13/06/2013

1

La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana

1

sabino@mastrangelo.com.ar14 de junio de 2013

Seminario

2

Situación MEM

13/06/2013

2

3

Características Físicas del Sector EléctricoRepública Argentina – Topografía ‐ Recursos

NOAHIDROCARBUROS

MINERÍA

NEA + LITHIDRO

COMAHUEHIDRO

HIDROCARBUROSDEMANDA

PATAGONIAHIDROEOLICA

HIDROCARBUROS

CUYO

COMAHUE

CENTRO

NOANEA

LITORAL

BUENOS AIRES

GBA

PATAGONICO

(Radial  Mallada)

Ampliación de la Red de 500 kV

LíneasEl Bracho - Cobos2010 Septiembre

Resistencia - Gran Formosa2010 Noviembre

Gran Mendoza - Río Diamante2011 Mayo

Cobos - San Juancito2011 Julio

Cobos - Monte Quemado2011 Agosto

Resistencia - Chaco2011 Agosto

Monte Quemado - Chaco2011 Agosto

Agua del Cajón - Río Diamante2011 Septiembre

Cobos

Gran Formosa

Río Diamante

San Juancito

Monte Quemado

Chaco

13/06/2013

3

Características Físicas del Sector EléctricoRepública Argentina ‐ Líneas AT

CUYO

COMAHUE

CENTRO

NOANEA

LITORAL

BUENOS AIRES

GBA

PATAGONICO

5

Comahue (Madrid)

Mendoza (Nantes)

El Bracho (Edimburgo) Yacyretá (Copenhague)

Salto Grande    (Leipzig)

GBA (Milan)

PARIS

ROMA

LONDRESBERLIN

BRUSELAS

ZURICH

AMSTERDAM

6

Capacidad Instalada: 31.139 MW

MEMPotencia Máx Bruta (feb/2012) 21,949 MWDemanda Energía (2012) 121 TWh (+4.1%)

Características Físicas del Sector EléctricoMercado Eléctrico Mayorista ‐ 2012

07/02/2012= 21.949 MW30/01/2013= 21.982 MW (456 GWh, 28,5°C, 35,5°C)01/02/2013= 22.169 MW (450 GWh, 30°C, 36,3°C)

CUYO

COMAHUE

CENTRO

NOANEA

LITORAL

BUENOS AIRES

GBA

PATAGONICO121 TWh/8760 h = 13.800 MW13.800 MW /21.949 MW = 0.628 = FC 63%

13/06/2013

4

Demanda de Potencia MW

• Máximos mensuales (sin exportaciones)

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2009 17351 18596 17218 16963 17780 18948 19566 17862 17895 18023 17426 18422

2010 19370 19332 18408 16937 18228 18770 20396 20843 19346 17211 18335 20209

2011 20531 20174 20913 18309 18765 21024 21403 21564 18648 17565 19508 20513

2012 21309 21949 20095 18264 18472 20978 20912 19995 18626 17834 20991 20921

2013 21982 22169 19523 18443

Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica   ‐ DEMANDA DIARIA  ‐

13/06/2013

5

Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica   ‐ DEMANDA DIARIA  ‐

Días  de Mayor Potencia

13000

14000

15000

16000

17000

18000

19000

20000

21000

22000

23000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23

MW

Horas

Curvas de Carga del SADI Maximos de Potencia Invierno y Verano

1-ago-2011 1-Feb-2013

INVIERNO01/08/2011

Pico Máximo 21564 MW Hora 20:18

Temp.Media: 5.9°C

VERANO01/02/2013

Pico Máximo 22169 MW Hora 15:35

Temp.Media 30.6°C

13/06/2013

6

Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica   ‐ DEMANDA DIARIA  ‐

• Durante el verano del año 2013 la potencia máxima fue de 22169 MW.

