ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE INFRAESTRUCTURA E ...

ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE INFRAESTRUCTURA E INVERSIONES EN EL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN DEL SISTEMA

ELÉCTRICO NACIONAL

Dr. Ing. Alberto Del Rosso – Ing. Andrés Ghia

Julio, 2010

ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE INFRAESTRUCTURA E INVERSIONES EN EL SECTOR DE DISTRIBUCIÓN DEL SISTEMA ELÉCTRICO NACIONAL 1

AANNÁÁLLIISSIISS DDEE RREEQQUUEERRIIMMIIEENNTTOOSS DDEE

IINNFFRRAAEESSTTRRUUCCTTUURRAA EE IINNVVEERRSSIIOONNEESS EENN EELL SSEECCTTOORR

DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN DDEELL SSIISSTTEEMMAA EELLÉÉCCTTRRIICCOO

NNAACCIIOONNAALL

ÍNDICE GENERAL

....................................................................................................... ¡Error! Marcador no definido.

1. Introducción ...................................................................................................................... 3

2. Análisis de Inversiones en el Sistema de Distribución .................................................. 3 2.1. Modalidad de Inversiones en el Sector de Distribucion de Energia Electrica ............... 3 2.2. Metodología ................................................................................................................ 4 2.3. Empresas Distribuidoras del Sistema Electrico Nacional ............................................ 5 2.4. Inversiones en las Empresas Testigos ........................................................................ 8

2.4.1. EDENOR (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte S.A.) ...................... 8 2.4.2. EDESUR (Empresa Distribuidora Sur S.A.) ......................................................... 8 2.4.3. EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata S.A.) .................................................. 9 2.4.4. EDESA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta) .................................... 9 2.4.5. EDELAR (Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A.) ................... 10 2.4.6. EDESAL (Empresa Distribuidora San Luis S.A.) ............................................... 11 2.4.7. EJESA (Empresa Jujeña de Energía S.A.) ........................................................ 13 2.4.8. SECHEEP (Servicios Energéticos del Chaco / Empresa del Estado Provincial) 13 2.4.9. ENERSA (Energía de Entre Ríos Sociedad Anónima) ...................................... 14 2.4.10. EDETSA (Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A.) ....................... 15 2.4.11. EPESF (Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe) .................................. 17 2.4.12. ESJSA (Energía San Juan) ............................................................................... 19 2.4.13. EDEMSA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A.)................. 20

2.5. Determinación de Montos Totales de Inversión en Distribución ................................ 21

3. Referencias ..................................................................................................................... 25

ANEXO 1 ...................................................................................................................................................27

1. EDENOR (Empresa Distribuidora Norte S.A.) ............................................................... 27

2. EDESUR (Empresa Distribuidora Sur S.A.) ................................................................... 28

3. EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata S.A.) ........................................................... 29

4. EDESA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A.) ................................... 30

5. EDELAR (Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A.) ............................ 31

6. EDESAL (Empresa Distribuidora de San Luis S.A.) ..................................................... 32


7. EJESA (Empresa Jujeña de Energía S.A.) .................................................................... 33

8. SECHEEP (Servicios Energéticos del Chaco) .............................................................. 34

9. ENERSA (Energía de Entre Ríos S.A.) ........................................................................... 35

10. EDETSA (Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A.) ................................. 36

11. EPESF (Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe) .............................................. 37

12. ESJSA (Energía San Juan) ............................................................................................. 38

13. EDEMSA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A.) .......................... 39

ANEXO 2 ...................................................................................................................................................41

1. Plan de Obras de SECHEEP (Servicios Energéticos del Chaco / Empresa del Estado Provincial) ............................................................................................................................... 41

ÍNDICE FIGURAS

Figura 1: Cantidad de Clientes porcentual del área metropolitana. ............................................. 6

Figura 2: Cantidad de Clientes de las empresas provinciales de Santa Fe y Córdoba. .............. 7

Figura 3: Cantidad de Clientes de las empresas provinciales principales. .................................. 7

Figura 4: Evaluación de inversiones en millones de pesos. ...................................................... 16

Figura 5: Evolución de la composición del gasto de EPESF desde 1993 al 2006. .................... 18

Figura 6: Inversiones Totales en Obras, en millones de pesos – Plan de Obras 2009-2011 de EPESF – Elaboración propia en base a información de la empresa. . ...................................... 19

Figura 7: Histograma de los niveles de inversión anual de las empresas testigo. ..................... 23

Figura 8: Valores estimados de inversión en el sector de Distribución. .................................... 24

ÍNDICE TABLA

Tabla 2-1: Características Principales de las Empresas de Distribución de Energía Eléctrica que operan en Territorio Nacional. (Fuente: ADEERA Datos actualizados al 2008) .......................... 6

Tabla 2-2: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDESA (en millones de pesos) ......... 10

Tabla 2-3: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDELAR (en millones de pesos)....... 11

Tabla 2-4: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDESAL (en millones de pesos) ....... 12

Tabla 2-5: Monto total de inversión anual en millones de pesos, de acuerdo al Plan de Obras 2009- 2012 de SECHEEP ........................................................................................................ 14

Tabla 2-6: Monto total anual en millones de pesos. Plan de inversión de ENERSA ................. 15

Tabla 2-7: Inversión anual e índices característicos de las empresas analizadas. .................... 21

Tabla 2-8: Coeficientes de correlación entre los ratios característicos y la inversión por cliente. ................................................................................................................................................. 22


AANNÁÁLLIISSIISS DDEE RREEQQUUEERRIIMMIIEENNTTOOSS DDEE

IINNFFRRAAEESSTTRRUUCCTTUURRAA EE IINNVVEERRSSIIOONNEESS EENN EELL SSEECCTTOORR

DDEE DDIISSTTRRIIBBUUCCIIÓÓNN DDEELL SSIISSTTEEMMAA EELLÉÉCCTTRRIICCOO

NNAACCIIOONNAALL

1. INTRODUCCIÓN

El objetivo de este trabajo, es realizar una evaluación de los requerimientos de infraestructura e inversiones en el sector de Distribución de la energía del sistema eléctrico nacional, necesarios para satisfacer la creciente demanda de energía eléctrica en el mediano plazo, cumpliendo con los estándares de calidad y confiabilidad establecidos para la actividad.

Este trabajo completa los resultados de los estudios anteriores desarrollados por los Consultores, los cuales se focalizaron en el análisis de inversiones necesarias para los sistemas de Generación y Transmisión, así como los sistemas de distribución en el área metropolitana. Los trabajos fueron los siguientes:

[1]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Análisis de Requerimientos de Infraestructura e Inversiones en el Sistema Eléctrico en el Área Metropolitana”, Noviembre 2009.

[2]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Análisis de Respuesta de la Demanda para Mejorar la Eficiencia de Sistemas Eléctricos – Aplicación Al Sistema Eléctrico Argentino”, Septiembre 2009.

[3]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Estudio y Análisis de las Capacidades y Desafíos de la Industria de la Construcción de Infraestructuras en Relación a la Demanda Estimada para el Período 2007-2017 - Aplicación Al Sector Eléctrico”, Julio 2008.

[4]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Perspectivas para el Desarrollo de Proyectos de Generación en el Marco de los Cambios Regulatorios del Sector Eléctrico, Cámara Argentina de la Construcción”, Agosto 2007.

[5]. Alberto Del Rosso, “Evaluación de las Inversiones Necesarias para el Sector Eléctrico Nacional en el Mediano Plazo, Cámara Argentina de la Construcción”, Octubre de 2006.

A diferencia de estos estudios, en este trabajo se incluye el análisis de requerimientos de inversión en los sistemas de Distribución de todo el territorio nacional.

2. ANÁLISIS DE INVERSIONES EN EL SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN

2.1. MODALIDAD DE INVERSIONES EN EL SECTOR DE DISTRIBUCION DE ENERGIA ELECTRICA

La Distribución de Energía Eléctrica comprende la actividad de transportar la energía eléctrica producida por un sistema de generación, utilizando eventualmente un sistema de transmisión y/o un subsistema de subtransmisión, transportándola por redes de distribución secundaria, hasta las instalaciones de alumbrado público y las distintas conexiones de los usuarios finales, comprendiendo tanto las redes como las subestaciones de transformación intermediarias finales.

El servicio de suministro de energía eléctrica en el área de concesión urbana y suburbana de


cada provincia, es provisto principalmente por compañías eléctricas de diversa envergadura, dependiendo de la extensión superficial, de la densidad poblacional y de la demanda energética. Dentro de la estructura del sector eléctrico argentino, estas empresas operan fundamentalmente como empresas de distribución de energía eléctrica. Sin embargo las instalaciones dentro del área de concesión también incluyen tramos de redes de transmisión y subtransmisión, por lo que estas empresas operan también como P.A.F.F.T. (Prestadores Adicionales de la Función Técnica de Transporte).

La actividad de Distribución en el sistema eléctrico argentino es una concesión regulada. El suministro de toda la demanda de energía eléctrica en un área de concesión de distribución es obligatorio y se establece la responsabilidad por los estándares de calidad y los esquemas de precio. La empresa distribuidora tiene derechos monopólicos en su área de concesión, y como contrapartida está obligada a abastecer la totalidad de la demanda que le sea requerida y, naturalmente, tiene el derecho de percibir la tarifa fijada por el servicio efectivamente suministrado. Las ampliaciones y adecuaciones necesarias en el sistema de distribución esta a cargo de la empresa concesionaria (Distribuidor). El plan de expansión se acuerda entre Distribuidor, el Ente Regulador y los demás organismos intervinientes, durante el proceso de revisión tarifaria. Los costos de las ampliaciones se incluyen en la tarifa de distribución y es el mecanismo por el cual la empresa recupera la inversión.

2.2. METODOLOGÍA

El problema de la determinación de las obras de infraestructura eléctrica necesarias en cada región para el corto y mediano plazo es complejo, y requiere de una evaluación exhaustiva de la operación de las redes eléctricas y una prospección del crecimiento esperado de la demanda, así como de parámetros operacionales y económicos de los sistemas eléctricos. Tal tipo de análisis trasciende ampliamente el alcance del presente trabajo. Por tal motivo, en este trabajo se realiza una estimación global agregada de las inversiones necesarias para adecuar los sistemas de transmisión y distribución regionales, en base a un análisis de las inversiones que las empresas concesionarios de estos servicios, han estado realizando en los últimos años, extrapolando dichos valores hacia años futuros, teniendo en cuenta en cada caso las condiciones particulares de cada sistema eléctrico de la región en cuestión.

