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DEMANDA DE ENERGIA Y POTENCIA
En el año 1999 se registró un crecimiento del 5,18% en la demanda de energía de EDESUR, esto a pesar de la baja del nivel de actividad económica reflejada en el PBI con una tasa negativa. El efecto temperatura, en cambio, incidió favorablemente pues se registraron temperaturas medias de verano superiores a 1998 y temperaturas medias de invierno inferiores.
El total de energía ingresada a la red de EDESUR en el '99 fue de 13.383,7 GWh. Ese año, EDESUR compró 10.666,2 GWh a la Central Costanera S.A., a la Central Puerto S.A. y al Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).Adicionalmente, se distribuyó un total de 2.718 GWh en concepto de servicio de peaje a grandes consumidores.
En los gráficos siguientes se muestra la evolución de la demanda de la energía de EDESUR desde 1993 hasta 1999, la compra de energía de la Empresa y la evolución de la potencia demandada:
CALIDAD DE SERVICIO Y PRODUCTO TECNICO
Durante 1999 los indicadores de calidad del servicio técnico -cantidad y duración de las interrupciones- se mantuvieron en valores similares a los de 1998, considerando las interrupciones originadas en causas atribuibles a la Compañía y exceptuando, por su carácter extraordinario, el evento Azopardo.
En lo referente a la calidad del producto técnico (nivel de tensión y perturbaciones), las campañas de medición realizadas reflejaron valores aceptables, considerando las mayores exigencias en los límites de desvíos definidos para la etapa de control vigente.
Plan Verano
En el segundo semestre del año '99 y con la finalidad de enfrentar con éxito la mayor exigencia que genera la estacionalidad sobre las redes eléctricas, la Compañía realizó un esfuerzo especial y concluyó antes del comienzo del verano, todos aquellos proyectos en la red de alta, media y baja tensión destinados a la atención de la demanda y el mejoramiento de la calidad del suministro de sus clientes. Gracias a ese esfuerzo, el sistema eléctrico de EDESUR recibió el pico de demanda con su estructura fortalecida y experimentó una sensible disminución en la cantidad de fallas en instalaciones propias durante el mes de diciembre del citado año.
En el último cuatrimestre del año 1999, se logró una notable mejora de los indicadores de calidad de servicio. En ese período, la cantidad de interrupciones por fallas en instalaciones propias se redujo en un 35% respecto de igual período de 1998 y la duración de las interrupciones originadas en fallas propias, se redujo también un 19%.
En cambio, la cantidad de fallas originadas en instalaciones de otras empresas que originaron interrupciones a los clientes de EDESUR se incrementó en un 90% y la duración de esas interrupciones representaron un alza del tiempo sin suministro del 230%.
Clientes
El número total de clientes facturados por EDESUR, a fines de 1999, alcanzó 2.105.380, representando un incremento neto de 0.6 % en comparación con 1998. Básicamente estos clientes están divididos en tres grandes grupos de acuerdo con el nivel de potencia demandada.
En el transcurso de 1999, continuó la migración de clientes que tenían contratado el suministro eléctrico por parte de la Empresa al sistema de libre mercado aunque en una cantidad mucho menor a la que se había registrado en el año 1998. A ellos, la Compañía les factura solamente el servicio de distribución (peaje).
La facturación total anual '99 alcanzó la cifra de 12.325 GWh, valor que representó un aumento del 5,5 % con respecto al año anterior. Esto incluyó 2.744 GWh de servicio de distribución (peaje) a grandes consumidores.
En cuanto al crecimiento en los niveles de facturación según el tipo de cliente, respecto del año 1998, la energía a Grandes Consumidores creció un 2,9%, a clientes Generales un 5,9% y a clientes Residenciales un 8,4%. La energía demandada por los clientes con servicio de distribución (peaje) experimentó un incremento del 9,8%.
CALIDAD DE SERVICIO COMERCIAL
Durante 1999 se produjo en EDESUR un incremento en los indicadores de calidad de servicio comercial, principalmente en lo que hace a reclamos individuales. El nivel de multas reflejó esta situación pasando de 0,23 $/cliente en 1998 a 0,52 $/cliente en 1999.
Atención Comercial
Los esfuerzos por mejorar la atención comercial de la Compañía se expresaron en la remodelación de las oficinas comerciales de Avellaneda y Lomas de Zamora, que se sumaron a las que ya se habían realizado previamente en las oficinas comerciales de Quilmes y Microcentro. Se comenzaron a desarrollar, asimismo, las remodelaciones de las oficinas comerciales de la Sucursal General Paz y de Grandes Clientes, en el Edificio San José.
En todas ellas, los clientes pueden realizar sus trámites en forma interactiva a través de terminales de autoconsulta o en forma personalizada por medio de ejecutivos de servicio altamente capacitados.
Paralelamente, la empresa EDESUR está completando la instalación de los gabinetes tecnológicos en todas las oficinas comerciales, los cuales cuentan con cabinas telefónicas de Fonoservicio y terminales de autoconsulta.
Con relación a esto último, durante 1999 el 72% de los contactos de los clientes con la empresa fueron canalizados por el medio telefónico, manteniéndose la cantidad de atenciones realizadas con respecto a 1998.
Firma de la Adenda del Acuerdo Marco
En 1994, se firmó entre el Gobierno Nacional, el Gobierno de la Provincia de Buenos Aires y las empresas EDESUR y EDENOR, un acuerdo marco que favorecía la regularización eléctrica de barrios carenciados del Gran Buenos Aires. Este acuerdo marco tenía vigencia de 5 años.
Durante el año 1999, junto con la empresa distribuidora EDENOR, se concretó la firma de la adenda del acuerdo marco prorrogando su vigencia por un plazo de cincuenta (50) meses adicionales hasta el 31 de agosto del 2002.
Proyecto Calidad de Medida
EDESUR ha continuado desarrollando año tras año el Proyecto Calidad de Registro de Medidores, a través del cual se ha conseguido un recupero anual de energía de 5.68 GWh.
NUEVOS PRODUCTOS Y SERVICIOS
Con el propósito de responder a necesidades insatisfechas de los clientes que generan, además, nuevos ingresos para la Compañía, se han realizado en los últimos años acciones tendientes al desarrollo de nuevos productos y servicios, a la vez que se ha continuado y potenciado los productos y servicios ya existentes. En esta línea se destacan:
1) SERVICIO DE MANTENIMIENTO DE CÁMARAS EN MT: donde se mantienen las instalaciones en media tensión de propiedad del cliente.
El uso eficiente de la energía eléctrica rinde múltiples beneficios para la sociedad: optimizar las inversiones necesarias para la expansión del sector eléctrico, disminuir el impacto ambiental y postergar el agotamiento de los recursos no renovables utilizados en la generación de electricidad.
Entre los programas internacionales para promover la iluminación eficiente se encuentra el de "Iniciativa de Iluminación Eficiente" (ELI - Efficient Lighting Initiative).
ELI fue diseñado por la Corporación Financiera Internacional (CFI) y financiado por el Fondo para el Medio Ambiente Mundial (FMAM) para acelerar la introducción de lámparas, luminarias y equipos auxiliares que contribuyen a la iluminación eficiente.
Argentina fue seleccionada entre otros siete países para participar en ELI, siendo EDESUR S.A. la empresa elegida para su gerenciamiento. Este Programa propone fomentar la eficiencia en la iluminación mediante una serie de acciones que ayudarán a superar las siguientes barreras:
En 1999 se produjo un hecho relevante que tuvo marcada incidencia sobre la gestión de EDESUR. Se trata de la interrupción iniciada el 15 de febrero de ese año a raíz de un incendio en instalaciones de la subestación Azopardo.
En aquel día, un incendio confinado al recinto de cables de la subestación, interrumpió la alimentación en 132 kV a tres subestaciones de la Capital Federal, dejando sin suministro inicialmente a 156.000 clientes que representaban el 7% de la clientela de la Compañía, cifra que se redujo a 60.000 clientes en el transcurso de las primeras 24 horas. El incidente quedó superado en la noche del 24 de febrero cuando se restableció la alimentación en alta tensión a la zona afectada. En ese momento, permanecían sin servicio 3.000 clientes.
Descripción de los hechos
El alto crecimiento de demanda experimentado en los últimos años en las zonas de micro y macrocentro de la Ciudad de Buenos Aires, determinó la necesidad de contar con un nuevo punto de inyección de energía al sistema de transmisión de la empresa. Para responder a esta necesidad, EDESUR realizó una inversión de 45 millones de dólares construyendo la nueva subestación Azopardo (600 MVA). Es importante señalar que esa obra aumentó la confiabilidad del suministro en el área al incorporar dos nuevos puntos de ingreso de energía a la zona (Central Costanera en 220 kV y el Sistema Interconectado Central).
La obra fue iniciada en agosto de 1997 y se preveía su puesta en servicio en febrero de 1999. En la primera quincena de febrero, tal cual lo previsto, se desarrollaron las tareas orientadas al conexionado de la subestación a la red eléctrica existente.
En ese marco, a las 03.14 horas del 15 de febrero de 1999, se produjo una falla en un empalme de un cable de alta tensión de 132 kV que originó un incendio en el recinto de cables de la subestación.
