CUADRO: 32
| Solicitante | Destino | Cuenca de Origen |
Volumen Diario (10 6 m3/d) | Volumen Total (10 6 m3/d) |
| YPF S.A. | Uruguaiana (Brasil) | Neuquina | 2,5 | 18.300 |
| Bridas, Total, Deminex, Chavuco |
Uruguay | Neuquina | 1 a 3 | 20.000 |
| YPF S.A. | Chile (San Isidro) |
Neuquina | 1,8 | 9.855 |
| Tecpetrol | Chile | Noroeste | 3,7 | 27.010 |
| Petrouruguay | Uruguay | Neuquina | 0,2 | 1460 |
| Total, Deminex, Bridas Austral. | Chile (Quillota) |
Neuquina | 1,22 | 6.648 |
FUENTE: SECRETARIA DE ENERGIA ARGENTINA
PROYECTOS DE INTERCAMBIOS DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA REGIÓNc.1) INTERCAMBIOS CON BRASIL
ELECTROSUL y FURNAS
ELECTROSUL y FURNAS realizaron en mayo de 1997 un llamado a concurso internacional para la compra de 1.000 MW de potencia firme con energía asociada, a ser colocada en la barra de 525 kV de la subestación Itá. La licitación incluye la ejecución de todas las instalaciones del sistema de transmisión asociadas a la importación. El período previsto para el contrato es 20 años.
La potencia firme y la energía asociada serán provenientes del Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina- MEN y transportada desde el Sistema Eléctrico Argentino, a través del Sistema de Transmisión de Interconexión, hasta el punto de entrega.
La ejecución, por parte del oferente vencedor del concurso, del sistema de transmisión asociado a la importación abarcará, además de conexión con el Sistema de Transmisión en 50 Hz, las siguientes obras:
Línea de Transmisión en 50 Hz en lado brasileño, comprendiendo el tramo entre la frontera Brasil/Argentina y la estación conversora.
Estación conversora, a ser instalada en lado brasileño, en las proximidades del futuro emplazamiento de la C. H. Garabí.
Línea de transmisión en 60 Hz, para la interconexión de la estación conversora con la subestación Itá, que deberá pasar a aproximadamente 6 Km de subestación Nº 2, de propiedad de CEEE, en el municipio de Santo Angelo, Estado de Río Grande do Sul.
Ampliación en la subestación Itá y sistemas de comunicación, telecomando y teleprotección.
Se presentaron cuatro ofertas, cuyos resultados se presentan en el siguiente cuadro:
CUADRO 33: RESULTADOS DE LAS OFERTAS
| PROPONENTE | POTENCIA R$/MWh | ENERGIA R$/MWh | Precio Global Ponderado | Precio Máximo (< 34 R$/MWh ) |
| ENRON | 9,56 | 16,91 | 24,8093 | 30,3896 |
| CIEN | 8,53 | 20,82 | 25,9767 | 32,8473 |
| AES | 9,05 | 21,23 | 26,9846 | 33,9905 |
| PEREZ COMPANC | 14,8 | 12,73 | 29,3971 | 33,5980 |
FUENTE: SECRETARIA DE ENERGIA ARGENTINA
Precio Global Ponderado, calculado como; 1,41 x PP + 0,67 x PE
Precio Máximo, calculado como: 1,41 x PP + PE
PROYECTOS HIDROELÉCTRICOS BINACIONALESLas expectativas actuales de incorporación futura de generación al sistema eléctrico argentino se basan en equipamiento predominante térmico.
Cabe destacar de todas formas que, si bien no se detectan problemas de disponibilidad de gas, los proyectos de exportación sostenida que se plantean requieren la incorporación de un volumen importante de reservas, que permita asegurar el abastecimiento de la demanda con un margen adecuado de las mismas.
Por otro lado, en lo que hace al funcionamiento del mercado eléctrico, se detecta un fuerte incremento en los requerimientos de punta, para los que las centrales hidráulicas son particularmente aptas. Por tanto, en el futuro mejorarían su nivel de competitividad frente a alternativas puramente térmicas.
