PRODUCCION CENTRAL PUERTO

La planificación de la operación de CENTRAL PUERTO S.A. durante su inicio estuvo definida principalmente por:

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.

Cambiar la administración de los recursos para enfrentar las situaciones de emergencia que se presentasen.

Mejorar la distribución y uso de los recursos materiales, de equipos en instalaciones.

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.

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.

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.

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.

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.

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).

La demanda de energía eléctrica, medida como energía comercializada en el MEM, se incrementó de 65.666 GWh a 68.756 GWh entre los años 1998 y 1999, lo que representa un crecimiento del 4,7 %.

En los últimos siete años la demanda de energía eléctrica ha crecido en promedio 6,3 %, superando al crecimiento del PBI en el mismo periodo, el cual se ubica en 3,4 %.

Demanda Energía Eléctrica: año 93 a 94, sobre la base de Demanda Bruta MEM; años 95 al 99, sobre la base de energía comercializada.

PBI: años 1993 a 1998, Secretaría de Programación Económica; 1999 estimación propia.

La potencia instalada en el SADI creció de 18.899 MW en 1998 a 19.512 MW en 1999, lo que representa un incremento neto de 613 MW de oferta eléctrica, compuesta principalmente por la incorporación de 589 MW al completarse la instalación de un ciclo combinado habilitado parcialmente el año anterior y 255 MW de la central hidráulica Pichi Picún Leufú.

Paralelamente, se verificó la salida del mercado de un importante número de máquinas menores de baja eficiencia, totalizando 222 MW de máquinas turbogas y 33 MW en máquinas turbovapor.

Desde el punto de vista de la producción, 1999 ha resultado un año de aportes hídricos bajos, especialmente en la zona del Comahue. En esta región, la energía generada por las centrales hidráulicas, de 6.449 GWh, exhibe una caída de 21,1% (1.736 GWh) respecto de 1998, y de aproximadamente 48% (6.100 GWh) respecto a un año normal. Por otra parte, la generación de la central binacional Salto Grande registró una reducción del41,7% (2.335 GWh) producto de una marcada reducción de las precipitaciones en la cuenca del río Uruguay, acentuada por el llenado de la represa brasileña de Itá que comenzó en diciembre de 1999.

En este escenario, donde la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto se redujo el 14%, el aumento de demanda fue cubierto por la generación térmica.

Por un lado, las centrales de alta eficiencia recientemente instaladas presentaron un funcionamiento de base con una mayor disponibilidad promedio que al año anterior. Por otro lado, máquinas térmicas de baja eficiencia fueron despachadas más frecuentemente para cubrir los picos de demanda.

Por último, sobre el final del año fue habilitada comercialmente la Cuarta Línea de transmisión en alta tensión entre la zona del Comahue y el Gran Buenos Aires, aumentando la capacidad de transporte de este corredor de 3.375MW a 4.600MW.

La caída de la generación hidráulica y el crecimiento de la demanda, hicieron que el aumento en potencia instalada y disponibilidad de los nuevos ciclos combinados fuera insuficiente para mantener el precio de la energía en los valores del año precedente. Así, el mayor nivel de despacho del que fueron objeto las centrales de menor eficiencia elevó los precios en el mercado spot.

Este efecto se vio agravado por problemas de disponibilidad de gas natural en los meses de mayo a julio que obligaron al uso de combustibles alternativos de mayor costo, lo que se tradujo en mayores precios spot.

El entorno regulatorio en que se desenvuelve el sector eléctrico en Argentina lo ha convertido en un mercado altamente competitivo y eficiente, ha convocado inversores nacionales e internacionales, y lo ha posicionado como uno de los sectores más dinámicos de la economía nacional.

El sector de generación, en un marco de libertad, está realizando inversiones que permiten tener la confianza de que la demanda no sólo será abastecida, sino que posicionan a la Argentina como exportador de energía eléctrica entre los países de la región.

Durante el presente año, la Secretaría de Energía ha emitido la resolución 545/99, por medio de la cual se introducirán durante el año 2000 cambios en el funcionamiento del mercado. Estos cambios están orientados a corregir defectos de la regulación y profundizar algunos aspectos de la competitividad del mercado. Entre ellos se destacan:

La introducción de la declaración semanal del costo variable de producción por máquina.

La obligación de las distribuidoras de celebrar contratos para poder forzar generación, sujetos a diversos requisitos y condicionados a la aprobación por parte del ENRE.

Se aumenta la discriminación de los distintos servicios de reserva de corto plazo y se reemplazan los pagos a los generadores por potencia despachada y por potencia base por los servicios de Reserva de Mediano Plazo y Reserva Contingente. El pago de estos servicios se independiza de la venta de energía y pasa a estar ligada a la disponibilidad de los generadores.

La flexibilización del mercado a término, reduciendo los plazos mínimos de los contratos y la antelación requerida, e introduciendo modificaciones que permiten contemplar la interrumpibilidad de los suministros y la realización de contratos por demanda leída.

En general, los cambios apuntan a otorgar mayor libertad al accionar de los agentes privados y a las fuerzas del mercado. Sin embargo, sobre ciertos puntos de la citada resolución no existe un consenso generalizado entre los agentes, por lo que está siendo objeto de mayores análisis que pueden demorar su puesta en vigencia.

En el ámbito del transporte también se produjeron cambios normativos. La resolución 543/99 incorporó la modalidad para la gestión de ampliaciones de transporte denominada "Ampliación a Riesgo'", en la cual los Comitentes Inversores, a cambio de su compromiso de pago del canon, se hacen acreedores a los derechos de congestión ocasionados por la diferencia de precios locales entre los extremos de la línea, y perciben de los Beneficiarios de la línea un pago en función de su uso. Adicionalmente, la resolución 657/99 establece el aumento del gravamen que conforma el Fondo Nacional de la Energía, creando un fondo fiduciario con objeto de financiar ampliaciones interprovinciales del sistema de alta tensión destinadas al abastecimiento de la demanda.

Por sexto año consecutivo Central Puerto se constituyó en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta comercializable de 6.418 GWh que representan una participación del 16,9%. En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto ocupó el segundo lugar con un 8,9% de participación, siendo superada sólo por la central hidráulica estatal Yacyretá.

Durante el mes de noviembre de 1999 se inicio la operación del Ciclo Combinado ubicado en la Ciudad de Buenos Aires. Es importante destacar que se mantuvo la participación de mercado a pesar de que este nuevo equipamiento estuvo disponible solo un corto plazo de tiempo durante el año. Esto refleja la elevada disponibilidad y eficiencia relativa del resto de las unidades de Central Puerto.

El incremento de la generación en Neuquén (Planta Loma de la Lata) se explica principalmente por la menor generación hidráulica en la zona de Comahue, lo que redujo las restricciones de transporte. En los futuros años de mayor hidraulicidad, dicha restricción se minimiza con la Cuarta Línea Comahue – Buenos Aires recientemente habilitada.

El aumento de la generación en Buenos Aires, es consecuencia del mayor despacho por el incremento del nivel de precios y de la ubicación estratégica de la central en el centro de carga del sistema, siendo uno de los respaldos principales de la calidad de suministro en el área metropolitana.

La empresa cuenta en la actualidad con 59 clientes directos en 67 contratos de suministro con cantidades y precio fijo, y 25 contratos por demanda leída y precio flotante. Entre los clientes directos se destacan, además de las dos distribuidoras de Buenos Aires Edenor S.A. y Edesur S.A., la distribuidora EPESF distribuidora de la provincia de Santa Fe y empresas como Papel Prensa, Aguas Argentinas, Masisa, Trenes de Buenos Aires (TBA) y varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires.

Las ventas en el mercado a término durante el período fueron de 8.472 GWh, superiores a los 6.322 GWh del año anterior.

La generación neta comercializable de la Compañía, con su total de 6.418 GWh, alcanzó para cubrir un 75,8% del volumen total de contratos (8.472 GWh). Así, durante el año 1999 se realizaron compras por 3.866 GWh al mercado spot a un precio medio de 18,02 $/MWh y ventas por 1.812 GWh a un precio medio de 22,75 $/MWh. Las cifras de generación y volumen de contratos se encuentran razonablemente equilibradas.

Este año el mercado del petróleo presentó el mayor crecimiento del precio del crudo de su historia desde los años '70. El precio del crudo llegó a su valor más bajo en febrero de 1999, momento en el cual el WTI promedio fue de 12 $/bbl, en tanto que el precio del fue! oil 1% experimentó su mínimo histórico el 16 de febrero a 7,9 $/bbl. Luego de la decisión de la OPEP de restringir la producción de crudo, comenzó una crecida de precios para llegar a un precio promedio de WTI de 26,2 $/bbl en diciembre de 1999, alcanzando el precio del fuel oil 1% un techo de 20,5 $/bbl en octubre de 1999, casi triplicando su valor de febrero.

Un programa de cobertura de precios de fuel oil permitió mitigar parcialmente el efecto de los incrementos en los precios internacionales en los meses de marzo a agosto.

El invierno de 1999 estuvo marcado por interrupciones en el suministro de gas natural. Esto se debió a diversos factores entre los cuales se contaron la baja temperatura, el crecimiento de la demanda firme de gas natural y la renegociación de los contratos de abastecimiento de gas natural de las distribuidoras locales. Esto derivó en una mayor utilización, por parte de todas las usinas del Gran Buenos Aires, de fuel oil, de mayor costo y en compras spot de gas natural a precios mayores.

El costo medio de combustible de NP/PN para el año 1999 fue de 20.61 $/MWh, consumiéndose 786.380 Dm3 de gas natural (un 63% del total de combustible) y 389.400 toneladas de fuel oil (un 37 % del total de combustible).

La central Loma La Lata consumió gas natural provisto por YPF. El volumen total consumido fue de 741.398 Dm3, a un precio promedio de compra de 41,34 $/Dm3. El costo medio de combustible para Loma La Lata fue de 13,23 $/MWh

(*)Porcentaje aproximado de lo generado con dicho combustible sobre la generación bruta.

Durante el año 1999, 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%.