Ese incidente dejó sin alimentación en Alta Tensión a las Subestaciones Azopardo Original, Once e Independencia afectando el normal suministro de 156.000 clientes de la Capital Federal.
RESTABLECIMIENTO DEL SERVICIO ELECTRICO
Mientras se realizaban los análisis y las tareas orientadas a reparar la falla sufrida en los empalmes afectados y con el objeto de restablecer el suministro eléctrico a los clientes afectados, se encararon una serie de acciones que se pueden resumir de la siguiente manera:
En forma paralela, se desarrollaron trabajos tendientes a restablecer el vínculo en alta tensión de la subestación Azopardo Nueva con las subestaciones Azopardo Original, Once e Independencia. Luego de diversos intentos fallidos de conexión, se decidió realizar los empalmes en un sitio fuera de la subestación Azopardo Original (específicamente en la esquina de Av. Paseo Colón y Belgrano). Ese trabajo, que era excluyente con respecto de la reparación antes descripta, permitió poner en servicio la terna de alta tensión el día 24 de febrero del'99, en horas de la noche.
Pago de bonificaciones y resarcimientos a los clientes afectados
Los pagos a los clientes afectados se desarrollaron de acuerdo con el siguiente detalle:
COMPRA DE ENERGIA (1993-1998)
La energía adquirida por EDENOR en el mercado mayorista durante 1993 fue de 10.864 GWh, que fue cubierta en un 49,9% con los contratos de abastecimiento existentes entre dicha empresa y las Centrales Puerto y Costanera.
En el primer trimestre de ese año fueron renegociados ambos contratos obteniéndose un valor de 39,6 $/MWh para la energía adquirida a Central Puerto y de 39,1 $/MWh para la correspondiente a Central Costanera. Ambas renegociaciones significaron una reducción del 1% con respecto al precio vigente en 1992 (año de la adjudicación), para Central Puerto y de un 2,3% para Central Costanera. Durante este período, el mercado mayorista tuvo precios declinantes de la energía generada como resultado del alto régimen hidráulico alcanzado y del aumento de la disponibilidad térmica.
Estos efectos y la renegociación de los contratos dio como resultado un valor medio anual de compra de 44,72 $/MWh que resultó un 7,1% menor al registrado en los cuatro últimos meses de 1992. Las previsiones de compra de energía para 1994 fueron de 11.145 GWh lo que significaba un crecimiento del 2,6% respecto a 1993.
Durante 1994 continuó el proceso de crecimiento de la actividad económica que venía manifestándose en forma permanente desde la implementación del Plan de Convertibilidad (año 1991). Esto se reflejó en la evolución de los indicadores económicos correspondientes a organismos oficiales y privados, lo que conllevó a un crecimiento paralelo de la demanda de energía eléctrica.
Los crecimientos de demanda registrados en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) del Sistema Argentino de Interconexión (SADI) fueron del 5,6% en 1993 y 6,1% en 1994, mientras que en el área de Edenor fue del 4,8% en 1994, valor que se redujo finalmente a un 3,3% por efecto de la transformación en Grandes Usuarios de 14 ex grandes clientes de la empresa.
Con referencia a la oferta hidráulica, al igual que el año anterior, 1994 resultó un año de alta hidraulicidad, habiéndose registrado un incremento en la generación hidráulica anual del 22% respecto a 1993. Esta situación permitió la continuidad en la disminución de los precios mayoristas de la energía. La indisponibilidad de la oferta térmica en 1994 resultó el 38%, valor que si bien representó una mejora del 3% respecto a 1993, se ubicó por encima del valor previsto para el año.
En 1995 se produjo la incorporación de 700 MW térmicos en equipos de turbogas y ciclo combinado de origen privado y 500 MW hidráulicos básicamente por la incorporación de las nuevas turbinas hidráulicas de Yacyretá, lo cual además del mayor aporte hidráulico, disminuye el riesgo de régimen seco por tratarse de cuencas con régimen distinto a los de los otros aportes.
La energía adquirida por Edenor en el mercado mayorista durante el ejercicio 1994 fue de 11.386,0 GWh que respecto a los 10.864,4 GWh del año 1993, estableció un crecimiento del 4,8%. La previsión para 1995 fue de 11.870 GWh, de los cuales 1.073 GWh serían contratados directamente por los Grandes Usuarios, con lo cual la compra neta de Edenor sería de 10.797 GWh.
Las compras del año 1994 fueron cubiertas en un 43,4% en el mercado estacional, en un 53,60% en el mercado a término a través de sendos contratos con las Centrales Puerto y Costanera y en un 3% adquirida a la empresa Eseba.
Como consecuencia de la retracción de la actividad económica durante 1995, disminuyó la tasa de crecimiento de la demanda de energía eléctrica que se venía registrando en los últimos ejercicios.
Este valor registrado en el Sistema de Interconexión fue del 3,8 %, inferior al 6,1% de 1994. En el área de Edenor, la evolución de la demanda fue de 2,1%. Debido al efecto de clientes de la empresa que decidieron solicitar su ingreso en el MEM como grandes usuarios, contratando directamente su suministro con un tercero, este valor se redujo al 3,9%.
Las compras de energía correspondientes al año 1995 fueron cubiertas en un 32 % en el mercado estacional y en un 60 % en el mercado a término, a través de los contratos transferidos con la privatización de las Centrales Puerto y Costanera, un 4 % con nuevos contratos a término con las Centrales Costanera S.A. y Chocón S.A., y un 4 % adquirido a la empresa de distribución de la provincia de Buenos Aires (Eseba).
Respecto al contrato firmado con la empresa Eseba en 1994, se trató de una extensión del acuerdo por abastecimiento de energía en las Subestaciones Catonas, Malvinas y Las Heras. Por medio de este acuerdo Edenor se aseguró una compra del orden de 340 GWh anuales a un precio aproximadamente menor en 3,80 $/MWh.
Además, se prorrogó con dicha empresa el acuerdo por transporte de energía en la interconexión Subestación Matheu, con lo cual Edenor obtuvo un ahorro en cargos de transporte.
El volumen de compra en 1995 fue de 394 GWh.
Cabe indicar, también, que a partir de 1995 Edenor comenzó a percibir el ingreso por la función técnica de transporte de quienes utilizan sus redes en el área del Gran Buenos Aires.
Desde comienzos del ejercicio 1996 comenzaron a percibirse señales de reactivación de la actividad económica, lo cual produjo un crecimiento sostenido en el consumo de energía eléctrica. El valor registrado en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) fue del 7,4 %, que contrastó con el 3,8 % del año 1995. En el área de Edenor se registró un incremento de la demanda del 6,54%.
La demanda propia de Edenor fue cubierta en un 29,4 % por el mercado estacional y en un 66,7 % por el mercado a término, con los contratos existentes con las Centrales Puerto y Costanera en un 65,6 %, con la Central Térmica Tucumán en un 1,1% y el 3,9 % restante fue adquirido a ESEBA. Durante el ejercicio '96 se realizó una Licitación Internacional para cubrir la demanda libre de Edenor hasta el año 2006. La Licitación se realizó en el mes de mayo, con un significativo número de interesados pero con escaso éxito de ofertas que cumplieran con las condiciones económicas de la licitación. No obstante, la Compañía logró un contrato a término por diez años con la Central Térmica Tucumán con precios inferiores al precio estacional.
Este contrato le ha permitido a Edenor continuar con la política de afirmación del producto eléctrico, con un precio inferior al estacional, el que resulta transferido a tarifas.
Esta política continuó con la concreción de nuevos contratos a término, a precio estacional, firmados durante el mes de noviembre del citado año con las Centrales Buenos Aires, Costanera y Chocón.
Con estas acciones la Compañía EDENOR logró finalizar el ejercicio con un 71,7 % de su demanda asegurada con contratos a término.
Respecto al comportamiento del precio estacional, mantuvo la tendencia declinante. Durante el año '96 disminuyó un 12,3% y acumuló 42,8% de rebaja desde el inicio de la Concesión, en septiembre del año 1992.
Durante el año 1997 se produjo un importante crecimiento de los consumos de energía, acordes con el nivel de actividad económica. El incremento registrado en el SADI fue del 8,3 %. Cabe recordar que en el año 1996 el aumento había sido del 7,4 %, con lo cual el Sector tuvo dos años de excepcional crecimiento. Sólo durante los meses de noviembre y diciembre se produjo un crecimiento menor derivado de la disminución de actividad del segmento productor de bienes exportables, particularmente del sector automotriz, y en menor grado de la siderurgia, la manufactura textil y el papel.
El crecimiento de la demanda de energía correspondiente al área de Edenor fue del 5,30 %, inferior al registrado en 1996, que fue del 6,54%.
No obstante el crecimiento de la actividad económica, dicha diferencia se explica en parte por el hecho que durante los meses de noviembre y diciembre de 1997 las temperaturas medias fueron 1,7°C y 2,8°C inferiores respecto a los mismos meses del año anterior, lo cual representa una caída del consumo anual del 1%.
