PRODUCCION 2000
El Mercado:
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
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:
|
Generación térmica |
53,1% |
|
|
|
|
Generación hidráulica |
39,6 |
|
|
|
|
Generación nuclear |
7.2% |
|
|
|
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):
|
Ene |
Feb |
Mar |
Abr |
May |
Jun |
Jul |
Ago |
Sept |
Oct |
Nov |
Die |
Medio |
|
24.18 |
25.13 |
22.85 |
22.52 |
26.04 |
34.29 |
36.23 |
30.28 |
29.69 |
29.82 |
20.18 |
27.30 |
27.37 |
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
El área que ocupa la planta
es de
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-
El abastecimiento de gas
natural se realiza con un gasoducto troncal de 16" y 18" de diámetro
nominal y
Finalmente la planta de gas
de 25-
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
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.
Área Comercial:
Venta de Energía:
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.
Área Financiera:
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.
Área Administrativa:
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
El Mercado:
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 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 2001 la demanda fue satisfecha con los siguientes porcentajes
de participación:
|
Generación térmica |
44.1% |
Generación hidráulica |
47.7% |
Generación nuclear |
8.2% |
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.
Evolución de precios en el MEM
Se indican a continuación
los precios medios monómicos mensuales
del Mercado Spot en barras de mercado
($/MWh):
|
Ene |
Feb |
Mar |
Abr |
May |
Jun |
Jul |
Ago |
Sept |
Oct |
Nov |
Die |
Medio |
|
22.50 |
24.04 |
24.13 |
21.97 |
30.52 |
25.97 |
22.30 |
20.77 |
21.24 |
23.31 |
21.93 |
21.96 |
23.39 |
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.
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
El área que ocupa la planta
es de
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 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.
• 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/JJkV
-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-
El abastecimiento de gas
natural se realiza con un gasoducto troncal de 16" y 18" de diámetro
nominal y
Finalmente la planta de gas
de 25-
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
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.
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
Área Administrativa:
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
El Mercado:
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).
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 2002 los porcentajes de participación fueron :
|
Generación térmica |
42.1% |
|
Generación hidráulica |
50.6% |
|
Generación nuclear |
7.3% |
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.
Evolución de precios en el MEM
Se indican a continuación
los precios
medios monómicos mensuales del
Mercado Spot en barras
de mercado ($/MWh):
|
Ene |
Feb |
Mar |
Abr |
May |
Jun |
Jul |
Ago |
Sept |
Oct |
Nov |
Die |
Medio |
|
22.71 |
21.50 |
21.42 |
21.61 |
27.34 |
39.66 |
40.53 |
31.93 |
29.87 |
27.31 |
29.91 |
28.09 |
28.49 |
Se observa un aumento
en los precios del Mercado Spot
respecto del 2001, debido
al cambio de la
reglamentación para la sanción de precios.
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
El área que ocupa la planta es de
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 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.
• 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 JJkV -135 MVA 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-
El abastecimiento de gas natural
se realiza con un gasoducto troncal de 16" y 18" de diámetro
nominal y
Finalmente la planta de gas de 25-
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
A partir de la Toma de Posesión se dedicaron
grandes
esfuerzos
humanos
y
técnicos
en
las
siguientes áreas:
Área Técnico-Operativa:
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:
Venta de Energía:
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.
Área Administrativa:
Con relación a la gestión administrativa, la misma ha sido prestada
por IPC Operations ltd. al igual
que en el ejercicio anterior.
PRODUCCION 2003
El Mercado:
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).
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 2003
los porcentajes de participación fueron:
|
Generación térmica |
47.3% |
|
Generación hidráulica |
44.0% |
|
Generación nuclear |
8.7% |
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.
Evolución de precios
en el 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.
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
El área que ocupa la planta
es de
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 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.
• 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/JJ3kV -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-
El abastecimiento de gas
natural se realiza con
un gasoducto troncal de 16"
y 18" de diámetro nominal y
Finalmente la planta de gas de 25-15 kg, consta de
cuatro ramales de regulación.
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
Área Técnico-operativa:
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
2004.
Área Comercial:
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.
Área Ambiental:
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.