Máximos de Potencia 

Potencia Invierno 2006

Verano 2007

 Invierno 2007

Verano 2008 

Invierno 2008 

Verano 2009 

Invierno 2009

Verano 2010

Invierno 2010

 Verano 2011

Record Invierno 2011

 Record Verano 2012

Invierno 2012

 Record Verano 2013

Potencia MW 17395 17881 18345 17930 19126 18596 19566 19370 20843 20913 21564 21949 20978 22169

Día Lunes Miercoles Jueves Miercoles Lunes Jueves Jueves Viernes Martes Jueves Lunes Jueves Jueves Viernes

Fecha 31‐jul 18‐abr 14‐jun 20‐feb 23‐jun 19‐feb 23‐jul 29‐ene 03‐ago 10‐mar 01‐ago 16‐feb 07‐jun 01‐feb

Temperatura °C 6.0 24.8 10.0 28.1 8.4 29.2 5.1 30.1 5.95 27.7 5.9 27.6 5.5 30.6

Hora 20.00 19.47 19.56 22.10 19.37 22.00 19.59 14.52 19.45 20.31 20.18 15.10 20.35 15.35

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

24000

9035

9325

1010

4

1021

3

1124

3

1177

6

1226

9

1273

0

1375

4

1406

1

1348

1

1435

9

1503

2

1614

3

1739

5

1834

5

1912

6

1956

6

2084

3

2156

4

2194

9

2216

9

Jul Jul Jul Jul Jun Jun Jun Jul Jul Feb Feb Jul Dic Nov Jul Jun Jun Jul Ago Ago Feb Feb

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW Potencias Máximas Anuales

Verano

Verano

Verano

13/06/2013

7

Características de los sistemas de suministro de energía eléctrica   ‐ Demanda Semanal ‐ 96 CUARTOS DE HORA *7= 672 LECTURAS

18570 18530

1757317310 17266

16892

11038

16803

14680

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

18000

19000

1 51 101 151 201 251 301 351 401 451 501 551 601 651

Energías Diarias – Temperaturas Medias

300

320

340

360

380

400

420

440

460

480

0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34

GWh

°C

Energías vs. Temperaturas Días Hábiles ‐ Año Móvil

Energias Diarias Año 2010/11 Energías Diarias Año 2011/12 Energías Diarias Año 2012/13

13/06/2013

8

Demandas Netas de Energías MensualesCiclos Económicos

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

ene-96 ene-97 ene-98 ene-99 ene-00 ene-01 ene-02 ene-03 ene-04 ene-05 ene-06 ene-07 ene-08 ene-09 ene-10 ene-11 ene-12 ene-13 ene-14

Consumos Reales

Ene'96-Jun'98

Ene'00-Mar'01

Jun'02-Sep'08

May'09-Feb'13Jul'98-Dic'99Default Ruso

Abr'01-May'02Panico Bancario

Oct'08-Abr'09Efecto Jazz

GWh Valores de Demandas de Energias Mensuales Normalizadas

Por valores normalizados se entiende, las demandas Netas Facturadas (no incluye Patagonia) y ajustadas a : Igual cantidad de tipos de días , Temperatura media histórica mensual y Desestacionalizadas

16

Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada  MEM ‐ dic/2012

CUYO

COMAHUE

CENTRO

NOANEA

LITORAL

BUENOS AIRES

GBA

PATAGONICO

Total MEM 31,139 MW

13/06/2013

9

17

Total MEM 31.139 MW

Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada MEM – dic/2012

POT MWTV 4464TG 3939CC 9205NUC 1005MD 1277HID 11130FOT 6EO 111,8TOT 31139

Potencia Instalada 31/12/2012Reg TV TG CC MD TER NUC SOL EOL HID TOT

CUY 142,8 66,8 374,2 583,8 6,2 1082,1 1672,1

COM 207,9 1282,5 73,3 1563,7 4704,7 6268,4

NOA 301,0 1001,0 829,2 257,4 2388,6 25,2 217,2 2631,0

CEN 200,0 526,8 547,3 63,5 1337,6 648,0 917,6 2903,2

GBA/LIT/BAS 3820,2 1917,5 5984,0 395,7 12117,4 357,0 0,3 945,0 13419,7

NEA 59,0 242,3 301,3 2745,0 3046,3

PAT 160,0 188,1 25,0 373,1 86,3 518,8 978,2

MOV 220,0 220,0 220,0

MEM 4464,2 3939,0 9205,3 1277,2 18885,5 1005,0 6,2 111,8 11130,4 31138,9

60,7% 3,2% 0,02% 0,36% 35,7%

13/06/2013

10

19

Características Físicas del Sector EléctricoPotencia Instalada vs Demandada MEM ‐ dic/2012