La demanda propia de Edenor fue cubierta por compras en los mercados a término y spot según el siguiente detalle:
| Central Puerto: | 2.695 GWh |
| Central Costanera: | 4.388 GWh |
| Central Térmica Tucumán: | 781 GWh |
| Central Buenos Aires: | 137 GWh |
| Central Chocón: | 410 GWh |
| TOTAL COMPRAS EN EL MERCADO A TÉRMINO | 8.411 GWh |
Respecto de los contratos preexistentes con las Centrales Puerto y Costanera, el ajuste de precios se realizó en el primer trimestre de cada año con el siguiente resultado comparativo:
El precio estacional ha mostrado una tendencia declinante y debería haber encontrado un piso, según lo que demuestra el gráfico. Durante el año 1997, el precio mayorista disminuyó 3 milésimas de u$s/kWh y acumuló 41 % de reducción desde el inicio de la concesión.
La variación del precio de abastecimiento en los mercados a término y spot y el resultado conjunto de las compras de Edenor, se incluyen en el siguiente cuadro:
El incremento del consumo de energía registrado en el SADI en 1998 fue del 5,68 %, menor que el del año anterior que fue del 8,3%.
Este menor crecimiento del consumo de energía estuvo influenciado por la desaceleración de la actividad económica, a partir del mes de julio de 1998, así como por las moderadas temperaturas del último trimestre del ese año.
No obstante, el crecimiento de la demanda de energía correspondiente al área de Edenor fue del 5,53%, superior al registrado en 1997, que fue del 5,30%.
En el cuadro siguiente se presenta
la evolución de las demandas y potencias máximas de Edenor
del período 1992-1998, incluidas las correspondientes a los grandes
usuarios:
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1996 | 1997 | 1998 | |
| Potencia máxima (MW) |
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2.344 | 2.395 | 2.494 |
| Demanda (GWh) |
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12.390 | 13.046 | 13.768 |
Edenor abasteció el 76% de la
demanda de sus clientes a través de contratos a término.
La misma, fue cubierta por compras en los mercados a término según
el siguiente detalle.
| Central Puerto: |
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| Central Costanera: |
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| Central Térmica Tucumán: |
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| Central Buenos Aires: |
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| Central Chocón: |
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| TOTAL COMPRAS EN EL MERCADO A TERMINO |
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Respecto a los contratos con las Centrales
Puerto y Costanera, el ajuste de precios se realizó en el primer
trimestre de cada año con el siguiente resultado comparativo:
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| Año 1993 $/MWh |
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| Año 1994 $/MWh |
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| Año 1995 $/MWh |
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| Año 1996 $/MWh |
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| Año 1997 $/MWh |
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| Año 1998 $/MWh |
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Los precios de la energía estimados para el mediano plazo indicaban que a partir del año 1999, se podía esperar un cambio en la tendencia declinante de los precios.
Durante el año 1998, el precio de compra estacional de Edenor continuó con su tendencia declinante. El precio mayorista de la energía disminuyó algo más de 4 milésimas de u$s/kWh acumulando un 50 % de reducción desde el inicio de la concesión.
Costo de abastecimiento de Edenor (en $/MWh)
La variación del precio de abastecimiento
en los mercados a término y estacional y el resultado conjunto de
las compras de Edenor, se incluyen en el siguiente cuadro:
| Mercados |
1992 |
1997 |
92-97 en % |
1998 |
92-98 en % |
| Mercado a término |
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| 1) Contratos transferidos (a) |
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| 2) Nuevos contratos |
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| Mercado Estacional |
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| Precio medio de compra de Edenor |
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* Fuente: Memoria y
Balance "Edenor 1993-1998"
* Diseño de
Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP
Durante el ejercicio 1993 los esfuerzos de EDELAP en el campo de la producción fueron volcados en sustituir la autogeneración existente y proyectada en los grandes clientes, aprovechando la baja de precios verificada en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), y la mayor confiabilidad existente en la red de distribución de la Compañía.
Sin embargo los resultados no fueron los esperados, ya que la carga impositiva que gravaba la venta de energía eléctrica afectó significativamente la competitividad de las empresas distribuidoras.
La firma del "Pacto Federal para el empleo, la producción y el crecimiento", firmado el 12 de agosto de 1993 por el Gobierno Nacional y algunas provincias del país, entre ellas, Buenos Aires, garantizó la eliminación de los gravámenes que alcanzaron niveles de hasta un 25% para algunos clientes.
Las entregas de energía en los períodos 1994 y 1995 experimentaron un significativo incremento, con una mayor actividad comercial e industrial y un creciente nivel de consumo específico de los habitantes de la zona de concesión. También ocuparon un lugar preponderante entre las causas de esa variación la disminución de las interrupciones en el servicio y la reducción de las pérdidas no técnicas.
Durante 1997 se produjo un significativo incremento en los despachos de energía, siendo los principales motores del crecimiento los vinculados a:
• Una dinámica demanda comercial en la ciudad de La Plata de características diferentes a las existentes, tales como la concentración de la demanda debido a nuevas formas de comercialización en hipermercados, instalación de comercios de mayor envergadura y de alcance no sólo local y la extensión de la zona céntrica comercial.
• Una demanda de industrias pequeñas y medianas originada a partir de emprendimientos regionales tales como la Zona Franca en Ensenada, el Parque Industrial de La Plata y otros de menor envergadura.
• En el segmento residencial, donde el crecimiento demográfico fue relativamente bajo comparado con el resto (menos del 2%), el consumo de energía se vio impulsado por un importante aumento del consumo específico, estimulado por la penetración cada vez mayor de electrodomésticos y aire acondicionado en los hogares. Asimismo, la incorporación de nuevos clientes provenientes del Plan Descuélguese (barrios carenciados) potenció el aumento de la demanda de este segmento.
En lo que se refiere a las conexión de nuevos clientes a la red, como se ve en el cuadro siguiente, se mantuvo un porcentaje de crecimiento anual del orden del 3%.
Pérdidas de Energía
La reducción de las pérdidas de energía fue considerada como uno de los objetivos prioritarios para el ejercicio 1993. Después de un año de intensa labor la pérdida no técnica de energía bajo un cincuenta por ciento (50%).
Esto se logró con acciones coordinadas en diversos frentes:
En el campo de la justicia se iniciaron acciones penales que demostraron la absoluta convicción de la empresa de combatir el robo de energía conducta arraigada en la sociedad bajo la sensación de impunidad que existía.
En la parte técnica, se normalizaron los instrumentos de medición de los clientes más importantes y se reemplazaron los medidores defectuosos de clientes residenciales.
En la faz administrativa, se desarrolló un sistema de facturación y cobranzas, que comenzó a operar en 1993 con los clientes residenciales y en enero de 1994 incorporó a las medianas y grandes demandas. Con nuevo personal, se logró la reducción de consumos facturados sobre la base de estimaciones del 9% al 2%.
Finalmente, se lanzó, con el apoyo de los gobiernos municipales, un programa de regularización de consumos ilegales para barrios carenciados.
Durante 1994 se realizaron, aproximadamente, 7.500 procedimientos de inspección, programados en función de anormalidades presuntas detectadas por lectores, denuncias de terceros y o rutinas de análisis de la evolución en los parámetros de consumo facilitadas con el nuevo sistema de gestión comercial.
Además, se confeccionaron 2.300 actas notariales por verificación de consumos fraudulentos.
Durante 1995 se realizaron aproximadamente 11.000 procedimientos de inspección y se confeccionaron 3.600 actas notariales por verificación de consumos fraudulentos. Como resultado de todo ello la facturación de energía evolucionó en un 35%, respecto del año anterior, y la cobranza se incrementó en un 18%.
En 1994 la pérdida no técnica de energía había alcanzado el 7,11%. Durante el ejercicio 1995, gracias a la intensa labor realizada, dicha pérdida de energía bajó un 36%.
Grandes clientes
Desde el momento mismo de la toma de posesión EDELAP impulsó una estrategia de captación de oportunidades de negocios. Así, durante 1994 se alcanzaron significativos logros al firmarse acuerdos de transporte de energía eléctrica por una demanda total de 25 MW con anteriores autogeneradores.
Dentro de las transformaciones regulatorias del MEM, a fines del año anterior, se creó la figura de Grandes Usuarios Menores (GUMEs), para los clientes con demandas comprendidas entre 0,1 y 2 MW, al tiempo que permaneció el modelo anterior para los clientes superiores a 1 MW (GUMAs), denominados "Grandes Usuarios Mayores".
La nueva regulación incrementó sensiblemente el universo de clientes con posibilidades de acceder al MEM. En ese marco la empresa realizó una personalizada tarea de difusión para esclarecer el alcance de la normativa, asesorando a los clientes que manifestaron su interés por esa modalidad de contratación de suministro.
A fines del año 1995 la Empresa contaba con seis (6) GUMEs y nueve (9) GUMAs que contrataban directamente con el generador y pagaban a la distribuidora un cargo por el transporte de energía.
Alumbrado Público
En la concreción de su objetivo de ampliar el negocio, la Sociedad inició en 1995 la ejecución de los contratos de gestión y mantenimiento del servicio de alumbrado público en las municipalidades de La Plata y Ensenada. Dichos contratos incluyeron el mantenimiento del servicio de alumbrado público, su reconversión a tecnología más eficiente, y un servicio integral de facturación y recaudación de la tasa de alumbrado. La vigencia de los mismos fue de 3 años renovables automáticamente por idéntico período y con opción a 3 años más.
