUEI3 GWh |
612.07 |
581.22 |
526.99 |
501.42 |
|
GUETGOl
GWh |
577.98 |
569.31 |
529.12 |
521.03 |
|
Total GWh |
1 770.29 |
1,622.10 |
1,595.95 |
1,532.83 |
EL
MERCADO ELÉCTRICO ARGENTINO
Evolución
de la demanda
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 eléctrica
demandada de
El siguiente
gráfico 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 record de potencia demandada, 21.564 MW.
Evolución de la oferta
De manera similar a lo sucedido con la demanda eléctrica,
durante el año 2011 se registró 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 importaciones por 2.412 GWh (2,6% superiores al 2010), exportaciones
por 275 GWh (24% inferiores 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
El parque
de generación ha registrado durante
el 2011 un aumento de su capacidad
instalada de 1.299 MW
El siguiente cuadro detalla el
ingreso de nuevas unidades durante el año 2011:
Precio de la energía eléctrica
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
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 más 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 regasificación 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 registró un consumo de gas natural levemente superior al año anterior (12,6 millones de metros cúbicos). Sin embargo, dicho aumento no resultó suficiente para
disminuir el consumo de combustibles líquidos destinados a generación. De esta manera, el consumo
de gas oil resultó un 21% mayor al
registrado en el año 2010 (
En cuanto a la remuneración de la capacidad de generación, también
se mantuvo la regulación que se viene
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 fue! oil más un
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 fue! oil nacional, siendo el precio máximo regulado del
fue! oil 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.
Evolución de precios en el MEM
El siguiente
gráfico muestra el precio promedio mensual de la energía
remunerada a las generadoras eléctricas:
Por otro lado, el siguiente gráfico muestra el costo promedio
mensual que todos los usuarios
del sistema eléctrico
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
Remuneración de la Generación 2008-2011".
Dicho Acuerdo
tiene 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 inc. d) del art. 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 Pública y Servicios,
prorrogar por un plazo de 120 meses contados a partir del 10 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 1° 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
A las LVFVD que los Generadores incluyan bajo el Acuerdo se les adicionará el interés previsto
en el art.
3 de la
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 AR$
30 por MW-hrp y AR$
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 de Central Térmica
Güemes ascenderá a AR$
38,5 por MW-hrp promedio.
Adicionalmente, se acuerda
reconocer a los Generadores un incremento en los valores
máximos reconocidos a las máquinas 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
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
Adicionalmente, el Acuerdo prevé el incremento a 250 MW del valor máximo hasta el cual las acreencias de un
generador hidroeléctrico serán consideradas dentro de los montos previstos
en el inciso e) del Artículo 4° de la Resolución N° 406/2003 de la SE.
De acuerdo con la sección 8 del Acuerdo, su implementación requiere de la ejecución
de acuerdos complementarios. En ese sentido,
con fecha 1° de abril de 2011, las subsidiarias de Pampa Energía S.A. -Central Piedra Buena S.A.,
Central Térmica Güemes S.A., Central Térmica Loma de la Lata S.A., Hidroeléctrica Diamante,
S.A. e Hidroeléctrica Los Nihuiles
S.A. (las "Generadoras de Pampa") - ejecutaron el "Acuerdo para el Aumento
de la Disponibilidad de Generación Térmica" (el
"Acuerdo Complementario") con la SE.
Conforme a dicho Acuerdo
Complementario, las Generadoras de Pampa están obligadas a construir una nueva
planta de generación con una capacidad instalada
total de 45 MW. El mencionado proyecto
está dividido en dos
etapas, la primera por una capacidad instalada de 30 MW (Central Térmica
Piquirenda), y la segunda etapa por el remanente de 15 MW.
Asimismo, la SE instruye
a CAMMESA a abonar a las Generadoras de Pampa las LVFVD devengadas durante
el periodo del 1° de enero de 2008 al 31 de diciembre de 2011, cuyos montos no estén incluidos en ningún contrato bajo el mecanismo establecido en la Resolución
SE N° 724/08, hasta el 30% del monto invertido
en el proyecto. En ese sentido, la primera etapa del proyecto
fue concluida en tiempo y
forma de acuerdo al cronograma original. CAMMESA
evaluó las presentaciones del grupo técnico
acerca de la primera etapa
del proyecto, concluyendo que el máximo monto de LVFVD reconocido a abonar es US$
8.083.799, pendientes de pago a la fecha.
Con fecha 24 de enero de 2012, la SE remitió
a CAMMESA la Nota N° 495 por la cual instruyó a ésta última a
Atento a que dicha instrucción implica un incumplimiento de los compromisos asumidos por la SE, la Sociedad se encuentra analizando las vías de acción (administrativas y judiciales) a seguir a fin de resguardar sus intereses. Cabe aclarar que la misma Nota indica que la propia
SE manifestó estar desarrollando diferentes análisis con
el objetivo de mantener
acciones tendientes a incentivar y/o asegurar
la disponibilidad de
Producción
En el transcurso del año 2011 la generación bruta ascendió a 1.929 GWh, lo que representa un incremento del
El nivel de producción de energía eléctrica
de cada una de las unidades de generación durante
el año 2011 en
El
consumo propio de los equipos auxiliares de la unidad GUEMTGOl son alimentados desde la unidad GUEMTVI3, por lo tanto la
Es
dable destacar que el OED, está requiriendo despacho base de las unidades
GUEMTVII y 12.
