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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. 4 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. 5 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. 6 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. 7 8 9 10 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 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 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% 0.0% 2.0% 2351 115735 66465 40226 6692 92621 18154 110775 359 554 56.3 44.5 11.8 126.8 13.8 115.6 256.3 2010 69% 16% 11% 3% 0.0% 12674 2573 2019 999 7 60.7% 32.5% 4.9% 0.0% 2.0% 73573 39339 5892 16 2412 121232 96911 19470 116381 265 566 55.9 44.2 11.7 131.2 19.2 168.2 319.5 2011 70% 17% 9% 3% 0.4% 14037 2860 1828 967 65 65.6% 29.1% 4.7% 0.3% 0.3% 82495 36626 5904 356 423 125804 101487 19705 121192 280 723 44.0 11.6 27.3 82.9 131.0 11.5 189.5 332.0 2012 70% 13% 13% 3% 0.2% 13952 2233 2593 851 41 63.9% 31.1% 4.4% 0.4% 0.3% 82953 40330 5732 462 342 129820 105214 20007 125220 0 500 95.1 95.1 129.8 11.3 248.2 389.4 2013 72% 16% 9% 3% 0.1% 14355 2717 1799 1004 27 63.5% 31.0% 4.0% 0.5% 1.1% 83265 40663 5258 629 1390 131205 105477 20944 126421 6 485 95.2 95.2 129.6 11.2 409.3 550.0 2014 69% 17% 11% 3% 0.2% 14418 3088 2240 949 43 63.3% 30.3% 4.8% 0.4% 1.2% 86625 41464 6519 608 1655 136870 111298 20803 132100 55 0 95.3 95.3 157.3 11.2 484.9 653.5 2015 CAMMESA - Av. Eduardo Madero 942 – 1er Piso C1106ACW – Buenos Aires - Ruta 34 “S” Km 3,5 S2121GZA – Pérez – Santa Fe (54-11) 4319-3700 / 4131-9800 (54-341) 495-8300 www.cammesa.com 67
