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Jornadas Nacionales de Actualización
Los desafíos futuros de las Energías Renovables y la
Generación Distribuida
“2017 Año de las Energías Renovables”
Sector Eléctrico ArgentinoPresente y Futuro
11 y 2 de Noviembre de 2017
Ing. Osvaldo Rolando
Subsecretario de Energía Térmica, Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
Normalización y previsibilidad son los conceptos fuertes que
están en las bases del CAMBIO SECTORIAL de Argentina
Los DESAFÍOS que disparan la evolución tecnológica son
enormes: el futuro es el cambio y nuestra gestión pretende
preparar al sector para competir y capitalizar las
oportunidades
La integración con países vecinos es una oportunidad, y
empieza por el diálogo abierto, comprometido y por las
acciones conducentes
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Mensaje de INICIO
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Visión del Futuro: TEMARIO
• Decidir y gestionar para la NORMALIZACIÓN: amplio cumplimiento
de la ley y la búsqueda del equilibrio; abandono de las
arbitrariedades y la intervención negativa del Estado
• Conceptualizar el FUTURO: entender los desafíos del sector eléctrico que viene, la operación con energías intermitentes, la
inducción a la innovación tecnológica; el equilibrio entre lo urgente y lo importante
• Visualizar la INTEGRACIÓN de sistemas complementarios como oportunidad derivada de los cambios: las perspectivas en el cono
sur: nuestra visión y sus consecuencias
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Resultados del Diagnóstico: Un plan de CAMBIOS
• Cambios en el modelo de subsidios generalizados; volver a las
señales económicas correctas a la oferta y a la demanda
• Cambios en las relaciones entre los actores (regulador y
regulados); volver a los espacios propios sin cogestión ni captura
(ni política ni económica)
• Cambios en los mecanismos de formación de precios: volver a la
competencia y a la transparencia; inversión de riesgo privada
• Cambios en las decisiones de inversión, en la ejecución y en los
incentivos; cambios en la alocación de los riesgos
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Medidas Prioritarias de la NUEVA GESTIÓN
• Solicitar y recomendar el dictado al Presidente de la Emergencia
Eléctrica, por dos (2) años en forma inmediata
• Normalizar las concesiones de distribución y transporte: i) nuevos
objetivos de calidad, ii) incentivos para que los concesionarios
cumplan con los objetivos, iii) incremento gradual de las tarifas
hasta alcanzar el costo económico del servicio
• Disponer la regularización de los precios del mercado e incentivar
la buena gestión y las inversiones eficientes
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Gestionandopara el Cambio
Presentación de los primeros Resultados
Osvaldo ROLANDOSubsecretario de Energía Térmica,
Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
Buenos Aires – Octubre 2017
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Normalización de Precios Mayoristas
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Cobertura PEST
2015 => 15%
2016 => 30%
2017 => 46%
Tarifa social reducida
para 30% de los
usuarios residenciales
Conducta de Pago en el MEM
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Porcentaje Cobranza a Distribuidores
Prom 2015 Prom 2016 Prom 2017
% COBRANZA 45% 73% 87%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
% Cobranzas a Distribuidores
% COBRANZAS
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Normalización de Precios Mayoristas – Generación Existente
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Reglamentación de la remuneración de la generación convencional térmica e hidráulica existente, simplificando y generalizando la remuneración, con
señales hacia una disponibilidad garantizada.
