Informe Anual 2015

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República Argentina
2
Características del Mercado durante el Año 2015
3
Demanda
Durante el año 2015, a valores medios de potencia, la
demanda de energía presentó un crecimiento alrededor
del 4.5 %, mayor al crecimiento alcanzado en el año
2014 que se había ubicado en 1.0%.
En los meses de verano, en especial en Febrero y Marzo
que fueron aquellos de máxima exigencia para el
sistema por las altas temperaturas, la demanda
presentó una variación positiva frente al año 2014 que
había sido menos exigente.
El invierno se caracterizó por temperaturas por encima
de la media, sin embargo la demanda fue superior al
mismo período del año anterior dónde fue baja en
comparación a lo esperado.
Como conclusión de ambos períodos resulta el cierre
anual con un crecimiento del 4,5% de la demanda
respecto al 2014.
Con una gran demanda (grandes usuarios industriales y
comerciales)
que
prácticamente
no
presentó
variaciones, la demanda chica (residencial y comercios
pequeños) fue la que impulsó el incremento que se
produjo este año, con un crecimiento medio para este
tipo de usuarios entre 5 % y 7 %.
En general las temperaturas fueron cálidas, similares o
algo superiores a los valores históricos de cada mes,
reflejándose esto en el comportamiento de la demanda
chica. Si se analizan la cantidad de días donde se
presentaron temperaturas extremas que llevan a un
aumento importante de la demanda, el 2015 se
encuentra entre los años con menor número de días
“fríos” y entre la media de los años que presentaron más
días con temperaturas elevadas, comparado con el perfil
histórico de temperaturas.
La demanda pudo ser abastecida sin mayores
dificultades a lo largo del año; no obstante, en algunas
oportunidades debido a las altas exigencias debió
requerirse el despacho de la totalidad del parque con
una operación ajustada.
Generación
La disponibilidad del parque térmico fue algo superior a
los últimos períodos, resultó en el orden del 74%.
La generación ingresante durante el año estuvo
alrededor de los 400 MW, dentro de los cuales se
destaca el aumento de la potencia en los CC del
Fonimvemem, CT San Martin y CT Timbúes, con 36 MW,
y el ingreso de motores de combustión interna y
generación móvil con 368 MW.
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Generación
En el corto plazo se espera el ingreso de nueva potencia firme de proyectos que están en proceso de
prueba. Hoy se tiene 1680 MW en período de puesta en marcha de un total de 1880 MW entre el
ingreso de la C.T. Vuelta de Obligado con 560 MW, la CT Guillermo Brown con 600MW y la nueva
central nuclear Atucha II con 740 MW. Ésta última se convierte en la máquina de mayor potencia
instalada en el SADI y sustituirá un consumo equivalente a 4,7 millones de litros de gas oil por día al
reemplazar a la generación térmica en base a combustibles fósiles. Durante el año 2015 la
producción media aportada por Atucha II fue de 448 MW Medios.
El año hidrológico del conjunto de las principales cuencas: Comahue, Río Paraná y Río Uruguay,
resultó algo superior a la media; la primer parte del año la generación hidráulica evolucionó por
debajo de los valores medios, siendo superior luego en la segunda mitad del año.
Combustibles
GAS
La oferta de gas se ubicó levemente superior a los valores medios previstos, cerrando el año con un
consumo similar al 2014. Frente a una demanda con variación marginal en la industria, y
manteniendo una mayor disponibilidad del producto, el consumo medio diario de gas destinado a
generación en el 2015 fue de 39.5 Mm3/d, mientras que para el año 2014 se había alcanzado una
media de 39.3 Mm3/d.
FUEL OIL
El consumo de este combustible se ubicó por arriba de los valores medios previstos. Alcanzó las
3090 k Ton, superior al año 2014 donde fue de 2700 K Ton.
GAS OIL
El ingreso de nueva generación de origen térmico que en algunos casos sólo puede utilizar este
combustible hizo aumentar el consumo de GO. Éste estuvo en el orden de los 2240 miles m3 a a
1800 miles m3 del año anterior.
CARBÓN
El consumo de carbón estuvo en el orden las 950 kTon, algo menor según la disponibilidad del
parque generador que puede utilizar dicho combustible y a los 1000 kTon del año anterior.
Intercambios
Al igual que en el año anterior, no fue necesaria la importación energía de origen térmico desde
Brasil. Tanto la importación como la exportación que se presentaron en el 2015 se dieron bajo un
marco de convenios establecidos o excedentes de generación. Como se mencionó anteriormente, en
algunas oportunidades, debido a la alta exigencia, se requirió de la importación disponible para una
operación ajustada.
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Precios
El precio de la energía, determinado según las Res. SE 240/03, que supone abastecimiento de gas
sin límites para todo el parque generador que lo pueda consumir y con un tope de 120 $/MWh, se
mantuvo en dicho tope.
El precio monómico representativo de costos total de operación del MEM, incluyendo los cargos de
potencia y sus servicios asociados, los sobrecostos debido a la utilización de combustibles, los cargos
a la demanda excedente de los GU y los Contratos de Abastecimiento MEM, alcanzó una media del
orden de los 654 $/MWh, frente a los 550 $/MWh del año anterior.
Como resumen de las variables económicas más relevantes del año, se destaca que la diferencia
entre el precio monómico en el 2015, comparado con el 2014, se debió a:
- Aumento de sobrecostos de despacho por incremento del valor de la tasa de cambio y consumo
de combustible alternativo.
- Aumento de los costos de contratos MEM por ingreso de generación distribuida/móvil de ENARSA
y variación de la tasa de cambio
- Aumento de sobrecosto de combustible por incluirse los impuestos y tasas relacionados con la
importación de Gas Oil no exenta.
- Actualización de la Resolución SE N° 529/2014 por la Resolución SE N° 482/2015 en cuanto a
la remuneración de los generadores de acuerdo a sus costos.
VALORES ECONÓMICOS
Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica
requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la
Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado
que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los
meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó con la Resolución SE N° 2016/2012,
definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor, para el total de su
demanda sin especificar tipo de agente o banda horaria. El precio monómico estacional anual,
representativo de lo recaudado de los agentes distribuidores, fue del orden de 95.3 $/MWh.
De la misma forma que el año anterior los pagos de los demandantes no alcanzaron a nivelar los
costos reales, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.
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Sistema de Transporte
Durante el año se amplió el sistema de transmisión de 500 kV en una extensión de 368 km de línea.
Una de las ampliaciones de la red se dio con la entrada en servicio de la línea que une las estaciones
de Lavalle y de Santiago en la provincia de Santiago del Estero, la que permite mejorar la
confiabilidad y seguridad de abastecimiento de la demanda en la zona.