18%

BUENOS AIRES

12%

BUENOS AIRES

NOA

8%NOA

8%

NEA10% NEA

6%

LITORAL7%LITORAL

8%CUYO

5%

CUYO

6%

COMAHUE

20%

COMAHUE

4%

GBA 39%GBA 19%CENTRO

9%CENTRO

9%

3%

PATAGONICO

3%

PATAGONICO

Total MEM 31,139 MW

DESCRIPCIÓN PMAX PRECIO UBICACIÓN ESTADO

MW u$s/MWh

CENTRAL RAWSON I 50 128 CHUBUT OPERANDO

CENTRAL RAWSON II 30 124,2 CHUBUT OPERANDO

CENTRAL MADRYN OESTE 20 120 CHUBUT

MALASPINA I 50 121 CHUBUT

MALASPINA II 30 121 CHUBUT

KOLUEL KAIKE I 50 133,33 SANTA CRUZ

KOLUEL KAIKE II 25 133,33 SANTA CRUZ

PUERTO MADRYN SUR 50 121,97 CHUBUT

PUERTO MADRYN NORTE 50 123,97 CHUBUT

PUERTO MADRYN II 50 122,17 CHUBUT

PUERTO MADRYN I 50 129,22 CHUBUT

Proyectos eólicos

13/06/2013

11

21

Distribución de los recursos

termico69%

nuclear6%

Hidro25%

import0%

Tipica de verano

termica, 55.4%

hidro, 33,1%

nuclear, 5,7%

eólica, 0.0%

importaciòn, 5,8%

Típica de invierno

22

Características Físicas del Sector EléctricoCobertura de Pico invierno

13/06/2013

12

• 2012  +4.1 %23

Indicadores – Mercado EléctricoDemanda Eléctrica MEM desde 1992

24

Demanda de Energía Eléctrica MEM

13/06/2013

13

25

Demanda de Energía Eléctrica vs PBI

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Ev. Potencia Instalada

NU

HI

CC

MD

TG

TV

Potencia MEM: 1992 = 14061 MW 2012 = 31139 MW  121,5% (20 años> 4,05%)

Indicadores – Mercado Eléctrico 

13/06/2013

14

Indicadores – Mercado Eléctrico 

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MW acumulad

os

MW año

Ingreso de Potencia anual desde 1992

MW año MW acumulados

27

28

Principales Proyectos de Generación Concretados

HI Piedra del Águila 1400 MW 93/94HI Yacyretá 1710 MW 94/98TG Loma de la Lata   375 MW 1994CC Bs. Aires 322 MW 1995CC Luján de Cuyo 285 MW 1996 CC Genelba 674 MW 97/98CC Capex 662 MW 93/99CC Tucumán 447 MW 96/99CC San Miguel  382 MW 95/02CC Costanera 851 MW 1999CC Puerto 786 MW 1999HI Pichi Picún Leufú 255 MW 1999CC Dock Sud 773 MW 2000CC AES Paraná 845 MW 2001 TG Pluspetrol Norte   116 MW 2002

HI El Carrizal 17 MW 2002HI Cacheuta 122 MW 2002TG Pluspetrol Norte 116 MW 2003CC Belgrano 823 MW 2008/10CC Timbúes 840 MW 2008/10

Enarsa MD/TG 892 MW 2008/11TG Maranzana 180 MW 2008/10EPEC Pilar TG 330 MW 2010Caracoles TH 121 MW  2009Energía del Sur TV 84 MW 2009/10La Rioja TG 26 MW  2008/09Guemes TG 100 MW 2008Rincón de los Sauces D 25 MW 2010Genelba TG 165 MW  2009Entre Lomas D 23 MW 2008Termoandes Salta TG 410 MW 2008