Otra importante labor durante el año fue la del 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.

El área de Ingeniería desarrolló una serie de proyectos relacionados con la eficiencia y disponibilidad de las instalaciones, como la renovación de componentes de la caldera en Nuevo Puerto y de los calentadores de baja presión de la Unidad 9.

Central Puerto posee y opera cuatro centrales generadoras termoeléctricas en Argentina, tres de ellas en Buenos Aires, y una cuarta en la zona de Comahue, Provincia del Neuquén. De esta forma, Central Puerto detenta el 10,34% de la potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), que a diciembre de 2000 totalizaba 20.719 MW.

Por séptimo año consecutivo Central Puerto se constituyó en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta de 7.320 GWb que representa una participación del 17 ,6%. En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto ocupó el segundo lugar con un 9,2% de participación, siendo superada sólo por la central hidráulica estatal Yacyretá.

Central Puerto nació en 1992 como una empresa dedicada a la generación eléctrica en el marco del proceso de reforma económica y privatización de la ex Servicios Eléctricos del Gran Buenos Aires (SEGBA).

La Compañía tiene como estrategia producir energía al más bajo costo, en el entorno de un mercado eléctrico altamente competitivo y con altas tasas de crecimiento. Para esto se ha puesto como metas principales invertir en nueva tecnología de bajo costo de producción total, optimizar permanentemente su estructura orgánica productiva y administrativa y desarrollar aquellas áreas de negocios relacionadas al mercado energético

Es así como a fines del año 1999 se dio inicio a la operación del Ciclo Combinado ubicado en la planta de Nuevo Puerto, y durante Mayo del año 2000 CAMMESA dio la habilitación comercial de su entrada en servicio al sistema eléctrico argentino. Esta planta tiene una potencia instala de 789 MW y combina la más alta eficiencia en la operación, con reducidos niveles de inversión por MW instalado y compromiso con el medio ambiente.

La demanda de energía eléctrica, medida como energía comercializada en el MEM, se incrementó de 68.778 GWh a 71.938 GWh entre los años 1999 y 2000, lo que representa un crecimiento del 4,59 %.

En los últimos ocho años la demanda de energía eléctrica ha crecido en promedio 6, 1 %, superando al crecimiento del PBI en el mismo periodo, el cual se ubica en 3,1 %.

Demanda Energía Eléctrica: años 93 a 94, sobre la base de Demanda Bruta MEM; años 95 al 2000, sobre la base de energía comercializada.

PBI: años 1993 a 1998, Secretaría de Programación Económica; 2000 estimación propia.

La potencia instalada en el SADJ creció de 19.521 MW en 1999 a 20.719 MW en 2000, lo que representa un incremento neto de 1207 MW de oferta eléctrica, compuesta principalmente por el cierre del ciclo combinado Agua del Cajón en el Comahue, el cierre del ciclo combinado de Central Térmica de Tucumán en el NOA y principalmente por la entrada en servicio del Ciclo Combinado de Central Puerto en el área Mercado, aportando 789MW de potencia instalada al sistema.

Desde el punto de vista de la producción, 2000 ha resultado un año de aportes hídricos muy altos, especialmente en la zona del Comahue. En esta región, la energía generada por las centrales hidráulicas, de 12.011 GWh, exhibe una aumento de 84,8% (5.512 GWh) respecto de 1999, y de aproximadamente un 14% de disminución (1.990 GWh) respecto a un año normal. Por otra parte, la generación de la central binacional Salto Grande registró un aumento del 26,5% (866 GWh).

En general, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto aumentó en 25,8% y la oferta de origen nuclear disminuyó un 13,0%. La demanda del año fue cubierta principalmente por generación técnica en un 52,5%, hidráulica en 39,1%, nuclear 7,2% e importaciones 1,3%.

Por último, en el mes de mayo se habilitó comercialmente la exportación de energía a Brasil con un contrato de potencia firme de 1 OOOMW. Este acuerdo fue realizado por la comercializadora CEMSA entre Central Costanera, Central Piedra Buena y Central térmica de Buenos Aires.

El crecimiento de la demanda junto con el inicio de la exportación de energía a Brasil, el mantenimiento prolongado de las centrales nucleares Embalse y Atucha 1, hicieron que el aumento en potencia instalada y disponibilidad de los nuevos ciclos combinados fueran insuficientes para mantener el precio de la energía del año anterior.

Este efecto se vio agravado por problemas de disponibilidad de gas natural en los meses de invierno, la indisponibilidad del corredor Comahue a Buenos Aires debido a atentados o bien tornados, al uso de combustibles alternativos de mayor costo, lo que se tradujo en mayores precios spot.

Por séptimo año consecutivo Central Puerto se constituyó en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta comercializable de 7.320 GWh que representan una participación del 17 ,6%. En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto ocupó el segundo lugar con un 9,22% de participación, siendo superada sólo por la central hidráulica estatal Yacyretá.

Durante el mes de marzo del 2000 entró en servicio comercial del Ciclo Combinado ubicado en la Ciudad de Buenos Aires, lo que contribuyó a aumentar su participación de mercado.

En el año 2000 hubo un incremente en la generación de 902GWb, es decir un 14,1% de variación respecto del año anterior. Y se explica fundamentalmente por la entrada en servicio del ciclo combinado de Puerto y sus costos competitivos respecto del resto del mercado.

La empresa cuenta en la actualidad con 48 clientes directos, en 60 contratos de summ1stro con cantidades y precio fijo, y 20 contratos por demanda leída y precio flotante. Entre los clientes directos se destacan las empresas como Papel Prensa, Aguas Argentinas, Masisa, Carrefour Argentina, Trenes de Buenos Aires (TBA) y varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires.

Las ventas en el mercado a término durante el período fueron de 5.793 GWb, inferiores a los 8.472 GWh del año anterior.

Durante el año 2000 se realizaron compras por 3.116 GWb al mercado spot a un precio medio de 17,20 $/MWb y ventas por 4.643 GWh a un precio medio de 30.06 $/MWb.

Cabe mencionar que en Noviembre de 2000 la empresa firmó contratos de suministro de Energía

Eléctrica con la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A. y con la Empresa Jujeña de Energía S.A, los que se efectivizarán a partir del 1 o de febrero de 2001 por el plazo de un año. La potencia contratada total es de 135 MW.

La demanda de energía eléctrica pasó de 71.740 GWh a 73.599 GWh entre los años 2000 y 2001, lo que representa un crecimiento del 2,6%. En los últimos nueve años, la demanda de energía eléctrica aumentó anualmente un promedio de 5,7 %, superando al crecimiento del PBI en el mismo período, que se ubica en 2,2%.

Demanda de Energía Eléctrica: Años 1993 a 1994, sobre la base de la Demanda Bruta MEM; Años 1995 a 2001, sobre la base de la energía comercializada.

PBI: Años 1993 a 1998, Secretaría de Programación Económica; 1999-2001 estimación propia.

La potencia instalada en el SADI pasó de 20.719 MW en 1999 a 22.344 MW en 2001, lo que representa un incremento neto de 1.625 MW de oferta eléctrica, compuesta principalmente por la entrada en servicio del Ciclo Combinado de DOCK SUD en el área Mercado, que aporta al sistema 773 MW de potencia instalada, y la entrada en servicio del Ciclo Combinado de AES PARAN Á en el área Buenos Aires, que aporta al sistema 845 MW de potencia instalada.

Desde el punto de vista de la producción, el año 2001 tuvo aportes hídricos muy altos, especialmente en la zona del Comahue y en la central binacional Salto Grande. En la región del Comahue, la energía generada por las centrales hidráulicas --17.210 GWh- aumentó un 43,3% (5.229 GWh) respecto del año 2000, y aproximadamente un 23% (3.240 GWh) respecto de un año normal. Por otra parte, la generación de la central binacional Salto Grande registró un incremento del 32,6% (1.349 GWh).

En general, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto aumentó un 21,7% y la oferta de origen nuclear aumentó un 14,1%. Por su lado, la generación térmica disminuyó un 16,0%. Principalmente la demanda del año fue cubierta de la siguiente forma: 46,8% por generación hidráulica, 43,4% por generación térmica, 8,0% por generación nuclear, y 1,8% por importaciones.

Por último, en el mes de mayo se habilitó comercialmente la segunda interconexión de energía con Brasil, con una potencia firme de 1000MW, lo que hace un total de interconexiones con Brasil de 2000 MW.

La elevada generación hidroeléctrica, la instalación de nueva oferta en ciclos combinados, un invierno extraordinariamente cálido (que trajo como consecuencia una gran disponibilidad de gas natural en esa estación) y un crecimiento de demanda moderado y casi nulo en la segunda mitad del año hicieron que el precio medio de la energía en el año fuera de $14,89/MWh, el nivel anual más bajo desde la privatización del sector eléctrico.

Respecto del marco regulatorio en el que se desarrollan las actividades de la compañía, cabe mencionar que se derogó definitivamente la Resolución de la Secretaría de Energía 545/99. Además, durante el año 2001 se promulgó el decreto 804/01 del Poder Ejecutivo Nacional, que modificaba ciertos aspectos de la regulación. Este decreto también fue derogado por el Congreso de la Nación. Actualmente, los distintos sectores de la industria están trabajando en los cambios necesarios para mejorar la eficiencia del mercado eléctrico local, entre ellos podemos citar la contractualización del mercado, la independización del pago de potencia del despacho y la declaración diaria de precios.

Durante el año 2001, y en el contexto del Plan Federal de Transporte, se llamó a una Convocatoria Abierta a los interesados en participar en el desarrollo de la línea Comahue-Gran Mendoza (Quinta Línea).

Por octavo año consecutivo, Central Puerto fue el mayor generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta de 5.202 GWh y una participación del 14,8% en la generación térmica del SADI. En este ámbito, Central Puerto ocupó el cuarto lugar con una participación del 6,4%, siendo superada por las centrales hidráulicas estatales Yacyretá y Salto Grande, y por la central hidráulica Piedra del Águila.