El otro nuevo vínculo fue la entrada de la línea de 500kV, en dos tramos, entre las estaciones de
Choele Choel en Rio Negro y Bahía Blanca en el sur de la provincia de Buenos Aires.
Ésta extensión, paralela a una ya existente entre ambas estaciones, tuvo como objeto permitir el
ingreso de nueva potencia instalada con la incorporación de la Central Térmica Guillermo Brown.
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11
Balance Mensual de Energía [GWh]
Demanda
(GWh)
Agentes MEM
Exportación
Bombeo
Pérdidas Red
TOTAL
Racionamiento Tensión
Racionamiento Cortes
TOTAL REQUERIDO
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907
6
0
0
0
0
0
0
0
41
0
8
0
40
15
26
83
93
40
54
56
33
35
33
70
358
290
307
198
278
388
413
416
412
402
330
343
12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320
0
0
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0
0
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0
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0
0
0
0
12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320
TOTAL
132100
55
578
4136
136870
0
0
136870
Generación
(GWh)
Térmica
Hidráulica
Nuclear
Eólica+Solar
Importación
TOTAL OFERTA
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
7947
7600
8348
7313
7868
7638
7155
6545
6312
6190
6239
7471 86625
3398
2712
2856
2587
2576
3559
4130
4284
4243
4218
3193
3707 41464
549
599
620
349
333
416
864
596
377
243
615
958
6519
53
44
43
46
49
56
54
53
50
54
47
57
608
164
16
16
12
13
13
172
124
53
452
494
127
1655
12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320 136870
Generación mensual por Tipo [GWh]
14000
GWh mensuales
12000
10000
8000
6000
4000
2000
0
ENE
Nuclear
FEB
MAR
Hidráulica
Gráfico 1: Generación mensual por tipo
ABR
MAY
JUN
Térmica
JUL
AGO
Eólico+Solar
SEP
OCT
NOV
DIC
Importación
12
Evolución Balances Anuales de Energía [GWh]
Demanda
(GWh)
Agentes MEM
1992
Pérdidas y Consumos*
TOTAL
Racionamiento Tensión
(GWh)
Agentes MEM
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
55995
58012
62018
66031
69103
71689
75592
78103
76486
82260
12
14
15
191
311
273
79
712
4715
4201
1009
437
354
3973
491
5283
609
5857
254
6230
130
6292
303
7167
340
6968
474
3002
132
3311
40
3664
64
3775
47
3698
54054
58448
62476
64687
68751
73774
76490
75877
83750
86007
81334
86442
122
43
9
5
1
0
0
0
0
0
0
0
3
14
15
14
4
8
2
14
8
8
14
0
54179
58505
62500
64706
68756
73782
76492
75891
83758
86015
81348
86442
Racionamiento Cortes
TOTAL REQUERIDO
1994
52660
Exportación
Bombeo
1993
49715
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
87494
92387
97593
102960
105935
104605
110775
116507
121192
125220
126421
Exportación
1938
1362
2100
578
1618
1292
359
265
280
0
6
55
Bombeo
145
3709
432
3979
348
4586
571
4373
537
4293
714
4722
554
4046
566
3894
723
3610
500
4099
485
4293
578
4136
Pérdidas y Consumos*
TOTAL
2004
2005
2006
2015
132100
93286
98160
104627
108482
112382
111333
115735
121232
125804
129820
131205
136870
Racionamiento Tensión
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Racionamiento Cortes
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
93286
98160
104627
108482
112382
111333
115735
121216
125804
129820
131205
136870
TOTAL REQUERIDO
Generación
(GWh)
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
Térmica
24891
25877
25856
28933
35199
32433
34885
42441
43248
36510
32642
39466
Hidráulica
19805
23609
27996
28326
25758
32864
32253
26539
33760
41507
41090
38717
7091
7750
8290
7118
7516
8029
7437
6586
5731
6541
5393
7025
Eólica+Solar
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Importación
2267
1212
334
310
278
448
1914
310
1011
1450
2210
1234
Nuclear
Total
54054
(GWh)
2004
58448
2005
62476
2006
64687
2007
68751
2008
73774
2009
76490
2010
75877
2011
83750
2012
86007
2013
81334
2014
86442
2015
Térmica
49399
51351
53928
61012
66877
61386
66465
73573
82495
82953
83265
86625
Hidráulica
35133
39213
42987
37290
36882
40318
40226
39339
36626
40330
40663
41464
7313
6374
7153
6721
6849
7589
6692
5892
5904
5732
5258
6519
Eólica+Solar
0
0
0
0
0
0
0
16
356
462
629
608
Importación
1441
1222
559
3459
1774
2040
2351
2412
423
342
1390
1655
93286
98160
104627
108482
112382
111333
115735
121232
125804
129820
131205
136870
Nuclear
Total
13
Generación Anual por Tipo [GWh]
140000
Generación por Tipo -
120000
GWh anuales
100000
80000
60000
40000
20000
0
Nuclear
Hidráulica
Térmica
Eólica+Solar
Importación
Gráfico 2: Generación anual por tipo
14
15
Demandas Mensuales por Región [GWh]
REG
BAS
CEN
COM
CUY
GBA
LIT
NEA
NOA
PAT
TOT
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
TOTAL
PART.%
1331
1013
463
855
4283
1465
839
1025
432
1180
868
425
689
4009
1364
830
906
396
1305
972
477
736
4349
1452
867
944
447
1178
863
414
631
3714
1270
665
851
440
1233
894
434
655
4072
1251
619
841
468
1275
972
437
692
4606
1366
622
880
404
1332
1036
455
736
4955
1424
605
946
419
1277
960
443
691
4493
1362
622
880
403
1237
898
421
627
4224
1256
607
839
442
1284
913
413
645
4103
1267
687
896
511
1202
872
403
610
3755
1266
724
905
479
1324
1002
435
757
4537
1501
829
1075
446
15156
11264
5220
8325
51100
16243
8516
10989
5287
11%
9%
4%
6%
39%
12%
6%
8%
4%
11706
10665
11549
10026
10468
11254
11907
11130
10550
10720
10217
11907
132100
100%
NOA
CEN
CUY
NEA
LIT
GBA
BSAS
COM
38%
COM
4%
LIT
12%
PAT CEN BAS
4% 9% 11%
PAT
CUY
6%
NEA
6%
GBA
39%
NOA
8%
16
Demandas Mensuales con/sin Contrato a Término [GWh]
GWh
EN E
Con contrato
Sin contrato
TOTAL
F EB
461
402
M AR
ABR
471
11246 10263 11078
453
M AY
429
JUN
452
JUL
AGO
526
514
SEP
506
OC T
528
9573 10038 10802 11382 10616 10044 10192
N OV
497
DIC
AN UAL
PART.