Dada la vital importancia que tiene el recurso agua para la actividad humana, es responsabilidad del Estado el control de la conservación de su calidad y la compatibilización de usos en las distintas etapas de su desarrollo. Se considera una responsabilidad pública la selección de sistemas de aprovechamientos que permitan la operación racional del recurso hídrico, y el establecimiento de un entorno para algunos parámetros energéticos y físicos (potencia instalada, niveles de embalse, caudales característicos, etc.)
Por ello, se ha previsto reservar para el Estado las primeras etapas del `proceso de identificación del recurso (esquema preliminar, inventario y prefactibilidad técnica y económica), dejando bajo responsabilidad del inversor privado las etapas de factibilidad, proyecto básico y proyecto ejecutivo.
La República Argentina posee un potencial hidroeléctrico identificado de aproximadamente 170.000 GWh/año, de los cuales 130.000 GWh/año corresponden a proyectos inventariados que han alcanzado un grado heterogéneo de desarrollo. Los mismos han sido ejecutados en distintas épocas y por diversos equipos técnicos, con grados de avance variables y criterios técnicos y económicos que en general han sido superados. Esos estudios deberán ser actualizados en el marco del ordenamiento vigente y con las expectativas presentes de evolución del Subsector Eléctrico. Dentro del potencial inventariado, 35.000 GWh/año corresponden a obras ya construidas o en construcción.
En todos los casos se deberá efectuar un profundo estudio del impacto ambiental e implementar una gestión adecuada a lo largo de la construcción y operación
En particular, cabe mencionar el caso de algunos aprovechamientos importantes en el marco de la integración regional.
d.1) GARABÍ
El Aprovechamiento Hidroeléctrico Garabí fue incluido en el "PROTOCOLO DE INTENCIONES ENTRE LA REPÚBLICA FEDERATIVA DEL BRASIL Y LA REPUBLICA ARGENTINA SOBRE INTEGRACIÓN EN MATERIA ENERGÉTICA", suscrito el 9 de abril de 1996, que en su punto Nº 2 reafirma el interés en la concreción de este aprovechamiento y compromete la modificación del Tratado y la elaboración de recomendaciones jurídicas, técnicas, operativas y comerciales para viabilizar el objetivo de privatización, atribuyendo un tratamiento prioritario a las cuestiones ambientales.
Los proyectos sobre el tramo limítrofe del Alto Uruguay se iniciaron en 1972. En 1988 fue concluido el proyecto básico de Garabí, que proveía una potencia instalada de 1.800 MW y una generación media anual de 6.080 GWh. Con posterioridad a esa fecha se efectuaron algunos estudios ambientales y de optimización del proyecto.
Como consecuencia de los compromisos asumidos por los Estados, se constituyó un grupo de trabajo binacional encargado de elaborar las recomendaciones encomendadas en el Protocolo de Intenciones. Por otra parte, en el ámbito de la Secretaría de Energía, entre julio y agosto de 1996 se efectuó el análisis del proyecto básico, tanto en sus aspectos técnicos como ambientales, con el objeto de definir pautas para su ajuste por parte del inversor privado. Algunas de las principales conclusiones consisten en la recomendación de efectuar un estudio completo de impacto ambiental, revisar en ese marco el nivel máximo de embalse, y reestudiar el nivel óptimo de potencia instalada.
Cuando finalice la etapa de revisión conjunta y se firmen los correspondientes acuerdos y protocolos binacionales, se estará en condiciones de elaborar los pliegos licitatorios
d.2) CORPUS CHRISTI
El proyecto de Aprovechamiento Hidroeléctrico Binacional Corpus Christi prevé la construcción de un cierre sobre el río Paraná, aguas arriba de la ciudad de Posadas (Provincia de Misiones), en el tramo limítrofe con la República del Paraguay. El proyecto finalizado en 1982 preveía una potencia instalada de 4.600 MW, con una energía media anual del orden de 20.100 GWh/año. Estudios posteriores mostraron que es conveniente reducir el número de máquinas hasta una potencia del orden de 2.900 MW. Por otra parte, la traza adoptada en el proyecto original ha sido descartada, y actualmente se están analizando otras alternativas de ubicación de las obras, agua arriba de la anterior.