Esta evaluación se lleva a cabo utilizando información disponible, publicada por las empresas de distribución de las distintas regiones y provincias del país, los entes reguladores provinciales y nacionales, así como informes de consultoría, técnicos y de gestión de las empresas y entidades del sector eléctrico. Asimismo, se utiliza información de estudios similares llevados a cabo por los Consultores. La extensión, profundidad y grado de detalle con que se analiza la inversión de cada una de las empresas involucradas, depende de la información disponible.

Dado que no fue posible reunir información consistente sobre inversiones para todas las empresas distribuidoras que operan en el sistema argentino, se aplicó el siguiente procedimiento, para determinar el volumen total de inversiones anuales requeridas en toda la actividad de distribución de electricidad del país:

Se recolectó, sistematizo y procesó información sobre inversiones de las siguientes empresas distribuidoras: EDESUR, EDENOR, EDELAP, EDESA, EJESA, EDEMSA, ESJSA, EPESF, SECHEEP, EDELAR, EDESAL, ENERSA y EDET S.A. En el presente informe, a estas empresas se las identifica como empresas testigo. Utilizando la información recopilada y procesada, se estimó el nivel medio de inversiones anuales que necesita ejecutar, cada una de las empresas testigo en el mediano plazo, para prestar un servicio acorde a los requerimientos de calidad y confiabilidad que exige la regulación vigente.

En base a promedios, índices o “ratios”, que reflejan características operativas y físicas de las empresas de distribución y sus sistemas eléctricos, se extrapolan los resultados de las 13 empresas testigos, para estimar los niveles de inversión de las restantes empresas, y


del total de la actividad de distribución. En este paso se realizaron las estimaciones y consideraciones pertinentes, a los efectos de lograr resultados homogéneos y consistentes entre las distintas empresas.

2.3. EMPRESAS DISTRIBUIDORAS DEL SISTEMA ELECTRICO NACIONAL

La Distribución de Energía Eléctrica en la República Argentina, está conformada en la actualidad por más de 45 Empresas Distribuidoras de origen público, privado y cooperativo. La mayoría de estas empresas están asociadas a la Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA).

El conjunto de las distribuidoras asociadas a ADEERA, presta el servicio público de electricidad a más de 11 millones de clientes en todo el país; la población beneficiada llega a 37 millones de habitantes. Las Empresas Distribuidoras de ADEERA operan el 93% de la energía eléctrica que se consume en la Argentina.

La Tabla 3-1 presenta las características principales de las empresas de distribución del sistema eléctrico nacional.

Empresa Provincia/región Área de

Concesión Total

Clientes Líneas

BT/MT/AT Potencia Instalada

Pot. Máx.

Energía Vendida

Km 2 nº Km MVA MW GWh

EDENOR Gran Buenos Aires

4.367 2.537.441 36.737 5.015 3.802 14.966

EDESUR Gran Buenos Aires

4.367 2.262.231 24.047 5.129 3.320 13.174

EPESF Santa Fe 114.690 1.000.476 51.825 1.867 1.806 5.112

EPEC Córdoba 165.321 748.761 24.859 1.322 1.287 5.637

EDEA S.A. Costa Atlántica 105.438 457.905 10.888 645 445 1.607

EDEMSA Mendoza 109.908 356.410 14.853 1.441 541 2.597

EDEN Norte de Bs. As. 110.543 322.323 17.538 580 435 1.673

EDELAP La Plata 5.780 314.153 8.403 625 496 1.526

ENERSA Entre Ríos 56.287 281.477 19.221 593 486 1.457

SECHEEP Chaco 99.633 266.276 15.397 497 352 1.226

EDESA Salta 155.488 259.740 9.764 490 259 1.131

DPEC Corrientes 88.199 211.023 14.347 629 290 807

EDESE Santiago del Estero

150.536 187.846 12.215 421 206 683

ESJSA San Juan 85.226 177.855 8.480 444 271 926

EDET SA Tucumán 22.524 177.855 12.715 826 405 1.643

EMSA Misiones 16.206 163.670 11.219 599 296 793

EDES Sur de Bs. As. 76.259 159.008 5.047 230 153 613

EdERSA Entre Ríos 203.000 152.539 7.877 310 202 852

EJESA Jujuy 22.060 145.590 5.534 258 124 529

EDESAL San Luis 76.748 134.761 9.200 378 235 839

EDEFOR Formosa 72.000 99.404 3.219 207 119 550

EDELAR La Rioja 89.680 98.578 5.969 264 202 703

EDECAT Tucumán 102.602 94.875 6.416 410 115 456

Coop. Godoy Cruz

Mendoza 75 62.784 726 96 74 296

EPEN Neuquén 93.603 57.235 5.248 344 222 597

Coop. Tandil Buenos Aires 300 48.393 1.268 136 49 215

Coop. Concordia

Entre Ríos 618 43.844 1.408 106 55 213


Empresa Provincia/región Área de

Concesión Total

Clientes Líneas

BT/MT/AT Potencia Instalada

Pot. Máx.

Energía Vendida

Km 2 nº Km MVA MW GWh

Coop. Olavarría

Buenos Aires 7.659 43.562 2.660 123 48 166

EDESTESA Mendoza 36.668 38.373 3.135 136 117 199

Coop. Luján Buenos Aires 778 37.632 1.546 160 52 247

Coop. Pergamino

Buenos Aires 585 35.136 1.370 114 48 185

Coop. Zárate Buenos Aires 1.202 31.042 1.503 209 87 498

Coop. Gualeguaychú

Entre Ríos 2.900 28.426 1.630 70 33 120

Coop. Azul Buenos Aires 6.545 25.222 2.540 31 25 103

Coop. San Pedro

Buenos Aires 1.322 22.023 1.321 51 27 119

DPE Tierra del Fuego

Tierra del Fuego 40 19.638 440 79 30 173

Coop. Chacabuco

Buenos Aires 2.290 18.620 1.838 63 30 66

Coop. M. Moreno

Buenos Aires 2.158 16.825 1.394 36 15 66

Coop. Salto Buenos Aires 1.200 11.310 836 34 22 48

Coop. Colón Santa Fe 883 9.736 656 27 11 38

APELP La Pampa 75.050 s/d 2.648 230 136 60

Coop. San Bernardo

Buenos Aires s/d s/d 0 s/d s/d s/d

Coop. Bariloche

Neuquén s/d s/d 0 s/d s/d s/d

Coop. Tres Arroyos

Buenos Aires s/d s/d 0 s/d s/d s/d

TOTAL 2.170.738 11.159.998 367.937 25.226 16.927 62.906

Tabla 2-1: Características Principales de las Empresas de Distribución de Energía Eléctrica que operan en Territorio Nacional. (Fuente: ADEERA Datos actualizados al 2008)

En esta tabla se puede observar que las empresas que operan en el área metropolitana de Buenos Aires y Gran Buenos Aires, EDENOR (Empresa Distribuidora y Comercializadora Norte), EDESUR (Empresa Distribuidora de Electricidad Sur), concentran en conjunto el 43% de los usuarios.

57% 23%20%43%

Cantidad de Clientes EDENOR y EDESUR

RESTO EDENOR EDESUR

Figura 1: Cantidad de Clientes porcentual del área metropolitana.


Las empresas provinciales públicas EPEC (Empresa Provincial de Energía de Córdoba) y EPESF (Empresa Provincial de Energía de Santa Fe) reúnen el 16% de los clientes de distribución.

84%

9%

7%

16%

Cantidad de Clientes EPESF y EPEC

RESTO EPESF EPEC

Figura 2: Cantidad de Clientes de las empresas provinciales de Santa Fe y Córdoba.

Entre las empresas distribuidoras a nivel provincial cuyo número de clientes supera el 2% del total se encuentran: EDEA (Empresa Distribuidora de Energía Atlántica), EDEMSA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A.), EDEN (Empresa Distribuidora de Energía Norte), EDELAP (Empresa Distribuidora La Plata S.A.), ENERSA (Energía de Entre Ríos S.A.), SECHEEP (Servicios Energéticos del Chaco) y EDESA (Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A.). Por otro lado, las cooperativas reúnen en conjunto solo el 5% del total de clientes.

74,8%

4,1%3,2%

2,9%

2,8%

2,5% 2,4%2,3%

4,9%25,2%

Cantidad de Clientes

RESTO EDEA SA EDEMSA EDEN EDELAP

ENERSA SECHEEP EDESA Cooperativas

Figura 3: Cantidad de Clientes de las empresas provinciales principales.

Como se observa en la tabla, muchas empresas no presentan la información en forma adecuada y consensuada a la asociación que las nuclea, es por ese motivo, que mucha información tuvo que ser contrastada con información adicional, para poder ratificar sus valores.


2.4. INVERSIONES EN LAS EMPRESAS TESTIGOS

2.4.1. EDENOR (EMPRESA DISTRIBUIDORA Y COMERCIALIZADORA NORTE S.A.)

El análisis de inversiones de EDENOR se presenta en el informe sobre inversiones del sector eléctrico en el área metropolitana, elaborado por los Consultores1. En ese estudio se estimó, que el nivel de inversiones requerido por la empresa para suministrar la demanda creciente de energía en su área de concesión, en condiciones normales y adecuadas a la nueva realidad, es de alrededor de $ 320 millones anuales (pesos del año 2008).

Este valor se determinó a partir de información contenida en las Memorias de Estados Contables de los últimos años. Dicha información revela que a partir del año 2006 la empresa comenzó con una recuperación de las inversiones respecto a los años posteriores a la crisis del 2002 y en los años 2007 y 2008 se alcanzaron niveles de inversión en moneda constante similares a los que se implementaron en el período 1993-2001. El período posterior a la crisis (2002-2005), representa una situación particular donde el congelamiento tarifario y el incremento de los costos, limitó el desarrollo de las inversiones.