13/06/2013

15

9035 932510104 10213

11243 11776 12269 1273013754 14061

1348114359

1503216143

1732318345

19126 1956620843

2156420978

0

5000

10000

15000

20000

25000

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

MW

Ev de la demanda máxima registrada anual  

29

Crec =11.943MW132,2%  20 años 4.30 %aa

Indicadores – Mercado EléctricoDemanda Máxima Registrada anual MEM

Incremento anual de demanda de Potencia MWaño demanda crecimiento

2002 13481 ‐2003 14359 878

2004 15032 673

2005 16143 1111

2006 17323 1180

2007 18345 1022

2008 19126 781

2009 19566 440

2010 20843 1277

2011 21564 721

2012 20978 ‐586 30

Promedio= 750 MW por año

13/06/2013

16

Planeamiento Energético

21880 22821 23802 2482625893

2700728168

2937930642

3196033334

3476836263

3782239448

41145

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

MW

Crecimiento Potencia Máxima Demandada MEM 4.30%aa 

31

20.200 MW en 16 años

32

Evolución del Consumo Específico

1450

1600

1750

1900

2050

2200

2350

2500

2650

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

kcal/kWh Consumo Específico medio Bruto Anual

13/06/2013

17

33

Indisponibilidad Térmica

0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

%Indisponibilidad Térmica Anual

Ev Precio Monómico

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicEnergía 119,7 119,6 119,6 119,8 120 120 120 120 119,9 119,6 119,6 119Sobrec. Transit de Desp 39,6 42,5 48,6 116,5 181,1 256,4 266 202,2 106,9 69,4 34,4 46,5Energía Adicional 3,2 3,2 3,6 3,5 2,8 2,4 2,8 2,7 2,6 3,1 3 2,8Sobrec. Comb 7,8 10,3 9 11,3 9,5 6,2 6 6 8,3 6,8 9 8,7Adic. Potencia 11,7 9,7 11,5 15,4 10,4 9,4 9,6 10,9 10,5 11,1 10 10,4

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

$/MWh

2012

13/06/2013

18

0

100

200

300

400

500

600

ene‐00

jul‐0

0

ene‐01

jul‐0

1

ene‐02

jul‐0

2

ene‐03

jul‐0

3

ene‐04

jul‐0

4

ene‐05

jul‐0

5

ene‐06

jul‐0

6

ene‐07

jul‐0

7

ene‐08

jul‐0

8

ene‐09

jul‐0

9

ene‐10

jul‐1

0

ene‐11

jul‐1

1

ene‐12

jul‐1

2

ene‐13

jul‐1

3

Costo Monómico Spot Mensual ‐ $/MWh

Pot + Res + Ser

Energía

Sobrecosto + Adic.

Adic. Brasil+cont MEM+Dem Exc

Sancionado Estacional (E+P)

Sancionado Estacional (E + P) + Otros Ingresos

Precio Monómico  mes GU

Ev Precio Monómico

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012Energía 18,1 25,9 32 44,2 62,5 76 87,7 97,5 115,2 119,4 119,8Monómico 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162,5 204 260,4 259,4

0

50

100

150

200

250

300

$/MWh

Anual – Energía y Monómico

13/06/2013

19

Ev Precio Monómico

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

Monómico u$s/MWh 8,1 13,6 18,5 22,1 29,7 37,8 43,9 43,3 51 60,2 60,3Energía U$S/MWh 5,6 8,9 11 14,7 20,1 24,1 26,6 26 28,8 27,8 27,9Energía $/MWh 18,1 25,9 32 44,2 62,5 76 87,7 97,5 115,2 119,4 119,8Monómico $/MWh 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162,5 204 260,4 259,4

