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PRODUCCION PIEDRA DEL AGUILA S.A.

DESCRIPCION DEL MERCADO:

Hidroeléctrica Piedra del Aguila está ubicada geográficamente en la zona del Comahue, la cual eléctricamente se vincula al mercado por medio de tres líneas de transporte en 500 KV. Una de las principales características de esta zona es que posee una capacidad de producción muy por encima de la demanda, lo que la convierte en una zona netamente exportadora. La exportación de los generadores del Comahue a través de estas líneas se ve limitada por la capacidad física de transporte y por un límite de transmisión máxima dependiente de la demanda total del SADI establecido por seguridad de suministro en los meses de noviembre a abril.

GESTION 1994

El primer año de concesión estuvo marcado por una serie de hechos significativos que le otorgaron una característica muy particular a esa gestión. Ellos fueron la toma de posesión, la organización interna y las sucesivas incorporaciones al servicio de las unidades generadoras que estaban en montaje al momento de la toma de control de la Central.
 
 

En año 1994 las empresas generadoras del Sistema Argentino de Interconexión (SADI), produjeron un total de 58.204 GWh de energía bruta para cubrir la demanda. De dicho total, 5.819 GWh correspondieron a la generación bruta de energía de Hidroeléctrica Piedra del Aguila, lo que representó una participación del 10%.

La importancia de la zona del Comahue se vio reflejada en su alta participación en el mercado que alcanzó un 24 %. Dentro de dicha zona, la participación de Hidroeléctrica Piedra del Aguila fue de un 41%.

Del total de la producción de energía de Hidroeléctrica Piedra del Aguila en 1994, 5.683 GWh fue vendida en el mercado spot a un precio medio monómico de 21,8 US$/MWh. El resto de la producción, descontados los consumos propios de la central, correspondiente a 117 GWh fue vendida en el mercado a término a un precio medio monómico de 30,5 US$/MWh en el período agosto - diciembre.

El precio medio de venta en el mercado spot se vio disminuido, durante el año en cuestión, por la ocurrencia de precios locales originados por la saturación de la capacidad de transporte de las líneas. Una estimación de la disminución del precio es de 2,7 US$/MWh como promedio anual. Este fue el motivo de los estudios de ampliación de la capacidad de exportación de la zona del Comahue.
 
 

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La evolución orgánico - funcional del área de producción a lo largo del año 1994, fue la siguiente:

19 DE ABRIL

Finalizó la inspección de garantía de la Unidad Generadora No 1.

1 DE MAYO

Las Unidades Generadoras 1 y 2 fueron habilitadas para la regulación primaria de frecuencia.6 DE JUNIO Primera sincronización de la Unidad Generadora No 3.1 DE AGOSTO

La Unidad Generadora No 3 fue habilitada para regulación primaria.

21 DE NOVIEMBRE

Primera sincronización de la Unidad Generadora No 4.12 DE DICIEMBRE Finalizó la inspección de garantía de la Unidad Generadora No 2.

13 DE DICIEMBRE

La culminación de este proceso se obtuvo cuando se generó por primera vez los 1.400 MW instalados, registrándose ese día la mayor generación del año '94 con 28.931 MW/hora.

El comportamiento hidrológico de la cuenca fue algo superior a la media histórica, con una mayor concentración de los aportes en los meses de julio, septiembre, octubre y diciembre. La ocurrencia conjunta de lluvias de primavera (inusuales por su magnitud) y altas temperaturas provocó que las crecidas por fusión nival se superpusieran con las originadas por las lluvias. Este efecto motivó que el embalse alcanzara sus cotas máximas permitidas a mediados de octubre y todos los excedentes tuviesen que ser erogados por vertedero.
 
 

SEGURIDAD INDUSTRIAL

Otro importante aspecto que merece resaltarse en lo realizado este año está referido a acciones y medidas de prevención de riesgos, pues la Central contaba solamente con medidas elementales en esta materia. Se comenzó contratando un profesional idóneo en la materia y se instrumentaron progresivamente acciones tendientes a prevenir accidentes y enfermedades profesionales aspirando al más alto nivel de seguridad. Para ello, entre otras, se llevaron a cabo las siguientes actividades:

Cumplimiento de los aspectos legales previstos en la Ley N°; 19.587.

Elaboración de un Plan de Seguridad.

Medidas contra incendios.

Imposición de procedimientos de seguridad y el desarrollo de periódicas reuniones de seguridad para dar participación al personal en la detección y corrección de factores de riesgo.

GESTION TECNICA 1995

La Gerencia Técnica, anteriormente Gerencia de Producción, en el transcurso del año 1995 transformó su estructura incorporando bajo su responsabilidad las funciones remanentes de la ex Gerencia de Construcciones.

Las principales características que definieron la gestión de producción fueron:

Desde principios del año se contó con las cuatro unidades generadoras disponibles para operación, habilitadas para realizar regulación primaria de frecuencia y la central en condiciones para realizar la regulación secundaria de frecuencia.

Meteorológicamente el año se presentó con importantes aportes de nieve y lluvias en la cuenca, que se tradujeron en grandes aportes al embalse de Piedra del Aguila en el período de invierno.

En junio, el Sistema Argentino de Interconexión de 500 KV. (SADI) se vio enfrentado al fenómeno de oscilaciones de potencia activa interárea, oscilando los generadores del norte contra los generadores del sur en torno al centro de carga. Esta condición, que era un fenómeno conocido para los operadores del sistema y que estuvo siempre latente en el SADI, se vio magnificado con el sucesivo ingreso de las unidades de Yacyretá, trayendo como consecuencia para Piedra del Aguila la imposición, por parte de CAMMESA, de limitar la transmisión en el corredor Alicurá - Chocón a una potencia de 1.300 MW. Este corredor tiene como límite de estabilidad una capacidad de 1.700 MW en condiciones normales de despacho.

Atendiendo a los fenómenos oscilatorios de potencia activa en el SADI, Hidroeléctrica Piedra del Aguila contrató un estudio y posterior recalibración de sus estabilizadores de potencia, logrando así un importante aporte al amortiguamiento del fenómeno oscilatorio y superando en setiembre la restricción de 1.300 MW para el corredor Alicurá - Chocón, y logrando la estabilidad permanente en el SADI a máxima exigencia para la configuración actual del sistema de 500 KV.

La solución definitiva a este problema la implementó CAMMESA por Resolución N°; 285/94 de la Secretaría de Energía, quien a través de un estudio global del parque de generación y de los datos empíricos de operación del sistema, determinó la instalación de equipos estabilizadores de potencia acelerante en las mayores generadoras del sistema. Esta aplicación fue fundamental para alcanzar el uso pleno de los capacitores de Puelches y Henderson, proyecto impulsado por Hidroeléctrica Piedra del Aguila y los generadores del Comahue, y cuya construcción realizó TRANSENER, que llevó a aumentar la capacidad de transmisión desde dicha área al centro de carga en 600 MW.

Durante 1995 la División Operaciones tomó a su cargo las tareas de auscultación de la presa y el paleocauce, actividad que proporciona el conocimiento y el control del aspecto civil de la obra. También tomó a su cargo las labores de confección de los informes diarios a CAMMESA y a la AIC, el control del predespacho e información del Sistema de Medición Comercial (SMEC), actividades que anteriormente realizaba el área comercial de la Compañía.

En lo referente a mantenimiento, se destacó en el año la ejecución de las revisiones por el término de garantía de las unidades N°; 3 y N°; 4 que se realizaron en los meses de mayo y octubre respectivamente.

Adicionalmente, se realizaron tareas de mantenimiento menor de rutina sobre equipos auxiliares y de ayuda al personal de mantenimiento de la Central.

En lo relativo a la Seguridad Industrial, se efectuaron jornadas de seguridad que incluyeron la preparación y el entrenamiento de brigadas contra incendio, formadas por personal de operaciones y de mantenimiento de la central.

En el transcurso del año 1997 la gestión de la Gerencia de Planta se enfocó básicamente a la mejora de procedimientos, tanto en el área de operaciones como en Mantenimiento, y a la obtención de un mayor aprovechamiento de los recursos humanos y materiales disponibles.

La generación bruta del año 1997 totalizó 4826, 25 GWh, con un récord histórico de generación mensual alcanzado en el mes de septiembre con 890,52 GWh.

El inicio del año 1997 se caracterizó fundamentalmente por la continuación del año seco registrado en la región del Comahue durante 1996. Esta tendencia se revirtió durante el mes de abril, coincidiendo con el inicio del nuevo año hidrológico (período en el cual comenzaron los mayores aportes fluviales y nivales en la región).

A partir del 18 de mayo, fecha en la cual el embalse supero los 576 metros sobre el nivel del mar se operó en Franja Normal. Las precipitaciones líquidas y sólidas en la cuenca definieron entonces un año de hidrología media finalizando 1997 con el embalse a 589 metros sobre el nivel del mar.

Otros hechos relevantes del año 1997 fueron:

En lo referido a mantenimiento, en el marco del convenio alcanzado con el Contratista, HDPA efectuó cada 600 horas de marcha las revisiones periódicas de la Unidad 4, culminando en agosto el período de garantía especial con resultado satisfactorio.

Se realizaron en el mes de marzo las inspecciones breves en las Unidades 2 y 3 que demandaron respectivamente dos semanas y una semana de indisponibilidad programada.

Se culminó con la puesta a punto del Sistema de Supervisión y Control del bombeo del Paleocauce y su enlace con la Sala de Control de la Central.

Se completó la ingeniería para el desarrollo del proyecto de Parada Segura de las unidades y simultáneamente finalizó la ingeniería para el ajuste y adecuación de las protecciones de las Unidades Generadoras.

Se produjeron avances de significación en el proceso de cierre de los contratos y en la negociación de los reclamos asociados.

A lo largo de todo el período se desarrollaron programas de capacitación y entrenamiento del personal invirtiendo en estas actividades un total de 1.690 horas hombre, lo que equivale al 6,37% del total disponible.

Se desarrollaron trabajos con la intervención del organismo Regional de Seguridad de Presas - Comahue -. En ese orden se realizaron las pruebas y ensayos operacionales sobre todos los equipos afectados a la seguridad de presa.

En lo referente a la gestión ambiental, se presento al Ente Nacional Regulador de la Electricidad el "Programa de Gestión Ambiental de HDPA" y su actualización para el primer semestre del año. Simultáneamente se continuó con la realización del programa de monitoreo ambiental, ictiofauna y calidad del agua del embalse a través de seis campañas periódicas.

GESTION TECNICA 1998

Durante el año 1998 la gestión de la Gerencia de Planta orientó sus acciones a la mejora de los procedimientos de las áreas de Operaciones y Mantenimiento y a la obtención de un mayor aprovechamiento de los recursos humanos y materiales disponibles.

En esa idea se continuó en una permanente interacción con el Comité Técnico con la finalidad de capitalizar la vasta experiencia y conocimientos de sus integrantes.

La generación bruta del año 1998 totalizó 3.018 GWh, en tanto se proporciona un detalle de la generación neta en el siguiente cuadro:

Se operó en Franja de Operación Extraordinaria, con fijación de caudales semanales máximos y mínimos por parte de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas de los ríos Limay y Neuquén de acuerdo a las Normas de Manejo de Aguas vigentes, desde el 22 de junio hasta el 03 de julio y desde el 21 de noviembre en adelante debido a la escasez de lluvias primero y nieve después, lo que determinó que el año hidrológico 1998 califique como extra seco y sea el de menores precipitaciones de la crónica disponible.

Continuó vigente (con renovaciones semestrales) el Convenio de Flexibilización de las Normas de Manejo de Aguas con la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas de los ríos Limay y Neuquén. En ese marco se continuó desarrollando el estudio de impacto ambiental de dicha flexibilización.

En el marco de las resoluciones de la Secretaría de Energía el límite de exportación del Area Comahue se incrementó a partir de julio en 125 MW llegando a 3.375 MW.