El análisis muestra además que la mayor parte de las inversiones se destinaron al incremento de la estructura de las instalaciones y a la conexión de los nuevos suministros. Asimismo, se realizaron inversiones para mantener el nivel de la calidad de servicio y calidad de producto.

2.4.2. EDESUR (EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR S.A.)

El análisis de inversiones de EDESUR también se presenta en el informe de referencia 1. En este caso la estimación de las inversiones necesarias para atender los requerimientos de la demanda en el mediano plazo, se basó en un análisis de la evolución de las inversiones realizadas por la empresa a lo largo del periodo de concesión, teniendo en cuenta las condiciones particulares provocadas por la crisis económica del año 2002, y la recuperación de los niveles de actividad económica de los años subsiguientes.

El informe de referencia muestra que en los años 2004 y 2005 las inversiones fueron muy reducidas, debido a que ese fue un periodo de transición durante el cual se formalizó el proceso de renegociación del contrato con el UNIREN. En el año 2006, el monto invertido de $ 215 millones, fue el comprometido por la empresa en el acta de acuerdo de renegociación de contrato. En el transcurso del ejercicio 2007 EDESUR realizó inversiones por $ 268,3 millones. Durante ese año se concretaron significativas obras de ampliación de la red. En el año 2008, debido a los mayores ingresos percibidos como consecuencia del aumento de tarifa, la empresa pudo sostener su operación y ejecutar un plan de obras e inversiones por una suma de $ 405,2 millones. En ese año también se concretaron importantes obras de infraestructura de redes.

El estudio de referencia estima que el nivel de inversión anual en el mediano plazo que requiere la empresa EDESUR para prestar servicio en condiciones adecuadas, es de alrededor de $ 290 millones anuales (pesos del año 2008).

1 Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Análisis de Requerimientos de Infraestructura e Inversiones en el Sistema Eléctrico en el Área Metropolitana”, Noviembre 2009.


2.4.3. EDELAP (EMPRESA DISTRIBUIDORA LA PLATA S.A.)

No fue posible en este caso reunir información consistente sobre los montos y características de las inversiones realizadas por EDELAP en los últimos años, por lo que los valores de inversión anuales requeridos por la empresa, se estiman en base a un comunicado de prensa emitido por la misma en junio de 20092.

En dicho comunicado, que se refiere específicamente a la ampliación de la Subestación La Plata, se menciona que esta obra, cuyo monto de inversión es cercano a los $ 20 millones, está dentro del plan anual (2009) de $ 80 millones de pesos y se integra en al plan quinquenal de obras 2009-2013 de más de $ 300 millones. El plan de obras 2009 incluyó la mejora de las redes de unas 350 manzanas, el tendido de más de 55 kilómetros y medio de cables de media tensión, la rehabilitación de 28 centros de transformación y la instalación de 11 nuevos. El plan quinquenal de inversiones, es un plan de modernización y ampliación de las redes de distribución de la empresa, destinadas a mejorar la calidad de servicio y asegurar el abastecimiento eléctrico para los próximos 15 años, de las localidades incluidas dentro de su área de concesión (La Plata, Berisso, Ensenada, Brandsen, Magdalena y Verónica3).

En base a esto, se asume como valor medio de inversión anual para los próximos años, un monto de $ 60 millones (pesos del año 2009).

2.4.4. EDESA (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE SALTA)

EDESA -Empresa Distribuidora de Electricidad de Salta S.A.- asumió la concesión del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica con exclusividad zonal en el territorio de la provincia de Salta, en agosto de 1996.

Debido a la geografía de la provincia, existen zonas rurales dispersas a las que los sistemas energéticos de EDESA no tienen acceso. Es por esto que se creó ESED S.A. – Empresa de Sistemas Eléctricos Dispersos- compañía concesionaria controlada por EDESA, encargada de brindar este nuevo servicio público, en forma exclusiva, a los habitantes de Salta. A la actividad de distribución y comercialización de energía eléctrica se le ha sumado también la de generación de energía eléctrica a través de EGSSA, EMDERSA Generación Salta S.A., que cuenta con una planta de generación de 30 MW de potencia instalada en la localidad de Piquirenda, en el norte salteño.

EDESA forma parte integrante del Grupo EMDERSA, controlado por la Empresa Distribuidora Eléctrica Regional S.A., EMDERSA. Dicho Grupo de empresas tiene como objeto principal la distribución y comercialización de energía eléctrica en diferentes provincias de la Argentina. Así, EMDERSA es propietaria de las Empresas concesionarias del servicio de distribución de energía eléctrica en las provincias de La Rioja (a través de EDELAR, Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A.) y en San Luis (EDESAL, a través de Empresa Distribuidora San Luis S.A.).

De acuerdo a información de la empresa4, desde el inicio de sus operaciones y hasta 2008, EDESA ha realizado inversiones por $ 352,87 millones.

Se han construido nuevas subestaciones y repotenciando las existentes, como las nuevas Estaciones Transformadoras Salta Norte, Salta Este, Cafayate, JV González y El Carril, y la

2 EDELAP: Comunicado de Prensa de la Empresa, “EDELAP asegura abastecimiento para los próximos 15 años”, 4 de junio de 2009.

3 La Revista de ADEERA, Año 8 - Nº 23 - Octubre 2009.

4 http://www.edesaenergia.com.ar


repotenciación de las Estaciones Transformadoras Salta Sur y Orán. Además se encuentra en construcción la nueva Estación Transformadora de 132 KV de Rosario de la Frontera y la ampliación de Salta Este.

En la Memoria, Estados Contables y Reseña Informativa Correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009, de EDESA, se presenta la evolución de las inversiones

llevadas a cabo por la empresa durante los últimos cuatro ejercicios financieros, donde se observan los valores de las inversiones financiadas con fondos propios. Estos montos representan las inversiones necesarias para satisfacer la mayor demanda de energía, facilitar la incorporación de nuevos usuarios, mejoras en la calidad del servicio y al aumento de la seguridad y la protección del medio ambiente.

Tabla 2-2: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDESA (en millones de pesos)5

Entre las obras ejecutadas en 2009, se destacan la ampliación de la estación transformadora Salta Este, en la cual se instaló un segundo transformador de 132/33/13,2 KV de 30 MVA de potencia. Asimismo se tendieron nuevos distribuidores en 33 KV desde esta estación, para mejorar el respaldo y poder satisfacer demandas. Se construyeron 174 nuevos centros de transformación y tendieron 92 Km de línea de media tensión, con el fin de cubrir el aumento de demanda de energía. Se efectuaron cambios de conductor convencionales por preensamblado en 21 Km de redes de baja tensión, y se tendieron 197 Km de líneas para abastecer nuevas demandas.

En base a esta información, se considera como inversión anual para los próximos años, el promedio de inversiones de los últimos tres años – 2007 a 2009 – que resulta en un monto de $ 58 millones anuales (pesos del año 2009).

2.4.5. EDELAR (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE LA RIOJA S.A.)

EDELAR -Empresa Distribuidora de Electricidad de La Rioja S.A.- asumió la concesión del servicio de distribución y comercialización de energía eléctrica en la provincia de La Rioja, en el año 1995.

Según la información de la empresa6, EDELAR realizó inversiones por más de $ 140 millones de pesos desde el inicio de la concesión para atender la demanda creciente y ampliar la cobertura del servicio. Entre las obras más notables se destaca la construcción de nuevas subestaciones repotenciando las existentes, tales como la nueva Estación Transformadora Chamical y la repotenciación de las Estaciones Transformadoras Nonogasta, Chilecito, Aimogasta y Patquía.

5 Memoria, Estados Contables y Reseña Informativa Correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.

6 http://www.edelarenergia.com.ar


Asimismo se realizaron otras inversiones en las redes de baja, media y alta tensión incluyendo: la construcción de una nueva línea de 132 kilómetros que recorren Recreo hasta La Rioja, la instalación de un nuevo transformador en la Estación Recreo y dos nuevos transformadores en la Estación Transformadora La Rioja, la modernización del sistema de Estaciones de Transformación y Centros de Distribución de Media Tensión a Media Tensión, y el emplazamiento de más de 1.400 Km de nuevas líneas de Media y Baja Tensión para atender principalmente el crecimiento de la demanda.

El monto total de inversiones incluye también obras no eléctricas, tales como la remodelación de todas las oficinas comerciales, tecnología informática y modernización del sistema de gestión comercial y la adquisición y disposición de equipos de trabajos de atención a distancia en alta y media tensión.

En la memoria de estados contables y reseña informativa correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2009, se presenta un resumen de la evolución de las inversiones llevadas a cabo por EDELAR durante los últimos cuatro ejercicios financieros. En la Tabla 2-3: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDELAR (en millones de pesos), se presentan las inversiones financiadas con fondos propios, orientadas principalmente a ampliar la capacidad de transmisión y transformación para satisfacer el creciente aumento de la demanda de energía y mejorar la calidad de producto y servicio.

Tabla 2-3: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDELAR (en millones de pesos)7

Entre las obras ejecutadas en 2009, se encuentran la incorporación de un nuevo transformador de 4 MVA 33/13,2 KV en la Estación Transformadora (ET) Chilecito, ampliaciones de líneas de alta tensión, tendido de 124 Km de redes de media tensión 13,2 KV y 12 Km de redes en 33 KV para nuevos suministros y mejora de la calidad. 126 nuevos Centros de Transformación, tendido aproximadamente 100 Km de nuevas líneas de baja tensión para abastecer nuevas demandas.

En base a esta información, se considera que la inversión anual que requiere el sistema de EDELAR es de aproximadamente $ 29 millones (pesos del año 2009), lo que representa el

promedio de inversiones de los tres últimos años.

2.4.6. EDESAL (EMPRESA DISTRIBUIDORA SAN LUIS S.A.)

EDESAL –Empresa Distribuidora de Electricidad de San Luis S.A.- adquirió la concesión del servicio de subtransmisión y distribución de energía eléctrica en el territorio de la provincia de San Luis, en el año 1993, siendo la primera empresa de energía eléctrica privatizada en el interior del país.

