ASOCIACIÓN GRANDES USUARIOS

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1 ASOCIACIÓN GRANDES USUARIOS ENERGÍA ELÉCTRICA REPÚBLICA ARGENTINA INFORME MENSUAL EXCLUSIVO PARA SOCIOS AÑO 24 Nº 235 Enero de Mayo N 516 piso 11º (C1002ABL) CABA. Rep. Arg. Tel (011) agueera@agueera.com.ar ÍNDICE MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA Síntesis del MEM Precios del mes GAS Y COMBUSTIBLES Síntesis Precios Factores de Conversión INFORME ESPECIAL Evolución de Costos de Tecnologías Renovables Energía Eléctrica: Acuerdos con China NOTICIAS DEL MES Sector Eléctrico Sector Gas Mercosur e Internacionales Nuevas Fuentes de Energía PRECIOS HORARIOS Precio Spot Costo Marginal ANEXO ESTADÍSTICAS - 1 -

2 Mercado Eléctrico Mayorista Novedades del MEM Síntesis de Enero del Mercado Eléctrico Mayorista En esta sección usted encontrará información útil sobre: Demanda de energía y potencia o Demanda máxima de potencia y energía o Distribución de la demanda Potencia instalada Generación o Generación hidráulica o Exportación o Generación térmica y uso de combustibles o Disponibilidad térmica Demanda La demanda del sistema integrado (MEM + MEM Sistema Patagónico), ha decrecido un 2,7% respecto a enero de MEM + PAT Año GWh Enero , ,7 2015/ ,7% [MW] Demanda máxima de potencia anual y energía acumulada [GWh] Potencia Energía [Ver tabla de datos] 2

3 Novedades del MEM GW La variación mensual del requerimiento anual de potencia y energía se muestra a continuación. Demanda máxima de potencia MWh Demanda de energía Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic [Tabla de datos] La distribución de la demanda, en función de la energía demandada, es la siguiente para el mes de enero. Demanda de Energía Ctos Plus y Ctos Base remanentes GUMES 3% Ctos Plus y Ctos Base remanentes GUMAS 6% Compra SPOT + Ahesión CAMMESA 9% Distribuidora 82% Res.Entre 1000 y 1400 kwh bim 5% Res.Menor 1000 kwh bim 32% Res.Entre 1400 y 2800 kwh bim 5% Res.Mayor 2800 kwh bim 1% Mayores de 300 kw 10% General + Alumbrado Público 29% Potencia instalada La potencia instalada y la potencia máxima desde el año 2002 hasta el año en curso se muestran a continuación: MW Potencia Instalada y potencia máxima Motgdres (DO/GN) TG TV CC Eólico Nuclear Hidro Potencia máxima [Ver tabla de datos] 3

4 Novedades del MEM Generación El gráfico representa los balances anuales de energía, según fuente de generación entre 2000 y lo acumulado a enero de GWh Generación anual por tipo HIDRAÚLICA NUCLEAR TÉRMICA IMPORTACIÓN [Ver tabla de datos] Hidráulica. Yacyretá operó con aportes hidráulicos similares a los históricos del mes. Salto Grande, operó con aportes muy superiores a la media histórica. Tanto en Futaleufú como en las cuencas del Comahue, los aportes fueron muy inferiores a los históricos del mes Exportación No hubo exportación de Energía Eléctrica. Generación térmica y uso de combustibles MMm3equiv/día Carbón GO FO GN

5 Novedades del MEM El consumo de Gas Natural mensuales, para 2013, 2014 y 2015 se aprecia a continuación. En invierno se complementa con el mayor uso de gas oil y fuel oil Consumo GN GN13 GN 14 GN [miles dam3] ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 600 Consumo GO GO 13 GO 14 GO Consumo FO FO 13 FO 14 FO Miles de ton Miles de ton ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic 0 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Disponibilidad Térmica La disponibilidad del parque térmico convocado a generar resultó superior a la prevista, siendo el porcentaje de indisponibilidad de 22,7% y el previsto de 34,5%. Indisponibilidad Enero Prevista 34,5% Real ,7% Real ,3% 5