Los reclamos por deficiencias en el alumbrado público son ahora recepcionados por el centro de atención telefónica de EDELAP y por las Municipalidades; y las tareas a realizar son programadas de acuerdo a la prioridad establecida por los Organos de Control. En ese sentido la compañía intenta obtener mayor autonomía para brindar a los habitantes de los municipios mencionados un servicio más ágil. En La Plata existe un sistema que mantiene interconectada a la Municipalidad con EDELAP, permitiendo a la primera, el acceso a información relevante para realizar las verificaciones pertinentes.
Al momento de la firma del contrato el parque estaba conformado por un total aproximado de 36.000 luminarias teóricas en la Municipalidad de La Plata y por un total aproximado de 4.000 luminarias teóricas en la Municipalidad de Ensenada. Durante 1995 se realizaron intervenciones en el 84% de las luminarias, considerando tareas de normalización, repotenciaciones de mercurio a sodio, tareas de mantenimiento preventivo, sustituciones de artículos precarios, trabajos de limpieza y pintura de columnas e hincado y conexionado de nuevas columnas De este modo, al finalizar el '95, el parque de luminarias se había incrementado en casi un 16% en la Plata y en casi un 15% en Ensenada.
Desde el comienzo del contrato se intentó, con buenos resultados, disminuir la cantidad de trabajos ejecutados por contratistas y aumentar la productividad del sector. En algunos casos, se ha logrado eliminar por completo la contratación de terceros como por ejemplo en los trabajos de normalización de luminarias.
* Fuente: "Memoria y Balance
de EDELAP"
* Diseño de Gráficos:
"Memoria de las Privatizaciones" - DNNP
En el período comprendido entre el 1° de enero al 31 de diciembre de 1994, la generación neta de la Central Costanera S.A. fue de 4.582 Gwh y su aporte representó 8,5% de la demanda de energía de todo el país.
Para cumplir con los compromisos de suministro de energía y potencia, la Empresa recurrió a su generación propia y a compras en el mercado marginal. Asimismo, realizó ventas en el mercado marginal o de precios horarios libres a costo marginal y fuera de mercado a costo operativo.
Las ventas de energía por contratos alcanzaron a 6.345 Gwh, las que representaron un 87,3% de las ventas totales de la empresa.
Los ingresos netos por ventas se incrementaron un 11,4%, mientras que la ganancia final aumentó un 61,2% respecto al año 1993.
La utilidad bruta obtenida en el período, resultó ser del 23,3% sobre los ingresos netos por ventas. El resultado final alcanzó al 13,5 % sobre aquellos.
Respecto a la estructura patrimonial, el índice de liquidez fue del 0,3812 y el de endeudamiento 0,6331.
GESTION DE COMBUSTIBLES
En el curso del año 1994 se consumieron un total de 1.092 millones de m3 de gas natural y 231 mil toneladas de fuel oil. Con relación al ejercicio del año 1993, esto representó una disminución del 2,2% en el consumo de gas natural y un 45,0% en el de fuel oil.
En relación con el suministro de gas natural, en el mes de Mayo de 1994, se estableció un nuevo contrato con la empresa Distribuidora Metrogas S.A., por el plazo de un año. El contrato fue en la modalidad ID (Interrumpible del Distribuidor) y por hasta 8 millones de metros cúbicos diarios. La magnitud del volumen comprometido convirtió a Central Costanera S.A. en el cliente individual más importante del mercado del gas natural en la República Argentina.
Durante el invierno de 1994, la puesta en servicio de nuevas ampliaciones en la red de transporte y distribución de gas y la ocurrencia de un invierno moderado, permitieron contar con una alta disponibilidad de gas, programándose consecuentemente una reducción de las compras de fuel oil en consideración a que durante ese período el precio de mercado se mantuvo sustancialmente más alto que el del gas. Ello originó que la participación del gas en el consumo calórico anual de la Central alcanzara un 80,2% en 1994, participación que en 1993 fue de 69,5%.
Con relación al abastecimiento de fuel oil, en el transcurso del año 1994 se realizaron compras menores "spot" por un total de 38 mil toneladas, aprovechando oportunidades en el mercado local, y compras mayores por un total de 186 mil toneladas para cubrir las necesidades del invierno. Estas últimas se obtuvieron de un contrato con Petrobras de Brasil, empresa que por segundo año consecutivo se adjudicó la licitación internacional que, para este efecto, convocó Central Costanera S.A. en Marzo de 1994, y en la que presentaron ofertas un total de 8 empresas.
Durante el año 1996 CENTRAL COSTANERA S.A. consumió un total de 149.000 toneladas de fuel oil de bajo contenido de azufre y 1.560 millones de metros cúbicos de gas natural, lo cual representó una participación del gas natural del 90% con respecto al combustible total consumido por la Central, para abastecer la producción récord que alcanzó en ese año los 6.493 GWh brutos.
Esta alta participación del gas natural fue y es consecuencia de un adecuado equilibrio ambiental - económico enmarcado en el Plan de Gestión Ambiental de la empresa, que privilegia la utilización intensiva del combustible más limpio, desplazando al fuel oil, el que se utiliza exclusivamente en los meses de invierno por razones de restricciones en el suministro de gas natural.
El gas natural fue adquirido, en su mayor parte, a la Distribuidora Metrogas, según convenio de suministro renovado en mayo de 1996 por un plazo de un año a un precio conveniente, hecho que permitió colocar la energía en el mercado en forma muy competitiva.
Durante 1996 se establecieron también otros convenios de suministro de gas natural directamente con productores de distintas cuencas, que permitieron avanzar en el desarrollo de la estrategia de largo plazo de la empresa.
El consumo de fuel oil durante el invierno de 1996 aumentó un 68% respecto del de 1995 debido, por una parte, a un incremento de la demanda eléctrica de invierno por sobre los valores medios esperados como consecuencia de las bajas temperaturas del período y, por otra, a un menor aporte de las centrales hidroeléctricas en uno de los años más secos de la serie histórica. En esta situación, la producción de la central alcanzó niveles de importancia, situación que requirió de una gestión muy eficaz para asegurar un suministro normal de combustibles líquidos en plazos muy breves, en especial durante los meses de junio y julio. Esto se logró exitosamente, en gran medida debido a la adecuada respuesta de los proveedores locales, a través de los cuales se abasteció el 80% de los requerimientos de fuel oil de la Central.
Durante 1997 Central Costanera S.A. consumió aproximadamente un total de 1.046 millones de m3 de gas natural y 67.500 ton de fuel oil de bajo contenido de azufre. La participación del gas natural en la producción de la Compañía alcanzó el 93%, para abastecer los 4.129 GWh aproximados de producción bruta del año.
La participación del gas en la producción de Central Costanera S.A. representó una de las cifras más altas de su historia, situación coherente con uno de los principales objetivos de orden ambiental que se ha planteado la empresa desde sus comienzos: el de usar al máximo el recurso energético más limpio disponible.
Hasta septiembre de 1997 el gas natural fue adquirido en forma directa a la empresa productora Yacimientos Petrolíferos Fiscales S A. (YPF), en las cuencas Austral y Neuquina, de acuerdo con un convenio existente desde septiembre de 1996.
A partir de octubre de 1997, tanto el gas natural como el transporte y distribución del mismo fueron provistos por la distribuidora Metrogas S.A., según acuerdo establecido a partir del 1 de junio de 1997 y por el plazo de un año.
Las compras de fuel oil para abastecer el consumo de invierno fueron realizadas principalmente al proveedor Petrobras de Brasil, empresa que cotizó la mejor oferta en la licitación del suministro realizada en marzo de ese año. Necesidades adicionales de la empresa fueron completadas con compras de oportunidad en el mercado local.
El consumo de fuel oil resultó inferior a los valores medios esperados, debido, por una parte, a un brusco cambio de hidrología seca a húmeda a partir de junio y por otra a que el invierno resultó más cálido de lo normal, en especial a partir de la segunda quincena de julio, en la cual sorpresivamente se dieron en algunos días temperaturas máximas cercanas a los 30°C.
La estrategia de abastecimiento diseñada permitió abastecer a Central Costanera S.A. durante ese período crítico con altos estándares de seguridad, lo cual también habría ocurrido de haberse presentado un invierno seco y frío.
Actividad Comercial
Desde fines de 1993 Central Costanera S.A. viene realizando una política de búsqueda de Grandes Usuarios industriales y comerciales, con una intensiva campaña orientada a la captación de nuevos clientes. Como resultado de dicha política se ha logrado posicionar a Central Costanera S.A. como una empresa líder del sector, habiendo alcanzado una participación del 27% en la cantidad de Grandes Usuarios industriales. Dicha participación de mercado asciende al 12% de la potencia total contratada de dichos Clientes.
A fines de 1994 se habían formalizado 23 contratos de suministro para el abastecimiento de 33 puntos de consumo. De los contratos nombrados, 18 fueron firmados con Grandes Usuarios industriales y comerciales; y los restantes pertenecían al grupo de clientes industriales y comerciales que por su nivel de consumo eléctrico se denominan Grandes Usuarios menores.
El total de la potencia comprometida con Grandes Usuarios fue de aproximadamente 66 MW, habiendo entrado en vigencia los siguientes contratos durante el transcurso del ese ejercicio:
UTE: Astra - YPF-Repsol (Provincia de Mendoza)
Canteras Cerro Negro S.A. (Olavarría Provincia de Buenos Aires)
Juan Minetti S.A. (Provincia de Jujuy)
Carrefour Argentina S.A. (Capital Federal, Gran Buenos Aires y La Plata)
Estos contratos significaron una venta de 128 GWh durante el año'94, con un ingreso de U$S 4,7 millones.