EDESAL invirtió más de $133 millones en tecnología y equipamiento, incluyendo importantes

7 Memoria, Estados Contables y Reseña Informativa Correspondiente al ejercicio económico finalizado el 31 de diciembre de 2009.


inversiones en el área de Informática y Comunicaciones. EDESAL cuenta con una red de telefonía fija, telefonía móvil, punto a punto y red de datos, que abarca toda la jurisdicción provincial y un sistema de comunicaciones VHF (Very High Fidelity, por sus siglas en inglés) que cubre toda el área de concesión8.

La evolución de las inversiones llevadas a cabo por EDESAL S.A. durante los últimos cuatro ejercicios financieros, se expone en la Tabla 2-4, donde se presentan los valores de las inversiones financiadas con fondos propios.

Tabla 2-4: Inversiones en Bienes de Uso realizadas por EDESAL (en millones de pesos)9

Se observa un crecimiento significativo de las inversiones en los últimos dos años. Las mismas estuvieron orientadas principalmente a facilitar la incorporación de nuevos usuarios, a mejorar la calidad del servicio, a aumentar la seguridad y la protección del medio ambiente. Entre las obras realizadas durante el ejercicio 2009 se destacan las siguientes:

Trabajos en Estaciones Transformadoras (ET):

Estación Transformadora San Luis: se incorporó al servicio un nuevo transformador de 30 MVA 132/33/13,2 KV.

Nueva Estación Transformadora Parque Industrial San Luis: se inició la construcción de esta nueva ET de 30 MVA 132/33/13,2 KV.

Trabajos en Líneas de Media Tensión (LMT) y Centros de Transformación (CT):

Instalación de 31 centros de transformación de media a baja tensión en 13,2 KV.

Montaje de 2 bancos de capacitores para mejorar los perfiles de tensión y reducir las pérdidas.

Remodelación de 98 centros de transformación en distintos puntos de la Provincia.

Habilitación de 23 centros de transformación de media a baja tensión, en 33 KV y 68 centros de transformación de media a baja tensión en 13,2 KV, 14,3 Km de líneas de media tensión en 33 KV y 39,1 Km de líneas de media tensión en 13,2 KV.

Trabajos en Líneas de Baja Tensión (BT):

Tendido de 33,6 Km de líneas de baja tensión con conductor preensamblado en los distintos distritos de la Provincia.

Habilitación de 19,8 Km de líneas de baja tensión construidas por terceros.

En base a la información anterior, se estima que la inversión anual que requiere EDESAL para seguir suministrando la demanda creciente de los usuarios con adecuados niveles de calidad y

8 http://www.edesalenergia.com.ar

9 Memoria, Estados Contables y Reseña Informativa Correspondientes al ejercicio finalizado el 31 de diciembre de 2009.


confiabilidad, es de aproximadamente $ 32 millones (pesos del año 2009), lo que representa el promedio de inversiones de los tres últimos años.

2.4.7. EJESA (EMPRESA JUJEÑA DE ENERGÍA S.A.)

EJESA – Empresa Jujeña de Energía S.A.- es la Empresa de Distribución de Energía Eléctrica de la provincia de Jujuy. La misma posee la concesión exclusiva para la Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica dentro del Área asociada al Sistema Interconectado Provincial.

Por otro lado, EJSEDSA (Empresa Jujeña de Sistemas Energéticos Dispersos S.A.) también desarrolla sus actividades en la provincia de Jujuy, prestando servicio de generación aislada a las comunidades no vinculadas al Sistema Interconectado Provincial. EJSEDSA distribuyó energía eléctrica a 5.562 clientes dispersos en la provincia de Jujuy, mediante pequeños sistemas aislados de generación térmica, híbrida (diesel – solar), hidráulicos y fotovoltaicos, lo que totaliza una venta de 2 GWh en el año 2009. Lo anterior representa un aumento del 2 % en el número de clientes y 2,2 % en venta de energía.

Ambas sociedades en su conjunto, poseen una infraestructura eléctrica compuesta de 3.387 Km. de líneas de media tensión, 2.934 Km. de líneas de baja tensión y 3.100 subestaciones de distribución de MT/BT, con una potencia instalada de 291 MVA. Con respecto al nivel de pérdidas de energía, éstas alcanzaron a 10,8 % en el caso de EJESA y a 8,1 % en EJSEDSA.

En el año 2009 se hicieron inversiones por $ 18,5 millones en EJESA y $ 1,6 millones en EJSEDSA, destinadas a extender y modernizar las redes existentes y mejorar la calidad de servicio10.

No se dispone de información sobre la evolución histórica de las inversiones en los últimos años. Por este motivo, se estima que el nivel de inversión requerido por EJESA en los próximos años es de $ 19 millones anuales (pesos del año 2009).

2.4.8. SECHEEP (SERVICIOS ENERGÉTICOS DEL CHACO / EMPRESA DEL ESTADO PROVINCIAL)

SECHEEP - Servicios Energéticos del Chaco / Empresa del Estado Provincial – es una empresa del estado provincial que tiene a cargo la prestación de los servicios eléctricos en el territorio de la provincia. Las funciones de SECHEEP incluyen11:

La explotación y administración de centrales eléctricas, medios de transmisión, estaciones transformadoras y redes de distribución.

El suministro eléctrico a los usuarios y redes de alumbrado público.

La compra y venta de energía en barra.

Realización de estudios, proyectos y construcciones de las redes urbanas de distribución, para sí mismo o por terceros.

El estudio, elaboración y proposición de tarifas de los servicios públicos de electricidad de jurisdicción provincial, como así también el establecimiento de tasas y otras contribuciones por prestación del servicio.

10 http://www.cge.cl/sectorelectrico/sectordistribucion/Paginas/EJESAYEJSEDSA.aspx

11 http://www.secheep.gov.ar/


El estudio y proposición de sistemas de financiación, con recursos propios o de terceros, provinciales, nacionales o internacionales, para la ejecución de obras de energía eléctrica.

SECHEEP ha publicado un ambicioso plan de obras de cuatro años (2009-2012), que incluye la construcción de nuevas líneas de transmisión de baja, media y alta tensión, remodelación de líneas existentes, la construcción de nuevas estaciones transformadoras y remodelación de varias existentes, la construcción de nuevos centros de distribución, y la instalación de bancos de capacitores. En el Anexo 2 se presenta en detalle en plan de obras 2009-2012 de SECHEEP.

La empresa también ha realizado inversiones en generación distribuida. A partir de acuerdos con el gobierno nacional y ENARSA, se instalaron centrales de generación en Villa Ángela, 10 MW de generación en Charata, 15 MW en Castelli, 5 MW en Nueva Pompeya, y 15 MW en Sáenz Peña. También se planea instalar 5 MW en Las Palmas. Estas centrales de generación completan un total de 81 MW de energía, distribuida en distintos puntos del Chaco.

Se resumen en la tabla siguiente los montos totales de inversión por año correspondientes al plan de obras 2009-2012 de SECHEEP, presentado en el Anexo 2. Debe aclararse que en el monto correspondiente al año 2011 se han substraído las obras en 500 KV, ya que estas se corresponden con los sistemas de transmisión, específicamente, las obras del Plan Federal de Transmisión Nr. 1.

2009 2010 2011 2012

66,987 52,951 75,618 62,986

Tabla 2-5: Monto total de inversión anual en millones de pesos, de acuerdo al Plan de Obras 2009- 2012 de SECHEEP12

En base a esta información, se asume como valor anual de inversión para el mediano plazo, el promedio de los montos de inversión de los años 2010, 2011 (sin obras en 500kV) y 2012 del plan de obras 2002-2012, lo que determina un valor de aproximadamente $ 64 millones por

año (pesos del año 2009).

2.4.9. ENERSA (ENERGÍA DE ENTRE RÍOS SOCIEDAD ANÓNIMA)

ENERSA - Energía de Entre Ríos S.A. - tiene la concesión para la prestación del Servicio Público de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica en todo el territorio de la Provincia de Entre Ríos. ENERSA comercializa electricidad a más de 281.000 clientes en su área de concesión, concentrando el 71 % del mercado de distribución de energía de toda la provincia. El restante 29% se encuentra atendido por 18 cooperativas eléctricas, a las que a su vez ENERSA también les brinda servicio.

ENERSA publica información sobre las inversiones correspondientes a los años 2005, 2006 y 2007, cuyos montos totales se resumen en la tabla siguiente:

12 http://www.secheep.gov.ar/


2005 2006 2007

40,200 55,034 51,433

Tabla 2-6: Monto total anual en millones de pesos. Plan de inversión de ENERSA13

Entre las obras más importantes se encuentra la Estación Transformadora de 132 KV denominada "Paraná Este". La misma estará equipada en 132 KV, con dos campos de acometidas de Línea de Alta Tensión (LAT) y dos campos para transformadores de potencia de 30/30/30 MVA - 132/34,5/13,86 KV. Esta obra asegurara el suministro de energía eléctrica al Parque Industrial, a San Benito y a la zona Este de la ciudad, en un horizonte previsto de 30 años.

Otra obra de gran relevancia para la Provincia es la línea de 132 KV San Salvador – Villaguay, que asegura el abastecimiento en el centro de la provincia. El monto de esta obra es de $ 16 millones y se encuentra finalizada.

En base a esta información, se asume como monto de inversión anual para ENERSA el promedio de los montos de los planes de inversión de los años 2006 y 2007, lo que arroja un monto de $ 53 millones anuales (pesos del año 2008).

2.4.10. EDETSA (EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE TUCUMÁN S.A.)

EDETSA - Empresa de Distribución Eléctrica de Tucumán S.A. – presta desde 1995, los servicios de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica, Generación aislada y Transmisión exclusiva, a clientes ubicados en la Provincia de Tucumán.

A lo largo de los 10 años de gestión, EDET S.A. realizó inversiones por más de $ 170 millones. La figura siguiente muestra la evolución de las inversiones realizadas por la empresa desde el comienzo de sus operaciones en 1995 hasta el año 2004. Se observa una fuerte disminución de la inversión de la Concesionaria a partir de la aplicación de las leyes de emergencia económica. Si bien la caída de la demanda en el año 2002, puede explicar niveles tan bajos de inversión como los que muestra EDET S.A., el sostenido crecimiento de la demanda observado a partir del año 2003 no fue acompañado con niveles de inversión compatibles. La inversión obligatoria prácticamente se extingue en el año 2001 lo que acentúa la caída de inversiones14.