Se continuó realizando la regulación primaria y secundaria de frecuencia del Sistema Argentino de Interconexión cada vez que HDPA resultó adjudicataria de dicha prestación de acuerdo a los procedimientos.

Se realizaron inspecciones breves en las Unidades 2, 3 y 4 en el marco del Programa Anual de Mantenimiento y la Unidad 1 fue objeto de una inspección prolongada de cinco semanas.

Durante el transcurso de todo el año se dio continuidad a los programas de capacitación y entrenamiento del personal invirtiendo en ellos un total de 2.000 horas hombre, aproximadamente. También se desarrollaron cursos de capacitación y entrenamiento de la Brigada Interna contra incendios y de procedimientos ante emergencias derivadas del Plan de Acción de Emergencias.

Se concretó el proyecto de Parada Segura de Unidades y se finalizó la ejecución del ajuste y adecuación de protecciones de las Unidades Generadoras.

Se desarrollaron con resultado satisfactorio y presencia de personal del Organismo Regional de Seguridad de Presas Comahue el programa anual de pruebas y ensayos operacionales sobre todos los equipos afectados a la Seguridad de Presas.

En el mes de octubre se recibió la visita de los Consultores Independientes en el tema de Seguridad de Presas, reiterando estos su consentimiento con el tratamiento del tema por parte de HDPA y volviendo a manifestar la estabilidad alcanzada por la estructura del Paleocauce.

Se ejecutó la instalación de la nueva red microgeodésica en la meseta de basalto y se comenzó con la instalación de un nuevo extensómetro en roca de barras múltiples en dicha meseta con objeto de tener un mejor monitoreo y seguimiento de la estructura del Paleocauce.

Se instalaron bombas nuevas en el pozo de drenaje de Presa a fin de obtener una mayor seguridad de bombeo en dicha zona.

Se culminaron las tareas de sellado de filtraciones en la junta de línea 17, habiéndose obtenido resultados más que satisfactorios.

Se concretó el programa interno de adecuación y chequeo del equipamiento de Planta frente a la problemática del año 2000 para lo cual se constituyó un equipo interno de profesionales de las áreas de Planta, Sistemas y Comercial de la Compañía.

Se dio cumplimiento así a la resolución respectiva del ENRE.

Se continuó con la realización del programa de monitoreo ambiental, ictio fauna y calidad de agua del embalse realizando las seis campañas periódicas previstas en forma conjunta con el Centro Regional Universitario Bariloche, dependiente de la Universidad Nacional del Comahue.

Fue presentado al Ente Nacional Regulador de Energía el programa de Gestión Ambiental de la Empresa y las actualizaciones semestrales correspondientes.

Finalizaron las tareas correspondientes a los trabajos mandatorios de Forestación del perilago y recuperación paisajística del emplazamiento, habiéndose remitido a la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas el informe final para su aprobación.

GESTION TECNICA 1999

Durante el año 1999 se trabajó para enfrentar con éxito el cambio de milenio y la problemática asociada al año 2000, tanto en el equipamiento de Planta como en el equipamiento informático general de la Compañía. Se desarrollaron actualizaciones, procedimientos, pruebas de chequeo en el equipamiento y un plan general de contingencias para el día 31 de diciembre de 1999. Todo ello permitió enfrentar con éxito dicho evento y el resultado fue ampliamente satisfactorio pues no se registró ningún inconveniente y el cambio de fecha transcurrió sin novedades para HPDA.

Se redoblaron los controles y el monitoreo sobre las unidades de generación para enfrentar el año extraseco. Se operó en franja de Operación de Emergencias hasta el día 19 de agosto, habiéndose alcanzado el día 10 de junio el mínimo nivel registrado en la operación del embalse con un valor de 563,24 metros sobre el nivel del mar.

Se continuó, también, con la interacción permanente con el Comité Técnico con el objeto de capitalizar la vasta experiencia y conocimientos de sus integrantes.

Los hechos relevantes del período fueron:

Desde el comienzo del año se operó en Franja de Operación Extraordinaria, con fijación de caudales semanales máximos y mínimos por parte de la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas de los ríos Limay, Neuquén y Negro, de acuerdo a las Normas de Manejo de Aguas vigentes. El 19 de agosto, se vuelve a superar el nivel de 576 metros sobre el nivel del mar y se comienza a operar en franja de Operación Normal. El 14 de noviembre el embalse alcanzó el nivel de 587,22 metros sobre el nivel del mar, siendo éste el máximo nivel durante el año. A partir de dicha fecha comenzó a descender nuevamente, cerrando el año con 584,22 metros sobre el nivel del mar.

Se dio cumplimiento a la normativa del ENRE sobre habilitación del personal de Operación, de acuerdo a lo establecido por CAMMESA en el procedimiento Técnico N° 15.

Por otra parte el ENRE emitió la Resolución N° 970/99, del 25 de agosto de 1999, la que habilitó a HPDA a operar con una guardia permanente integrada por tres personas, logrando así un mejor aprovechamiento de sus planteles.

Durante el mes de abril se procedió al pre llenado del embalse de Pichi Picún Leufú, hasta cota 466 metros sobre el nivel del mar, habiéndose completado el mismo durante el mes de junio llegando a cota 477 metros sobre el nivel del mar.

A partir de dicho evento se liberó a HPDA de las restricciones de manejo de aguas, en cuanto a gradientes horarios de variación de caudales y caudal mínimo ecológico, por lo que mejoró notablemente la operación y oportunidad de colocación horaria de su energía.

A partir del 20 de diciembre, con la habilitación comercial de la 4ta línea de transporte entre Comahue y Buenos Aires, se incrementó el límite de exportación del área, alcanzando el valor de 4600 MW y comenzó a operar el Sistema de Desconexión Automática de Generación (DAG) sobre la red de transporte.

Se continuó realizando la regulación primaria y secundaria de frecuencia del Sistema Argentino de ínter-

conexión cada vez que HPDA resultó adjudicataria de dicha prestación de acuerdo a los procedimientos.

Finalizado el estudio encargado a la Universidad Nacional de San Juan, se desarrolló en forma conjunta con HECSA las especificaciones para el llamado a concurso para la provisión e instalación de un Sistema de Control Automático de Generación Conjunto que permita la realización de la Regulación Secundaria de Frecuencia entre ambas plantas, brindar de esta manera un mejor servicio al SADI y obtener mayor remuneración por este concepto.

Se realizaron inspecciones breves en las Unidades 2 y 4 en el marco del Programa Anual de Mantenimiento, la Unidad N° 3 fue objeto de una inspección prolongada de cinco semanas y se aprovechó el bajo despacho de que fue objeto la Central, a consecuencia del año seco, para ejecutar la revisión del acuñado de la Unidad N° 1 durante el mes de mayo.

Durante el transcurso del año '99 se dio continuidad a los programas de capacitación y entrenamiento del personal, invirtiendo en ello un total de 2.600 horas hombre aproximadamente.

Entre otros, también, se desarrollaron cursos de capacitación y entrenamiento de la Brigada interna contra incendios y de procedimientos antes emergencias derivadas del Plan de Acción de Emergencias.

Se culminó, además, con la instalación de un extensómetro de barras múltiples en roca de 100 metros de longitud en la zona del Paleocauce, que permite un mejor monitoreo de la evolución de dicha área.

Se desarrollaron con resultado satisfactorio y presencia de personal del Organismo Regional de Seguridad de Presas Comahue el programa anual de pruebas y ensayos operacionales sobre todos los equipos afectados a la Seguridad de Presas y se acordó con dicho Organismo, que la ejecución de la próxima auditoría por Consultor Independiente se realice en el año 2001 ya que el buen estado de las obras no justificaba la realización durante el 2000. Por lo tanto, se comienza con el régimen de visitas de estos Auditores en forma trienal.

Se continuó con la realización del programa de monitoreo ambiental, ictio fauna y calidad del agua del embalse realizando las cuatro (4) campañas periódicas previstas en forma conjunta con el Centro de Ecología Aplicada del Neuquén bajo la nueva modalidad acordada con la autoridad de aplicación (Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas).

Se presentó al Organismo Regional de Seguridad de Presas Comahue, para su revisión y aprobación, la actualización correspondiente al año 1999 del Plan de Acción Durante Emergencias realizándose la capacitación y ejercitación correspondiente.

Se presentó al Ente Nacional Regulador de Energía el programa de Gestión Ambiental de la Empresa y las actualizaciones semestrales correspondientes.

Se finalizaron las tareas correspondientes a los trabajos mandatorios de Forestación del perilago y Recuperación paisajística del emplazamiento, habiéndose recibido del Ente Nacional Regulador de la Electricidad la Resolución N° 1023/99 del 16 de septiembre de 1999 con la aprobación final a los trabajos mandatorios, concluyendo de esta manera con dicha obligación.

A fines de 1999 se encontraban cerrados todos los contratos de Obra a excepción del contrato 730:Obras Civiles.

Los índices de performance de la Central, en 1999 resultaron:

Sistemas y Comunicaciones:

En el transcurso del año 1998 Hidroeléctrica Piedra del Aguila S.A. adquirió al representante en la Argentina de JD Edwards, Application Software S.A., el software OneWorld en su última versión, con el fin de contar con un sistema de gestión de ultima generación.

La selección de dicho software fue realizada por un equipo de trabajo multidisciplinario conformado por personal de Sistemas, Contabilidad, Compras, Administración, Operación y Mantenimiento. El producto ofrece a la empresa ventajas como: informatizar sectores claves de la Compañía, permitir la integración entre ellas, optimizar los procedimientos de cada área basándose en las mejores prácticas del mercado, reducir costos operativos y alcanzar un eficaz control de gestión.

El proyecto se dividió en tres fases cuya duración total se pactó en seis meses.

En el área de comunicaciones la empresa realizó una inversión para el reemplazo, por razones de obsolescencia, de un radio enlace el cual interconectaba la Planta con el pueblo de Piedra del Aguila. Con tal fin se contrató con Telefónica de Argentina S.A. el tendido de fibra óptica con equipos de última tecnología. Este enlace brindó a la Empresa la posibilidad de volcar los antiguos enlaces satelitales a terrestres de transmisión de voz y datos.

Mediante la nueva negociación se logró reducir el gasto incurrido en los enlaces en un porcentaje del 46% y obtener mayores beneficios de calidad y prestaciones, esperando también reducir a su mínima expresión los gastos telefónicos.
 
 

GESTION COMERCIAL 1998-1999

Durante el año 1998 entró en vigencia el contrato con ACINDAR con una potencia contratada de 85 MW a partir del 1 de mayo por 5 años. Se renegoció por 4 años el contrato con INDUPA y se firmó el primer contrato en el MEM con un Agente Comercializador de Energía (ENRON COMERCIALIZADORA) por una potencia máxima de 40,74 MW por un período de un año.

La energía comercializada en el Mercado a Término en el año fue de 1.171 GWh (137 MW constantes), lo que representa un 39,5 % del total de la energía comercializada por la Empresa en el MEM, la cual fue vendida a un precio monómico equivalente de 24,35 U$S/ MWh en el nodo Mercado.

Se coordinó el estudio para determinar el impacto que sobre el despacho del MEM tendría la implementación como CS de las unidades de HDPA y, como consecuencia del mismo, el análisis económico de su operación elaborando la posibilidad de cambios normativos en la remuneración de la energía reactiva y/o venta del servicio al transportista en alta tensión operador del corredor Comahue - Buenos Aires.

La condición de sequía extrema del año 1998 dejó al embalse de HPDA a principios de 1999 operando en la Franja de Operación Extraordinaria. En 1999 las cuencas de los ríos del área Comahue registraron caudales con probabilidades de excedencia del 90% para el Río Limay Natural y 75% para el Río Neuquén, correspondiéndoles una clasificación hidrológica al derrame de Seco. La conjunción de estos factores provocaron que el embalse alcanzara el Nivel Mínimo de Operación Extraordinario (564 m.s.n.m.) e incluso, durante aproximadamente un mes, opere en la Franja de Operación de Emergencia.