0

50

100

150

200

250

300

$/MWh –u$

s/Mwh

Anual – Energía y Monómico

Generación 2012

38

Térmico72%

N5%

Hidro23%

13/06/2013

20

Evolución Generación GWh 

39

0

20000

40000

60000

80000

100000

120000

140000

1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

NUCL

HIDRO

TER

Consumo de FO Anual

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

3.000.000

3.500.000

t

13/06/2013

21

Consumo de GO Anual

0

500.000

1.000.000

1.500.000

2.000.000

2.500.000

m3

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

450000

ene‐88

ene‐89

ene‐90

ene‐91

ene‐92

ene‐93

ene‐94

ene‐95

ene‐96

ene‐97

ene‐98

ene‐99

ene‐00

ene‐01

ene‐02

ene‐03

ene‐04

ene‐05

ene‐06

ene‐07

ene‐08

ene‐09

ene‐10

ene‐11

ene‐12

Consumo de FO Mensual

13/06/2013

22

0

100000

200000

300000

400000

500000

600000

ene‐06

abr‐06

jul‐0

6

oct‐06

ene‐07

abr‐07

jul‐0

7

oct‐07

ene‐08

abr‐08

jul‐0

8

oct‐08

ene‐09

abr‐09

jul‐0

9

oct‐09

ene‐10

abr‐10

jul‐1

0

oct‐10

ene‐11

abr‐11

jul‐1

1

oct‐11

ene‐12

abr‐12

jul‐1

2

oct‐12

Consumo de GO Mensual

Evolución Matriz de combustibles Generación

44

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012

CMGNGOFO

13/06/2013

23

Evolución Matriz Combustibles Generación

45

FO14%GO

1%

GN82%

CM3%

2006FO16%

GO12%

GN68%

CM4%

2010

FO16%

GO13%

GN67%

CM4%

2011FO17%

GO11%

GN69%

CM3%

BD0%

2012

srm 46

Consumo de FO 2012  2 859 470 t

13/06/2013

24

47

Consumo de GO 2012  1.826.418 m3

CT TIMBUES(GSMA18%

GRAL BELGRANO13%

NUEVO PUERTO11%

AES‐PARANA9%

DOCK SUD7%

PILAR5%

COSTANERA4%

ENSE. BARRAGAN4%

VILLA GESELL2%

CO. ENSENADA2%

MARANZANA2%

90 Centrales23%

Consumo GO

Balance Energético MEM

Carbón Mineral

Gas Oil

Fuel  Oil

Gas Natural

Uranio

Gen Alternativa

Yacyretá

Salto GrandeComahue

Futaleufú

Otros Hidro

Hidráulica

Eólica

Solar

Nuclear

Gen Térmica

Pérdidas Transformación

Consumos Propios

Pérdidas de red

Generación Neta

GBA

BAS

LIT

CEN

NOA

CUYNEACOM

PAT

Tecnología Producción DemandaRecursos

13/06/2013

25

49

• el parque TV y CC debe modular para tomar la punta• en crónicas ricas este requerimiento se agudiza

DESPACHO HORARIO

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

HIDRAULICA BASE

CC + TV

HIDRAULICA PUNTA

TG

RESERVA DE POTENCIA

NUCLEAR

empuntamientotérmico base

Reglas del MercadoCubrimiento de la Demanda Empuntamiento

Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda.

50

$/MWh

13/06/2013

26

Con oferta escasa se magnifican los cambios de precios ante variaciones en la demanda.

51

$/MWh

MW Gen - Dem

FO

GO

H, CCGN

52

COSTO DE MAQUINAS CON GAS Y NUCLEARES POR REGIONES

0

50

100

150

200

250

300

350

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000

P(MW)

CO

STO

($/M

W-H

)

