RESEÑA HISTORICA
CENTRAL COSTANERA S.A.
 

NACIMIENTO

Central Costanera Sociedad Anónima es una compañía de generación termoeléctrica originada de la privatización del parque de generación de Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires S.A. (SEGBA S.A.) en el marco de la reforma, instrumentada por las Leyes Nos. 23696 y 24065.

Con fecha 11 de marzo de 1992, se aprobó el Pliego de Bases y Condiciones del Concurso Público Internacional para la venta del 60% del paquete accionario de Central Costanera Sociedad Anónima que consistió en la transferencia al sector privado de las instalaciones ubicadas en Av. España 3301 y las máquinas y equipos ubicados en Humberto 1° 110 (Talleres Azopardo). Posteriormente, el día 27 de mayo de 1992, el Presidente de la Nación Argentina decretó la adjudicación del referido paquete accionario a un consorcio internacional.

Las operaciones comerciales fueron iniciadas el 29 de mayo de 1992.

A la fecha de privatización de la Sociedad, la nueva administración puso en marcha un programa de recuperación que generó un aumento en la eficiencia y un mejoramiento en el funcionamiento de la planta e impulsó un proceso de renovación y modernización que afectó a todas las áreas de la Empresa. Se conformó un equipo de profesionales calificados que asumieron las áreas ejecutivas, técnicas y de administración de la Empresa, apoyados por el personal de la Central, se elaboró un diagnóstico inicial que indicaba la existencia de algunas deficiencias a nivel operativo, estructura organizacional, falta de objetivos e incentivos y falta de recursos para inversión y mantenimiento.

Producto del diagnóstico se elaboró una estrategia empresarial tendiente a buscar la eficiencia y flexibilidad a través de la orientación al mercado, incorporando criterios económicos en las decisiones técnicas. Se comenzó la implementación de los Programas de Rehabilitación de las Unidades, especialmente el de Rehabilitación de las Unidades 2 a 5 (120 MW c/u). Este programa junto a los restantes proyectos que involucran a las demás unidades y equipos de la Central abarcó el período 1992-1995 e implicó una inversión cercana a los U$S 200 millones, de los cuales al 31 de diciembre de 1993 se habían invertido aproximadamente U$S 111 millones.

Al 31 de diciembre de 1993 la capacidad nominal total instalada de la planta era de 1.260 MW, que representaba, aproximadamente, el 9,1% de toda la capacidad de generación y aproximadamente un 19% de la capacidad térmica instalada en Argentina.

OBJETO SOCIAL

La Sociedad es una empresa de generación eléctrica propietaria y operadora en la Argentina, de una planta de generación termoeléctrica de alimentación dual (fuel oil y gas natural), ubicada en la Zona Sur del área portuaria de la Ciudad de Buenos Aires.

La Sociedad tiene contratos de venta con las dos empresas de distribución eléctrica que brindan servicios a la Capital Federal y al Gran Buenos Aires, EDENOR y EDESUR. Estos contratos contemplan la venta de una cierta cantidad de electricidad a un precio preestablecido mediante una fórmula predefinida y constituyen la principal fuente de ingresos de la Sociedad.

CONSTITUCION

El sesenta por ciento de las Acciones Ordinarias en circulación de la Sociedad era controlado, a fines de 1993, por un consorcio internacional liderado por ENDESA, compuesto por siete empresas argentinas, chilenas y subsidiarias de empresas americanas. Los demás miembros del consorcio eran: ENERSIS S A., un grupo empresario chileno y su subsidiaria DISTRIBUIDORA CHILECTRA METROPOLITANA S A., INVERSORA PATAGONICA (ahora MAIPU INVERSORA S A.) e INTER RIO HOLDING ESTABLISHMENT (subsidiaria y filial de PEREZ COMPANC S.A.C.I.M.F.A. ("Pérez Companc" respectivamente), ENTERGY S A. y COSTANERA POWER CORPORATION, subsidiarias de empresas de servicio público americanas.

El consorcio liderado por ENDESA -la empresa de generación más importante en Chile, y una de las empresas con cotización pública más importante en ese país- compró esta participación del 60% por un monto aproximado a U$S 90 millones en efectivo más la asunción por parte de la Sociedad de una deuda de alrededor de U$S 106 millones entre pasivo y otras obligaciones. La sociedad celebró con ENDESA un convenio de operación a diez años en virtud del cual ENDESA es el operador. Del restante 40% de las Acciones Ordinarias en poder del Gobierno Argentino, un 30% correspondía a las acciones Clase B que se preveía serían colocadas en el mercado mediante Oferta Pública, y el remanente de 10% ha ser ofrecido a determinados ex empleados de SEGBA que fueron transferidos a la sociedad, de acuerdo al Programa de Propiedad Participada dispuesto en la Ley N° 23.696.