En el año 2001, hubo una disminución en la generación de 2.118 GWh (28,9% menos que el año anterior). Esta caída se explica fundamentalmente por la baja del precio de la energía en el MEM, derivada principalmente de la entrada en servicio de nueva generación de ciclo combinado en el SADI, elevada generación hidroeléctrica y los efectos de un invierno extremadamente cálido para la demanda de energía eléctrica.

La empresa cuenta en la actualidad con 26 clientes directos, en 44 contratos de suministro con cantidades y precio fijo y 14 contratos con demanda leída y precio variable. Entre los clientes directos se destacan empresas como Papel Prensa, Aguas Argentinas, Masisa, La Papelera del Plata y varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires.

Las ventas del periodo en el mercado a término fueron 2.997 GWh, o sea inferiores a los 5.793 GWh del año anterior, debido a la finalización de los contratos con Edenor y Edesur (Marzo 2000) y Epesf (Octubre 2000). Durante el año 2001, se realizaron compras por 1.970 GWh en el mercado spot a un precio medio de $12,63/MWh y ventas por 4.133 GWh a un precio medio de $20,77/MWh.

Cabe mencionar que desde el 1 de febrero de 2001, y por el plazo de un año, Central Puerto abastece de energía eléctrica a la Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A. y a la Empresa Jujeña de Energía S.A., con una potencia contratada total de 135 MW.

En febrero de 2001, entró en vigencia el segundo Contrato de Exportación de Potencia Finne y Energía Eléctrica Asociada entre Central Puerto y la Administración Nacional de Usinas y Transmisiones Eléctricas (UTE) de la República Oriental del Uruguay. La duración del contrato es de tres años y la potencia contratada, 165 MW.

Los precios del petróleo en el año 2001 estuvieron en niveles altos si se compara con años anteriores, aunque fueron inferiores a los registrados en el año 2000. El precio medio fue de aproximadamente US$26/barril para el crudo, Índice West Texas Intermediate. El alza del precio del petróleo en los años 2000 y 2001 impactó en los precios del gas natural a boca de pozo en la Argentina, y los llevó de un nivel promedio de $46/dm3 (Verano 1999-2000) a un precio de $51/dm3 (Verano 2001-2002), y de un nivel promedio de $49/dm3 (Invierno 1999) a un precio de $56/dm3 (Invierno 2001). Estos valores de referencia se refieren a la cuenca neuquina.

Se sigue desarrollando un programa de cobertura de precios de fuel oil y gas oil que permite mitigar el efecto de la volatilidad de los precios internacionales de los combustibles y aprovechar, a su vez, oportunidades de compra o venta sin exponerse al riesgo de variaciones en los precios externos.

Durante el año 2001, se realizaron operaciones de venta de excedentes de fuel oil y operaciones de compra spot fuera de temporada, con el objeto de maximizar el retorno de la capacidad de almacenaje existente que permanece ociosa durante gran parte del año. Las operaciones tuvieron un saldo positivo: generaron ingresos adicionales a las operaciones de la compañía y lograron reducir el costo de tenencia de stock y el costo de los combustibles al inicio del periodo invernal.

Por otra parte, se realizó la primera operación de alquiler de capacidad de almacenamiento a terceros, lo que contribuye al objetivo antes mencionado de maximizar el retorno de la capacidad de almacenaje existente.

Durante el año 2001, se nominó gas natural de los contratos que la compañía tiene con YPF S.A. y Metrogas S.A. Asimismo se realizaron algunas compras de oportunidad en el mercado spot. La compañía sigue trabajando en la promoción de un mercado spot de gas natural lo más competitivo posible a efectos de optimizar los saldos excedentes y/o faltantes según la época.

El invierno de 2001 fue el primero en el que funcionaron todos los ciclos combinados previstos para el GBA. En esta ocasión, las interrupciones de gas fueron muy reducidas comparadas con años anteriores, principalmente debido a las altas temperaturas registradas en los meses invernales, con excepción de mayo.

Esto se tradujo en una utilización muy escasa de combustibles alternativos en las usinas del GBA.

El costo medio del combustible de NP/PN para el año 2001 fue de $24,03/MWh, y se consumieron 369.460 dm3 de gas natural (un 83,3 %del total de combustible) y 63.626 toneladas de fuel oil (un 16,7 % del total de combustible).

El costo medio del combustible de Ciclo Combinado para el año 2001 fue de $15,47/MWh, y se consumieron 894.201 dm3 de gas natural (un 99,7% del total de combustible) y 2.206 toneladas de diesel Oil (un 0,3 %del total de combustible).

La central Loma de la Lata consumió gas natural provisto por YPF. El volumen total consumido fue de 116.455 dm3, a un precio promedio de compra de $39,56/ dm3. El costo medio de combustible para Loma de la Lata fue de $12,74/MWh.

(*) Porcentaje aproximado de lo generado con este combustible con respecto a la generación bruta.

Durante el año 2001, se ha seguido consolidando la Gestión de Operaciones de las unidades, manteniendo su eficiencia, disponibilidad y confiabilidad y avanzando en sus objetivos de mejorar la seguridad operativa, lograr la mejora continua y proteger el medio ambiente. Las unidades generaron 5.394 GWh, y el nivel de generación de las unidades experimentó los efectos de la elevada hidraulicidad, el ingreso de nuevas plantas de Ciclos Combinados y la disminución de la demanda local.

Un hecho relevante que se produjo durante este período ha sido la obtención de la certificación de las Normas de Calidad ISO 9001-2000, que involucra a dos centros productivos de CPSA: el Ciclo Combinado de Nuevo Puerto y la central Loma de la Lata.

El sistema de gestión de calidad alcanza a todos los procesos que influyen en la calidad del producto generado, por ejemplo, el suministro de gas natural y de combustibles líquidos, el proceso de generación de energía eléctrica y la calidad del agua que se utiliza para la conversión de energía.

El objetivo de certificar en la norma ISO compromete permanentemente a la administración y a todas las áreas que apoyan la gestión de producción, que tienen como guía de cumplimiento un Manual de Calidad, que específica los requisitos del sistema de gestión de calidad aplicables según la norma ISO.

Esta norma promueve la adopción de un enfoque basado principalmente en los procesos y la mejora continua de la calidad del producto.

La demanda de energía eléctrica, medida como energía comercializada en el MEM, disminuyó de 73.595 GWh a 72.107 GWh entre los años 2001 y 2002, lo que representa una caída del 2,0%. En los últimos nueve años la demanda de energía eléctrica ha crecido en promedio 5,07 %, superando al crecimiento del Pm en el mismo período, el cual se ubica en 0,7l %.

Demanda Energía Eléctrica: años 93 a 94, sobre la base de Demanda Bruta MEM; años 95 al 2002, sobre la base de energía comercializada.

La potencia instalada en el SADI creció de 22.344 MW en 2001 a 22.838 MW en 2002, lo que representa un incremento neto de 494 MW de oferta eléctrica, compuesta principalmente por la entrada en servicio del Ciclo Combinado de San Miguel de Tucumán y Pluspetrol Norte en el área del NOA, aportando 385 MW de potencia instalada al sistema y la entrada en servicio de las centrales hidroeléctricas del Consorcio Potrerillos en el área Cuyo, aportando 96 MW de potencia instalada al sistema.

Desde el punto de vista de la producción, 2002 ha resultado un año de aportes hídricos muy altos al igual que en 2001. En la región del Comahue, la energía generada por las centrales hidráulicas, de 15.849 GWb, exhibe una disminución de 8% (1.391 GWh) respecto de 2001, y un aumento de aproximadamente un 13% (1.849 GWh) respecto a un año normal. Por otra parte, el resto de la generación hidroeléctrica registró un aumento del 5% (1.040 GWh).

En general, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto disminuyó un 1% y la oferta de origen nuclear disminuyó un 18%. Por su parte la generación térmica disminuyó un 11 ,0%. La demanda del año fue cubierta principalmente por generación hidráulica en un 49,1%, térmica en 40,9%, nuclear 7,0% e importaciones 2,9%.

Las exportaciones de energía disminuyeron drásticamente de 4.201 GWh en 2001 a 1.009 GWh en 2002, debido a las mejores condiciones hidrológicas en Brasil y Uruguay.

Al igual que en 2001, la alta generación hidroeléctrica, la instalación de nueva oferta en ciclos combinados, junto con un invierno extraordinariamente cálido (que redundó en una elevada disponibilidad de gas natural en el invierno); a lo que se sumó una caída importante en la demanda, generaron una presión negativa sobre los precios, que solamente se revirtió a partir del invierno por los altos costos de combustibles líquidos y el alto impacto de los costos variables dolarizados.

(1) Promedios ponderados por energía, en el año 2002 se suman adicionalmente a la energía los sobrecostos transitorios de despacho y los sobrecostos de combustibles.

Respecto del marco regulatorio en el cual se desarrollan las actividades de la compañía, cabe mencionar que la crisis en que se encuentra el país ha impactado gravemente el mercado eléctrico, y que esto genera grandes incertidumbres respecto del desarrollo regulatorio. Actualmente, los distintos sectores de la industria están trabajando en los cambios que sean necesarios para recomponer los ingresos del sector, permitir el desarrollo de nuevas inversiones y mejorar la eficiencia del mercado eléctrico local, entre ellos podemos citar la recomposición del pago de potencia y la declaración diaria de precios. Un paso importante ha sido dado durante el año 2002 hacia la separación del pago de potencia del despacho mediante la Resolución S.E. 246/2002.

Por octavo año consecutivo Central Puerto se constituyó en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina por su potencia instalada, con una generación neta de 3.161 GWh que representa una participación del10,2%.

En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto ocupó el séptimo lugar con un 4,2% de participación, siendo superada por las central estatales Yacyretá, Salto Grande, y Embalse; y por las centrales Hidroeléctrica Piedra del Águila, Genelba y Agua del Cajón.

En el año 2002 hubo una disminución en la generación de 2.001 GWh, es decir un 38,5% de variación respecto del año anterior. Y se explica fundamentalmente por la disminución del precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, derivada principalmente de la reducción de la demanda, la entrada en servicio de nueva generación de ciclos combinados en el SADI, la alta generación hidroeléctrica y un invierno cálido.