BASCENCOMCUYGBALITNOAPAT

13/06/2013

27

53

54

Costo Relativo Combustibles Generadores Base PCI TC

Combustible Precio u$s/MMBTU Rel BQ

Gas Natural 2,4 u$s/MMBTU ref5,2 u$s/MMBTU plus

2,45,2

12,2

12

CM (120 u$s/t FOB‐ API #4) 200 u$s/t BQ 9 1,9 2

Gas de Bolivia 11 u$s/MMBTU  11 4,6 5

Fuel Oil Nacional ( 2600 $/t) 495 u$s/t 12,7 5,3 6

LNG Imp 17 u$s/MMBTU  17 7,1 7

Fuel Oil (98 u$s/bbl) 650 u$s/t 16,7 7,0  8

Gas Oil (970 u$s/t) 800 u$s/m3 24,0 10 11

13/06/2013

28

Gas Natural Gas Oil Fuel Oil Carbón Mineral Ur Nat ULE

11.760/8400 kcal/Nm3

10.200 9.800 6000 151.000.000 218.000.000

PCI Combustibles kcal/kg

0

2

4

6

8

10

12

14

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

22

24

26

28

GN ref GN Plus CM GN Bol FO Nac LNG Imp FO Imp GO Imp

u$s/MMBTU Rel Calórica 

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

1940

1942

1944

1946

1948

1950

1952

1954

1956

1958

1960

1963

1964

1966

1968

1970

1972

1974

1976

1978

1980

1982

1984

1986

1988

1990

1992

1994

1996

1998

2000

2002

2004

2006

2008

2010

2012

u$s/bbl

WTI Promedios Anuales desde 1940

13/06/2013

29

 ‐

 50

 100

 150

 200

 250

 300

 350

 400

 450

0

20

40

60

80

100

120

140

16002

/01/19

9602

/06/19

9602

/11/19

9602

/04/19

9702

/09/19

9702

/02/19

9802

/07/19

9802

/12/19

9802

/05/19

9902

/10/19

9902

/03/20

0002

/08/20

0002

/01/20

0102

/06/20

0102

/11/20

0102

/04/20

0202

/09/20

0202

/02/20

0302

/07/20

0302

/12/20

0302

/05/20

0402

/10/20

0402

/03/20

0502

/08/20

0502

/01/20

0602

/06/20

0602

/11/20

0602

/04/20

0702

/09/20

0702

/02/20

0802

/07/20

0802

/12/20

0802

/05/20

0902

/10/20

0902

/03/20

1002

/08/20

1002

/01/20

1102

/06/20

1102

/11/20

1102

/04/20

1202

/09/20

12

C$/gal

u$s/bb

lEvolución Precio Crudo, FO y GO #2 NY

FO N° 6 1% S

WTI

GO

TG CA GN

TG CA GO

CCGN

CCGO

TV FO

NUC

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

0 5 10 15 20 25

U$D

Millon

es

años

Costos comparativos de producción(no contempla costos y tiempos de instalación)

13/06/2013

30

0

100

200

300

400

500

600

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 9000

TV FO

TV CM

TV CM PFBC

TG

CC

Motor

Eólico

Hidro1

Hidro2

Nuclear

Características por Tipo Tecnológico

13/06/2013

31

61

Calculo del Costo de Generación de una unidad térmica

‐ PRECIOS PROPUESTOS DE LOS COMBUSTIBLES =FUEL OIL=  650 u$s/tGAS NATURAL =    89 u$s/dam3

GAS OIL=  970 u$s/t

‐ COSTO DE GENERACION = CESPE  *  PRECIO / PCI

CGENGN = 2500 kcal/kWh * 89 u$s/dam3 / 8400 kcal/Nm3

CGENGN = 27 u$s/MWh

CGENFO = 2500 kcal/kWh * 650 u$s/t / 9800 kcal/kgCGENFO = 166 u$s/MWh

CGENGO = 2500 kcal/kWh * 970 u$s/t / 10200 kcal/kg CGENGO = 238 u$s/MWh

0 50 100 150 200 250 300 350

CC GN 6 u$s/MBTUHidro 1600 u$s/kW 50%

TV Bíomasa 0,4 u$s/MBTUMotor Biogas 6 u$s/MBTU

Eólica 42%Motores Gas Natural6 u$s/MBTU

CC LNG 14 u$s/MBTUNuclear Internac

Eólica 35%Nuclear Arg

Hidro 2500 u$s/kW 37%TG GN 6 u$s/MBTU

Eólica 25%CC GO 23 u$s/MBTU

Motor FO 15 u$s/MBTUTV FO 15 u%s/MBTU

Motor GO 23 u$S/MBTUTG GO 23 u$s/MBTU

u$s/MWhCostos de Generación diferentes alternativas

CCapital

Combustible

OyM

13/06/2013

32

“La inserción actual y esperada de las Fuentes Renovables en el MEM …. Hacia el concepto de generación distribuida. ”

La energía: los temas de hoy y las soluciones tecnológicas de mañana

Seminario

Ing Roberto Giunti14 de junio de 2013

13/06/2013

33

Fuentes Renovables

Ley Nacional Nº 26.190 – (Enero 2007)

Régimen de Fomento Nacional para el uso de Fuentes Renovables deEnergía destinadas a la Producción de Energía Eléctrica:

Objeto: Declárase de interés nacional la generación de energíaeléctrica a partir del uso de fuentes de energía renovables condestino a la prestación del servicio público como así también lainvestigación para el desarrollo tecnológico y fabricación de equiposcon esa finalidad.