Antecedentes Técnicos

La central, con una potencia instalada de 1.260 MW, está compuesta por siete unidades turbovapor, cuyas principales características técnicas se resumen en el cuadro adjunto:

DESCRIPCION UNIDADES 1 A 5 UNIDAD 6 UNIDAD 7
CALDERA 

Marca 

Producción de vapor 

Combustible 

Temperatura de vapor 

Presión de vapor 

Rendimiento

Internacional Comb. Ltd 

361 t/h 

Fuel Oil Gas Natural 

564 °C 

126.5 kg/cm2 

85% (F.O.)

Babcock (D.B.O.) 

1.064 t/h 

Fuel Oil Gas Natural 

545 °C 

175.1 kg/cm2 

96,3% (F.O.)

Babcock (D.B.O.) 

1.000 t/h 

Fuel Oil Gas Natural 

545 °C 

255 kg/cm2 

92,3% (F.O.)

TURBINA 

Marca 

Potencial nominal 

Caudal de agua de refrigeración 

Presión del vapor en el escape 

Número de etapas

B.T.H 

120 MW 

17.700 m3/h 

35 mm de Hg 

3 con 6 extracciones

HITACHI 

350 MW 

46.600 m3/h 

28,4 mm de Hg 

3 con 7 extracciones

L.M.Z 

310 MW 

36.000 m3/h 

28,4 mm de Hg 

3 con 8 extracciones

GENERADOR 

Marca 

Potencia nominal 

Tensión nominal 

Refrigeración

B.T.H. Modelo ABT 

150 MVA-cos fi: 0,80 

13,8 kV 

Hidrógeno

HITACHI 

412 MVA-cos fi: 0.85 

20 kV 

Hidrógeno

ELECTROSILA 

364,7 MVA-cos fi: 0,85 

20 kV 

Hidrógeno

TRANSFORMADORES 

Transformador principal 

Transformador de servicios internos

145 MVA-13,8/132 kV 

12,5 MVA-13,8/6,6 kV

400MVA-20/220 kV 

30 MVA-20/6,6 kV

400 MVA-120/220 KV 

60 MVA-20/11/6,6 kV

Estas unidades registran tres períodos de construcción bien diferenciados. Las primeras cinco unidades de 120 MW, inauguradas entre marzo de 1963 y agosto de 1964, fueron construidas por un consorcio británico compuesto por The British Thomson Houston Export Co. Ltd., responsable de la provisión de las turbinas y generadores, e International Combustion (Export) Ltd. proveedor de las calderas de tiro forzado.

La unidad 6 de 350 MW, puesta en servicio en febrero de 1976, está equipada con una caldera provista por la Deutsche Babcock & Wilcox A.G. de Alemania, del tipo de hogar presurizado, la más grande instalada en el país, y un turbogenerador Hitachi.

La unidad 7 de 310 MW, entró en operación en junio de 1985. Está equipada con una turbina LMZ y un generador Electrosila, ambos de fabricación rusa y una caldera super crítica provista también por la Deutsche Babcock & Wilcox A.G. de Alemania.

Actividades

Durante 1993 se continuó con el Programa de Rehabilitación de Unidades, y el área técnica se sumó plenamente a la tarea de recuperar la capacidad de generación de la Central, así como en el año anterior.

En efecto, cabe recordar que en el mes de Abril CENTRAL COSTANERA S A. estableció su récord histórico de producción alcanzando una generación de 593 millones de KWh netos. Este elevado nivel de generación coincidió con un importante déficit de energía producido en el área de Buenos Aires como consecuencia de la caída de líneas de transmisión por temporales ocurridos en el sur del país. La gestión de CENTRAL COSTANERA S A. contribuyó a minimizar al déficit producido evitando restricciones en el suministro de energía eléctrica.

En el mes de enero de 1993 la Unidad N° 2 fue sacada de servicio para una reparación mayor de la caldera y nuevamente puesta en servicio en junio de 1993. Anteriormente tenía una capacidad de 70 MW y en la actualidad posee capacidad de potencia disponible de 100 MW.