446
5685
4%
9720 11461
126415
96%
100%
11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100
Demandas Mensuales por Tipo de Agente MEM [GWh]
GWh
Distribuidor
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
AN UAL
PART.
9582
8633
9312
7869
8322
9164
9813
9019
8416
8443
7994
9754
106322
GUME
415
437
433
430
404
409
407
400
411
393
416
419
4976
4%
GUMA
1651
1540
1745
1673
1687
1619
1625
1644
1667
1806
1736
1672
20065
15%
58
11706
55
10665
59
11549
55
10026
55
10468
62
11254
62
11907
67
11130
56
10550
77
10720
71
10217
61
738
11907 132100
1%
100%
AutoGenerador
TOTAL
80%
GUME: Grandes Usuarios Menores del Mercado Eléctrico Mayorista
GUMA: Grandes Usuarios Mayores del Mercado Eléctrico Mayorista
Autogenerador: Se refiere a la demanda por la compra de energía por parte de los Autogeneradores
80% Distribuidores
19% Grandes Usuarios
GUMEs
GUMAs
1% Autogeneradores
Participación % en 2015
17
Tipos de Usuarios
Residenciales
Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada como:
- Residenciales menores o iguales 1000 KWh bimestral
- Residenciales mayores 1000 KWh y menores o iguales 1400 KWh bimestral
- Residenciales mayores 1400 KWh y menores o iguales 2800 KWh bimestral
- Residenciales mayores 2800 KWh bimestral
Menores
Incluye a la demanda de Distribuidores
clasificada como:
‒ Menores 10 KW no residenciales con
consumo Menor 4000 KWh bimestral
‒ Menores 10kw no residenciales con
consumo Mayor o igual 4000 KWh
bimestral
‒ Alumbrado Público
18
Intermedios
Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada
como:
- Mayor o igual 10 KW y menor a 300 KW no
residenciales
Mayores
Incluye a la demanda de
Distribuidores clasificada como:
‒ Mayor o igual a 300 KW no
residenciales
La Demanda de Grandes Usuarios
Menores
La Demanda de Grandes Usuarios
Mayores
19
Demandas Mensuales por Tipo de Usuario [GWh]
GWh
Residenciales
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
AN UAL
PART.
5096
4438
4824
3757
4225
4941
5513
4798
4349
4362
3921
5185
55409
42%
Menores (< 10kW)
1559
1454
1537
1398
1444
1545
1573
1505
1402
1424
1374
1568
17784
13%
Intermedios (10 y 300 kW)
1851
1667
1771
1606
1559
1585
1634
1641
1613
1630
1647
1871
20075
15%
Mayores (> 300 kW)
3200
3106
3416
3265
3240
3183
3187
3186
3187
3304
3275
3283
38833
11706
10665
11549
10026
10468
11254
11907
11130
10550
10720
10217
29%
100%
TOTAL
11907 132100
42%
13%
15%
29%
Balance Anual por Tipo de Usuario [GWh]
GWh
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Residencial
31532
33373
37339
39114
40122
42881
44879
47722
50381
51444
55409
Menores (< 10kW)
12646
13349
14054
14570
15057
15634
16458
17592
16893
16915
17784
Intermedios (10 y 300 kW)
14135
15066
15996
16817
17304
18121
19197
20104
19560
19591
20075
Mayores (> 300 kW)
TOTAL
34075
35807
35580
35476
32174
34140
35973
35774
38405
38517
38833
92388 97595 102969 105977 104657 110775 116507 121192 125239 126467 132100
Variación Interanual por Tipo de Usuario
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
Demanda Residencial
5.8%
11.9%
4.8%
2.6%
6.9%
4.7%
6.3%
5.6%
2.1%
7.7%
Menores (< 10kW)
5.6%
5.3%
3.7%
3.3%
3.8%
5.3%
6.9%
-4.0%
0.1%
5.1%
Intermedios (10 y 300 kW)
6.6%
6.2%
5.1%
2.9%
4.7%
5.9%
4.7%
-2.7%
0.2%
2.5%
Mayores (> 300 kW)
5.1%
-0.6%
-0.3%
-9.3%
6.1%
5.4%
-0.6%
7.4%
0.3%
TOTAL
5 .6 %
5 .5 %
2 .9 %
-1 .2 %
5 .8 %
5 .2 %
4 .0 %
3 .3 %
1 .0 %
0.8%
4 .5 %
20
Evolución del crecimiento interanual de la demanda
15.0%
12.5%
10.0%
7.5%
5.0%
07%
06%
06%
08%
07%
06%
04%
06%
06%06%06%
05%
05%
04%
03%
03%
2.5%
0.0%
06%
05%
04%
03%
04%
01%
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008-01%
2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
-02%
-2.5%
-5.0%
-7.5%
-10.0%
-12.5%
-15.0%
Variación PBI
Crecimiento Energía
Gráfico 3: Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica vs PBI
21
Evolución del crecimiento interanual de la potencia máxima bruta
30000
14.0%
04%
04%
17395
18345
07%
16718
13965
14936
14538
14264
13092
12721
11775
10703
10599
9829
10000
9515
15000
03%
12266
04%
15600
07%
20000
19126
23949
21949
21564
08%
19566
09%
20843
10%
25000
24034
(%)
23794
MW
12.0%
10.0%
08%
8.0%
07%
6.0%
05%
04%
4.0%
04%
03%
03%
02%
02%
2.0%
02%
01%
01%
0.0%
00%
-2.0%
5000
-4.0%
-04%
0
-6.0%
Pot. Máxima
Variación
Gráfico 4: Potencia máxima anual
22
Evolución del crecimiento de la demanda local
1,0%
20%
Crecimiento de la demanda en 2014 [MW
Medios]
4,5%
15%
Crecimiento de la demanda en 2015 [MW
Medios]
10%
5%
0%
-5%
-10%