6 Novedades del MEM Precios MEM En esta sección usted encontrará información útil sobre: Precio monómico MEM Precio estacional o Déficit del Fondo de Estabilización Cargo Adicional Demanda Excedente Precio monómico del MEM Los precios medios de la energía en el mercado y los demás cargos que conforman el precio monómico en el año 2015 son: $/MWh 2014/2015 Jul Ago Sep Oct Nov Dic Ene Precio medio energía spot Sobrec. Transitorio Despacho+Ad. STD 470,82 282,87 216,94 197,67 193,74 214,86 230,89 Energía Adicional 2,59 2,29 3,66 3,88 4,06 3,82 4,10 Sobrecosto Combustible 4,38 4,76 5,55 5,58 5,13 5,69 5,17 Adicional Potencia 10,73 10,76 11,72 10,5 10,27 10,46 10,31 Precio medio monómico parcial 608,52 420,68 357,87 337,63 333,14 354,83 370,47 Sobrec. Importación Brasil Sobrec. Contratos MEM 106,52 105,64 138,22 137,87 139,11 118,62 78,89 Precio medio monómico 715,04 526,32 496,09 475,5 472,31 473,45 449,36 Cargo de Sustentabilidad y Garantía * Fondo Nac. de la E. Eléctrica 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 5,5 Cargo FONINVEMEM 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 3,6 * Se recuerda que por nota SE Nº 3902/13, a partir de agosto de 2013 se crea el cargo de Sustentabilidad y Garantía de 15 $/MWh, que los GU abonarán por la energía adquirida a CAMMESA [Ver tabla de datos] 6

7 Novedades del MEM $/MWh 600 Precio Monomico Potencia Pérdidas Sobrecostos 500 Energía Spot Monómico Sancionado Ene 12 Feb 12 Mar 12 Abr 12 May 12 Jun 12 Jul 12 Ago 12 Sep 12 Oct 12 Nov 12 Dic 12 Ene 13 Feb 13 Mar 13 Abr 13 May 13 Jun 13 Jul 13 Ago 13 Sep 13 Oct 13 Nov 13 Dic 13 Ene 14 Feb 14 Mar 14 Abr 14 May 14 Jun 14 Jul 14 Ago 14 Sep 14 Oct 14 Nov 14 Dic 14 Ene 15 [Ver tabla de datos] La evolución de los precios medios anuales desde el año 1999 hasta enero 2015 es la que se presenta a continuación. Haciendo clic aquí accederá a la base de datos correspondiente. $/MWh Precio Anual Promedio Energía Spot Sobrecostos Pérdidas Potencia [Ver tabla de datos] [Volver al índice] Precios horarios de enero Un detalle de los precios horarios de enero se muestran aquí en tanto que los costos marginales se pueden ver haciendo click aquí. 7

8 Novedades del MEM Precio sancionado La resolución 2016/12 asigna a cada distribuidora un Precio de Referencia Estacional Subsidiado. Éste resulta equivalente al precio medio de compra de octubre 2012 de los siguientes precios por categoría de usuario. Res. S.E. Nº 1169/2008 Precio Estacional Segmento de Demanda ($/MWh) < kwh/bim 31 Residencial > kwh/bim < kwh/bim 60 > kwh/bim < kwh/bim 90 > kwh/bim 150 Alumbrado Público 38 General < kwh/bim 60 General >4.000 kwh/bim 70 Demanda > 300 kw 100 Promedio Ponderado 96 La diferencia entre el precio monómico y el precio estacional genera el siguiente déficit en el sistema Evolución de los subsidios a la energía Subsidios $ Sancionado $ $ : $ : $ : $ : $ Ene 11 Mar 11 May 11 Jul 11 Sep 11 Nov 11 Ene 12 Mar 12 May 12 Jul 12 Sep 12 Nov 12 Ene 13 Mar 13 May 13 Jul 13 Sep 13 Nov 13 Ene 14 Mar 14 May 14 Jul 14 Sep 14 Nov 14 Ene 15 Fuente: Elaboración propia en base a datos CAMMESA. Cargo adicional excedente de demanda. Aplicación de la Res SE Nº 1281/06 En la tabla siguiente se presenta el cargo adicional medio desde el inicio de la aplicación de la resolución. Este cargo se aplica a toda la demanda mayor o igual a 300 kw que: no tenga contratos aprobados con Generadores Energía Plus y/o 511, y consuma por encima de la energía requerida en