PRODUCCION 2004
El Mercado:
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
La demanda de energía
eléctrica durante el año 2004 fue abastecida de acuerdo a los siguientes
porcentajes:
|
Generación térmica: |
55.48% |
Generación hidráulica:. |
36.76% |
Generación nuclear: |
7.76% |
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.
Evolución de precios en el MEM
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):
|
Ene-04 |
Feb-04 |
Mar-04 |
Abr-04 |
May-04 |
Jun-04 |
Jul-04 |
Ago-04 |
Sep-04 |
Oct-04 |
Nov-04 |
Dfc-04 |
|
35.88 |
37.08 |
43.69 |
44.99 |
61.77 |
77.89 |
70J11 |
64.43 |
56.30 |
47.55 |
49.59 |
53.70 |
DESCRIPCION DE LA CENTRAL:
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
La planta ocupa
aproximadamente
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.
El equipamiento
electromecánico principal está constituido por:
• 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.
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
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
CTPB es dueña, opera y
mantiene un gasoducto de
Finalmente, junto a la
Central se ha construido un muelle apto para buques petroleros y carboneros.
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
Área Técnico-Operativa:
- Mantenimiento:
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.
- Operaciones:
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).
Área Comercial:
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.
Área Administrativa y Finanzas:
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).
Área Ambiental:
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.
Producción
2005
El Mercado
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 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 térmica: |
53% |
Generación
hidráulica: |
38% |
Generación nuclear: |
7% |
Importación: |
2% |
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.
Evolución de precios en el MEM
Precio medio mensual de
energía del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
|
Ene-05 |
Feb-05 |
Mar-05 |
Abr-05 |
May-05 |
Jun-05 |
Jul-05 |
Ago-05 |
. Sep-05 |
Oct-05 |
Nov-05 |
Dic-05 |
|
42.35 |
44.05 |
42.79 |
42.23 |
42.06 |
42.30 |
43.45 |
46.46 |
46.30 |
40.52 |
48.47 |
49.33 |
Precio medio monómico
mensual (energía, potencia y servicios
del MEM) del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
··-
DESCRIPCION DE LA CENTRAL:
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
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).
Las Calderas
son de régimen supercrítico
y están equipadas para
funcionar indistintamente
con gas natural o fuel oil.
El equipamiento
electromecánico principal está constituido por:
• 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.
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
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
Finalmente, junto a la
Central se ha construido un muelle el cual es apto para buques petroleros.
COMIENZO DE LAS OPERACIONES:
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.
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.
TAREAS DESARROLLADAS:
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
Área Técnico-Operativa:
- Mantenimiento:
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.
• Operaciones:
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).
Área Comercial:
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.
Área Administrativa y Finanzas:
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 $(AR) 4 millones con el Banco de Servicios y
Transacciones, cuyo vencimiento opera en abril de 2006.
PRODUCCION 2006
El Mercado
El Mercado Eléctrico
Mayorista (MEM) consiste en:
• Un Mercado a Término en el
cual vendedores y compradores acuerdan libremente cantidades, precios y
condiciones;
• Un Mercado Spot, con
precios que se determinan en forma horaria en función del costo económico de
producción, representado por el costo marginal de corto plazo, medido en el
centro de carga del sistema.
A partir de la publicación
de la Resolución Secretaria de Energía 240/2003, el costo variable de
producción máximo reconocido para la sanción de precios será el calculado
utilizando solamente gas natural.
• Un sistema de
estabilización de precios diseñado para la compra de las distribuidoras.
Al 31 de diciembre de 2006
el MEM cuenta con una potencia total instalada de 24,033 MW (incluyendo el área
patagónica)
La demanda de energía eléctrica de los agentes del MEM
del año 2006 fue de 96,812.8 Gwh y la
demanda de exportación fue de 2,671.2 Gwh. La demanda ano móvil acumulado ha
aumentado el 5.9% interanual.
La demanda máxima de
potencia fue de 17,323 Mw (incluyendo el área
patagónica), registrada el 12 de diciembre de 2006, la cual superó los valores
máximos de potencia alcanzados durante todo el ano 2005.