d.3) APROVECHAMIENTO MÚLTIPLE DE LOS RECURSOS DE LA ALTA CUENCA DEL RÍO BERMEJO Y DEL RÍO TARIJA
El 9 de junio de 1995 las Repúblicas de Bolivia y Argentina suscribieron el "Acuerdo para el Aprovechamiento Múltiple de los Recursos de la Alta Cuenca del Río Bermejo y del Río Grande de Tarija", en San Ramón de la Nueva Orán, Salta. Mediante Ley 24.639 del 9 de mayo de 1996, se aprobó dicho Acuerdo y se creó la Comisión Binacional correspondiente, precedida por representantes de ambas Cancillerías. La misma es responsable de ofrecer a inversores privados la concesión para la construcción y explotación de tres emprendimientos: Cambarí, sobre el Río Tarija, con una potencia prevista de 102 MW y Energía Media Anual (E. M. A.) de 543 GWh, y sobre el Río Bermejo los cierres Las Pavas (P. I. 88, E. M. A. 372 GWh) Y Arrazayal (P.I. 93 MW, E. M. A. 423 GWh).
En la prospectiva 1997 de la Secretaría de Energía se incluye, en el año 2004 el aprovechamiento de los ríos Tarija y Bermejo, en su tramo internacional, centrales Las Pavas, Arrayazal y Cambarí, que totalizan 283 MW, que se encuentran en proceso de licitación, y hacia el fin del período analizado, se agregan 19.000 GWh adicionales, ejemplificados en este caso por el proyecto Corpus Christi.
d.4) PROYECTO NACIONAL CHAPETÓN
El Proyecto Básico del aprovechamiento Hidroeléctrico Paraná Medio Chapetón fue concluido en 1983. Es uno de los dos cierres que se proyectaron para el aprovechamiento hidroeléctrico del Paraná Medio (tramo del río comprendido entre la confluencia con el río Paraguay y las ciudades de Santa Fe y Paraná). Prevé la construcción de obras principales de cierre y control sobre el río Paraná, aproximadamente 30 km aguas arriba de las ciudades mencionadas, cierres laterales y obras complementarias. La potencia instalada prevista en el proyecto original es de 3.000 MW, y la generación media anual 18.600 GWh.
Como Consecuencia de una propuesta presentada por un grupo inversor privado, que manifestó su interés en la construcción y operación del aprovechamiento Chapetón como inversión de riesgo, y comprometió la ejecución de un estudio de factibilidad técnica, económica y ambiental del proyecto a su exclusivo costo, el Poder Ejecutivo Nacional promulgó el 26 de marzo de 1996 el Decreto Nº 292, que declara de Interés Nacional la evaluación y seguimiento de la propuesta presentada, crea una comisión de evaluación y seguimiento específica, y aclara que esa medida no originará gastos ni compromisos al Estado nacional.
Como resultado de la actualización y profundización de los estudios, podrían modificarse los niveles del embalse, la potencia instalada y la generación media anual.
d.5) INTERCAMBIOS CON CHILE
Las dos interconexiones consideradas se detallan en el siguiente gráfico:
INFOGRAFÍA: 4
En un principio, las mismas están planteadas como subsistemas aislados del MEM vinculados a nuevas instalaciones de generación.
Interconexión Area Norte de Chile
La primera interconexión, prevé abastecer un área del norte de Chile (demanda asociada a proyectos mineros) desde la provincia de Salta de 345 kV y la instalación de una nueva central del tipo ciclo combinado ubicada en las proximidades de las Subestación Güemes del S.A.D.I.
A continuación se resumen las principales variables de este proyecto:
La Resolución SEyP Nº 145/97 ha otorgado la autorización para el ingreso de Termoandes SA como Agente generador del MEM, en su carácter de titular de República de Chile sin vincularse inicialmente al SADI.
La operación de este sistema aislado del SADI, no afecta la calidad ni la seguridad del mismo.
Esta nueva generación y transporte permitirá abastecer parte de la demanda del Sistema Interconectado Norte Grande de Chile. Dicho sistema presentaría un crecimiento para el quinquenio 1996-2000 de alrededor del 60%, lo que representa aproximadamente 350 MW medios.