13 http://www.enersa.com.ar/plan-inversion.php

14 Análisis Técnico: Las Perspectivas de Evolución del Servicio EDECAT S.A.


Figura 4: Evaluación de inversiones en millones de pesos.

La curva color verde corresponde al Total de Inversiones (Obligatorias + No Obligatorias). Las Inversiones Obligatorias se extinguen en el año 2001. En el período 2002-2004 el Total de Inversiones son No Obligatorias (la curva verde coincide con la roja).

En el mes de diciembre de 2006, en el marco del proceso de renegociación del contrato de concesión, EDET S.A. subscribe el Acta de Renegociación Integral, que establece las condiciones jurídicas, económico-financieras y técnicas que posibiliten la normalización de las condiciones contractuales de la Concesión del Servicio. Por medio de ese Acta el Concesionario (EDETSA) se obliga a realizar un plan obligatorio de inversiones15.

Dicho plan, que se detalla en el ANEXO N 4 del Acta, establece diferentes tipos de obras de infraestructura de la red, tales como:

Estaciones trasformadoras de rebaje.

Líneas de distribución de media tensión aérea y subterránea.

Subestaciones transformadoras MT/BT, líneas de baja tensión (BT) y equipos asociados.

Obras de crecimiento de la demanda en redes de BT.

EL monto total de esas obras es de $ 10 millones. El Acta establece que el Concesionario se obliga a ejecutar las mismas en un plazo de doce meses, a partir efectiva percepción del incremento tarifario con vigencia desde el 1 de noviembre de 2006. Asimismo, establece que la empresa debe realizar inversiones no inferiores a un monto de $ 50 millones por un período de cuatro años. Las obras deben estar destinadas a la mejora estructural (técnica, tecnológica y/o comercial) del sistema de distribución eléctrico de la Provincia.

El Acta indica que las inversiones del plan obligatorio tienen el carácter de mínimas, debiendo el Concesionario ejecutar las inversiones en distribución que demande el crecimiento de la demanda y el mantenimiento de las exigencias de calidad y seguridad previstas en el contrato de Concesión.

15 Acta de Renegociación Integral – Disponible en: http://www.epret.gov.ar/index.php/contenido/mostrar/180/58/audiencias_pblicas.html


Según información de la empresa16, las inversiones efectuadas durante el año 2009 ascendieron a $ 39 millones. Las mismas incluyeron el Plan Obligatorio de Inversiones 2009, y El Plan de Inversiones Adicional asociado al Acta de Renegociación Integral, por un monto de $ 15,4 millones y $ 2,3 millones, respectivamente.

Esto indica que las inversiones que requiere la empresa, para atender los requerimientos de demanda creciente17 superan considerablemente las inversiones mínimas obligatorias. Asimismo, en un comunicado de prensa con fecha 20 de Mayo de 201018, el gerente general de EDET SA anunció, que en 2010 la empresa debe invertir alrededor de $ 50 millones para mejorar la infraestructura eléctrica y de operación.

En base a la información anterior, se asume a los efectos de este trabajo, que el monto anual de inversiones requerido por EDET SA en los próximos años es de $ 40 millones (pesos del año 2010).

2.4.11. EPESF (EMPRESA PROVINCIAL DE LA ENERGÍA DE SANTA FE)

La Empresa Provincial de la Energía de Santa Fe (EPESF), es la tercera distribuidora eléctrica del país y la más grande en manos del Estado.

Su área de concesión abarca 115.000 Km 2. Atiende alrededor de 800.000 clientes residenciales, 100.000 pequeños comercios y 2.300 grandes usuarios industriales y comerciales. Opera y mantiene más de 40.000 kilómetros de redes eléctricas de alta, media y baja tensión. La EPESF fue creada a fines del año 1986, para la prestación del servicio de Distribución y Comercialización de Energía Eléctrica en las áreas territoriales que servía la Dirección Provincial de Energía.

La figura siguiente muestra 14 años de evolución del gasto de la EPESF (desde 1993 a 2006) en millones de pesos. La barra roja es la energía comprada a CAMMESA; la verde el gasto salarial; en azul los impuestos nacionales provinciales y municipales; en violeta los gastos operativos y en amarillo la inversión anual.

16 http://www.cge.cl/sectorelectrico/sectordistribucion/Paginas/Edet.aspx

17 El número de clientes al término del ejercicio fue de 409.835, superior en un 3,2% al año anterior, y la energía eléctrica operada fue de 1.699 GWh, un 3,4% mayor que el año 2008.

18http://www.primerafuente.com.ar/index.php/noticia/edet-dice-que-cumple-con-las-inversiones-y-el-servicio


Figura 5: Evolución de la composición del gasto de EPESF desde 1993 al 200619.

Si bien se observa un constante aumento del nivel de inversiones a partir del 2002, estas inversiones no han sido suficientes para atender el crecimiento sostenido de la demanda. El retraso en la implementación de las obras necesarias, ha originado numerosas interrupciones del servicio a los usuarios.

La empresa ha elaborado un plan de obras de infraestructura eléctrica para toda la provincia, para el periodo 2009-201120, que responde a los siguientes criterios de planificación:

Suplir el transporte de grandes volúmenes de potencia en MT por AT.

Mejorar la performance de la red.

Reducir las longitudes de distribuidores, de modo de minimizar pérdidas, bajar la carga de los mismos y en caso de fallas, afectar a menor cantidad de Subestaciones y por ende de clientes.

Conformar circuitos mallados.

Brindar mayor confiabilidad y asegurar el suministro en condiciones de falla simple (N-1).

El monto total de inversión de estas obras se presenta en la figura siguiente. Alrededor del 35 % de estos montos corresponden a obras en la Ciudad de Rosario.

19 Fuente: http://www.epe.santafe.gov.ar

20 EPESF: ROSARIO Y LA INFRAESTRUCTURA NECESARIA - Ing. Carlos de León – Gerente de Explotación y Ing. Daniel Brizuela – Gerente de Infraestructura. Marzo de 2009.


240280

328

0

50

100

150

200

250

300

350

2009 2010 2011

Mil

lon

es

de

pe

so

s

Figura 6: Inversiones Totales en Obras, en millones de pesos – Plan de Obras 2009-2011 de EPESF – Elaboración propia en base a información de la empresa. 21.

Este plan incluye obras que EPESF realiza en el sistema de transmisión de extra alta tensión de 500 KV (SADI), cuyo monto supera los $ 100 millones. Dado que las inversiones en el SADI corresponden a obras en el sistema de Transmisión de Extra Alta Tensión, las mismas no deben ser consideradas dentro de los volúmenes de inversión que necesita EPESF para sus redes de Distribución, Subtransmisión y Transmisión.

En base a lo anterior, se estima el monto anual de inversión requerido por EPESF en el mediano plazo como el promedio de las inversiones del plan 2009-2011, descontado las obras correspondientes al sistema de 500 KV.

Con esa consideración, el monto anual de inversiones asciende a $ 250 millones (pesos del año 2010). Este valor es consistente con lo expresado por el Ministro de Aguas, Servicios Públicos y Medio Ambiente de la provincia de Santa Fe, en una nota de prensa de febrero de 2008, en la misma destaca, “que la empresa estatal EPESF necesita una inversión de $ 250 millones durante al menos cuatro años, para normalizar sus operaciones22”.

2.4.12. ESJSA (ENERGÍA SAN JUAN)

ENERGÍA SAN JUAN es la empresa concesionaria de la Distribución de Energía Eléctrica en la provincia de San Juan. También realiza actividades de generación en dos zonas aisladas del resto del sistema eléctrico de la Provincia. La cobertura de servicios alcanza a todo el Sistema Interconectado Provincial, Valle de Tulúm (con excepción de la zona de Caucete), Ullum, Zonda y los Sistemas de Generación Aislados, ubicados en los departamentos de Jáchal, Iglesia, Valle Fértil y Calingasta.

Energía San Juan es una empresa del Grupo CGE (Compañía General de Electricidad). Este grupo con sede en la Republica de Chile, concentra su actividad en el sector eléctrico y gasífero, desde Arica a Puerto Williams en Chile, y en cinco importantes provincias en Argentina.

El número de clientes atendidos en 2009 alcanzó un incremento del 1,8 % respecto del 2008; y

21 EPESF: ROSARIO Y LA INFRAESTRUCTURA NECESARIA - Ing. Carlos de León – Gerente de Explotación y Ing. Daniel Brizuela – Gerente de Infraestructura. Marzo de 2009.

22 Portal SF - Portal de Noticias de Santa Fe el día: 25-02-2008.


la energía suministrada durante ese año resulto en 8,3 % superior al año 2008. La infraestructura de distribución de electricidad de Energía San Juan cuenta con 4.148 Km de líneas de media tensión, 4.349 Km de líneas de baja tensión y 4.390 subestaciones de distribución de MT/BT, con una potencia instalada de 458 MVA.

En el año 2009 la empresa efectúo inversiones por $ 29,4 millones, destinadas al mejoramiento de su sistema eléctrico. Entre las principales obras se destacan la compra de equipos e inicio de la construcción de la estación transformadora Punta de Rieles 132/33/13,2 KV - 45/45/30 MVA, la que fue puesta en servicio en febrero de 2010, compra de equipos para la estación transformadora Pueyrredón 132/33/13,2 KV - 45/45/30 MVA y la repotenciación de distintas estaciones transformadoras de media/media tensión por un total de 45 MVA23.

En base a esta información y para los propósitos de este trabajo, se asume que el monto de inversión anual para los próximos años es de $30 millones (pesos del año 2010).