Real 2014
Real 2015
Gráfico 5: Crecimiento de la demanda local en MW Medios
23
Evolución de la temperatura media semanal
30
T° Medioa Semanal
25
20
15
10
1
3
5
7
9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
37
39
41
43
45
47
49
51
5
Alta
Media
Baja
Real 15
Real 14
Gráfico 6: Evolución temperatura media semanal
24
2015
1998
Cantidad de Días
60
50
40
30
20
1955
70
1952
2007
1962
1964
1947
1976
1954
1996
1946
1948
1957
1956
1967
1983
1984
1949
1995
1959
1945
1993
1988
1960
1969
1974
1953
1970
1992
1950
1963
1965
1971
1978
1958
1972
2000
2005
2012
1961
1975
1991
1951
1990
1973
2013
1944
1977
1979
1980
1982
1999
2002
2003
1981
1966
1994
1997
2009
2010
1968
1985
2011
1987
2001
2004
2006
1986
2008
2014
1989
Cantidad de días anuales con bajas temperaturas
Año 2007  55 días
Año 2014  19 días
Año 2015  12 días
10
0
Gráfico 7: Cantidad de días con temperaturas medias inferiores a 10°C. Período 16 de Mayo al 15 de
Septiembre
25
Cantidad de Días
40
35
30
25
20
15
10
5
1960
1994
2005
1969
1970
1999
1993
1997
2003
1972
2006
1980
1967
1987
2009
1965
1979
2002
2014
1961
1975
1977
1982
1983
1992
2004
2007
1949
1957
2011
1985
1986
1959
1963
1968
1984
1953
1996
1990
1954
1944
1955
1971
1974
1945
1947
1948
1950
1973
1988
1995
1981
1946
1976
1962
1964
1991
1998
1951
1978
1958
1956
1966
45
2010
2013
50
2008
1989
2012
1952
2000
2001
2015
Cantidad de días anuales con altas temperaturas
Año 2013  47 días
Año 2014  25 días
Año 2015  37 días
0
Gráfico 8: Cantidad de días con temperaturas medias superiores a 26°C. Período 1 de Enero al 31 de Marzo y
Diciembre
26
20500
19500
18500
17500
16500
15500
MW
Gráfico 9: Invierno 2015. Curva típica y de máxima carga
Curva de carga diaria días de máxima y mínima energía
14500
13500
12500
11500
10500
9500
8500
1
2
3
4
5
6
7
8
9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Gráfico 10: Verano 2015. Curva típica y de máxima
carga
MW
Día Máx. Carga INVIERNO
Día Típico
22500
21500
20500
19500
18500
17500
16500
15500
14500
13500
12500
11500
10500
9500
8500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
Horas
Día Máx. Carga VERANO
Día Típico
27
Domingo
4000
Sabado
Viernes
Jueves
Miercoles
Martes
Domin
MW
Gráfico 12: Demanda típica semanal de verano. (Semana
48)
Gráfico 11: Demanda típica semanal de invierno
(semana 22)
Semana 22
20000
18000
16000
14000
12000
10000
8000
6000
Semana 48
2000
0
28
29
Potencia Instalada por Región y Tipo de Generación al 31/12/2015 – MW (*)
Región
CUY
COM
NOA
CEN
GBA-LIT-BAS
NEA
PAT
TOTAL
% Térmicos
TV
TG
120
0
261
200
3870
0
0
4451
23%
CC
90
209
1012
511
2012
46
160
4039
21%
DI
374
1282
829
534
6020
0
188
9227
49%
Térmica
0
73
280
101
494
277
0
1226
6%
584
1564
2382
1345
12397
323
348
18943
100%
TV: Turbo Vapores
CC: Ciclos Combinados
TG: Turbinas de Gas DI: Motores de Combustión Interna
Región
Térmica
Hidráulica
Nuclear
Eólica
Solar
TOTAL
584
1073
0
0
8
1665
COM
1564
4692
0
0
0
6255
NOA
2382
217
0
50
0
2650
CEN
1345
918
648
0
0
2911
12397
945
362
0
0
13704
NEA
323
2745
0
0
0
3068
PAT
348
519
0
137
0
18943
100%
61%
11108
1010
187
8
1004
31257
36%
3%
1%
0%
100%
GBA-LIT-BAS
TOTAL
% Térmicos
% TOTAL
POTENCIA DISPONIBLE EN UNIDADES MÓVILES
POTENCIA EN MARCHA DE PRUEBA (**)
ATUCHA II - Nuclear
CT VUELTA DE OBLIGADO - TG
GUILLERMO BROWN - TG
558
1679
720
525
434
Potencia
Instalada
CUY
740
540
600
Potencia Instalada= Potencia Efectiva de Agentes
Generadores y Cogeneradores con habilitación comercial al
31/12/2015 (MW).
(**) Potencia en Marcha de Prueba = Potencia de prueba que
no cuenta aún con habilitación comercial y que haya superado
más de 240 hs. de disponibilidad desde el inicio de los
ensayos hasta el 31/12/2015 (MW).
(*)
30
31
Evolución de la Potencia Instalada
MW
35000
30000
25000
20000
15000
10000
5000
HI
NU
TV
2015
2014
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
0
TG
Gráfico 13: Evolución de la Potencia Instalada por Tipo
32
Disponibilidad de Potencia
Potencia
IN STALADA [M W ]
TEC N OLOGIA
TV
TG
CC
NU
HI
Resto (DI+EO+FV)
TO TAL
Potencia
DISPON IBLE
[M W ]
4451
4039
9227
1010
11108
1980
31815
% Disponibilidad
2015
2093
3147
7573
738
10553
1690
25794
47.0%
77.9%
82.1%
73.1%
95.0%
85.4%
81%
12000
100%
95%
10000
85%
82%
78%
73%
8000
90%
80%
70%
60%
6000
50%
47%
40%
4000
30%
20%
2000
10%
0
00%
TV
TG
CC
Potencia INSTALADA [MW]
NU
HI
Resto
(DI+EO+FV)
Potencia DISPONIBLE [MW]
Gráfico 14: Disponibilidad de Potencia por Tipo
33
Principales Ingresos 2015
Detalle
Incremento Potencia CC CT Timbues y CT M.