Adicionalmente a los contratos que comenzaron a operar en 1994 se firmaron compromisos con importantes empresas, en su carácter de Grandes Usuarios mayores, por 322 GWh, los que comenzarán a regir el 1° de febrero de 1995:
Bunge y Born (Molinos Río de la Plata S.A., Grafa S.A., Alba S.A. y Atanor S.A.)
Cencosud S.A. (Supermercados Jumbo)
Cepa S.A.
Finexcor S.A.
Molino Nuevo S.A.
Sapra S.A.
Rasic Hnos. S.A.
Canteras Cerro Negro S.A.
Flora Dánica S.A.J.C.
Consignaciones Rurales S.A.
Frigorífico Rioplatense S.A.
Paralelamente a los contratos suscriptos con Grandes Usuarios se formalizaron compromisos con los siguientes Usuarios Menores:
Sapra S.A.
Rasic Hnos. S.A.
Genaro y Andrés de Estefano S.A. siendo éstos por un plazo de 2 años.
La empresa formalizó dos nuevos contratos de suministro con Edesur S.A. y Edenor S.A. a precio estacional, por un plazo de dos años y un año respectivamente. Los mismos comenzaron a regir a partir del 10 de febrero de 1995, alcanzando en conjunto los 456 GWh, constituyéndose en los mayores firmados por la Compañía en cuanto al volumen y en los primeros suscriptos por las empresas distribuidoras más importantes del país, con un generador luego de la privatización de dichas empresas.
Asimismo, la Compañía asumió en el momento de la privatización, contratos de suministro de energía.
Los contratos de suministro asumidos por la compañía en el momento de la privatización, significaron durante el año 1996 una venta de 7.777 GWh (compromisos con las empresas distribuidoras más importantes del país, EDENOR S.A. y EDESUR S.A.). Estos compromisos tuvieron vigencia desde el 29 de mayo de 1992 hasta el 28 de mayo del 2000, habiéndose actualizado la tarifa de venta anualmente, principalmente en función de los precios del fuel oil y el gas natural.
Por otro lado el contrato de abastecimiento que CENTRAL COSTANERA S.A. suscribió durante 1995 a precio estacional con EDESUR S.A., representó al año siguiente una venta total de 169 GWh.
Al finalizar el '96 se había formalizado un nuevo contrato de abastecimiento con EDENOR S.A., a precio estacional, el que rigió a partir de febrero de 1997 por el término de dos años, prorrogable por períodos de un año y cuya potencia máxima asciende a 270 MW. Esta cifra permite completar la mayor parte de la potencia máxima contratable en todos los meses del año.
La energía anual a proveer a través de ese contrato fue del orden de los 630 GWh.
Estos dos últimos contratos estaban inscriptos dentro de la política de optimización de la curva contratada por la compañía, dado que se trataba de la colocación de excedentes de energía.
Durante 1997 los contratos de suministro asumidos por Central Costanera S.A., en el momento de la privatización, significaron una venta de 7.700 GWh.
Durante el citado año se procedió al ajuste del sistema SOTR (Sistema Operativo en Tiempo Real) para al envío y recepción de datos, tarea que fue realizada en coordinación con CAMMESA y dentro de los plazos originalmente estipulados.
Cantidad de Agentes del Mercado
Eléctrico Mayorista (MEM)
| AGENTES | MEM | MEMSP | TOTAL | MEM | MEMSP | TOTAL | ||
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| *Valores estimados al 31/12/97 | ||||||||
Resulta relevante destacar que en 1997 se abrió un importante capítulo en la historia de la integración eléctrica regional: Brasil licitó el suministro de 1000 MW de potencia firme con energía asociada para ser abastecida desde Argentina.
Esta fue la primera de una serie de interconexiones eléctricas entre ambos países, que dado su carácter complementario relativo a la composición de sus parques de generación, abrió un nuevo mercado a los productores argentinos de energía eléctrica. En ese sentido Central Costanera S.A. ha tomado una decisión firme de intervenir activamente en dicho mercado, con vistas a afianzar su proyección y consolidar su funcionamiento futuro.
Aspectos relevantes.
El año 1997 tuvo un crecimiento de la demanda del 8,2%.
El primer semestre de ese año se presentó con hidrología seca, completando el año hidrológico comenzado en mayo de 1996. Esto demandó un elevado aporte térmico que alcanzo casi el 60% de la generación total.
En ese semestre, más precisamente en mayo de ese año, Central Costanera S.A. alcanzó el récord histórico de generación mensual con 723 MWh brutos.
El segundo semestre del año, por el contrario se presentó con alto aporte hidráulico, principalmente en YACYRETA y SALTO GRANDE, por lo que el aporte térmico descendió fuertemente, lo que provocó, además, una fuerte baja en los precios "spot".
Durante 1997 se concretó la importante privatización de la Empresa de Energía de la Provincia de Buenos Aires (ESEBA) dividida en 6 unidades de negocio: dos de Generación, tres de Distribución y una de Transporte.
Asimismo durante el año se aprobó la ley de privatización de la Empresa de Distribución de Mendoza (EMSE).
CENTRAL TERMOELECTRICA
BUENOS AIRES S.A.
En julio de 1994 CENTRAL COSTANERA S.A. formó la compañía Central Termoeléctrica Buenos Aires S.A. (C.B.A.), una subsidiaria en la que posee una participación del 51,03%, con el objetivo de construir y administrar un sistema de generación de energía eléctrica de ciclo combinado. El costo de instalación de la nueva unidad ascendió a US$ 104 millones, de los cuales US$ 58 millones fueron financiados mediante créditos de largo plazo. En septiembre de 1995, C.B.A. obtuvo US$ 42,3 millones correspondientes al aumento del Capital Social mediante oferta pública en la Bolsa de Comercio de Buenos Aires.
Durante el ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 1996 se operó la turbina a gas puesta en funcionamiento en noviembre de 1995, vendiendo un total de 878 GWh. Asimismo, se realizaron los trabajos destinados a "la rehabilitación de la turbina a vapor" (Unidad 5 de Central Costanera), "la conexión del ciclo combinado" y "el cambio de álabes de la turbina a gas".
En el período enero - diciembre '96 C.B.A. suscribió 15 contratos con Distribuidores y Grandes Usuarios comprometiendo una energía del orden de 1.100 GWh anuales, pudiendo citar los realizados con las empresas distribuidoras del Chaco (SECHEEP), Mendoza (EMSE) y EDENOR S A. entre otros. Asimismo se renovaron compromisos con clientes existentes en calidad de Grandes Usuarios por un total de 250 GWh anuales, alcanzándose un total de ventas por contrato del orden de 1.600 GWh para 1997.
Resulta importante destacar que las inversiones realizadas para el proyecto se han ajustado a lo presupuestado, mientras que los costos fijos operacionales y de administración y ventas han sido en 1996 inferiores al presupuesto en un 40%.
En lo referente al medio ambiente, el equipamiento disponible en la turbina de gas de avanzada tecnología permite alcanzar los estándares internacionales más exigentes respecto a emisiones durante la operación.
La finalización de ese proyecto, de una potencia nominal instalada de 328 MW, convirtió a C.B.A. en el primer ciclo combinado de ésta envergadura y alta eficiencia operativo de Argentina y consolidó el objetivo enmarcado en el plan estratégico original de la Empresa que es incrementar la producción con la mejor tecnología disponible.
Central Termoeléctrica Buenos
Aires S.A.
(en miles de pesos al 31/12/96
| Ventas del Período |
27.536
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| Resultado Operativo |
2.926
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| Utilidad Neta |
469
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| Activo |
132.895
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| Pasivo |
88.097
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| Patrimonio Neto |
44.798
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* Fuente: Memoria
y Balance "Central Costanera 1992-1998"
* Diseño de
Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP
La planificación de la operación de CENTRAL PUERTO S.A. durante su inicio estuvo definida principalmente por:
La organización de las áreas dependientes de la Gerencia de Producción.
La inspección y recuperación de las unidades generadoras.
El cumplimiento del contrato de generación con las distribuidoras de acuerdo a lo estipulado en el pliego de la licitación.
El mejoramiento de la operación de las centrales, para disminuir así los costos de operación.
El contrato de gas mínimo.
Los objetivos inmediatos tendieron a:
Mantener las unidades en servicio.
Aumentar la disponibilidad de las unidades generadoras.
Mejorar la seguridad de servicio.
Los medios para lograr estos objetivos fueron:
Desarrollar programas de revisión y reparaciones.
Cambiar la administración de los recursos para enfrentar las situaciones de emergencia que se presentasen.
Distinguir debilidades y fortalezas en los recursos humanos.
Mejorar la distribución y uso de los recursos materiales, de equipos en instalaciones.
Mejorar la utilización de empresas contratistas en obras y servicios.
Desde la creación de CENTRAL PUERTO, se han invertido más de 100 millones de dólares en trabajos de mantenimiento y modernización de sus instalaciones. Las inversiones realizadas en trabajos de mantenimiento no sólo han prolongado la vida útil de los equipos sino que tuvieron como consecuencia directa un aumento sostenido en su disponibilidad y eficiencia.