A diciembre de 2002 la empresa cuenta con 23 clientes directos, en 6 contratos de suministro con cantidades y precio fijo, y 38 contratos por demanda leída y precio flotante. Entre los clientes directos se destacan las empresas como Aguas Argentinas, Masisa Argentina S.A., Sulfacid S.A., Total Austral, Compañía MEGA S.A., ESSO Petrolera Argentina S.R.L. así como también varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires.

Las ventas en el mercado a término durante el período fueron 2.085 GWh, inferiores a los 2997 GWh del año anterior debido a la finalización de los contratos de EDET y EJESA (31/l/2002), Profertil y TBA (30/4/2002), La Papelera del Plata y Papel Prensa S.A. (3111 0/2002).

En virtud de las condiciones de inestabilidad económica y financiera que prevalecieron en el país durante el año 2002 y, a raíz del dictado de la ley 25.561 y el art. 8° de su Decreto Reglamentario N° 214/2002 del Poder Ejecutivo Nacional, Central Puerto optó por renegociar con los clientes más importantes las condiciones de precios, demandas y plazos de sus respectivos contratos de abastecimiento.

Además por Resolución de la Secretaria de Energía N° 8/2002 se implementó el Mercado Spot Anticipado (MSA) para el período estacional de invierno de 2002. CPSA participó en los meses de junio y julio en el MSA vendiendo 146.9 GWh de energía a un precio ponderado de 31.67 $/MWh. A partir de agosto se suspendió la aplicación del MSA por Resolución SE N° 246/2002.

El costo medio de combustible de NP/PN para el año 2002 fue de 68,9 $/MWh, consumiéndose 40.523 Dm3 de gas natural (un 65% del total de combustible) y 18.672 toneladas de fuel oil (un 35 % del total de combustible).

El costo medio de combustible del Ciclo Combinado para el año 2002 fue de 18,5 $/MWh, consumiéndose 523.136 Dm3 de gas natural (un 99% del total de combustible) y 4.211 toneladas de gasoil (un 1% del total de combustible).

La central Loma La Lata consumió gas natural provisto por Repsol- YPF. El volumen total consumido fue de 89.216 Dm3 a un precio medio de compra de 45,6 $/MWh. El costo medio de combustible para Loma La Lata fue de 14,9 $/MWh.

(*) Porcentaje aproximado de lo generado con dicho combustible sobre la generación bruta.

(*) Este costo medio refleja la baja generación total de las unidades de NP/PN (189 GWh) y la alta proporción de combustibles líquido utilizado.

Durante el año 2002 la producción de las unidades generadoras fue 3.161 GWh, teniendo como aporte principal la generación del Ciclo Combinado de Nuevo Puerto. La alta oferta de energía hidráulica y la baja demanda de energía eléctrica fueron las causas principales de la baja producción de las turbinas de vapor y turbinas de gas en ciclo abierto, en el parque térmico en general.

En el caso de CPSA la producción alcanzó el 80 % de lo previsto y con una disponibilidad total de las unidades de 92 % manteniendo la confiabilidad y seguridad operativa de acuerdo a los requerimientos de despacho comercial.

El Ciclo Combinado ha acumulado 18.730 horas de operación, desde su puesta en servicio comercial en mayo de 2000.

Durante este año se ejecutaron los mantenimientos programados de las unidades, los cuales consistieron en la inspección de combustión y de paso de gases calientes de las dos turbinas de gas y el mantenimiento de la turbina de vapor y los equipos auxiliares.

Estas tareas en su conjunto han permitido mejorar la confiabilidad operativa y la disponibilidad.

Se han realizado modificaciones relevantes en la instalación entre las que se destacan:

Modificación del sistema de combustión para asegurar la utilización del gas-oil como combustible alternativo.

Modificación del sistema de refrigeración de los compartimentos de las turbinas de gas.

Mejora en la estabilidad de llama del sistema de combustión de las turbinas de gas.

En el mes de mayo se firmó el Acuerdo Transaccional de la Recepción Final de la obra del Ciclo Combinado, con el Consorcio GE-Techint.

Queda establecido según el contrato original, que el mantenimiento de la planta será ejecutado por el Consorcio por un lapso de 14 años, tomando como fecha de inicio el mes de mayo de 2000.

A pesar de la baja producción de las unidades, se han ejecutado durante el año importantes trabajos preventivos en las instalaciones, para asegurar la confiabilidad operativa, disponibilidad y los tiempos de arranque comprometidos con el sistema de despacho.

Reemplazo parcial de la cañería de agua de refrigeración, de la Central Puerto Nuevo.

Ejecución de un programa preventivo para evaluar el grado de limpieza de los circuitos de agua y vapor de las calderas de las unidades.

Modificación e implementación de cambios en el sistema de control de velocidad de las bombas de agua para la alimentación de la caldera de la unidad 6.

Aunque el despacho de las tres unidades ha sido bajo, las veces que fueron requeridas para cubrir demandas, tanto programadas como intempestivas, no hubo inconvenientes relevantes que afectaran su disponibilidad y confiabilidad.

Programación y preparación del mantenimiento mayor de la TG N° 3, a realizarse durante el último trimestre del año 2003.

La Centrales Loma de la Lata y Ciclo Combinado NP que poseen la certificación ISO 9001-2000, tuvieron durante el año las visitas de seguimiento por parte del organismo certificador (BVQI), dando continuidad a la certificación sin inconvenientes.

Durante este año se dio curso a una serie de planes de mejora continua en los diferentes procesos de producción, que contribuyen en mejorar la gestión del área.

Central Puerto continúa, como en años anteriores, cumpliendo los principios enunciados en su Política Ambiental, realizando la optimización progresiva de sus instalaciones, la capacitación de su personal y la difusión y promoción de los fundamentos de la protección ambiental.

Integración de los medidores de control de pH de los efluentes de las centrales, instalados a la salida del canal de agua de refrigeración, al registro computarizado de emisiones de chimeneas. Su objetivo es controlar en tiempo real la calidad del agua y corregir las desviaciones que puedan producirse.

Este proyecto consiste en monitorear la calidad del aire en la zona de influencia de las centrales. Esto complementa el proyecto realizado por el Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE), la Agencia de Cooperación Internacional del Japón (JICA) y la Comisión Nacional de Energía Atómica (CONEA).

Se realizó la actualización del Sistema de Gestión Ambiental de la empresa, basando su elaboración en las Normas ISO 14001.

Durante el año 2002, Central Puerto participó activamente en congresos nacionales e internacionales relacionados con el medio ambiente y la electricidad.

La demanda de energía eléctrica, medida como energía comercializada en el MEM, aumentó de 72.107 GWh a 77.738 GWh entre los años 2002 y 2003, lo que representa una incremento del 7,8%. En los últimos once años la demanda de energía eléctrica ha crecido en promedio 5 %, superando al crecimiento del PIB en el mismo periodo, el cual se ubica en 8,1 %.

Demanda Energía Eléctrica: años 93 a 94, sobre la base de Demanda Bruta MEM; años 95 al 2003 sobre la base de energía comercializada.

La potencia instalada en el SADI (generación más autogeneración y cogeneración) creció de 23.200 en 2002 a 23.316 en 2003 lo que representa un incremento neto de 116 MW de oferta eléctrica, compuesta principalmente por la entrada en servicio de la Turbogas Pluspetrol Norte II en el área del NOA, aportando 116 MW de potencia instalada al sistema.

Desde el punto de vista de la producción, 2003 ha resultado un año de aportes hídricos superiores a la media aunque inferiores a los del2002. En la región del Comahue, la energía generada por las centrales hidráulicas, de 14.385 GWh, exhibe una disminución de 9,2% (1464 GWh) respecto de 2002, y un aumento de aproximadamente un 3% (441 GWh) respecto a un año medio. Por otra parte, el resto de la generación hidroeléctrica registró una disminución del 3,7% (802 GWh).

En resumen, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto disminuyó un 6% y 1 a oferta de o rigen nuclear aumentó un 30,3%. Por su parte la generación térmica aumentó un 21,2%. La demanda del año fue cubierta principalmente por generación hidráulica en un 46,6%, térmica en 43,3%, nuclear 8,6% e importaciones 1,5%.

Las exportaciones de energía disminuyeron de 1.009 GWh en 2002 a 434 GWh en 2003, debido a las mejores condiciones hidroeléctricas en Brasil y Uruguay.

A diferencia del 2002, la disminución de la generación hidroeléctrica, junto con un invierno con temperaturas del orden de las medias históricas, acompañado por una fuerte recuperación en la demanda, generaron una presión positiva sobre los precios.

Por noveno año consecutivo Central Puerto se constituyó en el mayor generador termoeléctrico de la Argentina por su potencia instalada, con una generación neta de 4.782 GWh que representa una participación del 12,6%. En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto ocupó el cuarto Jugar con un 5,8% de participación, siendo superada por las central estatales Yacyretá y Embalse; y por la central Hidroeléctrica Piedra del Águila.

En el año 2003, la Empresa experimentó un aumento en la generación de 1581 GWh, es decir un 49% de variación respecto del año anterior. Y se explica fundamentalmente por la m e jora en la disponibilidad del Ciclo Combinado, el aumento del precio de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista, derivada principalmente del aumento de la demanda y la disminución de la generación hidráulica.

A diciembre de 2003 la empresa cuenta con 20 clientes directos, 15 Grandes Usuarios Mayores y 5 Grandes Usuarios Menores. Entre los Grandes Usuarios Mayores se destacan las empresas como Aguas Argentinas, Atanor, Sulfacid, Total Austral, Compañía MEGA, ESSO Petrolera Argentina, así como también varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires.

Muchos de estos contratos fueron renegociados a partir de la crisis económica y financiera de principios del 2002, quedando 7 contratos de suministro con precio binómico, 5 contratos con precio flotante y 3 por renegociar durante el primer trimestre del 2004.