A mediados de junio del '98 se registraron las primeras lluvias importantes y finalmente durante agosto, se recuperó la cota hasta el Nivel Mínimo de Operación Normal (576 m.s.n.m.). Durante los primeros 7 meses y medio del año las erogaciones desde la central fueron definidas por la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) de acuerdo a lo dispuesto por las normas de Manejo de Aguas (NMA).

Alcanzada la cota 576 m.s.n.m. (19/8/99) la producción de la central comenzó a regirse por señales económicas.

Las lluvias registradas durante agosto y septiembre y la valorización del agua realizada, permitieron recuperar cota en el embalse y llegar a una producción superior a 250 GWh mensuales. Puntualmente, durante los meses de septiembre y octubre, la valorización del agua permitió elevar la cota del embalse mientras se registraban en el mercado los precios más bajos del año, utilizando durante los meses de noviembre y diciembre el agua embalsada. Finalmente, el embalse terminó el año en la cota 584.22 m.s.n.m. que permitió afrontar el período de estiaje con un nivel de reserva razonable.

Las condiciones anteriormente explicadas, hicieron que la cantidad de horas con precios locales en el Comahue disminuyera de 11,1 % en 1998 a 4.3 % en 1999.

Mercado a Término

Durante 1999 se renegoció la prórroga de los contratos que HPDA mantenía con KCK Tissue S.A y Celulosa Argentina S.A., a vencer en julio de 2000 y de 2001 respectivamente.

Además, se firmaron nuevos contratos con Juan Minetti S.A. y Clorox de Argentina S.A., con duración de 15 meses cada uno.

Por último, en diciembre de 1999, se firmó con la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de la República Oriental del Uruguay, un contrato de exportación de 100 MW de potencia firme y energía asociada, a un precio monómico 3% superior al del Mercado Spot. Este contrato entró en vigencia en febrero de 2000.

Con estas incorporaciones, y los contratos ya existentes, la duración media de los mismos, a partir de enero de 2000 es de 3.12 años.

El cuadro siguiente muestra el detalle de los contratos vigentes en el año y la energía comercializada.
 
 
 
 

CLIENTE	INICIO		FINALIZACION		POTENCIA(MW)		ENERGIA (GWh)
MALEIC S.A.	1-feb-96		31-ene-99		3		2
COOP. ELECTR. DE PUNTA ALTA	1-feb-96		31-ene-99		4		3
ACINDAR I A.A.S.A	1-nov-96		30-abr-03		62		538
INDUPA S.A	1-feb-97		31-ene-03		62		535
CELULOSA ARGENTINA S.A	1-ago-97		31-Jul-01		1		8
KCK TISSUE S.A	1-ago-97		31 -jul-00		2		18
ALGODONERA SAN NICOLAS S.A	1-nov-97		30-abr-99		2		5
EASTMAN CHEMICAL ARG	1-nov-97		31-ene-00		7		61
ENRON	1-nov-98		31-oct-99		34		242
MINETTI S.A	1-ago-99		31-oct-01		8		28
CLOROX S.A.	1-ago-99		31-oct-01		3		11
TOTAL					187		1451

 
 

Transporte 1998-1999

En julio de 1998 se finalizó con la implementación de los Recursos Estabilizantes, Sistema de Desconexión Automática de Generación (SDAG) y Recursos Post Falla Extendidos impulsados por la Secretaría de Energía bajo la Resolución 285/94. Como consecuencia de lo mencionado, el límite máximo de transmisión por estabilidad transitoria en el corredor Comahue - Buenos Aires se elevó de 3.250 MW a 3.375 MW.

Se operó el corredor Comahue - Buenos Aires del 27/02/98 al 13/03/98 con una disminución en el límite máximo de exportación de 3.250 MW a 2.375 MW como consecuencia de una falla en el Sistema Automático de Desconexión (SDAG). El mismo produjo en el mencionado período una mayor cantidad de horas con precios locales en el área Comahue respecto a la media anual.

Con respecto a las fallas dobles en el corredor, se produjo solamente una interrupción durante el año producto de una falla en el equipamiento electromecánico en la Estación Transformadora Henderson.

Durante 1998 se continuó con la inspección de la construcción de la 4 Línea del corredor Comahue - Buenos Aires. Este importante proyecto que llevaron adelante las empresas generadoras del área permitió aumentar la capacidad de transmisión de dicho corredor a 4.600 MW y un mayor empuntamiento de las centrales hidroeléctricas disminuyendo además el efecto negativo que por precios locales sufren las empresas situadas en el Comahue.

Durante 1999 se continuó participando en el grupo de generadores del Comahue (GEEAC) para la supervisión del contrato para la construcción de la cuarta línea Comahue - Buenos Aires.

Se firmó un acuerdo entre GEEAC y TRANSENER, por medio del cual se llegó a una solución de un problema constructivo de la línea y junto con la automatización del Sistema de Desconexión Automática de Generación (SDAG - Recurso Estabilizante ante fallas del corredor) se logró la habilitación comercial de la línea el 20 de diciembre de 1999. De esa manera se aumentó la capacidad máxima de transporte del corredor de 3.375 MW a 4.600 MW y el uso de la SALEX para el pago del canon de los primeros años.
 
 

Normas de Manejo de Aguas 1998-1999

En los meses de marzo y septiembre de 1998 (Convenio de duración semestral) la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) renovó la autorización a Hidroeléctrica Piedra del Aguila para operar su embalse según el Régimen de Operación Flexibilizada de acuerdo al Convenio firmado en febrero de 1996.

Esta operación, que compatibiliza las necesidades de la comunidad y el impacto ambiental con una mejor operación del embalse, posibilita a la Central participar en el ranking de empuntamiento a partir de la flexibilización de los gradientes horarios en la erogación de Piedra del Aguila, permitiendo una mejor distribución horaria de la energía y la prestación del servicio de Regulación Secundaria de Frecuencia.

Durante 1999 se continuó con la aplicación del Régimen de Operación Flexibilizada (ROE) hasta el día 27 de abril, en el que se inició el cierre del Río Limay para el llenado del embalse de Pichi Picón Leufú.

Para concretar el llenado en esa fecha se trabajó junto con la Gerencia de Planta, para llegar a un acuerdo con Hidroeléctrica Pichi Picún Leufú, avalado por la Secretaría de Energía y la Autoridad de Cuencas. Este acuerdo permitió, en primer lugar, que con la formación del embalse de Pichi Picún Leufú, HPDA pudiera turbinar los bajos caudales a erogar como consecuencia de la extrema sequía, y en segundo término obtener anticipadamente una operación más eficiente de la central.

Regulación Secundaria de Frecuencia

Durante 1999 Piedra del Aguila ejecutó el servicio de RSF en el SADI durante el 24.2% de las horas del año, no obstante la baja generación anual. Si consideramos el período agosto — diciembre, donde se operó en franja de operación normal (FON), su participación se elevó a 49% de las horas producto, fundamentalmente, de una adecuada participación en las licitaciones mensuales de precio para la ejecución de ese servicio.

Por otro lado, como resultado del acuerdo firmado en 1998 con "Hidroeléctrica El Chocón S.A." durante 1999 se realizó un estudio en modelo para la Regulación Secundaría de Frecuencia (RSE) conjunta de las Centrales El Chocón y Piedra del Aguila, contratando para ello a la Universidad Nacional de San Juan. Sus resultados, que permitieron determinar su factibilidad, fueron oportunamente presentados a CAMMESA, obteniéndose su aprobación.

Con estas bases la Gerencia de Planta de la Compañía, junto a personal de Hidroeléctrica El Chocón S.A., desarrolló las especificaciones técnicas para la contratación de la provisión e instalación del equipamiento necesario en ambas centrales para ejecutar el servicio de RSE en forma conjunta sobre el SADI.

Este proyecto posibilita ejecutar este servicio durante mayor cantidad de horas como producto de ver ampliado el mercado al poder competir en determinados escenarios con la central Salto Grande y eventualmente con Yacyretá.
 
 

SISTEMA ARGENTINO DE INTERCONEXION (SADI)

La recesión económica que el país soportó durante 1995, causada por dificultades financieras, provocó un desaceleramiento en las tasas de crecimiento de la demanda, aún así, la demanda bruta del SADI creció 3,9% con respecto a 1994. Con relación a la potencia máxima en hora pico, se llegó a 1.021,3 MW el día 17 de julio de 1995, un 1,1% superior al récord de 1994.

Con relación al año 1994, la producción hidroeléctrica experimentó un leve aumento del 0,7% que se debió a dos efectos contrapuestos: una reducción de la producción de Salto Grande (año hidrológico pobre) y la incorporación de la Central Hidroeléctrica Yacyretá. La generación termoeléctrica aumentó en un 11,4% y la generación nuclear disminuyó en un 16,5%.

Durante el año 1995 se incorporaron al SADI un total de 1.074 MW, de los cuales 420 MW correspondieron a generación hidroeléctrica y 654 MW a generación termoeléctrica.

En el área Comahue los caudales afluentes fueron similares a los del año 1994, esto es, algo superiores a los medios históricos.

La indisponibilidad de las centrales termoeléctricas del SADI disminuyó notablemente durante 1995, registrando en el segundo semestre cifras en torno al 25% en comparación con cifras cercanas al 36% para igual período del año 1994.

A partir del 01 de mayo de 1995, entró en vigencia la Resolución S.E. N° 105/95 que introdujo los siguientes cambios:

Habilitar a los generadores térmicos para declarar costos variables de producción hasta un valor no mayor al 15% de los que correspondan a los precios de referencia de los combustibles.

Permitir la declaración de valores del agua por parte de los generadores hidráulicos.

Permitir que los valores del agua participen de la sanción de precios del Mercado Spot.

Remunerar a costo operativo a aquellas unidades cuya producción sea solicitada por un distribuidor o un transportista.

Eliminar el despacho libre (despacho sin restricciones) incorporando, en cambio, el despacho de máquinas en horas punta, considerando los sobrecostos de mantener estas máquinas en horas resto y valle.

Eliminar el sobreprecio por riesgo de falla (SPRF), dejando que el precio marginal lo fije el próximo KWh a despachar incluyendo las "máquinas falla".

Se reanudaron además las normas para la sanción trimestral de precios estacionales y el manejo de los fondos de estabilización.

VENTAS

Las ventas del año 1995 alcanzaron a 5.982 GWh, representando una participación del 10% en el Mercado Eléctrico Mayorista.

Los ingresos por ventas acumulados al mercado spot aumentaron levemente en comparación con el año 1996; esto se debió a que a pesar de que las ventas físicas de energía fueron muy superiores en el año 1997, los precios de venta fueron inferiores.

Ventas de Potencia

La potencia remunerada es aquella que es puesta a disposición del sistema durante los días hábiles en horas fuera de valle. Los ingresos por este concepto aumentaron de $ MM 21,7 en 1996 a $ MM 26,5 en 1997. Este aumento se debió a la mayor capacidad de la empresa de despachar energía en horas donde es remunerada la potencia.

Ventas al Mercado a Término

Con respecto a los ingresos por ventas al mercado a término, éstos fueron inferiores a los registrados durante el año 1996. Esto se debió no sólo al menor volumen de ventas de energía por contratos sino también a menores precios de venta (ya que se calculan como un porcentaje sobre el precio spot).

Ingresos por Regulación de Frecuencia

La regulación de frecuencia es un servicio que brindan los generadores con el objetivo de mantener un equilibrio instantáneo entre la oferta y la demanda de energía. Existen dos tipos de regulaciones de frecuencia: Primaria y Secundaria. El aumento en los ingresos por regulación de frecuencia se debe a que a partir del mes de noviembre de 1996 se comenzó a remunerar la regulación secundaria de frecuencia.