Meta fijada: % fuentes de energía renovables 8% delconsumo de energía eléctrica nacional, en el plazo de DIEZ (10) añosa partir de la puesta en vigencia del presente régimen.

Fuentes Renovables

Definiciones ‐ A efectos de la presente norma se aplicarán lassiguientes definiciones:

a) Fuentes de Energía Renovables: son las fuentes de energíarenovables no fósiles: energía eólica, solar, geotérmica,mareomotriz, hidráulica, biomasa, gases de vertedero,gases de plantas de depuración y biogás.

b) El límite de potencia establecido por la presente ley para losproyectos de centrales hidroeléctricas, será de hasta TREINTAMEGAVATIOS (30 MW).

13/06/2013

34

Fuentes Renovables

c) Energía eléctrica generada a partir de fuentes de energíarenovables: es la electricidad generada por centrales queutilicen exclusivamente fuentes de energía renovables, asícomo la parte de energía generada a partir de dichas fuentesen centrales híbridas que también utilicen fuentes de energíaconvencionales.

Habilita la realización de CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO• MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES a la generación a 

partir de fuentes renovables que a la fecha de publicación de la Resolución no cuenten con las instalaciones de generación a comprometer en estas ofertas habilitadas comercialmente.

• Se habilitan a presentarse a aquellos proyectos de generación en los que participe el Estado Nacional, ENARSA, o los que el Señor Ministro de PFIPyS así lo determine.• Contratos con las siguientes características generales:– Plazo: 15 años (extensibles 18 meses)– Parte Vendedora: Agente con oferta aprobada por la SE– Parte Compradora: MEM representado por CAMMESA.– Régimen aplicable a tecnologías incluidas en Ley 26190.

RESOLUCIÓN SE N° 108/11CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO MEM A PARTIR DE FUENTES RENOVABLES

13/06/2013

35

% Generación Eléctrica de Fuentes Renovables – Año 2012.

Central Provincia MW

Arauco I La Rioja 25 Eólico

Necochea EOS BsAs 3 Eólico

El Tordillo Chubut 3 Eólico

Diadema Chubut 6 Eólico

San Martin  BsAs 5 Biogás

San Miguel Norte BsAs 11 Biogás

Ingresos a la fecha….

13/06/2013

36

Proyecto  Proponente  Localidad Provincia Potencia licitación (MW)

Puerto Madryn I Genneia SA   Puerto Madryn 

Chubut

50

Puerto Madryn II Genneia SA   Puerto Madryn  50

Rawson I Genneia SA  Rawson 50

Rawson II Genneia SA   Rawson 30

Puerto Madryn Oeste Energías Sustenables SA.  Puerto Madryn 20

Puerto Madryn Norte International New energies  S.A. Puerto Madryn  50

Puerto Madryn Sur Patagonia new energy SA  Puerto Madryn  50

Estado de Proyectos GENREN I.

Fines 2014 ?

E/S

E/S

Proyecto  Proponente  Localidad Provincia Potencia licitación (MW)

Tres Picos II Sogesic SA Tres Picos Bs AS

49,5

Tres Picos I Sogesic SA  Tres Picos  49,5

Loma Blanca I ISOLUX  SA Chubut 

Chubut 

50

Loma Blanca II ISOLUX  SA Chubut  50

Loma Blanca III ISOLUX  SA Chubut  50

Loma Blanca IV ISOLUX  SA Chubut  50

Koluel Kaike I IMPSA WIND SA Koluel Kayke

Santa Cruz50

Koluel Kaike II IMPSA WIND SA Koluel Kayke 25

Malaspina I IMPSA WIND SA Malaspina Chubut

50

Malaspina II IMPSA WIND SA Malaspina 30

TOTAL GENREN I 754 MW

Estado de Proyectos GENREN I.

Mediados de 2013

13/06/2013

37

Estado de Proyectos GENREN I.

E/S

E/S

Ingreso Previsto: May2015: 150 MW …>>>  Dic 2017: 1350 MW

45.000 has.

Proyecto  Parque Eólico Gastre