La demanda de energía
eléctrica durante el año 2006 fue
abastecida de acuerdo a
los siguientes porcentajes:
|
Generación térmica: |
55.2% |
|
Generación hidráulica: |
38.9% |
|
Generación nuclear: |
5.3% |
|
Importación: |
0.6% |
Durante el
ano considerado, Central Piedra Buena registró 2,192
Gwh de generación
neta. La generación neta total con gas natural fue de 926 Gwh y la
energía neta generada con fuel oil fue de 1,266 Gwh.
La generación de Central
Piedra Buena representó un 2.1% de la generación neta total y un 4.1% de la
generación térmica neta total.
Evolución de precios en el MEM
Precio medio mensual de
energía del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh)·
|
Ene-06 |
Febr06 |
Mar-06 |
Abr-06 |
May-06 |
Jun-06 |
Jul-06 |
Ago-06 |
Sep-06 |
Oct-06 |
Nov-06 |
Dic-06 |
|
55.61 |
60.40 |
58.30 |
57.43 |
57.43 |
60.93 |
62.70 |
61.10 |
59.51 |
69.18 |
67.15 |
73.25 |
Precio medio monómico
mensual (energía, potencia y servicios del MEM) del Mercado Spot en barras de
mercado ($/MWh):
|
Ene-06 |
Feb-06 |
Mar-06 |
Abr-06 |
May-06 |
Jun-06 |
Jul-06 |
Ago-06 |
Sep-06 |
Oct-06 |
Nov-06 |
Dic-06 |
|
|
73.06 |
77.01 |
79.75 |
85.70 |
99.94 |
121.26 |
108.63 |
108.51 |
89.81 |
|
87.52 |
86.23 |
89.2 |
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
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).
Las Calderas son de régimen supercrítico y están equipadas para funcionar indistintamente con gas natural
o fuel oil.
El equipamiento
electromecánico principal está constituido por:
• 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.
• 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 vra.
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
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
Finalmente, junto a la
Central se ha construido un muelle el cual es apto para buques petroleros.
TAREAS DESARROLLADAS:
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
Área Técnico Operativa:
- Mantenimiento:
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.
El mantenimiento de rutina
de ambas unidades se efectuó sin dificultades.
- Operaciones:
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).
- 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 aprobó la auditoría de mantenimiento del sistema de gestión
ambiental, según norma ISO 14001 (el auditor externo fue el IRAM).
Área Comercial:
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
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
Área Administrativa y Finanzas:
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.
PRODUCCION 2007
El Mercado
El Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) consiste en:
• Un Mercado a Término en al 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 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 térmica: |
56.22% |
Generación
hidráulica; |
34.38% |
Generación nuclear: |
6.2% |
Importación: |
3.2% |
Evolución de precios en el MEM
Precio medio mensual de
energía del Mercado Spot en barras de mercado ($/MWh):
|
Ene-07 |
Feb-07 |
Mar-07 |
Abr· 07 |
May. 07 |
Jun- 07 |
Jul-07 |
Ago-07 |
Sep-07 |
Oct-Q7 |
Nov-07 |
Dic-07 |
|
70.68 |
78.49 |
69.03 |
71.61 |
70.51 |
76.98 |
85.09 |
n.32 |
78.47 |
72.53 |
73.56 |
88.07 |
Precio medio monómico
mensual (energía, potencia y servicios
del MEM) del Mercado Spot en barras
de mercado ($/MWh):
|
Ene-07 |
Feb-07 |
Mar-07 |
Abr-07 |
May-07 |
Jun-07 |
Jul- 07 |
Ago; 07 |
Sep-07 |
Oct-07 |
Nov-07 |
Dic- 07 |
|
85.76 |
93.50 |
90.08 |
95.05 |
120.15 |
153.33 |
185.15 |
172.54 |
131.85 |
94.74 |
95.70 |
113.85 |
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
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).
Las Calderas
son de régimen supercrítico y están
equipadas para funcionar
indistintamente con gas natural
o fuel oil.
El equipamiento
electromecánico principal está constituido
por:
• Calderas
principales marca "Deutsche
Babcock" de régimen de trabajo supercrítico, equipadas para funcionar indistintamente con
gas natural y fuel oil.
• Turbinas marca "LM.Z."
del tipo de condensación de ocho extracciones y tres etapas.
• 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.