En lo que se refiere a los costos operativos del año 1997 fueron un 13% inferiores a los del año anterior. Esa disminución se debió a la reducción de los cargos variables por contrato que son aquellos gastos relacionados con las ventas de energía y potencia en el mercado a término.

VENTAS 1998

La producción neta total anual fue en 1998 de 3.020 GWh, representando un 4,4 % de la generación neta total del SADI y el 10,4 % de la generación neta total hidráulica.

Los caudales afluentes al embalse de Piedra del Aguila durante el año citado fueron los más bajos de la serie histórica 1943 - 1997 (60% menor que la media histórica - 165 HM3 contra 410 HM3). Debido a esto se utilizó agua embalsada, operando el embalse dentro de la Franja de Operación Extraordinaria (FOE) transitoriamente durante las semanas 26 y 27 y desde la semana 47 (22/11/98) hasta finalizar el año; como consecuencia, los caudales, y por ende la generación, operados en el mencionado período quedaron definidos por la Autoridad Interjurisdiccional de Cuencas (AIC) de acuerdo a lo dispuesto por las normas de Manejo de Aguas (NMA).

La producción del Mercado Spot se vendió a un precio monómico anual de 23,65 U$S/ MWh, lo que representó un 22,7 % de alza respecto de 1997.

La menor generación de las centrales hidráulicas del Comahue, como consecuencia de los bajos aportes, y el aumento del límite máximo de transmisión del corredor Comahue - Buenos Aires a partir de julio de 1998, como consecuencia de completarse la implementación de los recursos estabilizantes según Resolución S.E. N° 285/94, hizo que la cantidad de horas con precios locales en el área Comahue disminuyera de 12,2% en 1997 a 11,1 % en 1998.

CONTRATOS DE ABASTECIMIENTO

Los clientes en 1995 fueron Grandes Usuarios Mayores (GUMA) y empresas Distribuidoras (EEDD).

2) Empresa Provincial de Energía de Mendoza Sociedad del Estado
 
 

AMPLIACION DEL SISTEMA DE TRANSMISION

La región del Comahue enfrentó durante años restricciones a la capacidad de transmisión producto de una sobreoferta de energía eléctrica hacia los grandes centros de consumo, localizados principalmente en Buenos Aires.

Producto de lo anteriormente mencionado, las generadoras eléctricas de la región reciben precios inferiores a los del mercado durante una fracción significativa del año. La diferencia entre el precio de mercado y el precio pagado a los generadores, pasa a incrementar una cuenta "Salex", administrada por CAMMESA, que se destina a financiar futuras expansiones en el sistema de transmisión en el corredor Comahue - Buenos Aires. El total acumulado en dicha cuenta al 31 de diciembre de 1997 ascendió a 105 millones de pesos, aproximadamente.

El día 20 de mayo de 1996, la Compañía presentó al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), de manera conjunta con las otras empresas generadoras del Comahue, una "Solicitud de Audiencia Pública para el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública", con lo que se dio el formal inicio al Proceso de Licitación para la Construcción de la denominada Línea, entre la zona del Comahue y Buenos Aires.

Con fecha 29 de mayo de 1997, el Ente Nacional Regulador de la Energía Eléctrica (ENRE), por medio de la Resolución 525/97, aprobó la documentación licitatoria del llamado a concurso público para la ampliación de la capacidad de transporte del corredor Comahue - Buenos Aires, mediante la construcción de una Cuarta Línea de 500 KV. tendiente a incrementar la capacidad de transmisión de energía eléctrica entre las dos regiones. Con la incorporación de dicha ampliación, en el año 1999/2000, la capacidad de transporte del Corredor alcanzó a 4.600 MW lo cual tuvo un impacto positivo en los ingresos de la compañía.

En el mes de noviembre de 1997 se adjudicó la construcción de dicha cuarta línea.
 

Fuente: Memorias y Balances de Piedra del Aguila S.A.. - 1992/1999

Diseño de Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP

PRODUCCION HIDROELECTRICA EL CHOCON S.A.

Restricciones al Transporte

La energía generada por la compañía es transportada hasta los centros de consumo a través del llamado corredor Comahue - Buenos Aires, consistente en tres líneas de transmisión de 500 kv. La operación de dichas líneas esta limitada por restricciones técnicas, que impiden el aprovechamiento de la totalidad de la potencia instalada en el Comahue, que en conjunto supera en un 70 % la capacidad de transporte.

Las restricciones deben ser cumplidas en forma simultánea, por lo que cada una de ellas adquiere importancia según el nivel de transmisión que se requiera.

Las restricciones se originan principalmente en que la capacidad instalada de generación en el Comahue (5.200 MW), supera en más del 70% a la máxima capacidad de transporte del corredor (2.900 MW). En esas condiciones, considerando que la máxima demanda local es del orden de 300 MW, y que la oferta de generación es muy eficiente en costos de producción, el mercado requiere en muchas horas, una mayor producción de Comahue que la que el sistema de transporte puede transmitir.

Descripción de Restricciones

La citada restricción de máxima capacidad de transporte no es la única que limita la exportación, aunque sí es conceptualmente la que mejor interpretación permite del fenómeno físico. Las distintas restricciones son las siguientes:

Límite térmico

Esta restricción originada en la capacidad térmica de los capacitores serie de Puelches y Henderson, determinaba un límite de 2.700 MW de exportación máxima vigente en 1993. A partir de setiembre de 1996, con la puesta en servicio de nuevos capacitares serie, que reemplazaron los existentes, se aumentó el límite térmico a 3.300 MW.

Límite estabilidad

Esta restricción está definida por aquel nivel de potencia transmitida desde Comahue, que soporta la peor falla trifásica sobre una línea, manteniendo la estabilidad de todo el sistema. Actualmente, este límite es de 2.900 MW, y define, por ser inferior al limite térmico, la máxima capacidad de transporte actual del Comahue. Con la habilitación de los recursos estabilizantes, se podrá elevar este límite a un valor del orden de los 3.300 MW, con lo cual el límite de máxima capacidad de transporte será coincidentemente térmico y de estabilidad.

Límite máxima generación

La participación de la generación del Comahue sobre la demanda total no puede superar un determinado porcentaje de la demanda total del sistema eléctrico. Esta limitación adicional, que se superpone a las anteriores, es para evitar el colapso del SADI frente a una falla simultánea de dos líneas (falla doble), que se puede producir en casos de fenómenos meteorológicos severos, fallas de protecciones, errores de operación e inclusive por atentados. Este límite, llamado comúnmente "límite tornádico", se ha ido atenuando en el tiempo, mediante inversiones en equipamiento de control. En efecto, era del 34% de la demanda del SADI al iniciarse la concesión, se elevó al 37% con la implementación del Sistema de Control "PDV" en 1994/5, posteriormente se subió en 1996 al valor del 41% con el Sistema de Control "DAGD" en El Chocón, y subió a un valor cercano al 45% con la habilitación de los recursos estabilizantes del SADI en mayo de 1997.

Efecto económico de las restricciones

Cuando la transmisión a través de las líneas llega al límite fijado por alguna de estas restricciones, debe limitarse la generación. Esta limitación origina un exceso de oferta en la región cuyo efecto es una reducción de precios. De esta manera, toda la generación del área es remunerada al precio local el cual es inferior al precio del Mercado.

La diferencia de precios entre el Mercado y el Comahue es acumulada en una Cuenta de excedentes del corredor Comahue (SALEX), pudiendo utilizarse en obras de ampliación de la capacidad de transporte del mismo.

Las restricciones citadas anteriormente se aplican simultáneamente, limitándose la generación cuando se alcanza la primera de ellas, en cuya condición se dice que se ha saturado la capacidad de transporte. Como consecuencia de lo anteriormente expuesto, cuando se satura en un período de tiempo la capacidad de transporte, la generación de energía eléctrica en el Comahue es retribuida a precios locales, siendo éstos menores que el precio spot promedio en el mercado.

El diferencial de precios producido, entre el Mercado y Comahue, es acumulado en la Cuenta de Excedentes del Transporte por Precios Locales del Corredor Comahue-Buenos Aires (Cuenta Salex). Esta cuenta es administrada por CAMMESA, y constituye un Patrimonio de Afectación, siendo el destino de los fondos la ampliación de la capacidad de transporte de dicho corredor.

El saldo de la Cuenta Salex al 31 de diciembre de 1996 ascendió a $ 102.911.678, habiéndose extraído $ 8.977.516 y restando otros $ 16.222.484 para cancelar los capacitores serie ya instalados. El remanente fue utilizado para el financiamiento de aumentos de la capacidad de transporte, dentro de los cuales estuvo la construcción de una nueva línea de transmisión, denominada Cuarta Línea. La participación de Hidroeléctrica El Chocón S.A. en dicha Cuenta Salex es 16,31%.

El saldo de la cuenta SALEX al 31 de diciembre de 1997 era de U$S 103,5 millones, habiéndose extraído U$S 25 millones que cancelaron la totalidad de las obras de reemplazo de los capacitores serie de las estaciones Puelches y Henderson. El remanente puede ser utilizado para el financiamiento de otros proyectos de aumento de la capacidad de transporte, entre los cuales está la construcción de la Cuarta línea. La participación de la compañía en la cuenta SALEX era, en ese momento, del 16,3 1%.

Con fecha 24 de octubre de 1996 el Ente Nacional Regulador de la Electricidad aprobó la licitación para la construcción de la 4ta. línea del Corredor Comahue - Buenos Aires, estableciéndose que un monto de U$S 80 millones provenientes de la cuenta SALEX había de ser aplicado a la financiación de dicha obra.

El directorio del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE) mediante la Resolución N° 1,028/1997 dictada el 12 de noviembre de ese año aprobó la adjudicación a Transener S.A. de la construcción, operación y mantenimiento de la mencionada obra.

El saldo de la cuenta SALEX al 31 de diciembre de 1998 fue de U$S 46.8 millones, habiéndose extraído un total de U$S 69,5 millones entre los meses de febrero y diciembre de ese año, en concepto de anticipo sobre los U$S 80 millones comprometidos a la habilitación de obra. El remanente de la cuenta SALEX fue utilizado para saldar los 10,5 millones restantes, así como para el pago del canon correspondiente a los primeros años a partir de la habilitación comercial de la obra, (a fines de 1999), cuyo valor anual es de U$S 24,5 millones. La participación de la compañía en la cuenta SALEX era en ese momento del 16.31%.

Producción por años

El año hidrológico 1994 se presentó favorable lo que llevó a generar un 8,2 % más que lo presupuestado y terminar el año con un volumen embalsado que permitió afrontar con optimismo el año '95.

Los precios de la energía fueron 19,3 % menores a lo previsto, debido fundamentalmente a la abundancia hídrica, al aumento de la generación en el sistema y a las restricciones en el precio, al sobrepasar la capacidad de transmisión del corredor Comahue - Buenos Aires (precios locales).

En el campo operacional, la buena hidraulicidad significó batir el récord histórico de generación de la Central Arroyito (775 Gwh) así como del Conjunto Chocón - Arroyito (4.168 Gwh). Esto unido a un récord de la disponibilidad operativa en cada una de las centrales producto de una optimización en los programas de mantenimiento y una operación asertiva de las unidades, lo que habla muy bien de la capacidad técnica y profesional del personal a cargo.

También en el área operacional se hicieron mejoras en el equipamiento, operación y programación de las máquinas, que se tradujeron en un incremento de ingresos para la compañía.

El año 1994 fue el primer período anual completo de la compañía, tomando en consideración que su fecha de inicio de giro comercial fue el 11 de Agosto de 1993. El resultado del ejercicio ascendió a $ 33,8 millones al 31 de diciembre de 1994, lo que implicó un incremento de $ 4,4 millones, 15 %, respecto de los valores presupuestados.