Las ventas en el mercado a término durante el periodo fueron de 1.380 GWh, inferiores a los 1.938 GWh del año anterior debido a la finalización de los contratos de Agfa S.A. (30/04/03), Resinfor S.A. (30/04/03), Faplac S.A. (31/1 0/03) y la rescisión del contrato de exportación con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de la República Oriental del Uruguay por 165 MW a partir del mes de Abril.

Esto último, debido a que UTE rechazó la aplicación del Decreto N° 1491/02 de agosto de 2002 al contrato de suministro, por el cual los contratos de exportación de energía eléctrica se mantenían en moneda extranjera, así como también reglaba que la facturación se emitiera conforme la nueva normativa.

En diciembre de 2002, UTE rescindió unilateralmente el contrato y en febrero de 2003, Central Puerto S.A. notificó a UTE la interposición de la demanda arbitral. El Tribunal Arbitral dictó el laudo en junio pasado, haciendo lugar en lo sustancial al reclamo de Central Puerto S.A. La compañía presentó el 23 de julio de 2003 ante el Tribunal, la liquidación que no ha sido aprobada hasta el momento.

Además se implementó por segundo año, en los términos de Jo dispuesto por la Resolución S.E. N° 1/2003, el Mercado Spot Anticipado (MSA) para el período marzo 2003 a octubre 2003. Central Puerto participó en el MSA vendiendo 100 MW planos a un precio de 24.50 $/Gwh de energía.

En suma, las ventas de energía a término durante el2003 fueron de 1968 Gwh, compuestas por 1380 Gwh en el mercado a término y 588 Gwh en el mercado Spot Anticipado, menores a los 2085 Gwh del año 2002, compuestas por 1938 Gwh y 146.9 Gwh en el mercado Spot Anticipado.

Recientemente se firmó un acuerdo por disponibilidad de potencia con Hidroeléctrica Piedra del Águila, por el cual se respalda un contrato de abastecimiento por 15 MW que entra en vigencia a partir de enero de 2004.

Los precios de petróleo en el año 2003 se incrementaron con respecto al 2002. El precio medio fue de aproximadamente 31 US$/barril para el crudo índice West Texas Intermediate frente a un precio de 26 U S$ /barril registrado en 2002. Los elevados valores del precio del petróleo desde el año 2000, han impactado los precios de gas natural boca de pozo en la Argentina, llevándolos de un nivel promedio de 46 $/Dm3 (verano 1999-2000) a un precio de 53 $/Dm3 (verano 2003-2004) y de un nivel promedio de 49 $/ Dm3 (invierno 1999) a un precio de 59 $/ Dm3 (invierno 2 003). Estos valores de referencia son para la cuenca neuquina. Sin embargo cabe aclarar que los precios de gas boca de pozo se encuentran pesificados en virtud de la Ley de Emergencia Económica.

Continuando con las estrategias adoptadas en 2002 debido al impacto de la crisis argentina, durante el 2003 se utilizo el remanente del combustible prefinanciado en 2002, según lo previsto en la Resolución SE 8/2002.

Durante el año 2003 se realizaron operaciones de compra de fuel oíl y gas oil para completar los consumos requeridos por las operaciones.

El mercado spot de gas natural en la Argentina continúa su lento desarrollo, en el cual Central Puerto está colaborando con el fin de mejorar sus costos de operación al tener mayores alternativas de abastecimiento, mostrándose como uno de los principales actores de este mercado. A su vez se continúa trabajando en mejorar el diseño de los precios de referencia de energía eléctrica a fin de facilitar el desarrollo de este mercado.

En el invierno de 2003 las interrupciones de gas fueron muy superiores a las del 2002, principalmente debido a la baja temperatura registrada durante el mes de agosto y el significativo incremento de la demanda debido a la modificación de los precios relativos entre el gas natural y sus sustitutos. A pesar de ello se registró una baja utilización de combustibles alternativos en las usinas del Gran Buenos Aires.

El costo medio de combustible de Nuevo Puerto y Puerto Nuevo para el año 2003 fue de 87,13 $/MWh, consumiéndose 37.558 Dm3 de gas natural (un 53% del total de combustible) y 28.670 toneladas de fuel oil (un 47% del total de combustible).

El costo medio de combustible del Ciclo Combinado para el año 2003 fue de 15,70 $/MWh, consumiéndose 766.095 Dm3 de gas natural (un 99.9% del total de combustible) y 533 toneladas de gasoil (un 0.1% del total de combustible).

La central Loma La Lata consumió gas natural provisto por Repsol- YPF. El volumen total consumido fue de 174.243 Dm3 a un precio medio de compra de 57,46 $/Drn3. El costo medio de combustible para Loma La Lata fue de 18,54 S/MWh.

(*) Porcentaje aproximado de lo generado con dicho combustible sobre la generación bruta.

Este costo medio refleja la baja generación total de las unidades de NP/PN y la alta proporción de combustibles líquido utilizado.

Durante el año 2003 la producción bruta de las unidades generadoras fue de 4.895 GWh, siendo un 49 % mayor que el año anterior.

Las unidades de Central Puerto S.A. tuvieron una disponibilidad de 93.8%, considerando los mantenimientos programados, lo que permitió la confiabilidad y seguridad operativa, de a cuerdo a 1 os requerimientos del Despacho Comercial

El Ciclo Combinado ha acumulado 26.000 horas de operación desde su puesta en servicio comercial en mayo 2000.

Durante este año, la empresa General Electric, a cargo del mantenimiento de la planta, realizó los mantenimientos programados y no programados de las unidades, de acuerdo a las prácticas de mantenimiento preestablecidas.

Cabe destacar que en el mes de junio de 2003, se alcanzo la mayor generación de energía desde la puesta en marcha comercial de la central, con 463 GWh.

Respecto a la operatividad de las unidades, se destaca el uso confiable de combustible líquido alternativo durante el invierno, por las restricciones que hubo de suministro de gas natural.

Las unidades turbo vapor de las centrales Nuevo Puerto y Puerto Nuevo tuvieron, como estaba previsto, una minima convocatoria al despacho.

La unidad 4 no fue convocada en todo el período. Las unidades 7 y 8 sólo fueron solicitadas al servicio a pedido de CAMMESA para verificar su potencia disponible, mientras que las unidades 5, 6 y 9 fueron solicitadas por emergencias del sistema eléctrico.

Las mismas respondieron adecuadamente a los requerimientos del SADI (Sistema Argentino de

e) Cumplimiento de todos los valores de carga solicitados (desde mínimo técnico hasta plena carga)

Este desempeño marcó una amplia confiabilidad de las unidades para el periodo, lo que fue posible debido al programa de mantenimiento menor realizado, destacándose la reparación e inspección de la caldera, turbina y equipamiento auxiliar de las unidades 6, 7, 8 y 9.

La producción de las unidades fue mayor en un 98% respecto al año 2002. Las unidades operaron sin inconvenientes manteniendo el nivel de confiabilidad y disponibilidad, requerido por el Despacho Comercial y basándose en un programa de mantenimiento preventivo, entre la que se destaca el Mantenimiento Mayor a todos los equipos de 500 kv de la sub estación de Planicie Banderita, y revisión de interruptores y campos.

Durante el 2003 se realizó una serie de proyectos y estudios requeridos por las diferentes centrales para mejorar la calidad de 1 as instalaciones y asegurar e 1 nivel técnico requerido por las áreas de operación y mantenimiento.

• Elaboración de las especificaciones técnicas y condiciones para el reemplazo del Economizador de la Caldera 13, Unidad 5.

• Renovación del Sistema de Control Automático de Presión de Vapor a Eyectores de la turbina, Unidad 9.

• Incorporación de equipos al Sistema de Protección de Incendio en plantas de las centrales Puerto Nuevo y Nuevo Puerto

Central Puerto continua, según los principios enunciados en la política del grupo {Salud, Seguridad Medio Ambiente y Calidad), optimizando sus instalaciones, capacitando al personal y promoviendo los fundamentos de la protección ambiental y los aspectos relacionados de calidad e higiene y seguridad industrial.

• Cursos de Capacitación Ambiental para el personal de Operaciones y Mantenimiento de todas las centrales

• Auditarlas Ambientales Internas, las que se realizaron en todas las centrales siguiendo el procedimiento de la norma ISO 14001.

• El proyecto de implementación para la Norma ISO 14001, en todas las centrales, desarrollándose de acuerdo al programa previsto que considera iniciar el proceso de certificación durante el primer semestre del2004.

• Se realizó la disposición final de residuos especiales y de transformadores contaminados. En la central Loma de la Lata se efectúo el tratamiento de los dos transformadores contaminados con PCB, y en la central Puerto Nuevo se reemplazó un transformador de la Unidad 8.

• Central Puerto S.A. ha iniciado una participación activa en el programa de Calidad del Aire de la provincia del Neuquén. Esta actividad es promocionada por la Dirección de Medio Ambiente y Desarrollo Sustentable de la provincia, en el cual se está integrando el Comité Ejecutivo y la Comisión de Emisiones y Calidad del Aire.

La potencia instalada en el Sistema Argentino de Interconexión (SADl),generación más autogeneración, aumentó de 23.316 MW en 2003 a 23.412 MW en 2004, lo que representa un incremento neto de 96 MW de oferta eléctrica. Este aumento se debe a la incorporación en el MEM de la Central Hidroeléctrica Las Maderas (31 MW} en el área NOA, la ampliación del Consorcio Los Potrerillos (40MW) en el área de Cuyo, la entrada en servicio de una TG perteneciente a la empresa AES San Nicolás (25MW), a la baja del generador Ave Fénix (47 MW} en el área NOA y a diversos cambios en las potencias disponibles de otras centrales (47MW) por repotenciación en sus unidades.

Desde el punto de vista de la generación, el 2004 resultó un año de aportes hídricos en las cuencas hidroeléctricas inferiores a la media histórica. En la región del Comahue la energía generada por las centrales hidráulicas- 13.696 GWh exhibe una disminución de un 4,8% -689 GWh- con respecto al 2003 y una disminución de aproximadamente un 7,6% -1.130 GWh- con respecto a un año medio. En comparación con el 2003, el resto de la generación hidroeléctrica registró una disminución del14% -2.938 GWh-.