Durante todas sus gestiones, Central
Puerto ha avanzado en todas las metas de eficiencia, disponibilidad, confiabilidad,
mejoramiento de la seguridad operativa y protección del medio ambiente.
Esto puede observarse tanto en los gastos como en la evolución de
la disponibilidad, la cual alcanzó un nuevo récord con un
94,4% en 1999.
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Disponibilidad (%) |
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| 1999 |
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Una importante labor fue la que llevó a cabo un grupo de especialistas que estuvieron abocados a compatibilizar el equipamiento de todas las unidades con el año 2000, de acuerdo al programa de trabajo definido por la Compañía para todas sus áreas. Como parte de la reorganización y modernización de la gestión, se adquirió un nuevo Sistema Computarizado de Mantenimiento, por medio del cual las áreas de operaciones y mantenimiento pueden manejar en forma centralizada y al mismo tiempo la gestión de las Ordenes de Trabajos que demandan las unidades de generación de todas las centrales.
Este moderno sistema permite realizar seguimientos de trabajos, efectuar análisis estadísticos, programar trabajos de acuerdo a su prioridad, evaluarlos considerando costos y asignación de recursos. Permite, también, contar con información histórica sobre los trabajos de mantenimiento preventivo y correctivo que se realizan sobre cada equipo. Para alcanzar los objetivos previstos se ha requerido un importante soporte de equipamiento en computación y un intensivo programa de capacitación a los usuarios.
COMERCIALIZACION:
El año 1993 se caracterizó por sus altos aportes hidráulicos tanto en la cuenca del Comahue como en la del río Uruguay. Esta circunstancia significó una menor generación térmica y una disminución del precio spot del mercado, como consecuencia de la abundancia del recurso hídrico.
Debido a esta situación de altos aportes hidráulicos, CENTRAL PUERTO S.A. operó durante muchas horas del año bajo la modalidad de costo operativo, lo cual significa operar con las unidades al mínimo técnico por quedar fuera del despacho en una hora determinada y ser más económico para el sistema mantener dicha unidad operativa durante ese lapso. La unidad que opera bajo esa modalidad recibe como remuneración su costo operativo de producción reconocido en el mercado. En caso de no ser suficiente la generación propia para satisfacer los compromisos contractuales, se compra el faltante en el mercado spot al precio horario correspondiente.
El nivel de demanda máxima mensual de 1993, del sistema interconectado Nacional (SIN), se produjo en el mes de julio siendo de 4.944,7 GWh. La máxima demanda diaria se produjo el 30 de julio de 1993 y fue de 177,4 GWh. La Potencia Máxima Generada fue de 9.325 MW y se produjo en el mes de julio.
En 1996 la compañía se convirtió por segundo año consecutivo en el mayor generador de la Argentina con una participación de 13,1% en el total de la generación y de 25,7% en la generación térmica.
El hecho que la participación sobre la energía efectivamente generada -13,1%- sea mayor que la sobre la capacidad instalada - alrededor del 8,5%-, reflejó la eficiencia y disponibilidad relativa de las unidades de Central Puerto respecto a la competencia.
Central Puerto S.A. mantuvo contratos de venta de energía y potencia con las dos distribuidoras de energía eléctrica del Gran Buenos Aires, Edenor S.A. y Edesur S.A., que representaron el 59,6% de la energía total vendida por la Compañía en el año 1996. El precio a Diciembre 1996 de estos contratos era de 39,18 US$/MWh. Los mismos representan una sólida base de ingresos por un período importante de tiempo, ya que expiraban en Marzo del año 2000.
Los compromisos a término con
grandes usuarios se incrementaron en un 79,9 %. Durante el curso del año
1996, se incorporaron 25 nuevos grandes usuarios, entre los que se destacaron
el convenio con Aguas Argentinas, con una duración de tres años,
por una energía anual de 350 GWh. Dichos compromisos de suministro
alcanzaron a 88 MW. La estrategia de Central Puerto ha sido aumentar el
número de contratos adicionales a los de las distribuidoras, priorizando
la calidad de los clientes y el plazo de los contratos.
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| EDENOR | 3.004 | 43 | 38,55 | 2.997,5 | 46 | 38,27 |
| EDESUR | 3.004 | 43 | 38,55 | 2.997,5 | 46 | 38,27 |
| Grandes Usuarios | 948 | 14 | 34,38 | 527 | 8 | 33,51 |
| Total | 6.957 | 100 | 37,98 | 6.522 | 100 | 37,90 |
(*) Neto del impuesto a los Ingresos Brutos.
El volumen total de contratos, similar
a la generación neta de la compañía (ventas de energía
bajo contratos 87,8 % de la generación neta), establece una base
que aísla el flujo de ingresos de las fluctuaciones de los precios
spot. A destacar es el aumento en el plazo medio de los contratos con grandes
usuarios (sin Edenor y Edesur), el que llega a 2 años.
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| Ventas al mercado Spot |
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| Compras al mercado Spot |
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A fines del año 1997 Central Puerto se constituyó también en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta de 5.652 GWh que representó una participación del 19,9% sobre la generación de origen termoeléctrico. A nivel de la generación total del SADI (Sistema Argentino de Interconexión), Central Puerto ocupó el segundo lugar con un 8,6% de participación, detrás de la central hidráulica Yacyretá.
Un hecho destacable es que la participación
de mercado en la generación sea superior a la participación
obtenida sobre la potencia instalada, ya que refleja que la eficiencia
y disponibilidad relativa de las unidades de Central Puerto son superiores
al promedio del mercado.
| Participación de Mercado | Sobre la Generación Térmica | Sobre la Generación Total |
| 1993 |
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| 1994 |
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| 1995 |
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| 1996 |
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| 1997 |
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Generación Térmica excluyendo autogeneradores y cogeneradores.
La menor participación de mercado se explica por una menor generación de 2.274 GWh en 1997 respecto al año anterior. Más de la mitad de esta baja -1.142 GWh- se explica por el menor despacho de Loma de la Lata, ocasionado principalmente por los mayores aportes hidráulicos en la zona de Comahue, que significaron una mayor generación hidráulica de 2.373 GWh con respecto al año anterior. La menor generación de Loma de la Lata se recupera por si sola en los años de menor hidraulicidad, en tanto que a partir del año 2000 la Cuarta Línea Comahue - Buenos Aires contribuye a mejorarla también en los años con altos aportes hidráulicos.
La otra mitad de la disminución de la generación fue en las centrales Nuevo Puerto y Puerto Nuevo debido principalmente al ingreso de nueva generación de bajo costo (3.725 GWh de Yacyretá y 2.626 GWh de nuevos generadores térmicos).
* Fuente: Memoria y Balance "Central
Puerto 1992-1998"
* Diseño de Gráficos:
"Memoria de las Privatizaciones" - DNNP
La oferta de energía eléctrica en el país se encuentra regulada a través del mercado mayorista de electricidad. Esta entidad fija los momentos en que los generadores de energía eléctrica pueden despachar energía al sistema. El ordenamiento es efectuado en base a los costos variables reclamados por cada generador, priorizando a aquellos que declaren menor costo.
Actualmente la Argentina tiene un mercado de generación de energía eléctrica altamente competitivo. En el, participan empresas eléctricas de primer nivel internacional dotadas de equipos de generación de elevada eficiencia y última tecnología que aseguran costos específicos reducidos y posibilitan ofrecer energía eléctrica a un bajo precio.
En este marco, y aprovechando el constante avance tecnológico, se ha acentuado la instalación de centrales del tipo "ciclo combinado", ya sea totalmente nuevas o en otros casos resultado de la transformación de centrales de "ciclo abierto". Este tipo de centrales amplifica el alto rendimiento que de por si tienen los nuevos equipos logrando que los costos de generación disminuyan notablemente.
La poca rentabilidad de las centrales turbogas, como Central Dique, se ven desfavorecidas por las modificaciones operativas introducidas en el Mercado Eléctrico Mayorista, que convirtieron el sistema de licitación por máquina en un esquema de información consolidado por central. Dichas medidas, en función del esquema previsto para la adquisición del gas necesario para operar, redujeron significativamente la rentabilidad de Central Dique S.A.
Al incorporarse durante el año 1996 la central Yacyretá (Ente Binacional), que funcionando como central de base ha contribuido a la baja en los precios de mercado, las centrales de "ciclo abierto" que no acompañaron al reequipamiento tecnológico se han visto perjudicadas al ser desplazadas del mercado, perdiendo de esta manera la fuerza para negociar contratos de abastecimiento de gas, la capacidad de controlar sus costos de abastecimiento y en consecuencia la capacidad para negociar contratos de abastecimiento de energía con los grandes clientes del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM).
Nivel de Actividad
Durante el primer cuatrimestre del año 1993, la Empresa generó energía en forma normal y rentable (excepto la no operatividad de la turbina Nro. 3).
A partir de dicha fecha, la Central dejó prácticamente de operar debido a la caída del precio spot del mercado eléctrico mayorista originada en los siguientes factores:
* Alta hidraulicidad
El caudal hídrico de la cuenca del Comahue y del río Uruguay, ambos superiores al 100% y 34% -respectivamente- al caudal promedio histórico, determinaron un incremento de la oferta de energía con origen hidráulico, de bajo costo.