2.4.13. EDEMSA (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE MENDOZA S.A.)

Empresa Distribuidora de Electricidad de Mendoza S.A. (EDEMSA), constituida por el Gobierno de la Provincia en abril del año 1998, tiene a su cargo la concesión del servicio de Distribución de Energía Eléctrica en la mayor área geográfica de la Provincia de Mendoza. El territorio concesionado a EDEMSA comprende los departamentos de Capital, Las Heras, Guaymallén, Luján, Maipú, Tunuyán, Tupungato, San Carlos, Lavalle (zona oeste), San Rafael y Malargüe. Esto es la mayor parte de la Provincia de Mendoza, estado que cuenta con una superficie de 150.839 Km 2. En la provincia de Mendoza operan además otras dos distribuidoras que tiene una participación menor en la prestación del servicio de distribución: Empresa Distribuidora de Electricidad del Este S.A. y la Cooperativa Eléctrica de Godoy Cruz.

En el año 2007 EDEMSA realizó una inversión técnica de $ 26,39 millones, cumpliendo lo establecido en la Carta de Entendimiento y su respectivos Anexos24. Entre las obras más importantes realizadas ese año se destaca, la puesta en servicio de la línea aérea de alta tensión de 54 Km., desde la ET PIP hasta la ET TUPUNGATO, remodelándose ambas ET Transformadoras, con el objeto de poder abastecer suministros de gran potencia en zonas rurales (como el caso de Valle de Uco), dicho proyecto involucró una inversión de $ 14 millones. Además se inició la ejecución del segundo anillo en Alta Tensión para el Gran Mendoza, con el objeto de aumentar significativamente la confiabilidad del sistema de transmisión de EDEMSA, mediante la construcción de la LAT en 132 KV – ET Boulogne Sur Mer – ET Las Heras. La obra de interconexión eléctrica mediante cable subterráneo en una longitud 5 Km, implicó una inversión aproximadamente de $ 8 millones.

Durante el año 2009 la inversión realizada en obras eléctricas fue de $ 25 millones25. Las obras realizadas corresponden al Plan Anual 2009. Entre ellas se destacan la puesta en servicio del Anillo Oeste en 132 KV, que vincula ET Boulogne Sur Mer y Las Heras, las obras realizadas para abastecer la demanda de los nuevos suministros, la contratación de la ampliación y remodelación de estación transformadora ET Maipú, el proyecto de la estación transformadora Las Viñas y la línea de alta tensión Tupungato – Las Viñas y Fase I del Microcentro.

En base a la información disponible, se estima que la inversión anual requerida por la empresa en los próximos años, para brindar un servicio eléctrico dentro de los estándares de calidad establecidos en la normativa, es de aproximadamente $30 millones (pesos del año 2010).

23 http://www.cge.cl/sectorelectrico/sectordistribucion/Paginas/EnergiaSanJuan.aspx

24 EDEMSA: Estados Contables Correspondientes a los ejercicios iniciados el 1° de enero de 2007 y 2006 y finalizados el 31 de diciembre de 2007 y 2006.

25 EDEMSA Constitución y Participación accionaria


2.5. DETERMINACIÓN DE MONTOS TOTALES DE INVERSIÓN EN DISTRIBUCIÓN

La Tabla 2-7 muestra el resumen de las inversiones de las trece empresas descriptas en el punto anterior. Se incluyen en la tabla además ciertos índices o “ratios”, que relacionan las características físicas y operativas de una empresa de distribución. El objeto de incluir estos ratios es detectar patrones o características comunes entre las distintas empresas, a los efectos de facilitar la extensión o extrapolación de los resultados del análisis de inversiones de las trece empresas testigo, hacia las restantes empresas sobre las cuales no se pudo conseguir la información necesaria.

Empresa Inversión

Anual Inversión

por Clientes Densidad de

Clientes Densidad de

Redes Consumo por

cliente

Capacidad de Transformación

por Cliente

[M$/año] [$/cliente] [clientes/Km 2] [m/cliente] [MWh/cliente] [MVA/cliente]

EDESUR 290 128,19 683,66 10,63 5,82 2,27

EDENOR 320 126,11 581,05 14,48 5,90 1,98

EDELAP 60 190,99 54,35 26,75 4,86 1,99

EDESA 58 224,58 1,67 37,59 4,36 1,89

EDELAR 29 294,18 1,10 60,55 7,13 2,68

EDESAL 32 234,98 1,76 68,27 6,23 2,80

EJESA 19 130,50 6,60 38,01 3,64 1,77

SECHEEP 64 240,35 2,67 57,82 4,60 1,87

ENERSA 53 188,29 5,00 68,28 5,18 2,11

EDET SA 40 224,90 7,90 71,49 9,24 4,65

EPESF 250 249,88 8,72 51,80 5,11 1,87

ESJSA 30 168,68 2,09 47,68 5,21 2,50

EDEMSA 30 84,17 3,24 41,67 7,29 4,04

Tabla 2-7: Inversión anual e índices característicos de las empresas analizadas.

Los ratios mostrados en la tabla anterior reflejan las siguientes características:

Densidad de Clientes [clientes/Km 2]: Este índice da una idea de la dispersión geográfica

del sistema eléctrico de la empresa, lo cual tiene implicancia directa sobre la estructura de la red eléctrica. Se observa que en el caso de EDENOR y EDESUR la densidad es mucho más elevada que en otras empresas, debido a que las mismas operan en las áreas urbanas más densamente pobladas del país, mientras que la mayoría de las otras empresas prestan servicio, no solo a los cascos urbanos densamente poblados, sino también a zonas semi-urbanas e incluso rurales.

Densidad de Redes [Km/cliente]: Este ratio se determina dividiendo el total de kilómetros de

líneas de transmisión y cables subterráneos por la cantidad de clientes. Da una indicación similar al índice anterior, pero muestra en forma más específica, la cantidad promedio de instalaciones necesarias para atender un cliente. Como puede observarse en la tabla anterior, hay una correlación directa con la densidad de clientes. Empresas que operan predominantemente en grandes áreas urbanas presentan un valor bajo de este índice, mientras que empresas que prestan servicio en áreas geográficas mas extendidas, tiene un valor elevado.


Capacidad de Transformación por Cliente [MVA/cliente]: Este es un ratio muy utilizado en la caracterización de empresas de distribución de energía eléctrica. Se calcula como la capacidad de todas las subestaciones de transformación, divida por la cantidad de clientes de la empresa. Indica en forma indirecta el grado de uso de las redes y el nivel de reserva de transmisión26.

Consumo por clientes [MWh/cliente]: Es el consumo total anual de la empresa dividida por el número de clientes. Es un índice agregado que indica en forma promedio, el hábito de consumo de los clientes de una empresa. Claramente una desagregación de este índice por tipo de cliente (residencial, comercial pequeño, gran cliente industrial o comercial, etc.), da una mejor caracterización de la demanda de una empresa, sin embargo un índice medio es suficiente para el objetivo y alcance de este trabajo.

Inversión por cliente [$/cliente]: Este no es en realidad un ratio de caracterización de la empresa, se lo utiliza como parámetro para la extrapolación de los montos de inversión y es muchas veces el que se utiliza para la determinación de las inversiones dentro del plan de expansión en las revisiones tarifarias. Es común su uso a través de un benchmarking con otras empresas de características semejantes,

Se analiza si existen patrones entre los distintos ratios y el índice inversión/cliente, tal que permita inferir o deducir reglas para la extrapolación de los resultados del análisis de inversiones. En la Tabla 2-8 se presentan los coeficientes de correlación entre los ratios característicos y la inversión por cliente para las empresas analizadas. Si bien el número de empresas estudiadas es bajo (trece), como para realizar un análisis estadístico representativo, la determinación de los índices de correlación es útil en este caso.

Los índices de la Tabla 2-8 muestran que no existe una correlación fuerte entre los valores de inversión por cliente, con ninguno de los ratios característicos considerados. Por lo tanto, ninguno de estos ratios puede utilizarse en forma directa para la extrapolación de los montos de inversión.

Densidad de

Clientes [clientes/Km

2]

Densidad de Redes

[m/cliente]

Consumo por cliente

MWh/cliente]


por Cliente [MVA/cliente]

Inversión por Clientes

[$/cliente] -46.8 % 62.3 % 9.6 % -8.5 %

Tabla 2-8: Coeficientes de correlación entre los ratios característicos y la inversión por cliente.

Por lo expuesto anteriormente, se determinan los montos de inversión anual de las restantes empresas considerando el valor medio de la inversión por cliente de las empresas testigo.

La Figura 7 es el histograma de los niveles de inversión anual de las empresas testigo. Se observa que existen dos valores extremos con una frecuencia de ocurrencia de uno. Estos valores extremos podrían eliminarse del promedio, sin embargo sus efectos se compensan, por lo que para el cálculo se considera el valor medio, considerando el total de las empresas testigo. Los parámetros estadísticos básicos que presentan los montos específicos de inversión ($/cliente) de las empresas testigo son: valor medio de 191 $/cliente, desviación estándar 68,3

y rango de 260,7.

26 Una forma más precisa de determinar el grado de uso y reserva de transmisión, es mediante un índice que relaciona la capacidad de transformación con la demanda máxima del sistema y el factor de carga.


El monto de inversión anual para cada una de las restantes empresas se determina multiplicando el valor de inversión promedio de 191 $/cliente por la cantidad de clientes de la empresa.

0.0

0.5

1.0

1.5

2.0

2.5

3.0

3.5

50.0

75.0

100.0

125.0

150.0

175.0

200.0

225.0

250.0

275.0

300.0

Mor

e

Inversion Anual [M$/año]

Fre

qu

en

cy

Figura 7: Histograma de los niveles de inversión anual de las empresas testigo.

Este valor es consistente con la información de ADEERA, que indica que las distribuidoras vinculadas a la Asociación invirtieron durante 2008 más de $ 1.500 millones27.

Si bien este valor del año 2008 es menor en $ 377 millones al que se estima en este informe para el año 2010. Debe entenderse que lo que se busca en este trabajo es un valor medio representativo de las inversiones anuales que se requieren en el corto y mediano plazo, mientras que el valor de inversión en el 2008 es solo representativos de ese año en particular. En efecto, ADEERA señala que la inversión total en el año 2008, representa un incremento superior al 50 % respecto a los $ 1.000 millones desembolsados en 2007. En cambio si consideramos los años 2008-2010, se observa un aumento del 25 % bi-anual.