En resumen, con respecto al 2003, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto disminuyó un 1 0,2% mientras que la de origen nuclear y la de generación térmica aumentaron un 4, 1% y un 26, 1% respectivamente.

Durante el 2004 las exportaciones de energía aumentaron un 477%.En el año 2003 se exportaron 434 GWh mientras que en el 2004 fueron 2.070 GWh. De estas exportaciones 1.127 GWh corresponden a los contratos entre Cemsa y UTE y 943 GWh a una exportación bajo modalidad de emergencia a UTE.

En el 2004 no se registraron exportaciones a Brasil correspondientes a los contratos entre Cemsa, Costanera y Cien (Garabí 1 y 2 de- 2.000MW).

El precio medio de la energía en el mercado a curva de demanda plana fue de 31,76 $/MWh, lo que representa un incremento, con respecto a los 25,44$/Mwh del año anterior, de 24,8%. El aumento es el resultado de la combinación de varios factores: el crecimiento de la demanda local, la menor generación hidráulica por menores aportes y el aumento en los precios de gas en boca de pozo (Sendero de gas establecido por el Acuerdo

Central Puerto S.A. se constituyó en el segundo generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta de 7.125 GWh que representa una participación del 15,6%. En el ámbito de la generación total del SADI Central Puerto S.A. ocupó el tercer lugar con un 8,1% de participación, siendo superada por la Central Hidroeléctrica del aprovechamiento Binacional Yacyretá y por la Central Térmica Costanera.

En el2004 Central Puerto S.A. tuvo un aumento en su producción de 2.396 GWh, un 50% más con respecto al año anterior que se explica fundamentalmente por: el crecimiento de la demanda, la disminución de la generación hidráulica, la ausencia de incorporación de una nueva oferta relevante y el elevado requerimiento de nuestras unidades turbo vapor con fuel oil proveniente de Petróleos de Venezuela Sociedad Anónima (PDVSA).

A diciembre de 2004, Central Puerto S.A. tiene 8 contratos con Grandes Usuarios Mayores y 5 con Grandes Usuarios Menores que representan una potencia media comprometida igual a 68,29 MW. Entre los principales clientes figuran: Esso Petrolera Argentina S.R.L., Total Austral S.A., Sulfacid S.A., Vidriería Argentina S.A., Pilkington S.A., Mega S.A., Atanor S.A., Mármoles y Granitos de San Luis S.A., Huyck Argentina S.A., FV S.A. y varios centros comerciales ubicados en la ciudad de Buenos Aires Las ventas en el Mercado a Término durante el período fueron de MM$32. La energía vendida fue de 863,9 GWh (4,5% de la energía comercializada en el Mercado a Término), inferior a los 1.386,4 GWh del año anterior debido a la finalización de los contratos de Acindar S.A. (30/04/04) de 40 MW y de Aguas Argentinas S.A. (30/04/04) por 50 MW.

Respecto al litigio mantenido con la Administración Nacional de Usinas y Trasmisiones Eléctricas (UTE) de la República Oriental del Uruguay, originado en la rescisión anticipada por parte de UTE del contrato de 165 MW y el falta de reconocimiento de lo dispuesto por el Decreto W 1491/02 del29 de agosto de 2002, el Tribunal Arbitral aprobó el17 de septiembre de 20041a liquidación definitiva presentada por Central Puerto S.A. por U$S 2.955.464. Sin perjuicio de ello, UTE ha efectuado diversas presentaciones judiciales rechazando la validez del laudo, que aún no han sido resueltas.

La Ley de Emergencia Económica promulgada en el 2002 dispuso la pesificación de todos los contratos en dólares y también de las tarifas de servicios públicos. En el ámbito del gas natural esto significó la pesificación de los contratos de abastecimiento y de las tarifas publicadas por el ENARGAS.

Durante el presente año, la Secretaria de Energía y los productores de gas han firmado un acuerdo (Resolución MPFIPyS 208/2004) mediante el cual se implementa un "esquema de normalización de los precios de gas natural en el punto de ingreso al sistema de transporte", comprometiéndose estos últimos a suministrar ciertos volúmenes de gas a los usuarios de mercados con precio regulado (distribuidoras de gas y usinas de generación eléctrica) y a renegociar los actuales contratos pesificados. A modo de ejemplificar el referido esquema, se puede observar en el cuadro siguiente la evolución comprometida del precio de gas en boca de pozo en la cuenca neuquina. Se ha utilizado a modo de referencia un tipo de cambio de 3$ =1 u$s.

Respecto a los combustibles líquidos, se mantienen en valores de arbitraje con los precios internacionales, lo cual significó un alza importante de su valor en pesos, por el efecto tipo de cambio y por la evolución del precio del crudo en el mundo.

Los precios de petróleo en el 2004 se incrementaron con respecto al 2003. El precio medio fue de aproximadamente 41 US$/barril para el crudo índice West Texas lntermediate frente a un precio de 31 US$/barril registrado en 2003.

A principios del 2004, se realizaron operaciones de compra de fuel oil y gas oil para completar los consumos requeridos por las operaciones tempranas con dichos combustibles (marzo ~ abril). A partir de mayo Central Puerto S.A. recibió fuel oil de PDVSA de acuerdo a lo establecido en la Resolución SE 389/2004 para ser consumido en sus unidades turbo· vapor. Mediante este modo se importó a la Argentina un total de 633.596 toneladas, de las cuales Central Puerto recibió un total de 244.416 toneladas, lo que representa un 38,5%.

Este modo de operación no significó costos económicos ni financieros para los generadores que se acogieron a ella, percibiendo por la energía eléctrica producida con este combustible únicamente los costos de operación y mantenimiento. Adicionalmente, permitió maximizar el cobro de la potencia base en las unidades turbo vapor (TV) por disponer de combustible para producir energía ante la casi nula disponibilidad de gas.

Durante el presente año, mediante el mecanismo establecido en la Resolución SE 436/2004, Central Puerto ha recibido MM$19,2, en concepto de anticipo destinado al pago por adelantado del combustible líquido Gas Oil previsto a utilizarse en sus centrales durante el invierno.

En el transcurso del invierno del presente año, la Secretaria de Energía emitió sucesivas resoluciones orientadas a asegurarse el abastecimiento interno de gas natural. Para ello, se elaboró un programa de racionalización de las exportaciones de gas (a Chile fundamentalmente) y del uso de la capacidad de transporte ( Decreto 265/2004, Disposición 27/2004). Posteriormente, y como consecuencia de que varias distribuidoras de gas por redes han tenido dificultades para abastecer su demanda no interrumpible y firme, la Secretaría de Energía aprobó el mecanismo de uso prioritario del transporte para el abastecimiento de la demanda no interrumpible (Resolución SE 503/2004 y Resolución SE 659/2004).

Como consecuencia de lo anterior y de no lograrse aún la renegociación de los contratos vigentes y pesificados de suministro de gas entre CPSA y Repsol-YPF, la Compañía sufrió la redistribución del gas de su Ciclo Combinado. Esto resultó en 65 días equivalentes de corte y en 13.006 toneladas de gas oil consumido (máxima cantidad desde la marcha comercial del Ciclo Combinado en el 2000).

Adicionalmente a las medidas mencionadas en el primer párrafo, la Secretaría de Energía a través de la Res 984/2003 estableció para el invierno 2004 un servicio de reserva de energía asociada al gas natural y combustibles alternativos. El objetivo es el de reducir el riesgo de desabastecimiento ante la posibilidad cierta de baja disponibilidad de gas para usinas térmicas, y bajo stock de combustible líquido al inicio del invierno en las centrales.

Esto último como consecuencia de la situación financiera del sector y las exigencias de pago adelantado por parte de los proveedores. Como resultado de la participación en dicho servicio, Central Puerto S.A. recibió un ingreso adicional de 22,1 MM$, compuestos por 19,5MM$ por servicio de reserva asociada a gas en su Ciclo Combinado y MM$2,6 por servicio de reserva asociada a fuel oil en sus unidades Turbo Vapor.

Durante el presente año, la Central Loma de la Lata ha contado con baja disponibilidad de gas natural debido a que Repsol - YPF no ha tenido gas suficiente para abastecer a toda su demanda.

Actualmente, continúan las gestiones con Repsol - YPF para la renegociación de los contratos de provisión de gas natural a nuestras plantas de Loma la Lata y Ciclo Combinado de Buenos Aires.

En las centrales Nuevo Puerto y Puerto Nuevo en el 2004 se consumieron 238.107,54 Dm3 de gas natural (un 37,9% del total de combustible) y 329.834 toneladas de fuel oil (un 62,1 %del total de combustible).

En el Ciclo Combinado se consumieron 784.684,18 Dm3 de gas natural (un 97,7% del total de combustible) y 13.006 toneladas de gasoil (un 2,3% del total de combustible). El volumen total consumido por la Central Loma de la Lata fue de 258.999 Dm3.

Porcentaje aproximado de lo generado con dicho combustible sobre la generación bruta.

Las unidades generadoras alcanzaron una disponibilidad de 84%, incluyendo en este índice los programas de mantenimiento. La generación eléctrica neta fue de 7.125 GWh, un 50% más del índice registrado en el 2003. Las horas de operación de las unidades fueron 29.405 resultando 51,7% más de lo previsto.

El Ciclo Combinado en el mes de octubre generó 516 GWh, siendo éste el valor más alto alcanzado desde el inicio de su marcha comercial. Los requerimientos del despacho comercial ante las exigencias del SADI obligaron a utilizar en las unidades generadoras gas natural, petróleo ( fuel-oil} y diesel -oil, cuyo resultado una vez más demostró la eficacia y flexibilidad de la que disponen las instalaciones.

Durante el año 2005, la demanda de energía eléctrica, medida como energía comercializada en el MEM, fue de 82.969 GWh. Con respecto al año 2004 la demanda se incrementó en un 5,8%.