Asimismo la interrupción de la transmisión en las líneas de alta tensión del Chocón, durante el mes de abril, produjo una gran acumulación de agua en la represa del complejo.
* Falta de gas.
Durante el período invernal, la falta de gas determinó que a las centrales térmicas se les suspendiera el suministro, en favor de los consumos domiciliarios.
Esta situación impactó directamente en los costos operativos de la Central, ya que la utilización de gasoil duplicó el costo de generación, dejando de esa manera fuera del mercado a las turbinas.
Durante el ejercicio '93, se realizó una oferta muy competitiva para la provisión de energía y vapor a la empresa Y.P.F. S.A. , ofreciéndoles adicionalmente la posibilidad de discutir en forma pormenorizada la propuesta, como así también cualquier otra opción que dicha empresa considerara conveniente. Lamentablemente, los esfuerzos realizados para potenciar significativamente las ventas de la Sociedad y disminuir los costos de la energía a utilizar por Y.P.F. S.A. se vieron coartados por los funcionarios de la misma quienes privilegiaron otros parámetros frente a las claras ventajas incluidas en la oferta presentada por Central Dique.
En todo el período se desarrollaron negociaciones con la Distribuidora de Gas Pampeana con el objeto de disminuir el precio del gas y lograr así competitividad en el mercado. Pese a los nuevos precios obtenidos no fue posible operar fuera de las horas pico de consumo eléctrico, y con un nivel de precios muy deprimido.
Durante el ejercicio 1994 las condiciones de mercado siguieron la tendencia marcada al finalizar el año anterior. Junto a la inercia hídrica de la cuenca del Comahue, y los importantes caudales registrados en el río Uruguay, los precios mantuvieron un nivel bajo y poco rentable para centrales turbogas.
Adicionalmente, modificaciones operativas introducidas en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), que llevaron el sistema de licitación por máquina a un esquema de información consolidada por central, produjo efectos negativos en la rentabilidad de las unidades de Central Dique S.A. en función del esquema previsto para la adquisición del gas necesario para operar.
En el aspecto comercial, en 1994 se desarrollaron intensas gestiones a fin de obtener contratos a término de suministro eléctrico. En ese sentido, se concretaron durante el año importantes proyectos con varios clientes por un total aproximado de 40 MW. Las ventas del ejercicio, que totalizaron 212 GWh, contuvieron 83 GWh (39%) vendidos en el mercado a término. Nuevos contratos firmados sobre el cierre del ejercicio facilitaron las predicciones para la operación del año siguiente.
En el aspecto comercial, durante 1995 se desarrollaron intensas gestiones para aumentar el número de contratos a término de suministro eléctrico, tanto en la modalidad GUMA (Gran Usuario Mayor) como en la GUME (Gran Usuario Menor). Respecto de las primeras se celebraron tres contratos de un volumen aproximado de 17.9 GWh/mes y respecto de los segundos se concretaron 14 acuerdos por un volumen total de energía de 5 GWh/mes. Estas medidas contribuyeron significativamente para lograr revertir durante el período la difícil situación de la Sociedad y alcanzar niveles de operación aceptables.
Las ventas del ejercicio, que totalizaron 326,7 GWh, tuvieron 307.1 GWh (94%) vendidos en el mercado a término.
Durante el año '96 Central Dique tuvo que hacer frente a la finalización de su contrato de abastecimiento de gas. Este hecho trajo fundamentales cambios en la operatoria de la Central, al no contarse mas con la capacidad de gas "firme" que aseguraba la disponibilidad de la central en situaciones críticas para el mercado, y de esta manera el control parcial sobre los costos de abastecimiento.
Para hacer frente a lo anteriormente expuesto en el marco de una gran competencia en los precios ofrecidos a los grandes usuarios por generadores con costos controlados, se comenzó a ofrecer a los clientes esquemas de precios variables que de alguna manera acompañaban la constante disminución de los precios de mercado.
El esquema anterior, junto con el mayor esfuerzo realizado para mantener la confianza de los clientes permitió lograr la renovación de la mayoría de los contratos con grandes usuarios mayores.
En lo que se refiere a grandes usuarios menores, se continuó con la intensa gestión comercial logrando incrementar las ventas.
La energía mensual comercializada en estas dos modalidades fueron, durante 1996, de 30.0 GWh/mes para los GUMA y 5.3 GWh/mes para los GUME.
Las ventas del ese año, que totalizaron 422,8 GWh, contenían 422,8 GWh vendidos bajo contratos.
Reestructuración operativa:
Durante el ejercicio '94, y a fin de mitigar los efectos coyunturales del mercado sobre la situación económica y financiera de la Sociedad, se tomaron importantes decisiones que influyeron significativamente.
En el aspecto operativo, se determinó la desafectación de cuatro unidades, con el fin de adecuar la capacidad productiva y la estructura de personal y gastos fijos a las reales posibilidades de venta.
En ese sentido, se dispuso la operación de las tres unidades restantes en cumplimiento de los compromisos a término y ventas al mercado spot.
Así, se revirtió la difícil situación económica y financiera por la que atravesaba la compañía.
La sociedad estimó conveniente para dar cumplimiento a los compromisos a término y ventas al mercado spot de Central Dique S.A. continuar operando con tres unidades (Números: 3,4 y 7).
El Directorio en el mes de julio de 1995 dispuso la venta de las turbinas 5 y 6, que estaban fuera de servicio, resultando antieconómico cualquier tipo de reparación. En el mes de diciembre de 1995 se realizó la venta de las mismas a la firma Westinghouse, por un importe de $ 1.500.000 teniendo las mismas un valor residual de $ 1.293 683, siendo el resultado neto de esa operación de $ 206 317, incluyéndose también en ese rubro "Resultado extraordinario", ventas de material de rezago por $ 10.870.
Seguridad, Higiene y Medio ambiente
Las acciones desarrolladas durante el ejercicio 1994 referidas a seguridad, higiene del trabajo y medio ambiente arrojaron resultados altamente positivos.
Una intensa campaña de capacitación y difusión de seguridad en el trabajo influyó favorablemente en la prevención de accidentes durante el período.
Con respecto a la prevención de incendios, se compró equipamiento adicional y se realizó el mantenimiento preventivo de los sistemas automáticos de detección y extinción de incendios de los equipos generadores.
Adicionalmente, se cumplieron las exigencias regulatorias en lo relativo al control ambiental. Para verificar que la operación de la central no generara efectos adversos en el medio ambiente, sobre la población o el ecosistema adyacente, se realizaron periódicamente determinaciones de afluentes gaseosos, líquidos y acuíferos friáticos con resultados satisfactorios (no contaminantes). A tal fin, se realizaron inversiones en la adquisición de instrumental de medición de afluentes.
Las inspecciones recibidas por parte de distintos organismos de control municipales, provinciales y del ENRE, no constataron problemas ambientales.
Asimismo, se realizaron cursos de Reanimación Cardiopulmonar, primeros auxilios y concientización en seguridad. El personal también fue entrenado en la utilización de un equipo de respiración autónoma para casos de salvataje y ataque al fuego.
* Fuente: Memoria y
Balance de "Central Dique 1992-1998"
* Diseño de
Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP
Estado de la Planta
A la fecha de recepción de la Central Dock Sud todas las turbinas se encontraban en estado de mantenimiento deficiente. En particular tres de ellas estaban paradas por distintos problemas mecánicos. Adicionalmente, las dos máquinas más eficientes y de mayor potencia, no podían operar con gas por carecer de la conexión correspondiente.
Cabe destacar que, si bien las necesidades de mantenimiento no se habían cubierto en los plazos establecidos por los fabricantes, las máquinas se encontraban con relativamente pocas horas de funcionamiento y en un estado de conservación razonable que permitía asegurar que era posible su operación en condiciones de confiabilidad durante un periodo adicional no inferior a los 12 a 15 años para las más antiguas.
Las tres máquinas mencionadas fueron reparadas y la Central estableció un primer récord histórico de generación diaria durante el mes de diciembre de 1992.
Las reparaciones incluyeron algunos trabajos mayores como la substitución del rotor de una de las turbinas y la fabricación local de piezas importantes de un convertidor de par y otros complementarios como el reemplazo de cojinetes y la alineación y balanceo de las partes rotantes.
Simultáneamente, se elaboró un programa de mantenimiento para llevar a condiciones originales y extender la vida útil de cada una de las máquinas, el cual fue concretado en 1993 y 1994.
Alimentación
Las máquinas 7 y 8 a pesar de ser las turbinas de mayor potencia y las más eficientes no podían operar en el momento de recepción de la Central porque no eran despachadas por no contar con alimentación a gas. Cuando son despachadas con gasoil su costo operativo es muy elevado y el organismo encargado del despacho, CAMMESA sólo reconoce a la Central el costo del gasoil.
Por este motivo, durante el mes de octubre se contrató la modificación de la planta de gas y el tendido de una línea de alimentación para estas turbinas, la cual fue terminada en diciembre de 1992. Asimismo se estudió y se solicitaron presupuestos para la instalación de compresores que permitieran mantener en operación estas dos máquinas durante períodos de baja presión en la red, debido a que el sistema de distribución de gas que llega a la usina registra fuertes caídas de presión en el período mayo - agosto.