Con respecto
a la provisión de gas natural se mantuvieron acuerdos de abastecimiento con Pan American Energy
En lo que respecta al transporte de Gas Natural, en el año 2011 se
continuó con el contrato de transporte firme de
En lo referente al mantenimiento de las unidades,
los hechos más relevantes por tiempo de indisponibilidad y/o
GUEMTV13, en cumplimiento al Plan Anual de Mantenimientos Menores, se procedió
a su ejecución
GUEMTGOl,
los Mantenimientos Programados Anual y Semi Anual, se coordinaron para efectuarse
durante las paradas por cambio de Combustor
y Anti-Icing.
Sistema de Gestión
Auditorías
Entre los
días 16 y 19 de
agosto del año 2011, se recibió la Auditoría de Recertificación de la Norma
Como
resultado de las mismas no se evidenciaron situaciones que ameriten
no conformidades y el
ente certificador recomendó
la emisión del nuevo certificado N° AR-U232078 por el término de tres años, con fecha de vencimiento 19 de octubre
de 2014.
Por las Normas de Seguridad y Salud en el Trabajo y
Calidad la recomendación fue el mantenimiento de la
En cumplimiento al requisito evaluación
del cumplimiento legal, entre los días 9 y 10 de junio del año 2011 se recibió
la auditoría externa del Estudio BEC. Como resultado de las mismas se encontraron no conformidades y observaciones, a las cuales se las trató para su corrección de acuerdo al procedimiento PG-G-010
(No Conformidades, Observaciones y Oportunidades de mejora).
En cuanto
a auditorías internas, se cumplió
con el Programa de Auditorías Internas
establecido para los sectores.
Los sectores
auditados fueron:
Mantenimiento- Eléctrico, Mecánico e Instrumentación y Control
Administración -Salta, Güemes y Enfermería
Compras
Almacenes
Servicios contratados
Producción de Agua
Para el desarrollo de éstas se designaron auditores internos de la Sociedad y como resultado
de las mismas se encontraron
treinta hallazgos, distribuidos en cuatro
no conformidades, veintiuna observaciones y cinco oportunidades de mejora.
Cada uno de los sectores auditados,
trabaja para la corrección de los incumplimientos detectados de acuerdo a lo definido por los responsables de áreas correspondientes.
Documentación
En el año
se revisaron los procedimientos generales, operativos e instructivos del sistema a los que el personal
En
cumplimiento al procedimiento (Confección y Evaluación
de Indicadores Ambientales) se
R-PG-G-013-01 IMA-01 Generación de residuos sólidos 2011
R-PG-G-013-01 IMA-02 Consumo de agua Cruda por
unidad de generación 2011
Capacitación
En el
transcurso del año se ha dado cumplimiento con el plan de capacitación establecido, entre los cursos
Quemaduras
Protección auditiva
Control de cromatógrafo de gas natural
Enfermedades respiratorias
Primeros auxilios
Política del sistema
integrado de gestión
Lucha
contra el fuego
Análisis de riesgo
Uso de EPP
Identificación de aspectos ambientales y evaluación de impactos
Trabajos con aislación
Ruido
Identificación de peligros y evaluación de riesgos
Documentación contratistas
Habilitación de operadores de puente
grúa
Habilitación de operadores de auto elevador
Desempeño
En el mes de mayo se presentó el informe al Ente Nacional
Regulador de la Electricidad
(ENRE) correspondiente al semestre
octubre 201O- abril 2011 y en el mes de noviembre el que corresponde al semestre mayo 2011 -noviembre 2011.
A su vez, se cumplimentaron los requisitos para la reinscripción
ante el Registro Nacional de Precursores
Se realizaron los ensayos de
bombeo de los pozos profundos
para captación de agua, a fin de evaluar el comportamiento del acuífero. Tales
tareas se llevaron a cabo en los meses de mayo y noviembre
en los pozos N° 1 y N° 9,
respectivamente.
Se midieron y evaluaron en marzo y septiembre ruidos
molestos al vecindario según Norma
IRAM 4062. En estas mediciones se detectó
ruido molesto en el área de la planta reductora de presión de gas. A fin de corregir ésta situación la Sociedad se encuentra trabajando en el proyecto de la colocación de una barrera acústica.
Se contrataron los servicios de una ingeniera
en recursos naturales
y medio ambiente para la confección de los
informes ambientales de los siguientes proyectos:
Mejora del acceso
a Planta CTG
Construcción de depósitos de productos químicos
Construcción de estructura de entrepiso del depósito de materiales
Remodelación y refuncionalización del edificio de administración de CTG Construcción depósito
de combustibles
Estos
proyectos ya se encuentran finalizados; excepto el último mencionado.
De acuerdo a lo
planificado se encuentra en proceso
de compra un medidor de ruidos integrador para la medición
Proyectos
de mejora
Se encuentran en curso de implementación los siguientes proyectos:
Barrera acústica
para planta reductora
de presión gas
Depósito de combustibles
Fuente: Memorias y Balances de Central Térmica Güemes S:A. (1992/2011).