• 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
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
Finalmente, Junto a la Central
se ha construido un muelle el cual es apto para buques petroleros.
TAREAS DESARROLLADAS
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre otras, las siguientes actividades:
Área Técnico-Operativa:
- Mantenimiento:
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.
• Operaciones:
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).
Área Comercial:
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
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.
Área Administrativa y Finanzas:
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.
PRODUCCION 2008
El Mercado
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.
Evolución de la demanda y oferta
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
|
|
Invierno 2006 |
Verano 2007 |
Invierno 2007 |
Verano 2008 |
Invierno 2008 |
|
Potencia (MW) |
17.395 |
17.881 |
18.345 |
17.930 |
19.126 |
|
Fecha |
31/07/2006 |
18/02/07 |
14/06/2007 |
20/02/2008 |
23/06/2008 |
|
Temperatura |
5,95 |
24,8 |
10 |
28,1 |
8,4 |
|
Hora |
20:00 |
19:47 |
19:56 |
22:01 |
19:37 |
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:
Precio de la energía eléctrica
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.
|
Tipo de Usuario |
Tarifa $/Mwh |
|
Res G-1000 klbi Res 1001-1400klbi Res 1401 2800klbí Res + 2800klbi Comercio Ch/Med Comercio Grande Alumbrado Público lnd.
0-300kw lnd + 300kw |
31 61 90 150 61 70 38 70 100 |
Fuente: SE
TAREAS DESARROLLADAS;
Durante el presente
ejercicio se han desarrollado, entre
otras, las siguientes actividades:
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).
Mantenimiento:
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.
Operaciones:
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.
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.
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.
Área Comercial:
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.
Área Administrativa y Finanzas
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.
PRODUCCION 2009
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 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.
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 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
(
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 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.
HECHOS RELEVANTES DEL EJERCICIO
El
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.
Tareas de mantenimiento
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.
Operaciones
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.
PRODUCCION 2010
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° 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
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.
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$12 por Mw.
La remuneración de la
energía eléctrica generada con fue! oil comprado por las centrales eléctricas
continuó con la misma reglamentación aplicada en el año 2009, remunerándose el
precio de adquisición del fuel oil más un 10% adicional en concepto de cargos
financieros y administrativos con un precio máximo regulado de 60,5 US$/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.
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.
PRODUCCION 2011
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 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
Picos de Potencia Máxima Registrada
|
Verano 2008 |
Invierno 2008 |
Verano 2009 |
Invierno 2009 |
Verano 2010 |
Invierno 2010 |
Verano 2011 |
Invierno 2011 |
|
17.930 |
19.126 |
18.596 |
19.566 |
19.370 |
20.843 |
20.913 |
21.564 |
|
20/02/08 |
23/06/08 |
19/02/09 |
24/07/09 |
29/01/10 |
03/08/10 |
10/03/11 |
01/08/11 |
|
28.10 |
8.40 |
29.2 |
5.1 |
34.0 |
16.0 |
31.4 |
35.0 |
|
22. 01 |
19.37 |
22.00 |
19.59 |
14.52 |
19.45 |
20.31 |
20.18 |
Potencia (MW)
Fecha
Temperatura (°C)
Hora
Fuente CAMMESA
Evolución de la oferta
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
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, 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 (
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$2,50 por barril (ver sección "Reconocimiento de Costos
de Fuel Oil de esta Memoria)
Evolución de precios en el MEM
El siguiente gráfico muestra
el precio promedio mensual de la
energía remunerado a
las generadoras eléctricas
Por otro lado, el siguiente
grafico muestra el costo promedio
mensual que todos los usuarios del
sistema eléctrico deberían pagar para que el mismo no sea
deficitario Dicho costo incluye, además
del precio de la energía, el cargo por potencia el costo real de generación con
combustibles líquidos como el fuel Oil o el gas más otros conceptos menores
Reconocimiento de Costos de Fuel oil
La SE mediante Nota No 483/08
instruyó a CAMMESA para que a partir del d1a 24 de abril de 2008 se reconozca a los generadores por
las compras de fuel mi de origen
nacional para la generación de energ1a eléctrica un precio máximo de US$
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
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
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
Fuente: Memorias y Balances Central Piedra Buena (2000-2011).