En agosto de 1993 fue sacada de servicio la Unidad N° 3 dentro del Programa de Rehabilitación Unidades 2 a 5 para su reparación mayor, con lo cual se extiende la vida útil de la turbina, la caldera y otras partes materiales, excluyendo la cubierta de la turbina, en por lo menos 15 años y recuperar la producción de potencia disponible a nivel de diseño y la disponibilidad de la Unidad. La Unidad N° 4 se dejó fuera de servicio en noviembre de 1993 por un período de aproximadamente 5 meses. Los equipos y suministros utilizados en este Programa de Rehabilitación fueron principalmente fabricados por ANSALDO SPA de Italia y financiados con un préstamo a largo plazo otorgado por un banco italiano al Gobierno Argentino.

En 1995, Central Costanera superó las metas para las mejoras y el mantenimiento programado de las unidades existentes. Se puso en servicio la primera fase del nuevo proyecto de ciclo combinado a través de la subsidiaria de la empresa: Central Termoeléctrica Buenos Aires (C.B.A.) y se redujeron con éxito los costos operativos mejorando la gestión del combustible y del consumo específico, el control de la regulación de frecuencia y las horas extra de la mano de obra.

Como resultado de los grandes esfuerzos realizados en años anteriores, Central Costanera alcanzó casi totalmente la capacidad instalada de 1.260 MW, prácticamente un año antes de lo planeado.

A pesar de que durante 1995 las dos unidades más grandes y eficientes de la Empresa permanecieron en mantenimiento por un largo período, el ejercicio finalizado en Diciembre de ese año cerró en su más alto nivel, debido principalmente a la mayor disponibilidad del equipo de generación, que se logró con la temprana finalización del plan de inversiones. En conjunto, las ganancias netas alcanzaron a U$S 40,94 millones con un aumento del 6% en las ventas totales en comparación a las de 1994.

Con las Unidades N° 6 y N° 7 en reparación, máquinas que en conjunto generan más del 60% de la capacidad total de la Central, la Empresa se vio forzada a comprar energía en el mercado spot a precios relativamente más altos que sus costos, para cumplir con los contratos a largo plazo. Durante el segundo trimestre, las unidades tres y cuatro también dejaron de operar por un breve lapso de tiempo por cambios en el programa de mantenimiento. La inactividad temporal de estas cuatro unidades en el primer semestre generó mayores compras de energía equivalentes a $ 84,5 millones anuales en comparación con los $ 66,1 millones gastados en 1994 y de esta manera los gastos operativos totales para 1995 ascendieron a $ 232,3 millones.

Una vez que las unidades N° 6 y N° 7 fueron puestas nuevamente en funcionamiento, el factor de disponibilidad mensual alcanzó en el mes de septiembre el valor de 87,9%, marcando un contraste significativo respecto a los 400 MW disponibles en 1992, al momento de la privatización, operando además con una dotación de personal ajustada razonablemente.

Puesta en servicio de la turbina a gas del ciclo combinado

En junio de 1994, Central Costanera formó la compañía Central Termoeléctrica Buenos Aires (C.B.A.), una subsidiaria en la que posee una participación del 51,03% para construir y administrar este sistema de generación de ciclo combinado de avanzada tecnología, haciendo uso de terrenos e infraestructura existentes en la Central. La finalización exitosa de la primera etapa operativa de esta nueva unidad, a fines de 1995, constituyó un evento muy importante para Central Costanera, por ser la primera con estas características en el país y una de las pocas en Latinoamérica.

En términos resumidos, la tecnología de ciclo combinado implica la utilización del calor de desperdicio de los gases de escape de una turbina a gas de ciclo abierto convencional, para generar vapor sobrecalentado en una caldera de recuperación de calor, el que al ser utilizado en un turbogenerador a vapor genera energía eléctrica adicional de segunda etapa.

De esta manera utilizando la misma cantidad de combustible que en una turbina a gas de ciclo simple, la eficiencia total del sistema aumenta de 36% correspondiente al ciclo abierto a un 52% en el ciclo combinado. La nueva unidad agrega 220 MW de capacidad de generación en ciclo abierto y cuando se convierte en ciclo combinado con la Unidad N° 5, la potencia del conjunto alcanza finalmente a 325 MW.

Con esta nueva tecnología los costos totales de producción se redujeron hasta en un 40%, lo que llevó a ser a la CBA la empresa de generación termoeléctrica de más bajo costo en Buenos Aires y por lo tanto muy competitiva en el mercado.

En 1995 Central Costanera alcanzó el más alto nivel de eficiencia (menor consumo específico) en la historia de la Central, esto es 2.257 Kcal/KWh, es decir 1,3% menor que el obtenido en 1994, hecho que permitió un menor costo de combustible de U$S 1,2 millones.