Luego de la crisis de 2001-2002, el país atravesó un círculo de crecimiento intenso, la actividad industrial registró un crecimiento de 57,5 % en el periodo 2003-2007, mientras que la construcción avanzó 106 %. En tanto que en el mismo lapso, el consumo creció 51,5 % y las ventas en los centros de compras un 75 %. Este empuje de la economía, llevó a que el Producto Bruto Interno experimentara en cinco años una expansión del 52,7 %, en un hecho inédito en la historia económica del país.

En el año 2003, las distribuidoras de electricidad desembolsaron $ 341 millones, y cinco años más tarde la inversión supero los $ 1.500 millones. Las inversiones en el sistema eléctrico, en especial en los sistemas de distribución, no siguieron de cerca el crecimiento de la demanda, debido básicamente al congelamiento de las tarifas eléctricas. A partir de la renegociación de

27 Revista ADEERA Diciembre 2008.

El monto total de inversión anual resultante para todas las empresas de distribución es de $ 1.877 millones/año (pesos del año 2010).


los contratos y la consiguiente entrada en vigencia de nuevas tarifas y de los planes de obras obligatorios, se produjeron inversiones a un ritmo elevado, tendiente a cubrir el déficit de infraestructura y los requerimientos futuros.

Por lo tanto, dado que el ritmo de crecimiento económico ha disminuido en los últimos dos años, y que muchas de las obras realizadas en el pasado cercano tienen por objeto cubrir requerimientos de demanda en el mediano y largo plazo28, es pertinente considerar que los requerimientos de inversión tiendan a estabilizarse, o presentar un menor aumento de lo experimentado en los últimos años.

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

Mil

lon

es d

e P

eso

s

Inversiones en el Sistema de Distribución de Energía Eléctrica. Valores estimados.

Figura 8: Valores estimados de inversión en el sector de Distribución.

La Figura 8, muestra la proyección de los valores estimados de inversiones en el sector de Distribución de la Energía Eléctrica. Se ha agregado la línea de tendencia logarítmica, de manera de observar las posibles desviaciones de las inversiones en el mediano plazo. Vale recordar que el valor representado es en pesos del año 2010, no teniendo ningún factor involucrado que tenga en cuenta la inflación o cualquier cambio en el tipo de cambio de la moneda respecto del dólar de referencia, lo cual afectaría en forma directa el rango de inversiones.

28 Las obras de expansión en redes de baja y media tensión normalmente acompañan el crecimiento de la demanda (conexión de los nuevos suministros). En los sistemas de transmisión y grandes subestaciones transformadoras, por el contrario, las expansiones se realizan pensando atender la demanda de los próximos 15 ó 20 años. El proyectista debe hacer una proyección de la posible evolución de la demanda eléctrica durante ese periodo de tiempo y diseñar la red de modo que exista suficiente capacidad y reserva para atender la demanda hasta el horizonte de estudio. La construcción de las subestaciones y líneas de transmisión implican un desembolso intensivo sobre instalaciones con una vida útil de largo plazo.


3. REFERENCIAS

[1]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Análisis de Requerimientos de Infraestructura e Inversiones en el Sistema Eléctrico en el Área Metropolitana”, Noviembre 2009.

[2]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Análisis de Respuesta de la Demanda para Mejorar Ll Eficiencia de Sistemas Eléctricos – Aplicación Al Sistema Eléctrico Argentino”, Septiembre 2009.

[3]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Estudio y Análisis de las Capacidades y Desafíos de la Industria de la Construcción de Infraestructuras en Relación a la Demanda Estimada para el Período 2007-2017 - Aplicación Al Sector Eléctrico”, Julio 2008.

[4]. Alberto Del Rosso y Andrés Ghia, “Perspectivas para el Desarrollo de Proyectos de Generación en el Marco de los Cambios Regulatorios del Sector Eléctrico, Cámara Argentina de la Construcción”, Agosto 2007.

[5]. “Guía de Referencia de EDENOR S.A. 2008-2012”.

[6]. “Guía de Referencia de EDESUR S.A. 2008-2012”.

[7]. “Informe de Grado de Cumplimiento de los Contratos de Distribución y Transporte de Energía Eléctrica de Jurisdicción Nacional”. UNIREN Unidad de Renegociación y Análisis de Contratos de Servicios Públicos.

[8]. Estados Contables de EDENOR S.A.

[9]. Estados Contables de EDESUR S.A.

[10]. Secretaría de Energía.

[11]. ENRE. Ente Nacional Regulador de la Energía.

[12]. ADEERA. Asociación Distribuidores de la Energía Eléctrica de la República Argentina.


ANEXO 1

Información de las Empresas Distribuidoras Testigo

Evolución de Demanda e Instalaciones Según Información de ADEERA

1. EDENOR (EMPRESA DISTRIBUIDORA NORTE S.A.)

Nº Clientes

2.100.000

2.150.0002.200.000

2.250.0002.300.000

2.350.000

2.400.0002.450.000

2.500.0002.550.000

2.600.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


4.300

4.400

4.500

4.600

4.700

4.800

4.900

5.000

5.100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

30.000

35.000

40.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Lineas BT Lineas MT Lineas AT Tot al


2. EDESUR (EMPRESA DISTRIBUIDORA SUR S.A.)

Nº Clientes

2.000.000

2.100.000

2.200.000

2.300.000

2000 2002 2004 2006 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

5.000

10.000

15.000

20.000

2000 2002 2004 2006 2008

Energ. Vend


4.000

4.200

4.400

4.600

4.800

5.000

5.200

2000 2002 2004 2006 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

1.000

2.000

3.000

4.000

2000 2002 2004 2006 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

10.000

20.000

30.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



3. EDELAP (EMPRESA DISTRIBUIDORA LA PLATA S.A.)

Nº Clientes

240.000

260.000

280.000

300.000

320.000

2000 2002 2004 2006 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

200020012002200320042005200620072008

Energ. Vend


-100200300

400500600700

200020012002200320042005200620072008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

100

200

300

400

500

600

200020012002200320042005200620072008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



4. EDESA (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE SALTA S.A.)

Nº Clientes

-

50.000

100.000

150.000

200.000

250.000

300.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-200400600

8001.0001.2001.400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend

Capaciada de Tranformación

-

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

50

100

150

200

250

300

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



5. EDELAR (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE LA RIOJA S.A.)

Nº Clientes

-

20.000

40.000

60.000

80.000

100.000

120.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

200

400

600

800

1.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

100

200

300

400

500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



6. EDESAL (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE SAN LUIS S.A.)

Nº Clientes

-

50.000

100.000

150.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-100200300

400500600700

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

50

100

150

200

250

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



7. EJESA (EMPRESA JUJEÑA DE ENERGÍA S.A.)

Nº Clientes

-

50.000

100.000

150.000

200.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-100200300

400500600700

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

50

100

150

200

250

300

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

2040

6080

100120

140

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Líneas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



8. SECHEEP (SERVICIOS ENERGÉTICOS DEL CHACO)

Nº Clientes

-

100.000

200.000

300.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

200

400

600

800

1.000

1.200

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

100

200

300

400

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km de Lineas/Cables

-

5.000

10.000

15.000

20.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



9. ENERSA (ENERGÍA DE ENTRE RÍOS S.A.)

Nº Clientes

200.000

220.000

240.000

260.000

280.000

300.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

200

400

600

800

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.


-

5.000

10.000

15.000

20.000

25.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



10. EDETSA (EMPRESA DE DISTRIBUCIÓN ELÉCTRICA DE TUCUMÁN S.A.)

Nº Clientes

-

100.000

200.000

300.000

400.000

500.000

2000 2002 2004 2006 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2.000

200020012002200320042005200620072008

Energ. Vend


-

200

400

600

800

1.000

2000 2002 2004 2006 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

100

200

300

400

500

200020012002200320042005200620072008

Pot . Max.


-

5.000

10.000

15.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



11. EPESF (EMPRESA PROVINCIAL DE LA ENERGÍA DE SANTA FE)

Nº Clientes

800.000

850.000

900.000

950.000

1.000.000

1.050.000

2000 2002 2004 2006 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

200020012002200320042005200620072008

Energ. Vend


1.600

1.650

1.700

1.750

1.800

1.850

1.900

200020012002200320042005200620072008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

500

1.000

1.500

2.000

200020012002200320042005200620072008

Pot . Max.


-

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



12. ESJSA (ENERGÍA SAN JUAN)

Nº Clientes

-

50.000

100.000

150.000

200.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Nº Client es

Energía Vendida

-

500

1.000

1.500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

200

400

600

800

1.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

50

100

150

200

250

300

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.

Km. de Lineas/Cables

-

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



13. EDEMSA (EMPRESA DISTRIBUIDORA DE ELECTRICIDAD DE MENDOZA S.A.)

Nº Clientes

280.000

300.000

320.000

340.000

360.000

380.000

200020012002200320042005200620072008

Nº Client es

Energía Vendidad

-500

1.0001.500

2.0002.5003.0003.500

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Energ. Vend


-

500

1.000

1.500

2.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Cant . MVA

Demanda Máxima

-

100

200

300

400

500

600

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008

Pot . Max.