En la parte financiera, se optó por amortizar en 7 años el préstamo obtenido para financiar los pasivos transferidos a la compañía (U$S 261,3 millones). Se cancelaron U$S 36,0 millones en concepto de capital e intereses correspondientes a las 2 primeras cuotas semestrales.

Durante el año se hicieron grandes esfuerzos de desarrollo en el área comercial, a objeto de incrementar las ventas a clientes, logrando finalizar el año '94 con contratos comprometidos para 1995 por un equivalente al 60% de la energía firme. Eso fue un éxito importante teniendo en consideración la fuerte competencia entre los generadores.

Por otra parte se obtuvo de las autoridades la aprobación de un plan de instalación de recursos estabilizantes que permitió aumentar en un 22 % los niveles de transmisión de energía desde el Comahue. Esto representó 600 MW de mayor potencia a transportar.

En el ámbito de la seguridad se consolidó el Sistema de Prevención de Riesgos y se inició el Plan de Control de Pérdidas Accidentales (PCPA), obteniendo como resultado una mayor preocupación del personal por esas materias así como un bajo índice de accidentes.

Se inició en forma satisfactoria un programa integral de comunicación, con el objetivo de estructurar y alentar la interacción entre los miembros de la compañía. Adicionalmente y reforzando el punto anterior, se implementó con éxito el Programa de Sugerencias mediante el cual el personal puede proponer proyectos tendientes a un cumplimiento más efectivo de las tareas y posibilitar optimización en el uso de recursos y ahorro de costos.

El resultado del ejercicio 1995 ascendió a $ 22,97 millones y se cancelaron U$S 49,3 millones en concepto de capital e intereses de los préstamos obtenidos para financiar los pasivos transferidos a la compañía. Al 31 de diciembre de 1995, el saldo de la deuda de largo plazo vigente era de U$S 216.048.000.

Durante el año '95 se hicieron importantes esfuerzos en el área comercial, a objeto de mantener e incrementar las ventas a clientes, logrando finalizar el año con contratos de mediano plazo, comprometiéndose para 1996 un alto porcentaje de la generación presupuestada para ese año.

Iniciar el año 1995 con el embalse alto, en conjunción con un año hidrológico semihúmedo permitió generar un 4 % por sobre la generación del año anterior. El estado del embalse a fines de año, fue relativamente bajo respecto a años anteriores, lo cual dio perspectivas de menor generación para 1996.

Los precios de la energía fueron 11,5 % inferiores respecto al año 1994, debido fundamentalmente a la abundancia hídrica y al aumento de la generación térmica en la zona, lo cual derivó en mayores restricciones de transporte, al sobrepasar la capacidad de transmisión del corredor Comahue - Buenos Aires, con los consecuentes precios locales.

En el campo operacional, la buena hidraulicidad significó batir nuevamente el récord histórico de generación de la Central Arroyito (827 GWh) así como del Complejo Chocón - Arroyito (4329 GWh). Esto unido a una excelente disponibilidad operativa en cada una de las centrales producto de una optimización en los programas de mantenimiento y una operación eficiente de sus unidades generadoras.

Se obtuvo por parte de la autoridad cambios normativos de importancia, tales como la declaración de precios del agua y el reconocimiento de la generación forzada por transporte. Ambas medidas permitieron mejorar los ingresos de la compañía.

La hidraulicidad del año 1996 fue atípica respecto de los años de los que se tenían datos confiables. El caudal medio afluente fue del 49% de la media histórica y un 10% más bajo que el menor registrado, correspondiéndole así al año la definición de extraseco. Las precipitaciones níveas y pluviales fueron del 50% de las medias históricas. Estas características trajeron como consecuencia una importante menor generación y, por consiguiente, la imposibilidad de cumplir con los objetivos de ventas y ganancias presupuestados.

A pesar de ese escenario adverso, Hidroeléctrica El Chocón aunó todos sus esfuerzos para contrarrestarlos, poniendo énfasis en tareas tales como optimizar la política de contratos a término en cuanto a la cual no sólo se cumplió el objetivo planteado para ese año sino que se superó ampliamente; controlar exhaustivamente los gastos fijos, los cuales se redujeron en forma importante con respecto a sus presupuestos; buscar la mejor opción para el refinanciamiento de los pasivos en lo cual se trabajó intensamente. Así, trabajando en todos los frentes, se llegó a diciembre de 1996 con un resultado negativo de $ 5,67 millones.

En otros aspectos, se cumplió con el 100% de los trabajos obligados impuestos por el Contrato de Concesión; se hizo una importante mejora en el programa de seguros, reduciéndose un 61% la prima con respecto al año anterior; se cancelaron US$ 50,5 millones en concepto de capital e intereses de los préstamos obtenidos para financiar los pasivos transferidos a la Compañía; se terminó la reparación de la presa de El Chocón y se efectuaron los trabajos de habilitación en los vertederos de Arroyito y de El Chocón; se consiguió una amplia participación del personal en el programa de sugerencias que implicaron mejoras para la Compañía.

La gestión del año 1997 produjo resultados por US$ 2.627 miles siendo un 146% superior a los resultados del ejercicio anterior. Ese resultado se vio influido por la excepcional sequía del año '96, que significó iniciar el año '97 con un bajo nivel de agua embalsada. El incremento en los resultados fue consecuencia de un aumento en el margen variable, una mejora notable de los resultados financieros y una reducción en los costos fijos, para una generación anual sensiblemente igual a la del año 1996.

En el ejercicio comprendido entre el 1° de enero de 1997 y el 31 de diciembre de ese año se produjeron ventas netas por $ 112.493.486, (desde el 1° de octubre por $31.606.072).

El patrimonio a fines de 1996 era de $ 434.394.437, aumentando desde el 30 de septiembre de 1997 en $ 5.658.566.

La utilidad bruta obtenida en el ejercicio bajo análisis resultó ser del 27,1% sobre los ingresos netos por ventas. El resultado final alcanzó 2,3% sobre los ingresos netos por ventas. En el período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre, la utilidad bruta fue del 46,8% y la utilidad neta del 17,9%.

En el ejercicio se generaron 2.936,7 GWh y se vendieron 3.994,9 GWh de energía, comprendiendo al cuarto trimestre 1.162,0 GWh y 1.270,1 GWh, respectivamente. Para cumplir con los contratos con los Distribuidores, los grandes usuarios mayores y los grandes usuarios menores por 2.768,0 GWh, se debieron adquirir 1.058,2 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, siendo del período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre 583,4 GWh y 108,2 GWh, respectivamente.

En el ejercicio comprendido entre el 1° de enero de 1998 y el 31 de diciembre de 1998 se produjeron ventas netas por $ 89.498.011, (desde el 1° de octubre $ 17.715.099).

El patrimonio a fines de 1998 fue de $ 418.591.520, disminuyendo desde el 30 de septiembre de 1998 en $1.232.419.

La utilidad bruta obtenida en el ejercicio bajo análisis resultó ser del 31,5% sobre los ingresos netos por ventas. El resultado final alcanzó 2,3 % sobre los ingresos netos por ventas. En el período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre, la utilidad bruta fue del 25,1 % y la pérdida neta del -7,0%.

En el ejercicio se generaron 2.882,6 GWh y se vendieron 3.224,6 GWh de energía, comprendiendo al cuarto trimestre 537,8 GWh y 598,2 GWh, respectivamente. Para cumplir con los contratos con los Distribuidores, los grandes usuarios mayores y los grandes usuarios menores por 1.476,4 GWh, se debieron adquirir 342 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, siendo del periodo comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre 250,6 GWh y 60,4 GWh, respectivamente.

En febrero del '97 la compañía hizo una emisión de obligaciones negociables por US$ 180 Millones, pagaderos a 5 años de plazo, lo que permitió sustituir los pasivos con un financiamiento de costo menor y en condiciones más convenientes. Esa emisión constituyó un hito importante que permitió mejorar la situación de caja en los años siguientes.

Durante 1997, se trabajó fuertemente en la reducción de gastos y costos fijos, sin que ello perjudicase el normal desempeño y la seguridad de las instalaciones, lo que contribuyó a una mejora de los resultados.

Se priorizó en capacitación del personal, ya sea en forma interna en el establecimiento como externa, optimizando los recursos humanos y su efectividad en la gestión.

El año 1998 se caracterizó por ser el año más seco de la historia de la cuenca, siendo un 20% más pobre que la hidrología del año 1996, el anterior registro mínimo histórico. Este fenómeno meteorológico, cuyos efectos han sido visibles a escala mundial y afectó en particular a todas las hidroeléctricas ubicadas en el Comahue, repercutió decididamente en la producción y en los resultados de la compañía para el año 1998. Por otra parte, su influencia persistió durante el año 1999, dado que el nivel de reservas al inicio del '98 fue sensiblemente inferior al de un año normal.

No obstante ello, la gestión realizada permitió finalizar 1998 con un resultado de $201 millones de utilidad neta, contrarrestando, en parte, los efectos negativos de la realidad hidrológica con una estrategia de optimización del uso de los recursos disponibles y una reducción de costos

En lo referente a los costos de transporte, luego de múltiples gestiones realizadas ante la autoridad, se logró una disminución de los costos variables a abonar a la concesionaria del transporte en alta tensión, Transener. Dado que la validez de las nuevas tarifas fue de 5 años, este resultado permitió compensar la baja de ingresos no sólo del año 1998, sino también mejorar las expectativas de resultados para los años posteriores.

La compañía continuó la inspección y el control de avance de las obras referidas a la cuarta línea de transmisión, la cual se encontraba, a fines del año 1998, en un grado de avance del 33%, con una puesta en servicio prevista para fines de octubre del año 1999.

Operacionalmente la compañía trabajó en el '98 para mejorar la eficiencia y la seguridad. Se pueden citar como ejemplo la implementación de "La regulación primaria de frecuencia en Arroyito", con importantes resultados económicos y los trabajos iniciados del proyecto de "Telecomando de la central Arroyito" desde la central El Chocón, el cual estuvo concluido durante el primer semestre de 1999.

La generación de caja de la compañía en 1998 permitió adelantar el pago de los intereses de las obligaciones negociables por $ 16,2 millones cancelar a los accionistas los dividendos acumulados al 31 de diciembre del ejercicio anterior por $17,9 millones. Aún con esos desembolsos, la Empresa finalizó el año con un saldo de caja de $18 millones.

Actividad de la Sociedad

En el ejercicio comprendido entre el 1° de enero de 1997 y el 31 de diciembre de 1997 se produjeron ventas netas por $ 112.493.486. y desde el 1° de octubre por $31.606.072.

El patrimonio a fines de 1977 era de $ 434.394.437, aumentando desde el 30 de septiembre de 1997 en $ 5.658.566.

La utilidad bruta obtenida en el ejercicio '97 resultó ser del 27,1% sobre los ingresos netos por ventas. El resultado final alcanzó un 2,3% sobre los ingresos netos por ventas. En el período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre, la utilidad bruta fue del 46,8% y la utilidad neta del 17,9%.

En ese ejercicio se generaron 2.936,7 GWh y se vendieron 3.994,9 GWh de energía, comprendiendo al cuarto trimestre 1.162,0 GWh y 1.270,1 GWh, respectivamente. Para cumplir con los contratos con los Distribuidores, los grandes usuarios mayores y los grandes usuarios menores por 2.768,0 GWh, se debieron adquirir 1.058,2 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista, siendo del período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre 583,4 GWh y 108,2 GWh, respectivamente.

En el ejercicio comprendido entre el 1° de enero de 1998 y el 31 de diciembre de 1998 se produjeron ventas netas por $ 89.498.01 1, y desde el 1° de octubre por $ 17.715.099.

El patrimonio a fines de 1998 fue de $ 418.591.520, disminuyendo desde el 30 de septiembre de 1998 en $1.232.419.