Belgrano
Nueva Generación Distribuida / GEN MOVIL DI)
Aumento Potencia en Marcha de Prueba ATUCHA II, CT. V
de Obligado, CT. G. Brown
Total
Potencia MW
36
368
890
1294
34
Generación - GWh
Aportes de la Nueva Generación
700
600
500
400
300
200
100
00
ene- feb- mar- abr- may- junjul-15
15
15
15
15
15
15
CT VUELTA DE OBLIGADO 53 101 133 111 198 125 32
CT GUILLERMO BROWN
00
00
00
00
57
05
51
ATUCHA II
304 375 419 349 333 389 455
Total
357 476 553 461 588 520 538
ago- sep15
15
22
25
02
28
369 137
393 190
oct15
32
39
21
92
novdic-15
15
07
43
29
40
357 417
394 500
Gráfico 15: Evolución de la Generación en proceso puesta en marcha
35
Energía Mensual por Tipo de Agente Generador
(GWh)
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
Autogeneradores
345
313
337
223
321
291
253
Cogeneradores
194
186
208
221
210
199
190
Generadores
11408
10456
11321
9852
10296
11179
11760
Generación
11946.1 10954.9 11866.6 10295.4 10826.5 11669.1 12203.1
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
Part. %
263
292
263
271
310
3481
3%
158
197
97
65
145
2070
2%
11057
10493
10345
9758
11738 129664
96%
11478 10982.7 10704.9 10094.7 12193.4 135215
100%
Energía mensual por tipo de generación
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
TOTAL
Part. %
1484
1222
4967
274
7947
3398
549
53
1366
1228
4773
233
7600
2712
599
44
1496
1583
4993
275
8348
2856
620
43
1223
1857
4015
218
7313
2587
349
46
1612
1942
4074
240
7868
2576
333
49
1644
1185
4631
178
7638
3559
416
56
1610
836
4523
186
7155
4130
864
54
1486
769
4124
165
6545
4284
596
53
1370
915
3874
152
6312
4243
377
50
1509
772
3764
145
6190
4218
243
54
1202
700
4181
157
6239
3193
615
47
1435
1137
4657
242
7471
3707
958
57
17437
14147
52576
2465
86625
41464
6519
608
12.9%
10.5%
38.9%
1.8%
64.1%
11946
10953
11856
10295
10826
11668
12203
11478
10983
10705
10095
12193
135200
100%
30.7%
4.8%
0.4%
TV 12,9%
TG 10,5%
CC 38,9%
TE 64,1%
(GWh)
TV
TG
CC
DI
Térmica
Hidráulica
Nuclear
Eólica + Solar
Total
Generación
Local
DI 1,8%
HI 30,7%
NU 4,8%
EO + FV 0,4%
36
Energías Renovables
FUENTE DE ENERGÍA
AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWh
Biodiesel
Biomasa
Eólica
Hidro <= 50MW
Solar
Biogas
32
98
16
1350
2
0
1498.2
Total GWh
DEMANDA ENERGÍA [GWh]
Demanda MEM
Porcentaje de la Demanda MEM cubierta con
Generación Renovable
170
127
348
1566
8
36
2255.2
2
134
447
1376
15
108
2082.9
2
114
613
1543
16
103
2390.0
0
155
593
1713
15
84
2559.1
206.6
626.9
2017.5
7548.4
55.3
330.8
10785.4
AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWh
116349
121293
125166
126397
131995
1.3%
1.9%
1.7%
1.9%
1.9%
621201
Total MW
Medios
4.7
14.3
46.0
172.2
1.3
7.5
246.1
Total MW
Medios
28350
1.7%
BIOGAS 3%
BIOMASA 5.8%
HIDRÁULICA 70%
EÓLICA 18.7%
SOLAR 0.5%
Gráfico 16: Composición de la Generación Renovable en
2015
En promedio el 1,7% de la Demanda MEM de los últimos cinco años fue cubierta con
Generación Renovable
BIODIESEL 2%
37
Energía Mensual de las Principales Cuencas Hidráulicas
(GWh)
Comahue
Salto Grande
Yacyretá
Resto
TOTAL
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
TOTAL
676
554
644
595
424
1138
1350
1542
1899
1593
695
952
548
363
319
180
269
458
601
604
342
534
552
488
12063
5259
1571
1274
1367
1323
1423
1439
1656
1579
1320
1436
1394
1549
17331
603
521
525
489
461
523
523
558
682
655
552
718
6811
3398
2712
2856
2587
2576
3559
4130
4284
4243
4218
3193
3707
41464
Evolución potencia media semanal principales cuencas hidráulicas
7000
MW medios
6000
5000
4000
3000
2000
1000
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Semanas
Máx.
Ener.50% PE
Mín
REAL 2015
REAL 2014
Gráfico 17: Generación Media real vs. Prevista 2015
8000
Caudales Medios de los Principales Ríos
RÍO
2014
2015
HISTÓRIC O
Unidad
Paraná
14474
15318
13181
m3/seg
Uruguay
7260
8663
4877
m3/seg
C. Cura
334
368
402
m3/seg
Neuquén
234
215
299
m3/seg
Limay
216
226
264
m3/seg
Futaleufú
241
265
282
m3/seg
38
Ubicación de las Principales Centrales Hidroeléctricas
YACYRETÁ
RÍO
GRANDE
SALTO
GRANDE
BANDERITA
PICHI
ARROYITO
EL CHOCÓN
PIEDRA
ALICURÁ
FUTALEUFÚ
39
Yacyretá
Salto Grande
Río Grande
Cuenca del Comahue
Cuenca Patagónica
Relación Cuencas/Ríos –
Centrales (ejemplo día)
40
Evolución Caudales
LIMAY
C. CURÁ
Gráfico 18: Evolución del caudal del Río Limay por semana. Año
2015, 2014 y Media Histórica
Gráfico 19: Evolución del caudal del Río Cullón Curá por
semana. Año 2015, 2014 y Media Histórica
41
Evolución Cotas
383
Gráfico 20: Evolución de la cota del embalse del Chocón por semana.
Año 2015 y 2014.
CHOCÓN
381
379
m.s.n.m.
377
375
373
371
369
367
Max
Media
Min
Real 2014
PIEDRA DEL ÁGUILA
Real 2015
Franja de Atenuación de Crecida
Gráfico 21: Evolución de la cota del embalse de
Piedra del Águila por semana. Año 2015 y 2014.
591
m.s.n.m.
586
581
576
571
566
Max
Media
Min
Real 2014
Real 2015
Franja de Atenuación de Crecida
42
Evolución Cotas
Gráfico 22: Evolución de la cota del embalse de Alicurá por semana.
Año 2015 y 2014.
ALICURÁ
706
704
702
m.s.n.m.
700
698
696
694
692
690
Nivel Máximo
Nivel Mínimo
Real 2014
Real 2015
43
44
Consumo Mensual por Tipo de Combustible
C om bustible
FO
GO
GN
CM
BD
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
261259 242908 280989 202207 281264
48621 106251 102749
49752 252663
1523346 1410215 1565099 1493774 1314577
61286
71013
87526
84402 100274
468
716
764
208
2567
JUN
317783
572066
852384
77449
2581
JUL
AGO
303812 271014
500499 168954
774194 1008551
90070
66015
4210
4085
SEP
OC T
268586
158717
992017
31719
8479
N OV
DIC
TOTAL
276309 164323 217748 3088204
193968
32961
52506 2239708
917116 1157075 1410093 14418440
97832 101506
80011
949101
8946
6026
3560
42611
FO=Fuel Oil [Ton] dens= 925 kg/m3
GO=Gas Oil [m3] dens= 825 kg/m3
GN=Gas Natural [dam3]
CM=Carbón Mineral [Ton]
BD=Biocombustible [Ton]
Participación Porcentual por Combustible en Equivalente Gas Diario
Consumos -
CM
1,7 Mm3/día
2,9%
BD
0,1 Mm3/día
0,2%
FO
9,9 Mm3/día
17,2%
Combustible
FO
GO
GN
CM
BD
Mm3/día
10
6
40
2
0
57
GN
39,5 Mm3/día
68,8%
GO
6,3 Mm3/día
10,9%
45
Combustibles vs Generación
TIPO C OM BUSTIBLE
C AN T.