-

5.000

10.000

15.000

20.000

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008



ANEXO 2

1. PLAN DE OBRAS DE SECHEEP (SERVICIOS ENERGÉTICOS DEL CHACO / EMPRESA DEL ESTADO PROVINCIAL)29

Obra Localidad Costo ($) Período

1 LINEA 33 KV V.ANGELA - S. BERNARDO - LA CLOTILDE 4.650.000,00 2008/2009

2 SUBTERRÁNEO 33 KV - CD Nº 2 - CD Nº 5 – RESISTENCIA 3.850.000,00 2008/2009

3 25 Km SUBTERRANEO 13,2 KV - AREA METROPOLITANA 3.200.000,00 2008/2009

4 TRANSFORMADORES CD Nº 7 - PUERTO TIROL 1.000.000,00 2008/2009

5

AMPLIACIÓN CD Nº 7 - SALA DE CELDAS + 12 CELDAS - PUERTO TIROL 760.000,00 2008/2009

6 CAPACITORES 6 MVAr CD Nº 6 Y 2 MVAr CD Nº 2 290.000,00 2008/2009

7 LINEA 33 KV - SAN MARTIN - LA EDUVIGIS 3.750.000,00 2008/2009

8 CAPACITORES 3 MVAr 33 KV- CD Nº 5 110.000,00 2008/2009

9 3 CELDAS 13,2 KV - RESISTENCIA 120.000,00 2008/2009

10

7 SECCIONADORES BAJO CARGA CON MANDO A DISTANCIA - RESISTENCIA 105.000,00 2008/2009

11 RESISTENCIA – CONSTRUCCIÓN 14 SETAS NUEVAS 311.739,40 2008/2009

12 TRANSFORMADOR 2,5 MVA - MARGARITA BELEN 50.000,00 2008/2009

13

GRUPO ELECTRÓGENO 1000 KW (CONT.) Y OBRA CIVIL NUEVA POMPEYA 917.600,00 2008/2009

14

10 GRUPOS ELECTRÓGENOS DE 40 KVA - GERENCIAS ZONALES - FTIN. BELGRANO 267.220,00 2008/2009

15

CONSTRUCCIÓN DE REDES PARA ASENTAMIENTOS 2.000 CLIENTES - ÁREA METROPOLITANA 1.700.000,00 2008/2009

16 COLONIA BARANDA - E.T. 33/13,2 KV + 500 M DOBLE TERNA 33 KV 350.000,00 2008/2009

17

POTENCIACIÓN E.T. 33/13,2 KV - LA LEONESA - SALA DE CELDAS Y TRANSFORMADOR 5 MVA 350.000,00 2008/2009

18 BANCO DE CAPACITORES - 1 MVAr - 33 KV - LA LEONESA 90.000,00 2008/2009

19 SAENZ PEÑA - J.J. CASTELLI -132 KV + E.T.+ NEXOS 33 KV Y 13,2 KV 25.955.000,00 2008/2009

20

TRANSFORMADORES 2x16 MVA 33/13,2 KV - POTENCIACIÓN CD 1 SÁENZ PEÑA 3.000.000,00 2008/2009

21

TRANSFORMADORES 2x60 MVA 132/33 KV - POTENCIACIÓN C.T.Nº 1 - SÁENZ PEÑA 6.200.000,00 2008/2009

29 Fuente SECHEEP: http://www.secheep.gov.ar/joom/index2.php?option=com_content&task=view&id=120&po



22 AMPLIACIÓN C.T. Nº 5 VILLA ÁNGELA 1.500.000,00 2008/2009

23 EXTENSIONES DE LÍNEAS DE BAJA TENSIÓN - SISTEMA- (110 km) 4.257.000,00 2008/2009

24 EXTENSIONES DE LÍNEAS DE MEDIA TENSIÓN - SISTEMA- (35 km) 1.414.000,00 2008/2009

25

CONSTRUCCIÓN DE SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS - 13,2/0,4 KV - SISTEMA- (75 ) 2.790.000,00 2008/2009

SUBTOTAL 66.987.559,40

26 LINEA 33 KV P.TIROL - LA ESCONDIDA 4.650.000,00 2009/210

27 LÍNEA 33 KV C. UNIDAS - LA ESCONDIDA 4.262.500,00 2009/210

28 VILLA ÁNGELA - Remodelación 25 Km LMT - 25 SETAs - 250 Km LABT 11.864.513,00 2009/210

29 BANCO DE CAPACITORES 0,5 MVAr 13,2 KV - LA LEONESA 15.000,00 2009/210

30 LAS BREÑAS - Remodelación 3,5 Km LMT - 5 SETAs - 100 Km LABT 4.350.345,50 2009/210

31 CAMPO LARGO - Remodelación 5 Km LMT - 8 SETAs - 60 Km LABT 2.828.436,80 2009/210

32 TACO POZO - Remodelación 5 Km LMT - 5 SETAs - 35 Km LABT 1.734.135,50 2009/210

33 TRANSFORMADOR 16 MVA 33/13,2 KV - POTENCIACIÓN QUITILIPI 1.500.000,00 2009/210

34 CAMPO LARGO - E.T.33/13,2 KV + DOBLE TERNA 33 KV 1.800.000,00 2009/210

35 BATERÍA DE CAPACITORES 33 KV - 1MVAr - VILLA ÁNGELA 35.650,00 2009/210

36 BATERÍA DE CAPACITORES – 33 KV - 1MVAr - J. J. CASTELLI 35.650,00 2009/210

37

ÁREA METROPOLITANA - Reacondicionamiento 20.000 acometidas domiciliarias (Mat.+ M.O.) 3.200.000,00 2009/210

38 MAKALLE - E.T.33/13,2 KV + 1000 M DOBLE TERNA 33 KV 1.600.000,00 2009/210

39

20 Km L.A.M.T. 13,2 KV - GAM: AMPLIACIÓN Y ANILLADO DISTRIBUIDORES 737.200,00 2009/210

40

TRANSFORMADOR 30/30/20 MVA 132/33/13,2 KV - POTENCIACIÓN C.T.Nº 6 CHARATA 1.000.000,00 2009/210



43


54 RESISTENCIA - Remodelación 10 SETAs - 70 Km LABT 2.877.000,00 2009/210

56 REMODELACIÓN Y AMPLIACIÓN ALUMBRADO PUBLICO GAM 2.000.000,00 2009/210

SUBTOTAL 52.951.430,80

44 SÁENZ PEÑA - Remodelación 20 Km LSMT - 200 SETAs - 300 Km LABT 18.746.600,00 2010/2011

45 J.J. CASTELLI - V.R. BERMEJITO - LINEA 33 KV – REMODELACIÓN 5.037.500,00 2010/2011

46 CHARATA - Remodelación 10 Km LMT - 15 SETAs - 100 Km LABT 4.812.606,50 2010/2011

47 SÁENZ PEÑA - CENTRO DISTRIBUCIÓN Nº 3 + NEXOS 7.000.000,00 2010/2011



48

CAMBIO CONFIGURACIÓN C.T.Nº3 PRESIDENCIA DE PLAZA (TRAFO+AMPL.E.T. 4 CAMPOS) 4.500.000,00 2010/2011

49 LÍNEA 33 KV SÁENZ PEÑA - LA TIGRA 3.100.000,00 2010/2011

50 HERMOSO CAMPO - Remodelación 8 Km LMT - 8 SETAs - 32 Km LABT 1.788.216,80 2010/2011

51 GANCEDO - Remodelación 5 Km LMT - 10 SETAs - 25 Km LABT 1.434.471,00 2010/2011

52 SAMUHU - Remodelación 2 Km LMT - 4 SETAs - 13 Km LABT 697.088,40 2010/2011

53 GRUPO ELECTRÓGENO 1000 KW(CONT.) NUEVA POMPEYA 820.000,00 2010/2011

55 BANCO DE CAPACITORES 0,5 MVAr 13,2 KV - GENERAL VEDIA 35.000,00 2010/2011



59


60 AMPLIACIÓN C.T. Nº 1 SÁENZ PEÑA 4.000.000,00 2010/2011

61 LÍNEA 132 KV DOBLE TERNA ET 500 KV - C.T. Nº 1 SÁENZ PEÑA 1.674.000,00 2010/2011

69 CENTRO DISTRIBUCIÓN Nº 8 – BARRANQUERAS 5.500.000,00

70 CENTRO DISTRIBUCIÓN Nº 10 - RESISTENCIA 5.500.000,00

71 CENTRO DISTRIBUCIÓN Nº 11 - RESISTENCIA 5.500.000,00

73 PUERTO TIROL - Remodelación 5 Km LMT - 10 SETAs - 25 Km LABT 1.434.471,00

76 FONTANA - Remodelación 4 Km LMT - 9 SETAs - 22 Km LABT 1.252.043,90

SUBTOTAL 81.292.997,60

62

LÍNEA 132 KV CHARATA - VILLA ÁNGELA + ESTACIÓN TRANSFORMADORA 13.000.000,00 2011/2012

63 LA VERDE - Remodelación 2 Km LMT - 3 SETAs - 28 Km LABT 1.291.321,30 2011/2012

64 CAPITÁN SOLARI - Remodelación 1 Km LMT - 2 SETAs - 12 Km LABT 574.594,20 2011/2012

65 COLONIA ELISA - Remodelación 2 Km LMT - 4 SETAs - 10 Km LABT 573.788,40 2011/2012

66 PRESIDENCIA DE LA PLAZA - Remodelación 3 Km LMT - 6 Km LABT 345.274,00 2011/2012

67 COLONIA ABORIGEN - Remodelación 8 Km LMT 13,2 KV 294.880,00 2011/2012

68 LINEA 33 KV J.J. CASTELLI - M.N.POMPEYA 13.950.000,00 2011/2012

72

2 GRUPOS 1200 KW (CONT.)Y RELOCALIZACIÓN USINA - NUEVA POMPEYA 1.735.200,00 2011/2012

74 BANCO DE CAPACITORES 0,5 MVAr 13,2 KV - LA LEONESA 15.000,00 2011/2012

75

LÍNEA 33 KV MARGARITA BELÉN - LA LEONESA - CAMPOS DE SALIDA Y LLEGADA 33 KV 4.890.000,00 2011/2012

77 LÍNEA 33 KV AVIA TERAI - RIO MUERTO 8.137.500,00 2011/2012

78 LINEA 33 KV GENERAL SAN MARTIN - PRESIDENCIA ROCA 4.417.500,00 2011/2012



79

NUEVA ESTACION TRANSFORMADORA Y CENTRO DE DISTRIBUCION - LAS BREÑAS 4.500.000,00 2011/2012

80 EXTENSIONES DE LINEAS DE BAJA TENSION - SISTEMA- (110 km) 4.257.000,00 2011/2012

81 EXTENSIONES DE LINEAS DE MEDIA TENSION - SISTEMA- (35 km) 1.414.000,00 2011/2012

82

CONSTRUCCION DE SUBESTACIONES TRANSFORMADORAS - 13,2/0,4 KV - SISTEMA- (75 ) 2.790.000,00 2011/2012

83 CELDAS 33 KV - QUITILIPI 800.000,00

SUBTOTAL 62.986.057,90

TOTAL DEL PERIODO 2008 -2012 $ 264.218.045,70

ANÁLISIS DE REQUERIMIENTOS DE INFRAESTRUCTURA E ...

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