La utilidad bruta obtenida en el ejercicio '98 resultó ser del 31,5% sobre los ingresos netos por ventas. El resultado final alcanzó 2,3% sobre los ingresos netos por ventas. En el período comprendido entre el 1° de octubre y el 31 de diciembre, la utilidad bruta fue del 25,1% y la pérdida neta del -7,0%.

En el ejercicio de ese año se generaron 2.882.6 GWh y se vendieron 3.224,6 GWh de energía, comprendiendo al cuarto trimestre 537.8 GWh y 598,2 GWh, respectivamente. Para cumplir con los contratos con los Distribuidores, los grandes usuarios mayores y los grandes usuarios menores por 1.476,4 GWh, se debieron adquirir 342 GWh en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), siendo del período comprendido entre 1° de octubre y el 31 de diciembre 250.6 GWh y 60,4 GWh, respectivamente.

Perspectivas futuras:

La política de la compañía prioriza la venta de energía a través de contratos a término, aumentando así los ingresos. También se busca incrementar el resultado financiero, disminuir los costos operacionales, administrativos y de comercialización, y mejorar el control de los mismos. Consecuentemente se consigue mejorar el resultado final de la empresa.
 

Fuente: Memorias y Estados Contables Hidroeléctrica El Chocón S.A. 1993/98.

PRODUCCION HIDROELECTRICA ALICURA S.A.

Hidroeléctrica Alicurá S.A. comenzó sus operaciones en el mes de agosto de 1993. El objeto de la Sociedad está constituido por la explotación del complejo hidroeléctrico Alicurá, el cual le fue otorgado por concesión del Gobierno Nacional, durante 30 años a partir del 11 de agosto de 1993.

Como consecuencia del período relativamente corto desde que Alicurá comenzó sus operaciones, cualquier análisis y comentario de la información financiero - contable de Alicurá al finalizar 1993 necesariamente resultó de alcance limitado y no representó correctamente los resultados de operaciones y la posición financiero - contable referida a un período más prolongado de tiempo. Esto se da especialmente en razón de la naturaleza estacional de la provisión de agua para instalaciones hidroeléctricas tales como Alicurá. Se estima que, en general, los ingresos de Alicurá son mayores durante el invierno (junio, julio y agosto) que en el verano (diciembre, enero y febrero).

Hidrológicamente, el primer semestre del año se compone fundamentalmente por: el período de estiaje, típicamente de bajos caudales relativos; y por los dos primeros meses del año hidrológico (mayo - junio) durante los cuales se espera el inicio de los aportes pluviales y nivales.

Cabe consignar, además, que los cuatro generadores hidroeléctricos de la Región del Comahue (que es la región en la cual está ubicada Alicurá) funcionaron a niveles sumamente altos durante agosto, setiembre y octubre de 1993 en razón de los niveles históricamente altos de lluvias y nieve en ese lapso. La producción alta de estos generadores hidroeléctricos hizo bajar los precios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) por debajo de los niveles esperados. En agosto y setiembre, la producción de Alicurá fue mayor a la normal y por lo tanto, aunque los precios fueron menores, los ingresos aumentaron en razón del mayor volumen que fue suficiente para contrarrestar la baja en los precios. Sin embargo, en octubre, cuando los otros generadores hidroeléctricos del Comahue, que tienen reservorios más grandes que el de Alicurá, seguían con un exceso de agua, Alicurá volvió a su producción normal. Debido a que estas unidades todavía estaban generando electricidad a niveles por encima del promedio, los precios continuaron en niveles inusualmente bajos, lo cual tuvo como resultado un ingreso global menor para Alicurá. Durante los períodos de precipitaciones inusualmente altas, estos grandes reservorios constituyen una ventaja para los otros generadores. Sin embargo, durante los esquemas normales estacionales de precipitación, el reservorio menor de Alicurá se considera una ventaja porque CAMMESA permite a Alicurá que elija los lapsos en que entrega la electricidad.

Los ingresos del mes de noviembre del '93 fueron levemente mayores que los del mes de octubre debido a los precios mayores obtenidos por una menor generación. En octubre se aplicaron mayores recursos hídricos en previsión de precios menores en el mes de noviembre, pero el gobierno argentino, en respuesta a los pedidos de las empresas generadoras, retiró de despacho una unidad de generación, lo que produjo un aumento de los precios y limitó los efectos locales de fijación de precios en el mes de noviembre.

Los ingresos del mes de diciembre continuaron aumentando, a medida que disminuía el efecto de las precipitaciones inusualmente grandes. Los precios que se recibieron por la generación hidroeléctrica fueron, sin embargo, un poco menores que los previstos debido a la reglamentación de la Dirección de Represas en el sentido de que las represas con mayor capacidad debían reducir sus niveles de agua. Esta generación llevó a que en la región del Comahue predominaran las tarifas locales hacia finales del mes.

Durante el período comprendido entre el 11 de agosto de 1993 y el 31 de diciembre de 1993, los ingresos brutos de la Sociedad sumaron $36,5 millones, de los cuales $25,6 millones provenían de electricidad vendida al Mercado Mayorista Eléctrico y $10,1 millones de electricidad vendida de acuerdo con sus contratos con Acindar S.A. y Aceros Paraná. Estos ingresos resultaron de 1.133 megawats de generación neta entregados en el punto de entrega solicitado. Durante ese lapso, la Sociedad obtuvo ingresos por un valor de $24,5 millones, antes de deducir amortización, depreciación, intereses e impuestos. De los $12,1 millones de gastos antes de deducir amortización, depreciación, intereses e impuestos, $4,6 millones correspondieron a gastos que varían en relación directa con los ingresos ("Cargos por Ingresos"); $5,8 millones correspondieron a costos operativos y de mantenimiento, y los restantes fueron gastos contratados (tales como transporte y limpieza) y gastos fijos. De los cargos por ingresos, el gasto principal fue los $3,4 millones (12%) por pago de regalías a las provincias de Neuquén y Río Negro. De los $4,6 millones en concepto de costos operativos y mantenimiento, $3,9 millones se pagaron a Transener S.A. para la transmisión de electricidad. Los restantes fueron principalmente gastos en concepto de costos laborales.

Los gastos de amortización y depreciación del período sumaron $ 6,7 millones, de los cuales $ 6,6 millones se relacionaban con la amortización de la Concesión.

La Sociedad tuvo $ 2,3 millones en concepto de impuesto a las ganancias, con respecto a su ganancia antes de impuestos de $ 8,1 millones, lo que representó una alícuota efectiva de impuesto del 27%. La utilidad neta de la Sociedad durante el período fue de $ 5,8 millones. Al 31 de diciembre de 1993, la Sociedad tenía $ 6 millones en disponibilidades e inversiones de corto plazo y una deuda total de $ 200 millones. Ese nivel de liquidez se vio afectado por el desempeño operativo de la Sociedad, el pago de impuestos, los planes con respecto a gastos de capital y las políticas de distribución de dividendos. La Sociedad contaba con una línea de crédito de $4 millones de capital corriente con el Citibank Sucursal Argentina, a ser tomada en dólares o pesos. Asimismo, la Sociedad tenía un acuerdo para solicitar cotización de tres bancos en Argentina, el Banco Río de la Plata S.A., el Citibank y el Banco Roberts. Debido a que las tasas de interés en la República Argentina eran bajas en ese momento y se esperaba que se mantuviesen estables o disminuyeran, la Sociedad financió cada adelanto mensual según el acuerdo de cotizaciones en competencia, y el reembolso del adelanto del mes anterior consiguiendo cotizaciones de tasas de cada uno de los bancos y luego eligiendo la financiación para el próximo adelanto del banco que tenía la tasa más conveniente.

Las Instalaciones estaban en buenas condiciones físicas a la fecha de toma de posesión debiéndose hacer unas pocas reparaciones menores. Según los términos de Pliego, el Concesionario debía realizar algunos trabajos obligatorios a lo largo del los próximos dos años y medio que la Sociedad estimó costarían aproximadamente $2,3 millones. Además de esos trabajos, la Sociedad planificó llevar a cabo ciertos trabajos de mantenimiento importantes durante el curso normal de los negocios, a lo largo de los próximos cinco años, cuyo costo se estimó en aproximadamente $1,7 millones. Dado que la Sociedad es una entidad con un solo objeto social, con gastos planificados de capital limitados y sin planes de ampliación para el futuro, la gerencia previó que la financiación sería suficiente para cubrir las necesidades de liquidez de la Sociedad. Además, debido al nivel de los fondos generados por sus operaciones, así como a su bajo nivel de endeudamiento en comparación con su capital, no fue difícil financiar los gastos imprevistos. El alto nivel de flujo de fondos de la Sociedad en comparación con los ingresos netos se debió principalmente al importante gasto de amortización y depreciación y a la falta de un requerimiento futuro de gastos de capital significativos. Por lo tanto, la Sociedad pensó que contaba con una mayor liquidez de la que sugería el estado de resultados.

En 1994, Alicurá experimentó un año difícil. Los primeros meses del año fueron considerados secos, por lo que la generación fue menor a la esperada. A comienzos de junio la región Comahue recibió mucha lluvia, aumentando así el nivel de la generación de esta zona. A su vez en ese año hubo 1,245 MW de nueva generación en la región, lo que junto a la anormalmente alta generación de las hidráulicas causó que los precios en el mercado bajaran, recibiendo así las centrales de la región del Comahue precios locales. En ese momento, la región Comahue tenía tres líneas de transmisión con una capacidad de 2.600 MW, mientras que la generación del Comahue tenía una potencia de 4.923 MW. Esto significaba que la región sufría de una falta de capacidad de transporte. Cuando la generación llega al límite, 2.600 MW. los generadores reciben el precio local por su generación en vez del precio en el mercado spot. El precio local en la región Comahue normalmente es mucho más bajo que el precio en el mercado. La Secretaría de Energía creó precios locales a los efectos de incentivar a los generadores a expandir el sistema de transporte. Debido a los perjuicios que ha recibido por realizar sus ventas a precios locales, Alicurá junto con Hidroeléctrica El Chocón, entregaron una solicitud para la construcción de una cuarta línea de transmisión en septiembre de 1994. Asimismo, otros generadores de la región solicitaron en diciembre de 1994 la construcción de nuevos bancos de capacitores que permitan mejorar el sistema de transmisión aumentando la capacidad de transporte. Los bancos de capacitores debían estar en funcionamiento en 1996 y la cuarta línea en 1998. Ambos proyectos debían tender a resolver los problemas de restricciones de transporte en la región de Comahue.

Durante el periodo comprendido entre el 1 de enero de 1994 y el 31 de diciembre de 1994, los ingresos brutos de la Sociedad sumaron $ 64,2 millones, de los cuales $ 57,2 millones provenían de electricidad vendida al Mercado Mayorista Eléctrico. El resto correspondió a electricidad vendida de acuerdo con diversos contratos. Estos ingresos provenían de aproximadamente 2.600 GWh de generación neta entregados en el punto de entrega solicitado. Durante ese período, la Sociedad obtuvo ingresos por un valor de $ 39,5 millones, antes de deducir amortización, depreciación, intereses e impuestos. De los $ 20,7 millones de gastos antes de deducir amortización, depreciación, intereses e impuestos, $ 9,2 millones correspondieron a gastos que varían en relación directa con los ingresos ("Cargos por Ingresos"), $ 5,8 millones correspondieron a costos operativos y de mantenimiento, y los restantes fuero gastos contratados (tales como transporte y limpieza) y gastos fijos. De los cargos por ingresos, el gasto principal fue los $ 7,4 millones (12%) por pago de regalías a las provincias de Neuquén y Río Negro. De los $ 5,8 millones en concepto de costos operativos y mantenimiento, $ 3,2 millones se pagaron a Transener S.A. para la transmisión de electricidad. Los restantes fuero principalmente gastos en concepto de costos laborales (Las cifras mencionadas precedentemente están puestas en moneda heterogénea).