Adicionalmente, Central Costanera efectuó nuevas mediciones oficiales del consumo específico de sus unidades. En comparación con la declaración de consumo específico efectuada en años anteriores y utilizada por CAMMESA para asignar el orden de despacho de las diferentes, unidades en el sistema eléctrico, los nuevos consumos específicos fueron entre 4,5% y 12,4% menores Consecuentemente el nivel de despacho de las Unidades de Central Costanera fue más alto, hecho que produjo mayores ingresos por U$S 2 millones por año.

El combustible utilizado por Central Costanera es el gas natural, por existir en cantidad suficiente a un costo conveniente y porque su combustión es más limpia que la de los otros combustibles fósiles. El costo de producción unitario por MW vendido en 1995 fue un 8% menor respecto a 1994, debido a la mayor disponibilidad de gas, y una alta disponibilidad de las unidades generadoras cuando fueron requeridas por el sistema.

Medio ambiente

Durante el curso de 1995 Central Costanera S.A. continuó prestando especial atención al manejo de los aspectos ambientales. Un factor que contribuyó significativamente a este propósito, fue la posibilidad de utilizar grandes cantidades de gas natural en lugar de fuel oil. Además, consecuentemente con lo anterior, se compró fuel oil con un contenido de azufre más bajo, el que permite una menor emisión de dióxido de azufre. Central Costanera continuó entregando informes de control ambiental semanales al ENRE (Ente Nacional Regulador de la Electricidad), incluyendo copias de los registros de emisiones diarias respecto de las cuatro chimeneas de la Central.

Eficiencia

El rendimiento óptimo de la mano de obra fue un elemento clave de la estrategia para maximizar la eficiencia de la Compañía. En el último trimestre de 1995, se logró una reducción del 50% en las horas extras, con lo cual se acercó a la meta de utilizar aproximadamente solo hasta un 10% del tiempo total trabajado en horas normales. Finalmente, se implementaron programas de capacitación de apoyo a la operación. A Diciembre de 1995 todos los empleados habían participado en estos programas de entrenamiento y capacitación.

1996 se caracterizó como un año pleno de logros y realizaciones en el plano productivo, sobrepasándose en cifras importantes los récords históricos de la mayoría de los parámetros de gestión, lo que permitió finalmente superar significativamente las expectativas operacionales, económicas y comerciales estimadas en la formulación presupuestaria. De hecho, en el presupuesto del año 1996, se estimó una generación neta de 5.674 GWh sobre la base de los despachos esperados para el período, según los costos operativos declarados de las unidades generadoras y la capacidad de éstas de mantenerse en servicio estable según sus disponibilidades individuales mejoradas por los programas de inversiones. En la práctica se logró la generación récord de 6.081 GWh netos, 7,2% superior al presupuesto y 28,2% superior al año 1995, aún cuando no se dispuso de la Unidad N° 5 desde el mes de febrero, por haber sido entregada esta máquina en alquiler a Central Termoeléctrica Buenos Aires S.A. para su incorporación en el ciclo combinado que construyó dicha subsidiaria.

El importante aumento de las utilidades de la compañía fue, en gran medida, producto de "la mayor generación" alcanzada por las unidades de CENTRAL COSTANERA S.A., lo que permitió ingresos adicionales por mayor cobro de potencia y, "las menores compras de energía en el mercado spot" a precios mayores que los propios. Esto fue posible gracias al estricto y persistente control de los tres factores críticos de mayor impacto en el éxito operacional, como son los "consumos específicos", la "disponibilidad" y la "confiabilidad de los equipos", acompañando la optimización de estos valores de una fuerte reducción en los costos fijos. De acuerdo a lo anterior, se alcanzó una disponibilidad total del período del 81,0% que se compara con un 67,7% logrado en el año 1995, valor que sumado al alto nivel de despacho de las unidades generadoras, permitió alcanzar un Factor de Operación acumulado de 81,3 % contra el mejor valor anterior de 69,4% alcanzado en el año 1993.

Después de ajustar todas las condiciones operativas de las unidades generadoras en las diferentes etapas de los procesos térmicos y de revisar y mejorar métodos y procedimientos técnicos apoyados en un exigente control de calidad, se continuó durante 1996 con la iniciativa de redeclarar ante CAMMESA los consumos específicos de cada una de ellas, lográndose de esta manera un mayor despacho de las unidades. Además de disminuir por esta vía los costos variables por menor consumo de combustible, se agregó a lo anterior una mayor disponibilidad efectiva (no considera la disponibilidad medible con unidades detenidas por no despacho), de manera que las máquinas estuvieron mucho más tiempo en servicio a requerimiento de la demanda. Finalmente se aumentó en forma importante la confiabilidad de las máquinas que, expresada en términos de número de fallas por KWh generado, disminuyó en un 58% con relación a los años anteriores, lo que muestra claramente el real efecto de las inversiones aplicadas en la recuperación de las condiciones operativas de la Central.