Esta demanda fue cubierta por generación hidráulica en un 38.3%, térmica en 53%, nuclear 6.2% e importaciones en un 1 ,8%

La potencia instalada en el SADI (generación más autogeneración) aumentó de 23.412 MW en 2003 a 23.657 MW en 2005, lo que representa un incremento neto de 245 MW de oferta eléctrica. Este incremento se debe a diversos cambios en las potencias disponibles de centrales hidráulicas (315MW) en Comahue, Cuyo, NOA y NEA por repotenciación o mayor disponibilidad en sus unidades y a la baja de los generadores Calchines (30 MW) y Santa Fe Oeste (40 MW) en el área Litoral.

Desde el punto de vista de la producción, 2005 ha resultado un año de aportes hídricos superiores a la media. En la región del Comahue, la energía generada por las centrales hidráulicas fue de 15.852 GWh, registrando un aumento del 15,7% (2.155 GWh) respecto de 2004.

En resumen, respecto del año 2004, la oferta de energía de origen hidráulico en conjunto aumentó un 13,1% y la oferta de origen nuclear disminuyó un 12,8%. Por su parte la generación térmica aumentó un 3,7%.

Durante el ano 2005, las exportaciones de energía disminuyeron de 2.070 GWh en 2004 a 1.800 GWh en 2005, lo que representa una merma del 13%. Se registraron exportaciones a Brasil correspondiente a los dos contratos entre CEMSA, Endesa Costanera y Cien (Garabí 1 y 2 - 2000MW) por 526 GWh, y 1.276 GWh a los contratos entre CEMSA y UTE y a exportación bajo modalidad de emergencia a UTE.

El precio medio de la energía en el mercado fue de 43,66 $/MWh, lo que representa un incremento del 37,5% con respecto a los 31,76 $/MWh del año anterior. Dicho incremento corresponde al resultado de la combinación de varios factores entre los que se destacan el crecimiento de la demanda local y el aumento en los precios de gas en boca de pozo autorizados a pasar al precio de energía por la Secretaría de Energía (Sendero de gas establecido por el Acuerdo 208/2004 y Nota S.S. C. W 1559/05)

Central Puerto S.A. se constituyó en el segundo generador termoeléctrico de la Argentina, con una generación neta de 6.969 GWh que representa una participación del 14,5%. En el ámbito de la generación total del SADI, Central Puerto S.A. ocupó el tercer lugar con un 7,5% de participación, siendo superada por la central hidroeléctrica del aprovechamiento Binacional Yacyretá y por la Central Térmica Endesa Costanera.

En el ano 2005, Central Puerto S.A. tuvo una disminución en su producción de 156 GWh, es decir un 2,2% de variación respecto del ano anterior. Esto se explica fundamentalmente, por la indisponibilidad originada en la salida de servicio del transformador del salida de la Unidad.

A diciembre de 2005, Central Puerto S.A. posee 12 contratos con Grandes Usuarios Mayores y 7 contratos con Grandes Usuarios Menores que representan una potencia media comprometida total igual a 160 MW.

Entre sus principales clientes se encuentran Esso (petrolera), Petrolera Argentina S.R.L., Total Austral S.A. (petrolera), Sulfacid S.A. (fábrica de Zinc electrolítico), Vidriería Argentina S.A. (fabricante de vidrio), Pilkington S.A. (fábrica de vidrio para la industria automotriz), Siderca (comercialización y producción de tubos sin costura), Siderar (mayor siderúrgica argentina), Solvay lndupa (petroquímica), Mega S.A (separadora de Gas Natural), Atanor S.A. (Industria química), Mármoles y Granitos De San Luis S.A. (explotación e industrialización de mármoles), Huyck Argentina S.A. (fábrica de filtros industriales, caños y tubos de plástico), entre otros.

Continúa vigente el contrato de Disponibilidad de Potencia (15 MW) firmado con Hidroeléctrica Piedra del Águila. S.A. Las ventas en el Mercado a Término durante el periodo fueron de MM$ 73,1 con un precio monómico general de 51,51 $/MWh. La energía vendida fue de 1.420 GWh (9,02% de la energía comercializada en el Mercado a Término), superior a los 863,9 GWh del año anterior debido a la incorporación de nuevos contratos tales como Solvay lndupa S.A. (1/08/05) de 80 MW, Siderca de 120 MW y Siderar de 17,3 MW (estos últimos a partir de 01/05105).

Central Puerto fue la empresa con más potencia contratada en el mercado durante el invierno llegando a 283 MW en el mes de agosto.

Mediante la Resolución S.E. 956/2004 se fijó la demanda comprometida en el Mercado a Término que se utilizará para calcular las acreencias consolidadas que serán los aportes de las empresas generadoras al FONINVEMEM. El valor promedio de potencia de dicha demanda de referencia es de 61,1 MW y corresponde al valor promedio de potencia de la demanda contratada del periodo mayo- julio 2004. Dado que la potencia real contratada fue superior al valor considerado de referencia se aseguró un mayor flujo de fondos para la Compañía.

Con fecha 11 de marzo de 2005 se firmó entre la Sociedad y UTE un acuerdo por el cual dicha Compañía se obligó a abonar a Central Puerto S.A. la suma de U$S 2.005.692, en tres cuotas iguales, mensuales y consecutivas, con vencimiento el17 de marzo de 2005, el 1° de abril de 2005 y el 2 de mayo de 2005. A la fecha Central Puerto S.A. ha cobrado íntegramente su crédito.

Durante el ano 2005 se recibieron aproximadamente 425,833 ton de fuel oil para ser consumido en las unidades turbo vapor. Estos ingresos de combustible pueden ser clasificarlos en cuatro grandes grupos:

1) Compra de fuel oil para el servicio de sustitución, de acuerdo con la Res. S. E 659/04.

Este servicio prevé el reemplazo de gas originalmente previsto para exportación y redireccionado a Central Puerto S.A. para la producción de energía eléctrica para la demanda local, por fuel oil.

2) Volúmenes en consignación por cuenta y orden del Estado Nacional de abril a septiembre de 2005. El total recibido bajo esta modalidad fue por 187,047 ton.

3) Prefinanciación del Estado Nacional. Bajo esta modalidad se adquirieron 114,031 ton. de fuel oil.

4) Compras propias realizadas a riesgo de Central Puerto S.A. El volumen ingresado bajo este modo fue de 46,625 ton.

Adicionalmente, las compras mencionadas permitieron el cobro de la potencia base en las unidades turbo vapor, ante la casi nula disponibilidad de gas para nuestras unidades y evitaron disminuciones en la remuneración de este concepto. (USD 14 millones al ano para tipo de cambio 3 $/USD)

El consumo de Gas Oil durante 2005 fue de 13.337 m3. Este consumo surge a partir de un stock inicial de 16.332 m3 y en una compra total de 11.533 m3 de gas oil local.

La compra se realizó bajo la modalidad de prefinanciamiento de CAMMESA, en el esquema de la Res. 436/04, por lo que Central Puerto SA recibió USD 5,7 millones en concepto de anticipos destinados al pago adelantado del gas oil, recibiendo a cambio por cada MW generado, los costos de operación y mantenimiento.

La decisión de comprar gas oil surgió a partir de (i) restricciones severas en la disponibilidad de gas natural para el ciclo combinado como consecuencia de los redireccionamientos, sobre las entregas realizadas por Repsol-YPF y (ii) la aprobación par parte de la Secretaría de Energía de los fondos para la prefinanciación del mismo.

Adicionalmente, las compras mencionadas colaboraron a que nuestra central de ciclo combinado no sufriera recorte alguno en la remuneración de potencia (USD 13 millones al año para un tipo de cambio de 3 $/USD), manteniendo plena disponibilidad de combustible ante los requerimientos de la demanda.

En el transcurso del invierno del presente año, la Secretaria de Energía emitió sucesivas resoluciones orientadas a asegurarse promover la contractualización del Mercado de Gas de manera de dar previsibilidad en el largo y mediano plazo al abastecimiento interno de gas natural. Para ello emitió la res. N" 752/05, la cual crea un mecanismo de compra de gas natural a través del Mercado Electrónico de Gas (MEGSA- Sociedad creada con la finalidad de transparentar y administrar el Mercado de Gas) denominado Ofertas Irrevocables Estandarizadas (OlE).

En particular, a través de la Res. S.E No 925/05, los generadores del MEM quedan habilitados para presentar OlE para solicitar abastecimiento de gas por un periodo de 36 meses, a un precio igual al precio medio de exportación y con condiciones de Take or Pay (TOP) bimestral igual al 75% y Deliver or Pay (DOP) diario de 75%. De no ser aceptada esta OlE por parte de algún productor de gas, el generador podrá solicitar a la Secretaría de Energía gas mediante una Inyección Adicional Permanente (IAP), reduciéndose de esta forma el período de suministro a un plazo igual a un período estacional de acuerdo al MEM y a un precio igual al del fin del sendero acordado entre los productores de gas y el Gobierno mediante la Res MPFIPyS 208/2004 (muy inferior este a los actuales niveles de precio de

Por otra parte, y al igual que en 2004, la Secretaría de Energía mantuvo vigente el programa de racionalización de las exportaciones de gas (a Chile fundamentalmente), como así también el mecanismo de uso prioritario del transporte para el abastecimiento de la demanda no interrumpible que permitiera a las distribuidoras de gas por redes abastecer su demanda no interrumpible y firme (Resoluciones S. E. 503/2004 y SE 659/2004).

Por lo mencionado en el párrafo anterior, debido a la imposibilidad de concluir aún con la renegociación de los contratos vigentes y pesificados de suministro de gas entre Central Puerto y Repsol-YPF (para sus plantas Ciclo Combinado en Bs. As. y Loma La Lata en Neuquén) y la incapacidad de Repsol - YPF para disponer de gas suficiente para abastecer a toda su demanda contratada, la Compañía sufrió (i) el redireccionamiento de gas de su Ciclo Combinado, los cuales fueron 83% superiores a 2004, resultando en 89 días equivalentes de corte y (ii) la baja disponibilidad de gas en su central Loma La Lata, con 147 días equivalentes de corte.