GN
FO
CM
GO
BD
TOTAL GAS
EQUIVALEN TE
45000
Ciclo
Combinado
GW h [%]
40
3088
949
2240
43
Mm3/día
KT
KT
mm3
KT
63117
11398
1910
9965
235
57
M m 3 /día
86626
Turbina de Gas
C EM Equiv.
73%
13%
2%
12%
0%
1919
2655
2683
1928
1649
2033
3500
Turbo Vapor
3000
2900
40000
2496
35000
Generación [GWh]
GW h
2626
2683
2655
2500
30000
2000
1755
25000
1785
1500
20000
15000
1000
Rendimiento [Kcal/KWh]
50000
UN IDAD
10000
500
5000
0
0
CC con
GN
CC con
GO
TG con
GN
TG con
GO
TV con
CM
TV con
FO
TV con
GN
Gráfico 23: Generación por Tipo de Tecnología y Tipo de Combustible. y rendimiento en Kcal/KWh.
46
GAS NATURAL
70
60
Mm3/día
50
40
30
20
10
00
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Semanas
Máximo
Media
Mínimo
REAL 2015
Gráfico 24: Consumo de Gas Natural Previsto vs Real 2015
GAS OIL
240000
220000
200000
180000
m3/semana
160000
140000
120000
100000
80000
60000
40000
20000
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Máximo
Semanas
Media
Mínimo
REAL 2015
Gráfico 25: Consumo de Gas Oil Previsto vs Real 2015
47
FUEL OIL
100000
90000
80000
Toneladas/semana
70000
60000
50000
40000
30000
20000
10000
0
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Máximo
Media
Semanas
Mínimo
REAL 2015
Gráfico 26: Consumo de Fuel Oil Previsto vs Real 2015
48
Origen y Precio equivalente combustible
TIPO C OM BUSTIBLE
ORIGEN
C ON SUM O
UN IDAD
PREC IO EQUIV.
u$ s/M BTU
GO
PROVISTO
2240
mm3
5468
$/m3
17
FO
PROVISTO
3088
KT
5234
$/Ton
14
CM
PROPIO
949
KT
1277
$/Ton
6.3
2530
mdam3
1715
$/dam3
4.9
11888.9
mdam3
937
$/dam3
2.7
0.0
KT
6210
$/Ton
19.2
GN
PLUS/Cont.
Precio Sendero
BD
PROPIO
No hubo consumo de FO y GO Propio durante el 2015
49
Distribución y consumo de combustibles líquidos por región
Gas Oil (m 3 )
REGIÓN
BAS
CEN
COM
CUY
GBA
LIT
NEA
NOA
Total
C onsum o
627484
167265
17397
21926
681357
538036
106563
79680
2239708
F uel Oil (Ton)
REGIÓN
BAS
CEN
CUY
GBA
LIT
Total
C onsum o
1032862
65145
207264
1593233
189700
3088204
50
51
Intercambios con Países Vecinos
GW h
Paraguay
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
TOTAL
1
2
3
0
0
0
139
0
0
18
65
1
229
12
11
13
12
13
13
6
1
5
12
12
4
113
151
3
0
0
0
0
27
123
48
422
417
122
1313
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
164
16
16
12
13
13
172
124
53
452
494
127
1655
EN E
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
po
rt
ac
ió
n
Brasil
EN E
Im
Uruguay
Chile
TOTAL
TOTAL
Brasil
-6
0
0
0
0
0
0
0
-41
0
-8
0
-55
Paraguay
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Uruguay
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
Chile
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
0
-6
0
0
0
0
0
0
0
-4 1
0
-8
0
-5 5
Ex
po
rt
ac
ió
n
GW h
TOTAL
52
Intercambios con Países Vecinos
55 GWh
113 GWh
0 GWh
0 GWh
229 GWh
1313 GWh
53
54
Componentes del Precio Monómico
En la siguiente tabla y gráfica correspondiente, se
muestra la evolución del precio medio monómico
mensual del mercado spot horario, y precio monómico
estacional, subdividido en:
Componente relacionada a la energía, distinguiendo
dentro de ella:
- Los sobrecostos (SCTD) debidos a la utilización de
combustibles alternativos al gas
Los cargos pagados por la demanda excedente, la
cuenta Brasil y la de Contratos Abastecimiento MEM
que incluyen los cargos no pagados por la demanda
por estos conceptos.
Componente relacionada a la potencia y reserva
Componente de los cargos por utilización de la red de
transporte pagado por la demanda.
EN E
Precio Energía
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
M edia
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
120.0
Energía Adicional
4.1
3.7
3.1
3.0
2.4
3.1
2.9
3.3
3.1
3.3
3.6
3.9
3.3
Sobrecostos de Combustibles
5.2
5.1
5.0
10.7
36.8
103.8
91.0
47.9
33.5
38.6
14.6
16.2
34.0
230.9
269.3
273.1
214.8
341.6
461.1
441.7
334.2
331.4
351.6
265.3
283.1
316.5
115.0
156.6
159.0
181.3
172.3
165.1
165.5
155.0
164.0
171.6
190.4
225.3
168.4
6.8
6.6
6.7
6.8
6.5
7.1
7.0
6.7
7.2
6.8
6.8
6.6
6.8
2.2
2.5
2.5
2.4
2.5
2.5
2.2
2.4
4.0
3.9
3.4
2.7
2.8
0.6
0.5
0.5
0.4
0.5
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
0.6
Componente
Sobrecostos Transitorios de Despacho
Energía
120.0
Cargo Demanda Excedente
+ Cuenta Brasil
+ Contratos Abastecimientos MEM
Potencia Despachada
Componente Potencia Servicios Asociados
Potencia + Potencia Reserva Corto Plazo
+ Servicios Reserva Instantánea
Reserva
Potencia Reserva Mediano Plazo
1.5
1.1
1.0
1.2
1.0
0.9
0.8
1.2
1.1
1.2
1.7
0.8
1.1
486.2
565.3
570.9
540.6
683.5
864.3
831.6
671.2
664.8
697.6
606.5
659.1
653.5
7.6
8.4
9.7
10.2
14.0
11.8
9.6
1.2
10.9
0.0
43.7
7.2
11.2
Transporte Alta Tensión
0.8
0.8
0.9
1.0
1.0
0.8
0.7
0.9
0.9
0.9
1.0
1.0
0.9
Transporte Distribución Troncal
1.0
1.1
1.1
1.4
1.4
1.1
1.0
1.0
1.2
1.2
1.3
1.3
1.2
495.6
575.6
582.5
553.3
700.0
878.0
842.9
674.3
677.8
699.7
652.5
668.6
666.7
95.3
95.1
95.2
95.6
95.5
95.4
95.5
95.4
95.3
95.2
95.4
95.1
95.3
Precio M onóm ico
Transporte Alta Tensión
Cargos
Transporte
+Distribución Troncal (Acuerdo)
Precio M onóm ico
+ Transporte
Precio
Mónomico
Estacional
Precio Monómico ponderado
Estacional (Energía + Potencia)
+ Otros Ingresos
55
Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica
requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la
Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado
que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los
meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó la aplicación la Resolución SE N° 2016,
definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor en concordancia con lo
dicho en el párrafo anterior.