Simultáneamente, se realizaron obras de interconexión con la planta de almacenamiento de combustibles líquidos de la Compañía General de Combustibles que permiten alimentar por bombeo los depósitos de gasoil de la Central Dock Sud.
Mejora de eficiencia
Los ocho (8) turbo - grupos existentes funcionaban con ciclo abierto y en consecuencia con elevado consumo específico de combustible. En especial las seis (6) máquinas más antiguas fueron despachadas a partir del año 1994 en un porcentaje de horas anuales más reducido, como consecuencia del relativo estado de sobre equipamiento del parque térmico argentino,
Conociendo estos antecedentes la Central Dock Sud fue adquirida con el propósito de agregar de inmediato a sus dos mejores turbinas, calderas de recuperación que aprovechando la temperatura de los gases de escape, generaran vapor con el cual se alimenta sin consumo de combustible turbo generadores de vapor. La potencia puede ser incrementada en aproximadamente un 50% y, con ello, lograr una reducción significativa del consumo específico.
Esta transformación se denomina técnicamente ciclo combinado y permite que el conjunto de estas dos máquinas a gas (Alsthom/AEG) más otro turbo - grupo a vapor sean despachados en forma permanente en las condiciones de mercado que regirán durante los próximos años por ser su consumo específico de combustible, inferior al de prácticamente todas las demás máquinas térmicas existentes en la Argentina.
Los primeros estudios destinados a la puesta en marcha de estas obras. se realizaron en el cuarto trimestre de 1992. En el llamado a concurso de precios se solicitó, también, cotización para repotenciar y completar un ciclo combinado con las tres turbinas John Brown.
Operación y despacho
La Planta generó durante el año 1992, 445.688 MWh con la siguiente desagregación por máquina:
Grupos 1 a 3 J. Brown 120.328 MWh (27%)
Grupos 4 a 6 Fiat 200.537 MWh (45%)
Grupos 7 y 8 A.E.G./ALST 124.823 MWh (28%)
La cantidad de horas de despacho fue
el siguiente:
| TG 1: 3084Hs | TG4: 2622Hs | TG7: 676Hs |
| TG 2: 2997Hs | TG5: 2581 Hs | TG 8: 3264 Hs |
| TG3: 2791 Hs | TG6: 2854 Hs |
El despacho de la Planta tuvo dos períodos muy diferenciados: en el primer cuatrimestre del año, el factor de utilización fue del 60% y en el resto estuvo por debajo del 10% de su capacidad de generación, con la excepción de mayo y agosto que alcanzó el 20% y 10% respectivamente.
Las principales razones de la limitación de los despachos fueron la alta hidraulicidad registrada y la escasez de gas natural en los meses de invierno.
Las restricciones al consumo de Gas Natural fueron inferiores a partir de 1994, debido a la entrada en funcionamiento de las ampliaciones de cupos de las transportadoras de Gas, con motivo de la instalación de nuevas plantas de bombeo. La distribuidora que abastece a Central Dock Sud S.A. incrementó sus contratos de transporte de 17,5 millones de M3 día, a 22 millones de M3 , aproximadamente. Esto, sin duda redundó en un mayor abastecimiento de Gas durante el período invernal.
La disponibilidad de las máquinas creció del 70% en enero a 90% en septiembre de 1993 y decreció hasta un 50% en diciembre, debido a concentraciones en dicho período de mantenimientos preventivos de máquinas y de equipos de transformación de EDESUR, por los cuales Central Dock Sud S.A. entrega la energía al Mercado Eléctrico Mayorista. Dichas tareas se realizaron por razones operativas aprovechando un período de bajos precios en el Mercado Spot.
Durante el ejercicio 1994, la Planta generó 389 Gigawatts hora, 87% de la cantidad de energía generada durante 1993.
Los distintos grupos de turbinas generaron las cantidades mencionadas a continuación:
Grupos 1 a 3 (John Brown): 68 Gigawatt hora (17.%).
Grupos 4 a 6 (Turbinas Fiat): 136 Gigawatt hora (3 5%).
Grupos Frarne 6: (AEG ALSTHONI): 185 Gigawatt hora (48%).
El número de horas de marcha
de cada una de las máquinas fue
| TG 1:1.751 Horas | TG 5:1.728 Horas |
| TG 2:1.876 Horas | TG 6:1.462 Horas |
| TG 3:1.382 Horas | TG 7:3.042 Horas |
| TG 4:1.909 Horas | TG 8: 2.698 Horas |
La participación de Central Dock Sud en la generación térmica del mercado mayorista fue del 1.6 %.
Durante el ejercicio '94 se registró un incremento de la generación hidráulica del 22% respecto al año 1993, superando significativamente los valores promedio de los registros históricos. Como contrapartida las restricciones en el suministro de gas fueron sensiblemente inferiores a las de 1993.
La Planta mantuvo una elevada disponibilidad durante el '94, en particular cabe destacar que la indisponibilidad forzada registró un promedio anual de 5,3% ( 15.6% en el año 1993) , cumpliéndose así el objetivo fijado al comienzo del año de mantener esta variable por debajo del 5.7%, valor ubicado dentro de los standard internacionales para ese tipo de equipamiento.
La remuneración por potencia constituyó aproximadamente el 60% de los ingresos obtenidos durante el ejercicio, en especial por haberse elevado en un 100%, a partir de mayo de 1994, la remuneración por este concepto en las regulaciones que rigen el mercado eléctrico.
El otro elemento que permitió incrementar la remuneración por potencia, fue la modificación en los procedimientos de operación que permitieron reducir a 20 minutos el período de puesta en marcha de los 90 Megawatt correspondientes a las 3 turbinas Fiat, posibilitando así el aumento de la oferta de potencia de CDS, para ser destinado a reserva fría y predespacho.
Se implementó y se puso en marcha, también, sistema de medición eléctrica comercial (SMEC) con la aprobación de CAMMESA y EDESUR.
Durante el ejercicio 1995 la planta generó 199,6 GWh, lo que representó un 51% de la cantidad de energía generada durante 1994.
Los distintos grupos de turbinas generaron las cantidades mencionadas a continuación:
Grupos 1 a 3 (John rown):32 GWh (16%).
Grupos 4 a 6 (Fiat):51 GWh (25%).
Grupos Frame 6 (AEG-ALSTHOM):116 GWh (59%).
El número de horas de marcha
de cada una de las máquinas fue :
| TG 1: 811 horas | TG 5: 842 horas |
| TG 2: 806 horas | TG 6: 439 horas |
| TG 3: 707 horas | TG 7: 2.220 horas |
| TG 4: 747 horas | TG 8: 1.506 horas |
La participación de Central Dock Sud en la generación térmica del mercado mayorista fue en 1995 del 0.33%.
La Planta mantuvo hasta agosto de ese año una reducida indisponibilidad con un promedio acumulado de 6% de indisponibilidad forzada, valor muy inferior al promedio del mercado, registrando durante los meses de marzo a mayo valores por debajo del 3% . Debido a las restricciones presupuestarias que postergaron algunos mantenimientos, a partir del mes de agosto la indisponibilidad forzada ascendió hasta ubicarse en el 13% promedio acumulado, valor que sigue siendo inferior al promedio.
La remuneración por potencia puesta a disposición, al igual que en el ejercicio anterior, volvió a ser importante dentro de los componentes del ingreso por venta de CDS, representando aproximadamente el 70% de los ingresos obtenidos durante el ejercicio.
Durante 1997 la planta generó 80,489 Gwh, lo que representó un 98,3 % de la energía generada durante el ejercicio 1996, mientras que las máquinas 1 a 6, en servicio durante enero y febrero, generaron en dicho período 19.673 Gwh.
La disponibilidad promedio del año 1997 fue del 60 %, si bien la utilización fue del 10 %. Del 40 % de indisponibilidad, 13,1 % fue forzada, principalmente asociado a la avería de la carcaza del turbo - grupo N° 7 de Noviembre de 1996, y el 26,9% fue programada, debido principalmente a la desafectación de las TG 7 y 8, para trasladar el transformador N° 78, en Octubre de 1997.
La remuneración obtenida por Central Dock Sud en todos los conceptos relacionados con la capacidad (potencia operada, potencia predespachada, reserva fría y potencia base) representaron el 43,2 % del total de los ingresos por ventas.
Durante 1998 la planta generó 28,421 Gwh y se vendieron 27,979 Gwh. Estas cifras representaron una sensible reducción con relación al ejercicio anterior originada en que los equipos fueron declarados indisponibles por el desplazamiento de los transformadores y la instalación de la conexión definitiva con la Subestación 088 de EDESUR S.A. La disponibilidad promedio de ese año 1998 fue del 40,6%, si bien la utilización fue del 4,6%. La indisponibilidad fue de 10.416 horas lo que representó un porcentaje del 59,4 de los cuales, un 4,9% de la indisponibilidad fue forzada, principalmente asociada a la avería del transformador principal y el 54,5% fue programada por las tareas realizadas antes mencionadas, que ocuparon los cuatro primeros meses del ejercicio y por la indisponibilidad comercial declarada en todos los fines de semana del año.
* Fuente: "Memoria y Balance de Central Duck Sud 1992-1998"