9 Novedades del MEM Promedio ponderado [$/MWh] Cargo Adicional GUDIS sin subsidio GUMA, GUME, GUDI c/s GUDIS sin subsidio. GUMA, GUME, GUDI c/s GUDIS sin subsidio. GUMA, GUME, GUDI c/s Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Valor medio anual [Volver al índice] A estos valores se aplica el siguiente tope, y CAMMESA acumula en cuentas individuales la diferencia entre el valor real y el tope. GUMA y GUME 320 $/MWh Nota SSEE 638/11 GUDI con subsidio 455 $/MWh Nota SSEE 638/11 GUDI sin subsidio 320 $/MWh Nota SSEE 39/11 *Para ver una tabla con la evolución de los topes del cargo adicional para GUMas, GUMes y GUDis, haga click aquí Se recuerda que el volumen máximo de demanda excedente se estableció en 50% del volumen mensual consumido, según nota SSEE Nº 938/07. 9

10 Gas y Combustibles Novedades del MEM Síntesis del sector En esta sección se puede encontrar información útil acerca de: Consumo de Gas Natural o Consumo por tipo de usuario o Exportación e Importación Precios de combustibles Factores de conversión Consumo de gas natural El consumo de gas durante 2014, aumentó un 0,6 %, en comparación a Residencial En el siguiente gráfico se puede apreciar cómo se distribuyó el consumo de gas natural durante 2014 entre los distintos tipos de agentes: 34,1% 2,4% 6,5% 23,7% 1,1% 3,2% Comercial Entes Oficiales Industria Centrales Eléctricas SDB 29,1% GNC El consumo de gas natural por tipo de usuario desde el año 2004 hasta el año 2014 inclusive, presenta el siguiente perfil: Consumo por tipo por año Residencial Comercial Entes Oficiales Industria Centrales Eléctricas SDB GNC *El eje de ordenadas debe decir MM m3 a 9300 kcal/m3 [Ver tabla de datos] 10

11 Síntesis del sector gas Se muestra mes a mes, el consumo de gas por tipo de usuario, desde 2004 hasta diciembre de GNC Centrales Eléctricas Entes Oficiales Residencial SDB Industria Comercial *El eje de ordenadas debe decir MM m3 a 9300 kcal/m3 [Ver tabla de datos] Exportación e importación Durante diciembre 2014, se exportaron 2,9 MM m 3 a 9300 kcal/m 3 a Uruguay. La importación desde Bolivia en diciembre de 2014 fue de un total de 469 MMm 3. En el mes de diciembre, la inyección total de GNL fue de 161 MMm 3, de los cuales 49 MMm 3 fueron inyectados en Bahía Blanca y 112 MMm 3 en Escobar. A continuación se muestra mensualmente el balance de exportación e importación desde 2008 hasta diciembre de 2014: Intercambio de GN MMm Ene 08 Abr 08 Jul 08 Oct 08 Ene 09 Abr 09 Jul 09 Oct 09 Ene 10 Abr 10 Jul 10 Oct 10 Ene 11 Abr 11 Jul 11 Oct 11 Ene 12 Abr 12 Jul 12 Oct 12 Ene 13 Abr 13 Jul 13 Oct 13 Ene 14 Abr 14 Jul 14 Oct 14 Brasil Chile Uruguay Bolivia GNL [Ver tabla de datos] 11

12 Síntesis del sector gas Precios Combustibles Precios de Referencia de combustibles para generación: COMBUSTIBLE PREC. REF PLANTA PCI DENSIDAD FUEL OIL $/t La Plata 9800 kcal/kg. 945 kg/m³ GAS OIL $/m³ La Plata kcal/kg. 825 kg/m³ Uranio CNA $/kg. U CN Atucha kcal/mg Uranio CNE $/kg. U CN Embalse kcal/mg Uranio CNA ll $/kg. U CN Atucha ll kcal/mg Precios de Referencia del Gas [$/Dam³]: Por nota DNEH 480/09 la Secretaría de Energía informó los precios por Cuencas Productoras correspondientes al mes de diciembre 2009 en U$S/MMBTU. Éstos, referenciados a $/dam³ con la misma cotización del dólar del BCRA utilizada para el cálculo de los precios de referencia del FO y GO, fueron los utilizados para calcular los Precios de Referencia Gas correspondientes a la actual declaración. ZONA SUB ZONA Dic 14 ID IT BAN Metropolitana Capital Federal Buenos Aires Litoral Buenos Aires Santa Fe Noroeste Salta Tucumán Centro Córdoba La Rioja Catamarca Cuyo Cuyo Mendoza Cuyo San Juan Cuyo San Luis Pampeana Buenos Aires Bahía Blanca La Pampa Norte La Pampa Sur Sur Neuquén Neuquén Neuquén. Chubut Río Negro Cordillerano Neuquén Cord. Chubut Río Negro Tierra del Fuego Santa Cruz Sur Chubut Sur Bs. Aires Sur Bs. Aires Bs. As Sur Chubut Río Negro NEUQUÉN BOCA DE POZO