Por lo expuesto, y a los fines de asegurar el abastecimiento de la demanda eléctrica local para la oferta energética existente en cada momento, CAMMESA solicitó el redireccionamiento de gas de exportación para nuestras centrales bajo el esquema de la Res. S.E. 659/04 en las siguientes cantidades (i) 220 millones de m3 para el Ciclo Combinado, {ii) 248 millones de m3 para las unidades turbo vapor y (iii) 94 millones de m3 para la central Loma La Lata. Estas cantidades de gas equivalieron a 2.317 GWh, un 32% de nuestra generación bruta conjunta anual.

Por último, y mediante Res. N" 1195/05, la Secretaría de Energía modificó la determinación de los precios de referencia de Gas Natural a ser utilizados en la declaración de costos variables de producción de las máquinas térmicas. Los mismos se determinarán utilizando los precios de gas natural en los puntos de ingreso al sistema de transporte (PIST) que informe la Secretaría de Energía, así como los costos de transporte y distribución que informe el ENARGAS. Adicionalmente, habilita a los generadores a solicitar reconocimiento de precios de gas superiores, los cuales no serán formadores de precio de energía, siendo facultad de la Secretaria de Energía su aceptación.

De esta manera, la Secretaría de Energía determinará, independientemente de los cuadros tarifarios publicados por el ENERGAS para la demanda de las empresas Distribuidoras de Gas por Redes, que proporción de los precios de mercado de gas natural podrá ser reflejado en el Precio Spot de la Energía en el MEM.

Porcentaje aproximado de lo generado con dicho combustible sobre la generación bruta

La generación neta total alcanzó un valor de 6.969 GWh con una disponibilidad técnica total de las unidades de generación del 83,09 %. Este valor se vio severamente afectado por el incidente ocurrido el23 de marzo en el transformador elevador de la Unidad N° 11 del Ciclo Combinado que dejó dicha Unidad indisponible por el resto del año.

La variabilidad en la disponibilidad de combustibles y las exigencias del SADI, obligaron a una operación muy severa y se consumieron en total 1.288.551 DM3 de gas, 430.902 ton. de fuel oil y 11.158 ton de diesel oil.

Las horas totales de operación de las Unidades fueron 40.564, resultando un 37,9% más que las realizadas en 2004.

PRODUCCION CENTRAL PUERTO S.A. 2006/2008

(Escaneadas directamente de los libros de Memorias y Balances de Central Puerto 2006/2008)

* Fuente: Memoria y Balance "Central Puerto 1992-2008"
* Diseño de Gráficos: "Memoria de las Privatizaciones" - DNNP

	Energía 1996 (GWh)	(%)	Precio Promedio(*)	Energía 1995 (GWh)	(%)	Precio Promedio (*)
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

	Energía (GWh)
Ventas al mercado Spot	3.128
Compras al mercado Spot	2.158

	PBI	Demanda energía eléctrica
1993	6.3%	8.4%

1994	8.5%	6.8%

1995	-4.6%	3.7%

1996	5.5%	7.3%

1997	8.1%	7.4%

1998	3.9%	5.6%

1999	-2.9%	4.7%

Promedio	3,4%	63%

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

1998	13,0	15,9	15,0	15,2	15,0	17,2	17,6	15,7	17,4	17,2	19,9	20,7

1999	16.5	18,2	17,6	15,9	19,5	31,4	19,9	19,2	15,5	15,5	17,5	17,0

	1999	%Consumo(*)	1998	% Consumo (*)
Nuevo Puerto/Puerto Nuevo

Fuel Oil (ton)	389.400	37,0	703.742	68,0

Gas (Dm3)	786.380	63,0	381.793	32,0

Central Loma de la Lata

Gas (Dm3)	741.398	100,0	684.933	100,0

(MMU$S)	Remuneraciones Operativas	Mantenimiento y Otros Costos Operativos
1996	15,9	9,9
1997	15,9	8,6
1998	13,5	5,7
1999	11,3	3,3

Participación de Mercado	Sobre la Generación Térmica	Sobre la Generación Total
1993	20,9%	9,5%
1994	22,7%	9,4%
1995	25,3%	11,4%
1996	25,7%	13,1%
1997	19,9%	8,6%

1993	32,61

1994	25,61

1995	22,54

1996	21,31

1997	17,01

1998	16,66

1999	18,70

Participación de Mercado	Generación Térmica	Generación Total
1993	20,9%	9,5%

1994	22,7%	9,4%

1995	25,3%	11,4%

1996	25,7%	13,1%

1997	19,9%	8,6%

1998	20,6%	8,9%

1999	16,9%	8,9%

Total	16,9	8,9

(MMUS$)	Remuneraciones Operativas	Mantenimiento y Otros C. Operativos
1996	15,9	9,9

1997	15,9	8,6

1998	13,5	5,7

1999	11,3	3,3

Central	Localización	Potencia Instalada MW	Tecnología

Nuevo Puerto	Ciudad de Buenos Aires	390	Turbovapor

Puerto Nuevo	Ciudad de Buenos Aires	589	Turbovapor

Nuevo Puerto CC	Ciudad de Buenos Aires	789	Ciclo Combinado

Loma de La Lata	Neuquén	375	Turbogas
Total CPSA		2.143

Año	PBI	Demanda energía eléctrica

1993	6.3%	8.4%

1994	8.5%	6.8%

1995	-4.6%	3.7%

1996	5.5%	7.3%

1997	8.1%	7.4%

1998	3.9%	5.6%

1999	-2.9%	4,7%

2000	0,0%	4,6%

Promedio	3,1%	61%

1993	32,61

1994	25,61

1995	22,54

1996	21,31

1997	17,01

1998	16,66

1999	18,70

2000	19,79

Participación de Mercado	Generación Térmica	Generación Total

1993	20,9%	9,5%

1994	22,7%	9,4%

1995	25,3%	11,4%

1996	25,7%	13,1%

1997	19,9%	8,6%

1998	20,6%	8,9%

1999	16,9%	8,9%

2000	17,6%	9,2%

Año	PBI	Demanda de energía eléctrica

1993	6,3%	8,4%

1994	5,8%	6.8%

1995	-4,6%	3,7%

1996	5,5%	7,3%

1997	8.1%	7,4%

1998	3,9%	5,6%

1999	-2,9%	4,7%

2000	-05%	4,3%

2001	-3,9%	2,6%

Promedio	2,2%	5,7%

	1999	1998

NP/PN	20,6	19,0

LLL	13,2	13,1

	2001	2000

NP/PN	24,03	26,3

LLL	12,74	14,9

CC	15,47	14,6

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

1999	16,5	18,2	17,6	15,9	19,5	31,4	19,9	19,2	15,5	15,5	17,5	17,0

2000	16,9	17,9	15,5	15,9	18,2	26,2	28,2	22,3	21,8	21,2	11,1	19,9

2001	14,4	15,8	16,1	14,5	22,7	17,5	13,1	11,7	12,9	13,3	12 3	14,0

2002	14,5	12,9	13,6	12,9	18,5	30,6	30,9	20,1	18,2	15,0	18,1	15,7

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

1999	16.24	17.77	17.36	15.44	18.93	30.14	19.13	18.76	15.21	14.93	16.87	16.66	18.12

2000	16.74	17.62	15.37	15.64	17.39	24.58	25.45	21.50	20.34	19.30	10.82	19.17	18.66

2001	14.00	15.52	15.49	14.21	21.46	16.11	11.97	11.37	12.83	12.97	11.98	13.50	14.28

2002	14.19	12.42	13.15	12.69	18.02	27.22	27.56	19.40	17.16	14.06	16.94	14.47	17.27

2003	19.89	21.09	21.00	20.99	22.98	34.68	30.57	37.06	25.68	23.96	23.50	23.86	25.44

	2002	%Consumo	2001	% Consumo
Nuevo Puerto/Puerto Nuevo	18.672	35,0	63.626	16,7
Fuel oil (Ton)

Gas (Dm3)	40.523	65,0	369.460	83,3

Central Loma de la Lata	89.216	100,0	116.455	100,0
Gas (Dm3)

Ciclo Combinado	523.136	99,0	894.201	99,7
Gas(Dm3)

Gasoil (Ton)	4.211	1,0	2.206	0,3

	2004	%Consumo(*)	2003	% Consumo (*)
Nuevo Puerto/Puerto Nuevo

Fuel Oil (ton)	329.834	62,1	28.670	47

Gas (Dm3)	238.107,54	37,9	37.558	53

Central Loma de la Lata

Gas (Dm3)	258.909	100	174.243	100
Ciclo Combinado
Gas (Dm3)	784.684,18	97.7	766.095	99
Gasoil (Ton)	13.006	2.3	533	0.1

PROVINCIA BS..AS.	14%

CAP. FED+ GBA	40%

RESTO	9%

SANTA FE	11%

SAN JUAN	2%

CORDOBA	8%

CHACO	1%

MENDOZA
5%
ENTRE RIOS	2%

NEUQUEN	2%

TUCUMAN	2%

CORRIENTES	2%

CATAMARCA	2%

	Ene	Feb	Mar	Abr	May	Jun	Jul	Ago	Sep	Oct	Nov	Dic
Precios 2004	24,46	25,12	26,35	29,10	29,06	35,10	34,77	35,37	38,15	31,43	34,59	39,58
Precios 2005	42,05	43,72	42,6	41,96	41,84	41,58	42,82	48,27	45,82	39,54	47,35	48,51

	2005	% Consumo	2004	% Consumo
Nuevo Puerto / Puerto Nuevo
Fuel Oil (ton)	433.008	58,5	304.793	62,1

Gas (Dm3)	355.661	41,5	217.463	37,9

Central Loma de la Lata
Gas (Dm3)	399.449	100	200.577	100

Ciclo Combinado Buenos Aires

Gas(Dm3)	533.002	97,5	692.969	97,7

Diesel Oil (ton)	11.394	2,1	13.233	2,3