EN E
Componentes Energía
F EB
M AR
ABR
M AY
JUN
JUL
AGO
SEP
OC T
N OV
DIC
M edia
129.3
128.8
128.1
133.7
159.2
227.0
213.8
171.1
156.6
161.9
138.2
140.1
157.3
11.1
10.7
10.7
10.8
10.5
11.1
10.6
10.9
12.8
12.5
12.5
10.7
11.2
115.0
156.6
159.0
181.3
172.3
165.1
165.5
155.0
164.0
171.6
190.4
225.3
168.4
Sobrecosto Transitorio de Despacho
230.9
269.3
273.1
214.8
341.6
461.1
441.7
334.2
331.4
351.6
265.3
283.1
316.5
Precio M onóm ico
486.2
565.3
570.9
540.6
683.5
864.3
831.6
671.2
664.8
697.6
606.5
659.1
653.5
9.5
10.2
11.6
12.7
16.5
13.7
11.3
3.1
13.0
2.1
46.0
9.4
13.3
95.3
95.1
95.2
95.6
95.5
95.4
95.5
95.4
95.3
95.2
95.4
95.1
95.3
Componentes Potencia + Reserva
Cargo Demanda Excedente + Cuenta
Brasil
Precio
Monómico
+ Contratos Abastecimientos MEM
Cargos transporte
Estacional Ponderado
De la misma forma que el año anterior los pagos de los demandantes no alcanzaran a nivelar los
costos reales de generación, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.
56
Evolución gráfica del precio monómico mensual y sus componentes
$/MWh
1,000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
00
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
Componentes Energía
Componentes Potencia + Reserva
Cargo Demanda Excedente + Cuenta Brasil
+ Contratos Abastecimientos MEM
Sobrecosto Transitorio de Despacho
Cargos transporte
Estacional Ponderado
DIC
Gráfico 27: Precio monómico y sus componentes
57
Evolución gráfica del precio monómico anual
El diagrama de barras a continuación muestra comparativamente el precio monómico del año 2015
respecto de los años anteriores (sin considerar los cargos por transporte).
$/MWh
700
675
650
625
600
575
550
525
500
475
450
425
400
375
350
325
300
275
250
225
200
175
150
125
100
75
50
25
0
Gráfico 28: Precio monómico medio anual.
58
59
Longitudes de Líneas por Nivel de Tensión y Región [Km]
SISTEM A DE
TRAN SPORTE
Alta Tensión
500 kV
330 kV
220 kV
14192
Distribución Troncal
1116
132 kV
562
6
1114
16881
642
625
1367
5583
2133
5050
- Región Cuyo
- Región Comahue
- Región Buenos Aires
- Región NEA
- Región NOA
177
30
- Región PATAGONIA
66 kV
1116
265
33 kV
TOTAL
14760
398
24
398
24
2123
19532
1267
1367
6158
2187
5050
3504
Evolución Longitudes de Líneas por Región [Km]
1994
Alta Tensión
Distribución Troncal
- Región Cuyo
- Región Comahue
- Región Buenos Aires
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
7722
7722
8314
8314
8314
8366
9669
9669
9669
9669
9669
10407
10709
10790
11320
11403
11725
11852
12364
12471
12509
12676
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1245
830
845
885
885
885
885
885
902
902
929
929
4945
5068
5106
5509
5536
5675
5703
5903
5976
5987
5987
- Región NEA
926
930
930
930
972
972
972
1076
1076
1076
1076
- Región NOA
2461
2621
2624
2751
2765
2948
3047
3238
3272
3272
3438
2005
Alta Tensión
Distribución Troncal
- Región Cuyo
- Región Comahue
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
9669
10024
10024
11532
11853
12299
13762
13762
14326
14392
12908
15846
16326
16723
17080
17204
17212
17497
17893
19061 19532.3
14760
1245
1245
1245
1245
1245
1245
1252
1252
1252
1266
1267
929
929
1213
1213
1213
1215
1215
1215
1215
1369
1367
- Región Buenos Aires
6005
6005
6044
6107
6108
6110
6110
6158
6158
6158
6158
- Región NEA
1291
1402
1449
1449
1449
1460
1460
1460
1538
1915
2187
- Región NOA
3438
3561
3565
3847
4076
4184
4184
4422
4426
4908
5050
2704
2837
2862
2990
2990
2990
2990
3304
3445
3504
- Región PATAGONIA
Se incorpora el Área Patagonia al MEM
60
Evolución de Potencia de Transformadores por Región [MVA]
1994
Alta Tensión
9100
1995
9250
1996
9850
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
9850 10300 10600 10750 11350 11350 11350 11350
Alta Tensión en Reserva
150
400
450
450
450
450
Distribución Troncal
6599
6674
6953
7133
7333
7832
8017
8414
8479
8524
8673
- Región Cuyo
1010
1010
1010
1010
1010
1010
1030
1180
1180
1180
1240
408
408
444
454
454
490
493
508
503
503
510
- Región Comahue
- Región Buenos Aires
3598
3598
3788
3788
3823
4228
4263
4348
4363
4363
4393
- Región NEA
612
642
665
695
725
745
745
782
812
827
834
- Región NOA
971
1016
1046
1186
1321
1359
1486
1596
1621
1651
1696
2005
Alta Tensión
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
11550 12200 13100 14150 14450 15200 16550 16400 16950 17400 19900
Alta Tensión en Reserva
1050
Distribución Troncal
9068 10746 11267 11666 11872 12109 12354 12711 13081 13756 14575
- Región Cuyo
1275
1325
1335
1335
1335
1335
1365
1365
1365
1365
1570
510
510
550
550
550
550
550
550
550
595
625
- Región Comahue
- Región Buenos Aires
1200
1200
1250
1250
2150
2750
3350
3450
3500
4016
4693
4813
4937
5107
5132
5277
5277
5397
5509
5549
5585
- Región NEA
834
864
902
947
947
962
1012
1094
1132
1222
1297
- Región NOA
1726
1836
1836
1979
2151
2263
2278
2433
2553
3023
3318
1398
1707
1748
1757
1757
1872
1872
1972
2002
2180
- Región PATAGONIA