Los gastos de amortización y depreciación del período sumaron $ 18,8 millones, de los cuales $ 18,6 millones se relacionaron con la amortización de la Concesión.

La Sociedad no tuvo cargo en concepto de impuesto a las ganancias, ya que acumuló quebranto impositivo al 31/12/94.

Al 31 de diciembre de 1994, la Sociedad tenía $24 millones en disponibilidades e inversiones de corto plazo y una deuda total de $196 millones. Este nivel de liquidez se vio afectado por el desempeño operativo de la Sociedad, el pago de impuestos, los planes con respecto a gastos de capital y las políticas de distribución de dividendos. La Sociedad contaba con una línea de crédito de $4 millones de capital corriente con el Citibank Sucursal Argentina, a ser tomada en dólares o pesos. Asimismo, la Sociedad tenía un acuerdo para solicitar cotización de tres bancos en Argentina, el Banco Río de la Plata S.A., el Citibank y el Banco Roberts. Debido a que durante 1994 las tasas de interés fueron bajas, la Sociedad financió cada adelanto mensual según el acuerdo de cotizaciones en competencia, y el reembolso del adelanto del mes anterior consiguiendo cotizaciones de tasas de cada uno de los bancos y luego eligiendo la financiación para el próximo adelanto del banco que tenía la tasa más conveniente. En diciembre, la Sociedad repagó este préstamo usando sus propios fondos dado al alto nivel de las tasas de interés.

El primer semestre de 1999 se caracterizó por ser el más seco de la historia conocida de la cuenca, como resultado de la sequía predominante durante todo 1998, que llevó a la cuenca a un estado de profundo vaciamiento lacustre y subterráneo. A partir de mayo las condiciones meteorológicas fueron mejorando gradualmente, llegando en junio a un nivel de lluvias por sobre los valores medios históricos. Sin embargo, debido al mencionado vaciamiento de la cuenca, esta normalización de las lluvias no se vio reflejada en caudales medios en los ríos hasta fines del mes de Julio.

Durante el segundo semestre, los caudales se mantuvieron en niveles levemente inferiores a los medios históricos especialmente en Agosto y Septiembre. A partir del mes de Octubre comenzaron a descender debido al escaso aporte nival durante el invierno y al déficit de precipitaciones durante la primavera. Los dos últimos meses del año presentaron condiciones de hidrología seca. Si bien el año no concluyó en niveles tan bajos como al inicio, el déficit de aportes hidrológicos fue considerable en los mencionados meses, volviendo a una condición seca y comprometiendo el escenario de caudales entrantes para el verano.

El derrame anual fue de 4.975 Hm3, 42% inferior al nivel medio histórico (8.569 Hm3). Este volumen corresponde a un caudal entrante medio para el período de 158 m3/s, siendo el caudal medio histórico de 272 m3/s.

Ambos promedios son obtenidos de considerar la serie de caudales históricos 1943-1998.

En cuanto al sistema eléctrico en general, el primer trimestre del '99 no presentó grandes anomalías respecto de lo esperado. No obstante, en marzo se registraron demandas más altas que las normales. El segundo trimestre se caracterizó por precios spot superiores a los esperados, debido la falta de gas en las centrales térmicas como consecuencia de las tempranas bajas temperaturas registradas en Buenos Aires durante mayo. Las indisponibilidades de algunos grupos térmicos importantes, el retraso de la entrada en servicio con confiabilidad de los ciclos combinados grandes de Central Costanera y Genelba, y la sequía reinante en la región Comahue, también contribuyeron decisivamente para resultar en un nivel de precios spot en el mercado más altos que lo esperado. Durante el tercer trimestre el precio spot se mantuvo en niveles inferiores a los esperados por el efecto combinado de la recuperación hidrológica de todas las centrales del Comahue, y de la demanda eléctrica reducida en general en todo el sistema. Esto último se vio acentuado fundamentalmente en los meses de Agosto y Septiembre. En Julio el crecimiento de la demanda comparado a igual mes del año anterior había sido del 5.7%; en Agosto fue del 2.4% y en Septiembre alcanzó sólo el 1.7%, mostrando un claro receso en el crecimiento anual. Durante el cuarto trimestre, la demanda recuperó gradualmente su nivel de crecimiento hasta obtener un crecimiento de 6.4% en diciembre. Esto, junto a la caída de caudales en el Comahue en los últimos meses del año y el retraso en la entrada confiable de los ciclos combinados y de la Cuarta Línea, produjo un nivel de precios spot superior al esperado para el período.

Ingresos Operativos:

Como consecuencia de los pobres caudales entrantes durante la primera mitad y el final del año 1999, la generación total anual fue de 1.294,5 GWh, 47% por debajo de la media histórica.

El precio medio anual de venta al mercado spot para la energía fue de 16,37 $/MWh, algo superior a lo esperado como consecuencia del mayor nivel de precios del mercado durante el primer, segundo y cuarto trimestre, y del mejor empuntamiento del despacho de Alicurá. Sumando lo obtenido por la potencia puesta a disposición, resulta el precio monómico, que fue de 26,88 $/MWh para el mismo período.

El servicio de regulación de frecuencia estuvo acorde con el nivel de generación. La eficiencia de los contratos a término (comparando con el precio que se hubiera obtenido en el mercado spot) arrojó una pérdida de $ 1,5 millones, como consecuencia de los mayores precios spot en el mercado que ya mencionáramos.

Sistema de Transmisión:

El sistema de transmisión Comahue — Buenos Aires se encontró en situación estable durante casi todo el período. Como consecuencia del proyecto Resolución SE N° 285/94 — Recursos Estabilizantes del SADI - el límite de transmisión por estabilidad fue de 3.375 MW.

A fines del mes de Diciembre del '99 entró en servicio la Cuarta Línea del corredor Comahue-Buenos Aires ampliando el límite de transmisión a 4.600 MW.

Al finalizar el año se entregó al contratista Transener un total de $ 80 millones, más IVA, en concepto de adelantos por el canon de la Cuarta Línea. La generación de energía en horas con precio local en el Comahue fue mínima en el primer semestre, aunque en el tercer trimestre su nivel aumentó debido a la recuperación de generación en el Comahue. Durante el cuarto trimestre el nivel de precios locales fue nuevamente muy bajo debido al déficit hidrológico. El saldo del fondo SALEX al 20 de Diciembre de 1999, momento de inicio de la operación comercial de la Cuarta Línea, era de $47,8 millones, el cual fue utilizado para el pago del canon previsto en el contrato con Transener.

Situación Económico-Financiera

La Sociedad, Hidroeléctrica Alicurá, perdió $ 29,60 millones durante el ejercicio '99.

Del total de $46,09 millones de ventas, el 66% provino de electricidad vendida al MEM, el 32% de electricidad vendida a término y el 2% del Fondo Salex. La ganancia bruta fue de $12,08 millones, sustancialmente superior a los $ 1,30 millones obtenidos en 1998, principalmente por un menor cargo de amortización de la concesión, producto de la desvalorización registrada en 1998.

En relación al impuesto a la ganancia mínima presunta, se continuó previsionando como gasto ante la baja expectativa de recuperabilidad por falta de rentabilidad, no obstante lo cuál, se continuaron las acciones judiciales iniciadas por la Sociedad. Cabe mencionar que quedó firme la medida cautelar solicitada por Alicurá, mientras se sustancia la cuestión de fondo a través de una acción declarativa de certeza.

Los cargos financieros reflejaron el mayor costo de endeudamiento que enfrentó la Sociedad desde el 15 de marzo de 1999, e incluyeron, además, un resultado negativo de $1,9 millones por la cancelación de tres operaciones de Swap de tasas de interés.

Al 31 de diciembre 1999 la Sociedad tenía $2,02 millones en disponibilidades e inversiones de corto plazo y una deuda total de $262,44 millones compuesta principalmente por un préstamo a corto plazo de $100 millones y un préstamo a largo plazo por igual importe, ambos otorgados por el Westdeutsche Landesbank Girozentrale (Dusseldorf) con vencimiento en marzo del 2000 y 2004, respectivamente. Dichos préstamos por un total de $ 200 millones fueron destinados al rescate de las Obligaciones Negociables por $ 167,7 millones y dos préstamos por un total de $ 20,8 millones que vencieron en marzo de 1999. Dado el bajo nivel de ingresos obtenido durante el año '99, la Sociedad adeudó al cierre del ejercicio unos $ 15,6 millones en concepto de intereses relacionados con estos préstamos, de los cuales una parte pudo ser cancelada durante el año 2000 y otra con posterioridad.

Con motivo de la finalización de la Cuarta Línea, la Sociedad reconoció su pasivo resultante del canon a pagar a Transener en los próximos quince años, cuya contrapartida es el Activo Intangible a amortizar durante el periodo remanente de concesión.
 
 

Cuenta de Excedentes por Restricciones a la capacidad de Transporte

El Corredor Comahue se caracteriza por poseer una capacidad de generación mayor que la demanda local, y las posibilidades de transportar energía generada a otros centros de demanda se ve restringida por limitaciones existentes en la capacidad de transporte del sistema eléctrico.

Las limitaciones mencionadas implican que los generadores del Corredor, sean retribuidos a precios menores (denominados precios locales) a los liquidados en el mercado spot. La brecha entre ambos precios se concreta a través de una retención de ingresos, que acumula y administra la CAMMESA desde el año 1994, en la Cuenta de Excedentes por Restricciones a la Capacidad de Transporte. Los fondos están asignados en forma indivisa a todos los generadores pertenecientes al Corredor.

Hasta el 30 de junio de 1995 la Sociedad no había reconocido como ingreso la mencionada retención, debido a que esos fondos solamente pueden ser aplicados a la cancelación del canon que debe asumir cada generador por obras de ampliación de la capacidad de transporte que se realizan en beneficio del Corredor. A partir de la aprobación de una ampliación (por audiencia pública) y de la selección del contratista (licitación pública), el canon correspondiente se cancela total o parcialmente, con los fondos acumulados en la Cuenta, apropiándose a cada generador una proporción (definida porcentualmente) acorde a los beneficios que le producirá la ampliación.

Por resolución 40/95 del Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), se aprobó una solicitud para la ampliación de la capacidad de transporte de energía eléctrica del corredor Comahue - Buenos Aires. Dicha ampliación está constituida por la construcción de dos bancos de capacitores en las estaciones transformadoras de 500 kv de Puelches y Henderson. En el art. 4 de la citada resolución, se designa a Hidroeléctrica Alicurá S.A. como uno de los beneficiarios de la ampliación, siendo su porcentaje de participación en el pago del canon del 12.14% del total del costo de la obra.

Con fecha 23 de agosto de 1995, el Ente Nacional Regulador de la Electricidad, a través de la Resolución 165/95, Acta N° 171, aprobó adjudicar a la Compañía de Transporte de Energía Eléctrica en Alta Tensión Transener S.A., la instalación y puesta en servicio de los bancos de capacitores. El canon mensual establecido fue de U$S 2.100.000 a devengar durante 12 meses para todo el corredor.

Considerando lo mencionado, al 31 de diciembre de 1995 se había contabilizado el ingreso correspondiente a las retenciones efectuadas a la Sociedad. El ingreso mencionado se obtuvo considerando la porción de la Cuenta de Excedentes que le correspondía a la Sociedad y que fue destinada a cancelar el canon por la obra de ampliación del saldo apropiable de la Cuenta excede el valor del canon que asumió la Sociedad). El ingreso correspondiente a Hidroeléctrica Alicurá S.A. contabilizado ascendió a $ 3.000.000, el cual se incluyó dentro de Ingresos por Ventas. La contrapartida del ingreso fue una cuenta que actualmente se ha incluido en el rubro "Otros Créditos no corrientes" y fue reclasificada como "Activo Intangible" cuando comience su amortización, a partir de la finalización y puesta en marcha de las obras. Dicha amortización se computa durante la vida remanente de la Concesión.