Hidráulico
Térmico
Cargos Fijos en función de la Disponibilidad (u$s/MWmes) de la PotenciaCargos Variables de OyM de Energía (u$s/MWh) en función de la producción y el
tipo de combustible
Resultados en Disponibilidad Térmica
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Principales Variables MEM Unidades ENE-AGO 2016 ENE-AGO 2017 Diferencia
Total Disponibilidad TERMICA % 78% 84% 8,5%
Ciclos Combinados % 86% 88% 1,6%
Motor Diesel % 89% 91% 1,9%
Turbina a gas % 82% 81% -1,7%
Turbovapor % 51% 79% 53,8%
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Normalizando la Morosidad
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Días de Atraso Pago a Generadores MEM
Prom 2015 Prom 2016 Prom 2017
DÍAS ATRASO 64 días 37 días 0 días
0
50
100
150
Ene-
15
Feb
-15
Mar
-15
Ab
r-1
5
May
-15
Jun
-15
Jul-
15
Ago
-15
Sep
t-1
5
Oct
-15
No
v-1
5
Dic
-15
Ene-
16
Feb
-16
Mar
-16
Ab
r-1
6
May
-16
Jun
-16
Jul-
16
Ago
-16
Sep
t-1
6
Oct
-16
No
v-1
6
Dic
-16
Ene-
17
Feb
-17
Mar
-17
Ab
r-1
7
May
-17
Jun
-17
Jul-
17
Ago
-17
Sep
t-1
7
Oct
-17
No
v-1
7
Dic
-17
Días de Retraso Pago a Generadores MEM
DIAS
Normalización de las Concesiones de Distribución y Transporte
• Desde el año 2006 se mantuvo sin resolver la situación regulatoria
de fondo de las concesionarias nacionales (10 años)
• Durante el año 2016, se dedicaron esfuerzos en definir las nuevas
obligaciones de calidad, y se discutió en Audiencia Pública las
tarifas del quinquenio 2017-2021
• A partir de febrero 2017 se normalizaron las concesiones con una
nueva tarifa económica y competitiva, e incentivos a la inversión
de largo plazo
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Inversiones para Normalizar y para preparar el Cambio
Primeros Resultados y Perspectivas
Osvaldo ROLANDOSubsecretario de Energía Térmica,
Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
Buenos Aires – Octubre 2017
Normalización de las Reservas en Generación
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• Licitación abierta nueva oferta térmica, con CEM < 2500 kcal/kWh.• Tecnología, combustibles y fecha de E/S comprometidos
• Financiación propia; oferta de costo de potencia y costo variable en contratos a plazo 24
Grupos Empresarios
61Ofertas principales
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
18
/02
/20
17
03
/04
/20
17
04
/05
/20
17
05
/05
/20
17
18
/05
/20
17
13
/06
/20
17
30
/06
/20
17
11
/07
/20
17
04
/08
/20
17
05
/08
/20
17
10
/08
/20
17
12
/08
/20
17
31
/08
/20
17
09
/09
/20
17
15
/09
/20
17
15
/11
/20
17
01
/12
/20
17
20
/12
/20
17
30
/12
/20
17
31
/12
/20
17
31
/01
/20
18
01
/02
/20
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INGRESADOS A INGRESAR
MW
INGRESO GENERACIÓN RES 21
3.163 MW ADJUDICADOS
6.607 MWPotencia OfrecidaMOTOGENERADORES
7 Proyectos 520 MW
TURBINAS A GAS
22 proyectos 2643 MW
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Inversiones para Recuperar Reservas
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CENTRALES CON CONTRATO
CENTRALES 29
POTENCIA CONTRATADA 3.140 MW
PRECIO FIJO PROMEDIO 20.787 U$S/MW-mes
PRECIO VAR PROMEDIO 10,92 U$S/MWh
CT RENOVA
CT CAÑADA DE GOMEZ
CT PEREZ
CT VILLA OCAMPO
CT INDEPENDENCIA
ETAPA I
CT INDEPENDENCIA
ETAPA II
CT EL BRACHO
CT ANCHORIS
CT EZEIZA ETAPA I
CT EZEIZA ETAPA II
CT ZAPPALORTO
CT MATHEU II
CT LUJAN II
CT LAS PALMAS
CT MATHEU III
CT SAN PEDRO
CT 9 DE JULIO
TG23/24
CT BRAGADO II
CT BRAGADO III
CT GENERAL ROJO
CT TANDIL
CT PARQUE
INDUSTRIAL PILAR
CT PIEDRABUEBNA
CT SALTO
CT VILLA MARIA II
CT RIO TERCERO II
CT LOMA DE LA LATA
II
CT LOMA CAMPANA II
CT CAIMANCITO
Inversiones en Energías Renovables
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RONDA Tecnología CANTIDAD POTENCIA [MW]PO MIN
[u$s/MWh]PO MEDIO [u$s/MWh]
EOL 12 707 49.1 59.4
SFV 4 400 59.0 59.7
1 BM 2 15 110.0 114.6
BG 6 9 118.0 177.8
PAH 5 5 111.1 118.3
TOTAL 29 1.136 61.4