Esta generación reemplazaría potencial nuevo equipamiento carbonero como medio de abastecimiento del área.
Operando en forma aislada del SADI, los eventuales inconvenientes estarían en el abastecimiento de la demanda comprometida, la cual quedaría a expensas de la disponibilidad de la línea y/o de la generación.
El beneficio de una posible integración con el SADI sería el respaldo que este sistema podría brindarle a una parte de la futura demanda, ante la pérdida eventual de generación (Nueva Güemes), además de permitir colocar en el SADI los eventuales excedentes de generación. Como toda integración, ésta permite optimizar los recursos existentes en ambos sistemas, minimizando costos y riesgos.
CAMMESA estima que el área NOA, con el sistema de transporte actual, podría soportar una carga adicional del orden de 100/150 MW hasta la entrada en servicio de los nuevos generadores o ante un desenganche de los mismos, para lo cual deberían existir los elementos de transformación adecuadas a tal fin.
Si operase en paralelo con el SADI, la potencia adicional incrementaría la inercia del área NOA, y consecuentemente disminuiría la capacidad de exportación del área por los límites combinados con otros corredores, básicamente con el del corredor Comahue - GBA.
La operación interconectada requeriría automatismos para proteger la integridad del sistema regional ante pérdidas de generación, demandas o líneas. Ampliando la capacidad de transporte entre Güemes y Bracho disminuirían los problemas planteados.
Interconexión Área Cuyo
Se trata de la alimentación a la explotación minera denominada El Pachón, ubicada en la provincia de San Juan cerca del límite con la República de Chile, así como una explotación similar del lado chileno, en Los Pelambres.
Se plantea un sistema de 220 kV conectado por el lado argentino a una futura generación de ciclo combinado en la localidad de Cañada Honda y del lado chileno, a Los Pelambres. Eventualmente se construiría un vínculo similar desde allí, continuando hasta la actual estación Los Vilos.
A continuación se resumen las principales variables de este proyecto:
Demandas:
El Pachón (Argentina) : 85 MW media / 100 MW máxima
Los Pelambres (Chile) : 80 MW media / 100 MW máxima
Hacia Los Vilos (Chile) : 60 MW
Potencia Instalada Térmica en Cañada Honda: 300 MW
Sistema de Transporte: Tensión: 220 kV
Nº de ternas:Cañada Honda-Pachón 250 Km
Pachón- Pelambres 20 Km
Pelambres- Los Vilos 150/160 Km sin compensación reactiva
de las líneas
La operación de este sistema aislado del SADI, no afecta la calidad ni la seguridad del mismo.
Esta nueva generación y transporte permitiría abastecer parte de la demanda del Sistema Interconectado Central de Chile (SIC). Dicho sistema presenta una tasa de crecimiento del orden del 70% y una demanda de 2.500 MW medios. La oferta es fundamentalmente de origen hidráulico, cuya participación puede variar entre el 60% hasta valores superiores al 90%, dependiendo esto de la hidraulicidad y el estado de sus embalses.
CAMMESA estima en el orden de los 100 MW el aporte al SIC mediante esta interconexión.
El beneficio de la posible integración con el SADI sería el respaldo que este sistema podría brindar a la futura demanda, ante la pérdida eventual de generación en Cañada Honda. Además, la interconexión, seccionando la línea de 220 KV entre Cruz de Piedra y San Juan en la futura ET Cañada Honda, permitiría colocar en el SADI los eventuales excedentes de generación y posibilitaría intercambios de reactivo. Esto mejoraría la calidad de servicio de la provincia de San Juan.
El planteo de la vinculación entre ambos sistemas no sería factible sin la adecuada ampliación del sistema de transporte argentino hasta la ET Cañada Honda.
Por un lado se requeriría el refuerzo del vínculo entre Cañada Honda y Cruz de Piedra y/o Gran Mendoza. En la actualidad este sistema, que alimenta a la provincia de San Juan, se encuentra muy exigido.
Por otra parte, dado que la región eléctrica Cuyo es netamente importadora, se debería realizar el análisis de la interconexión planteada, en el contexto del abastecimiento a esta región.