Los resultados indicados precedentemente, tuvieron un fuerte impacto sobre el margen variable de la Central, superando en US$ 13,43 millones o 10,3% al presupuesto del año y en un 16,3% al alcanzado en 1995. El aumento de las utilidades de la compañía se vio fuertemente influenciado, por una parte, por la disminución de los costos fijos debido a una menor necesidad de servicios de terceros generadas por el plan de calidad aplicado al mantenimiento y conservación de la Central, y por otra, por el gran aumento de la productividad total que se alcanzó mediante la aplicación de un plan de retiro por mutuo acuerdo. Esto último permitió una reducción del 28% de la dotación de la Gerencia de Producción, alcanzándose así valores de productividad internacionalmente aceptables para una Central de este tipo y antigüedad, con un adecuado equilibrio entre el uso de los recursos y las necesidades reales.

Desde 1993 se ha logrado mejorar en forma contínua el consumo especifico de la Central. En 1996 se alcanzó el consumo específico más bajo en la historia de la Central, mejorándose el valor del año anterior en un 1%, con la consiguiente economía anual en el costo de combustible de US$ 1,2 millones. Es importante destacar que todos los valores señalados se obtuvieron aún cuando se anticipó la reparación mayor de la Unidad Generadora N° 7 para los meses de noviembre y diciembre de 1996. Esta programación anticipada permitió lograr importantes ventajas económicas y de seguridad operacional para la Central.

Los altos niveles de disponibilidad y confiabilidad alcanzados permitieron aportar una seguridad y eficiencia adicional al Sistema Argentino de Interconexión (SADI).

En el plano productivo, 1997 fue un año de consolidación e incremento de los importantes logros alcanzados por la Compañía en 1996 y el resultado de los índices claves de gestión obtenidos en este período así lo demuestran; por ejemplo:

El Factor de disponibilidad total de Central Costanera S A. continuó ascendiendo hasta alcanzar el valor de 90,5% anual, con una mejora de 11,73% respecto del año anterior, ubicándose la Central casi en los niveles correspondientes al de unidades generadoras nuevas.

La confiabilidad de la planta, expresada en número de fallas por horas de funcionamiento de unidades generadoras, continuó mejorando notablemente, con una reducción de 33,18% con relación a la lograda en el ejercicio financiero del año 1996.

La productividad continuó en aumento durante el transcurso del año 97 producto de una reducción del 10% en el plantel, con su consecuente impacto en los costos fijos.

El consumo específico bruto mantuvo un valor promedio de 2.283 Kcal/KWh similar al obtenido en 1996, a pesar del impacto negativo que produce la irregularidad del despacho, situación que requirió gran cantidad de arranques de máquinas y operación al mínimo técnico de todas las unidades generadoras. La invariabilidad de este índice es una clara muestra del aumento en la calidad del mantenimiento y la operación de la Compañía.

Las unidades generadoras, reacondicionadas por el personal de la empresa según diseños desarrollados en los propios talleres, soportaron eficazmente la regulación primaria de frecuencia (RPF). El hecho de participar con dicha regulación en el sistema interconectado, significó para la Compañía un mayor margen variable de aproximadamente U$S 3.770.000.

Durante 1997 la producción de agua desmineralizada para reposición de las calderas convencionales y de recuperación (HRSG), se realizó procesando agua potable de la ciudad en lugar de usar la proveniente del Riachuelo, tal como ocurriera hasta 1996.

La mejor calidad de este insumo redujo en un 54,9% el consumo de ácido sulfúrico por tonelada de agua producida, como también de otros reactivos químicos con los consecuentes beneficios económicos y ambientales.

Haber alcanzado los índices mencionados precedentemente ha tenido un fuerte impacto sobre el margen variable de la Compañía el que superó en US$ 23.215.000 (16,68%) al presupuesto del año y en US$ 19.083.000 (13,32%) al año anterior.

 
 

* Fuentes: Memoria y Balance de Central Costanera S.A. - Años 1992 a 1997.
* Diseño de Gráficos: Memoria de las Privatizaciones - DNNP -