Se incorpora el Área Patagonia al MEM
61
Incrementos registrados durante 2015 en la capacidad de transporte en líneas
Longitud
Transformación
Alta Tensión
368 Km
2500 MVA
Distribución
Troncal
471 Km
819 MVA
Incluye a los transportistas independientes de cada red de transporte
Desempeño Operativo de las Redes de Transporte
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
N° fallas/ 100 km-año
Alta Tensión
0.3
0.5
0.5
0.5
0.6
0.5
0.5
0.7
0.6
0.5
0.5
Distribución Troncal
2.2
2.2
2.1
1.8
2.4
2.2
2.3
2.0
2.0
2.1
2.3
- Región Cuyo
1.9
2.6
1.7
0.4
1.4
1.1
1.3
1.0
1.0
1.3
1.1
- Región Comahue (*)
1.7
4.3
1.7
1.6
2.8
4.5
3.5
2.4
2.1
2.8
1.6
- Región Buenos Aires
2.0
1.9
1.5
1.4
1.6
1.2
1.5
1.5
1.4
1.1
1.3
- Región NEA
3.6
3.7
4.4
2.3
5.0
5.9
5.3
4.2
3.5
3.9
4.7
- Región NOA
2.0
2.4
3.1
2.9
3.3
2.9
3.3
3.1
3.4
3.0
3.7
- Región PATAGONIA
0.9
0.7
0.9
2.7
1.5
1.2
1.2
0.8
0.8
1.5
1.2
Incluye a los transportistas independientes de cada red de transporte y salidas forzadas de líneas derivadas
de eventos de Fuerza Mayo)
(*) Comahue valor provisorio para el año 2015
62
Gráfico 29: Mapa de Líneas de 500 kV al 2015.
Geográfico Línea de Transporte 500 Kv - Actual
63
Geográfico Línea de Transporte 500 kV - Ingresos en el 2015
Gráfico 30: Incorporación de la segunda línea Lavalle - Santiago
Gráfico 31: Incorporación de dos tramos que permitieron la incorporación de la ET Guillermo Brown
seccionando la línea Choele Choel - Bahía Blanca
64
65
P rec i o M edi o An u al M erc ado Spot [ $/M Wh]
Energía
Potencia
Sobrecostos Adicionales
M on ómi c o
P rec i o M edi o An u al E s t ac i on al [ $/M Wh]
Energía
Potencia
Otros Ingresos (Quita subsidio + Cargos adicionales)
M on ómi c o
D eman da Comerc i al i zada [ G Wh]
Demanda a precio estacional
Demanda a precio Spot
D eman da Tot al
Exportación
Bombeo
Cu bri mi en t o de l a D eman da por Ti po [ G Wh]
Térmico
Hidráulico
Nuclear
Eólica + Solar
Importación
TO TAL
Cu bri mi en t o de l a D eman da por Ti po [ % ]
Térmico
Hidráulico
Nuclear
Eólica
Importación
Con s u mo de Combu s t i bl e
Gas Natural [mdam3]
Fuel Oil [kTon]
Gas Oil [mm3]
Carbón [kTon]
Biocombustible [kTon]
Con s u mo de Combu s t i bl e [ % ]
Gas Natural
Fuel Oil
Gas Oil
Carbón
Biocombustible
66
26.3
11.1
1.2
38.5
17.6
12.0
29.6
63743
18518
82261
437
47
39466
38717
7025
1234
86442
45.7%
44.8%
8.1%
0.0%
1.4%
8165
105
18
71
0
98%
1%
0%
1%
0%
18.2
9.7
27.9
59335
17151
76487
1004
65
32642
41090
5393
2210
81334
40.1%
50.5%
6.6%
0.0%
2.7%
6637
39
15
61
0
99%
1%
0%
1%
0%
2003
18.8
9.7
0.3
28.8
2002
88%
9%
1%
2%
0%
9614
829
92
352
0
53.0%
37.7%
7.8%
0.0%
1.5%
1441
93286
49399
35133
7313
68421
19074
87495
1938
145
38.3
26.7
11.6
34.5
11.5
7.7
53.7
2004
85%
11%
1%
3%
0%
10053
1131
66
618
0
52.3%
39.9%
6.5%
0.0%
1.2%
1222
98160
51351
39213
6374
72399
19989
92388
1362
432
49.8
37.7
12.1
47.1
10.3
9.2
66.6
2005
83%
14%
1%
3%
0%
11049
1549
144
591
0
51.5%
41.1%
6.8%
0.0%
0.5%
559
104627
53928
42987
7153
77778
19816
97593
2100
348
50.1
38.1
12.0
67.1
10.4
15.1
92.5
2006
78%
14%
5%
2%
0%
11981
1897
766
589
0
56.2%
34.4%
6.2%
0.0%
3.2%
3459
108482
61012
37290
6721
84142
18818
102960
578
571
49.5
37.6
11.9
83.6
10.2
37.5
131.3
2007
76%
16%
5%
3%
0%
13093
2347
843
803
0
59.5%
32.8%
6.1%
0.0%
1.6%
1774
112382
66877
36882
6849
86462
19472
105935
1618
537
51.4
39.4
12.0
95.8
10.2
60.1
166.0
2008
79%
12%
6%
3%
0%
12601
1603
977
796
0
55.1%
36.2%
6.8%
0.0%
1.8%
2040
111333
61386
40318
7589
87295
17309
104605
1292
714
56.6
44.7
11.9
106.6
13.4
58.8
178.8
2009
70%
16%
10%
3%
0%
11537
2262
1668
874
0
57.4%
34.8%
5.8%
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2.0%
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2010
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11%
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0.0%
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2019
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7
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2.0%
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16
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2011
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9%
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0.3%
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2012
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13%
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0.2%
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20007
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95.1
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2013
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0.1%
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95.2
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2014
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55
0
95.3
95.3
157.3
11.2
484.9
653.5
2015
CAMMESA
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