Fuente: Memorias y Balances de Hidroeléctrica Alicurá S.A. - 1993/1995 y 1999.

PRODUCCION HIDROELECTRICA CERROS COLORADOS S.A.

Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. inició sus operaciones el 11 de agosto de 1993, y su objeto es la explotación del complejo hidroeléctrico Cerros Colorados ubicado en la provincia del Neuquén. El Estado Nacional ha otorgado a la Compañía una concesión por el uso del complejo mencionado por un período de 30 años a partir del inicio de las operaciones.

Producción 1994:

Durante el ejercicio 1994, la Compañía generó 1.641 Gwh. Dicho valor resultó un 20,3% inferior a lo generado durante el ejercicio anterior, y 5,7% superior a la media histórica. Los volúmenes de agua derramados en la cuenca Los Barreales resultaron 19% superiores a la media histórica, y el nivel de dicho embalse, al finalizar el ejercicio, se ubicó a 418,82 metros sobre el nivel del mar, 65 centímetros por encima del nivel a la misma fecha del ejercicio anterior.

Las Ventas netas de la Sociedad sumaron $36.371.565 durante el período comprendido entre el 1 de enero y el 31 de diciembre de 1994. Dichas ventas provinieron de deducir del monto bruto de ventas, $ 42.386.107 los rubros de costos variables, Impuesto a los Ingresos Brutos, Canon de Secretaría de Energía y Regalías a la Provincia del Neuquén que totalizaron ($ 6.014.542). El costo de Ventas resultó ($ 16.099.877). Los ítems más importantes de este rubro fueron: Amortización Bienes de Uso, ($ 7.479.508); Sueldos y gratificaciones al personal, ($3.088.614); Compras de Energía Eléctrica al MEM (para abastecer contratos de venta de energía eléctrica), ($1.268.771); Seguros, Conservación y Mantenimiento, ($ 1.179.027). Los gastos de administración y comercialización resultaron ($ 1.245.759).

El Resultado Financiero resultó $ 1.507.347, que se componía por $ 2.262.354 generados por activos como resultados positivos y ($ 755.007) generados por pasivos como resultados negativos. Este último ítem incluyó ($ 5.287.926) como costo de intereses y $ 4.536.943 como Resultado positivo por Exposición a la inflación.

La Ganancia Neta del Ejercicio 1994 resultó $ 16.626.659. La suma anterior fue neta del Impuesto a las Ganancias que resultó ($ 5 006.805).

La Compañía concluyó los trabajos obligatorios contenidos en su contrato de concesión relacionados con el Dique Portezuelo Grande y a la instalación de un sistema de alertas por variaciones en el nivel del Río Neuquén aguas abajo del dique compensador el Chañar. Asimismo, se efectuaron los trabajos de mantenimiento de rutina a efectos de mantener el estado óptimo de funcionamiento de la central y obras complementarias así como los trabajos de monitoreo ambiental de aguas y fauna ictícola.

En el marco de las reglamentaciones vigentes en el mercado eléctrico argentino, se analizaron las expansiones de los sistemas de transmisión desde la zona del Comahue hacia el centro de demanda en Buenos Aires. Consecuentemente, se presentó una solicitud de expansión del sistema sur de transmisión mediante el reemplazo de capacitores serie en las estaciones de Puelches y Henderson, lo cual permitió incrementar el límite de transporte desde la zona mencionada en unos 600 MW por encima del límite, que a fines de 1994,era de 2700 MW. Se previó que dichos capacitores estarían en operación durante el primer trimestre de 1996.

2) Datos estadísticos
 

Producción 1998:

Durante el ejercicio 1998, la Compañía generó 882 GWh. Dicho valor resultó 36 % inferior a lo generado durante el ejercicio anterior y 37 % inferior a la media histórica. Los caudales de agua que ingresaron en la cuenca Los Barreales resultaron 57 % inferiores a la media histórica y su clasificación correspondió a un año extra seco. Desde el mes de Septiembre de 1998 el Embalse Los Barreales se encontró en Franja de Operación Extraordinaria, donde según las Normas de Manejo de Agua es la Autoridad de Cuencas quien fija semanalmente los caudales máximos y mínimos a ser erogados por El Chañar.

Las Ventas Netas de la Sociedad fueron de $18.606.373 como resultado de deducir del monto bruto de ventas $21.704.774: el Impuesto a los Ingresos Brutos, el Canon de Secretaría de Energía y las Regalías a la Provincia de Neuquén que totalizaron $3.098.401. El costo de ventas resultó ser de $14.641.610.

La Compañía registró durante el ejercicio 1998 como ingresos por la cuenta SALEX un monto de $5.789.639. Este importe representó los futuros beneficios que la Compañía obtendrá por el uso de la ampliación de transporte de la Cuarta Línea del Corredor Comahue.

El costo financiero fue de $3.853.938. Durante el ejercicio la deuda bancaria aumentó en $31.534.193. Se abonaron dividendos en efectivo por $36.027.839 quedando un pasivo a corto plazo de $65.260.384. La Ganancia Neta del Ejercicio después de impuestos fue de $2.273.884.

La disponibilidad de Planicie Banderita fue del 97.93 % y el factor de capacidad fue 21.83 % frente a un factor de capacidad histórico medio de 35%.

Operación de la Planta:

Por medio de la Resolución ENRE N° 1.520/98 se recibió la autorización para operar a distancia los emplazamientos de control hidráulicos Portezuelo Grande y El Chañar. Esto aumenta la seguridad de la operación pues permite un control permanente de las instalaciones desde la Sala de Control de Planicie Banderita. Asimismo permite una reducción del costo de operación del complejo mediante la reducción de la dotación de personal de operaciones.

En el mes de diciembre del '98 se realizó una reducción de personal de las áreas de Operaciones Hidráulicas, Mantenimiento y Servicios Administrativos y Técnicos. Se propuso al personal involucrado un retiro acordado con una bonificación sobre las indemnizaciones legales lo cual fue aceptado por la totalidad de los trabajadores. El total de la reducción fue de 9 personas.

Se presentó al ORSEP y fue aprobado el pliego de especificaciones técnicas para la instalación de trabas mecánicas para las compuertas de Portezuelo Grande. Este fue un requisito planteado por el consultor independiente. Las obras de instalación se llevaron a cabo durante 1999.

Se contrató con TRANSENER la habilitación de un vínculo de comunicaciones secundario para transmitir los datos del Sistema de Operación en Tiempo Real (SOTR). Esto es necesario para asegurar la disponibilidad de datos en CAMMESA.

Se instalaron nuevos limitadores de subexcitación en los reguladores de tensión de la Central Planicie Banderita. Esta modificación, realizada también en la central El Chocón permitirá potenciales incrementos en la capacidad de transmisión en el Corredor del Sur. Los ensayos de carga efectuados obtuvieron buenos resultados.

Se completaron los trabajos de instalación de una nueva bomba de drenaje que se ubicó en el mismo pozo donde están las dos bombas originales. El objetivo es contar con una bomba de respaldo para cuando se desarrollan tareas de mantenimiento. El disponer de una tercera bomba facilita las tareas de mantenimiento al tiempo que aumenta la seguridad del sistema frente a contingencias durante dichos mantenimientos.

Como resultado de los trabajos de incremento de las condiciones de seguridad en la planta se mejoró la calificación de la Empresa por parte de la Compañía Aseguradora de Riesgos del Trabajo. A partir de la inspección realizada por la Compañía Aseguradora en el mes de junio de 1998, la Empresa quedó calificada en el nivel tres, lo que significa que se cumplen todas las exigencias de la Ley de Higiene y Seguridad del Trabajo. La próxima etapa a alcanzar - el nivel cuatro - es el máximo contemplado en la Ley de Riesgos del Trabajo. Dicha Ley establece que se alcanzaría el nivel cuatro cuando se excedan los niveles de prevención de accidentes establecidos en la Ley aunque no está reglamentada y, por lo tanto, no hay un criterio de evaluación para alcanzar dicho nivel.

También en el Area de Seguridad se realizó una fuerte actividad en capacitación dentro de la que vale destacar la adopción del programa STOP (Seguridad en el Trabajo por la Observación Preventiva) para empleados. Este es un programa de la firma Dupont que cuenta con prestigio internacional en la prevención de riesgos del trabajo. Se avanzó asimismo en la confección de los manuales de procedimientos de operación de equipos. Este trabajo quedó completado en el curso del año 1999.

Ampliación del Sistema de Transmisión

La región del Comahue enfrentó durante el año 1996 restricciones a la capacidad de transmisión, producto de una sobreoferta de energía eléctrica hacia los grandes centros de consumo, localizados principalmente en Buenos Aires, situación que siguió durante 1997 y 1998.

Producto de lo anteriormente mencionado, las generadoras eléctricas de la región reciben precios inferiores a los del mercado durante una fracción significativa del año. La diferencia entre el precio de mercado y el precio pagado a los generadores, pasa a incrementar una cuenta, administrada por CAMMESA, que se destina a financiar futuras expansiones en el sistema de transmisión en el corredor Comahue-Buenos Aires. El total acumulado en dicha cuenta al 31 de diciembre de 1996, una vez descontada la cuota correspondiente al pago de los bancos de capacitores serie por tres (3) millones de pesos, ascendió, aproximadamente, a ciento tres (103) millones de pesos. En relación a lo anterior, es importante destacar que, durante el mes de septiembre de 1996 se pusieron en servicio los dos bancos de capacitores serie en las estaciones de Puelches y Henderson con lo que se logró expandir la capacidad de transporte a 3.300 MW. El contrato respectivo fue abonado totalmente con el acumulado en la cuenta anteriormente mencionada.

El día 20 de mayo de 1996, la Compañía presentó al Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), de manera conjunta con las otras empresas generadoras del Comahue, una "Solicitud de Audiencia Pública para el otorgamiento del Certificado de Conveniencia y Necesidad Pública", con lo que se dio formal inicio al Proceso de Licitación para la Construcción de la denominada 4° Línea, entre la zona del Comahue y Buenos Aires. Dicha Audiencia fue celebrada el 25 de septiembre de ese año. El mencionado certificado fue otorgado por el ENRE mediante Resolución N° 613/96 de octubre de 1996. Con la Incorporación de dicha ampliación, en el año 1999/2000, la capacidad de transporte del Corredor alcanzó a 4.600 MW, lo cual tiene un impacto positivo en los ingresos de la Compañía. En el mes de noviembre de 1997 se adjudicó la construcción de dicha cuarta línea.

Habiéndose verificado la firma del contrato que adjudicó la construcción, operación y mantenimiento de la Cuarta Línea, la transferencia de una porción sustancial de los fondos que benefician a los generadores del Comahue; así como el otorgamiento de las garantías de funcionamiento de la referida Cuarta Línea, según surge del Acta Acuerdo incluida en la Resolución ENRE N° 718/98 de fecha 26 de mayo de 1998; la Sociedad decidió reconocer el efecto del beneficio que le corresponde imputando la contrapartida al rubro Gastos pagados por adelantado, el cual fue amortizado a partir de que se puso en funcionamiento dicha Cuarta Línea.

Asimismo, el GEEAC (Grupo de Generadores del Comahue) está analizando diferentes alternativas para la posible construcción de una nueva (ó quinta) línea de transmisión desde la zona del Comahue hasta la Provincia de Mendoza y el país vecino de Chile, o bien hasta Buenos Aires.

Fusión entre Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. y Central Térmica Alto Valle S.A.

El 17 de diciembre de 1998 los directorios de Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. y Central Térmica Alto Valle S.A. aprobaron el compromiso previo de fusión de ambas sociedades al 30 de septiembre de 1998 "ad referéndum" de la aprobación de la Secretaría de Energía de la Nación.

Fuente : Memoria y Balances de Hidroeléctrica Cerros Colorados S.A. 1993/98