EOL 10 765 46.0 53.3
1.5 SFV 20 516 48.0 55.0
TOTAL 30 1.282 54.0
TOTAL 59 2.417 57.5
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Inversiones en Energías Renovables (ronda 1)
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Total de Proyectos Adjudicados: 29Tecnología Proyectos MW GWh/
añoProvincias
Eólica 12 707 2.882Buenos Aires, Chubut, Río Negro, Santa Cruz, Neuquén, La Rioja
Solar 4 400 918 Salta y Jujuy
Biogas 6 9 70 Santa Fe, San Luis y Córdoba
Biomasa 2 15 122 Corrientes y Misiones
PAH 5 11 68 Río Negro y Mendoza
Totales 29 1.142 4.060 14 Provincias
Inversiones en Energías Renovables (adjudicaciones ronda 1.5)
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Inversiones Privadas 3ra etapa – Manifestaciones de Interés
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Alt TIPO CANTIDAD POTENCIAMW
POTENCIA MW/propuesta
A Ciclo Combinado Nuevo 32 22.510 703
B Cierre de Ciclo Combinado 24 3.199 133
C Turbina a Gas / Cogeneración 89 9.124 103
D Combustible Alternativo 20
E Ductos y Gestión de Líquidos 10
F Transporte 500 kV 9
G Eficiencia Turbina a Gas/ Otros 12 6
TOTAL 196 34.839
Inversiones Privadas 3era Etapa – Mejoras de Eficiencia (licitación abierta)
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TIPO # Potencia
Total (MW)
Cargo Fijo Medio
(u$s/MWmes)
Cargo
Variable
No Combustible Medio
(u$s/MWh)
Cierre CC 17 1.816 24.208 21,3
Cogeneración 16 2.241 28.278 6,3
Total 33 4.057 26.457 13,0
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Desafíos y Oportunidades del Futuro
Integración y los Intercambios
Osvaldo ROLANDOSubsecretario de Energía Térmica,
Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
Buenos Aires – Octubre 2017
Posibilidades y Oportunidades
• Desafíos de la gestión de recursos intermitentes (renovables no
convencionales): el almacenamiento económico en la
complementariedad y en la integración
• Desarrollo de un sistema de trasmisión en armonía con la
apuesta a las intermitentes y de cara a los desafíos de gestión
• Integración e intercambios: ámbito de oportunidades; respeto
a la independencia de cada uno de los países y seguridad
energética, intercambios de oportunidad basados en la
confianza técnica; desarrollo de los vínculos físicos
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Plan del Transporte Eléctrico – Necesidades
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DESCRIPCIONLEAT(km)
Transformación(MVA)
Inversión (MM U$D)
LEAT RIO DIAMANTE/CHARLONE + ET CHARLONE 490 600 480
LEAT ATUCHA / BELGRANO II + ET BELGRANO II 35 80
LEAT BELGRANO II / SMITH + ET SMITH 100 1.600 170
LEAT ATUCHA II / PLOMER + ET PLOMER + DOBLE LEAT 35 km (anillo GBA) 130 800 190
LEAT CHARLONE / JUNÍN / PLOMER + ET JUNIN 415 600 420
LEAT PTO MADRYN / CHOELE CHOEL + LEAT VIVORATÁ / PLOMER 705 600
LEAT RODEO / LA RIOJA SUR + ET RODEO + ET LA RIOJA SUR 300 300 300
LEAT CHOELE CHOEL / BAHÍA BLANCA 340 290
LEAT SANTO TOMÉ / SAN FRANCISCO / MALVINAS + ET SAN FRANCISCO 310 450 320
TOTAL 2.825 4.350 2.850
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1400 MW
1000 MW
RODEO
VIVORATÁ
JUNÍN
PLOMER
900
MW
COMODOR
O
Evaluación
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Sobre la Integración a modo de Conclusión
• La transformación y los Cambios están en marcha; el
cambio tecnológico derrumba paradigmas y crea nuevos a
su propio ritmo
• En el contexto del cambio las oportunidades de integración
y complementariedad son enormes; el desafío es
transformarlas en hechos con beneficios compartidos
• La base es el entendimiento y la confianza; el buen diálogo
técnico y los acuerdos sobre bases racionales y duraderas
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Gracias por su atención
Osvaldo ROLANDOSubsecretario de Energía Térmica,
Transporte y Distribución de Energía Eléctrica
Buenos Aires – Octubre 2017