13 Síntesis del sector gas Factores de conversión Fuente Poder calorífico Inf. Poder calorífico Sup. Factor de conversión a kep (Kilo equivalente de petróleo) Carbón Mineral (nacional) ,590 Carbón Mineral (importado) ,720 Coque ,680 Petróleo crudo ,000 Gas Oil ,8619 1,020 Diesel ,8800 1,000 Fuel Oil ,9261 0,980 Carbón Residual ,760 Coque de carbón residual ,720 Gas residual de petróleo 8.500/m /m³ 0,8500/m 3 Gas Natural 8.300/m /m³ 0,8300/m 3 Propano ,100 Butano ,090 Gas Licuado , Btu = kcal cal cal/m 3 = 27,096 m 3 Energía Calórica: 1kWh=860kcal=3,412 Btu 1 m 3 = 35,3146 pies Btu = 27,096 m 3 1kcal/kg=1,8 Btu/lb=4,187 kj 1kcal/m 3 =0,1124 Btu/pie 1 kep = kcal 13

14 Informe especial Informe especial Evolución de Costos de Tecnologías Renovables Fuentes: Costos de Generación de Energía Renovable en 2014, IRENA (2015). REN Renewables 2014 Global Status Report (Paris: REN21 Secretariat). US Department of Energy Renewable Energy Data Book. l Según un informe publicado por la Agencia Internacional de Energías Renovables (IRENA) en enero de 2015, el coste de generación de las energías renovables, sobre todo eólica y solar fotovoltaica, ha tendido a igualar o es más bajo que el de los combustibles fósiles. El informe muestra, por un lado, que casi todas las renovables son competitivas con el petróleo y el gas. Por otro lado, a medida que las escalas de las plantas se incrementan, las tecnologías que no eran competitivas con los fósiles comienzan a serlo. La eólica, la biomasa, la hidráulica y la geotérmica son competitivas en costes sin apoyo financiero y a pesar de la caída en los precios del petróleo. El costo de la energía eléctrica a partir de tecnologías renovables a escala comercial, 2010 y Los precios de los aerogeneradores se redujeron en casi un 33% entre 2009 y La eólica terrestre es ahora una de las más competitivas fuentes de electricidad disponible. Las continuas mejoras tecnológicas han aumentado la capacidad de los aerogeneradores al mismo tiempo que los costos de instalación han ido disminuyendo. Como resultado, la energía eólica onshore se encuentra en el mismo rango de costo, o inferior, que el de la generación de energía con combustible fósil. El informe indica que proyectos individuales eólicos están generando electricidad a U$S 0,05/kWh sin apoyo financiero, comparado con un rango de entre U$S 0,045/kWh y U$S 0,14/kWh en plantas de energía de combustibles fósiles. El costo promedio de la energía eólica va de U$S 0,06/kWh en Los precios de los aerogeneradores se redujeron en casi un 33% entre 2009 y La eólica terrestre es ahora una de las más competitivas fuentes de electricidad disponible. 14

15 Informe especial China y Asia, y U$S 0,09/kWh en África. Como ejemplo, los mejores proyectos eólicos en Estados Unidos están entregando electricidad por U$S 0,05/kWh sin apoyo financiero. Los precios de los módulos de energía solar fotovoltaica en 2014 disminuyeron un 75% respecto de los valores de El costo de la electricidad de los sistemas fotovoltaicos a escala comercial se ha reducido en alrededor de la mitad desde Precio de venta promedio de los módulos fotovoltaicos a nivel mundial y capacidad instalada, Esta disminución en los costos de las tecnologías, tuvo su correlato en la evolución de la capacidad instalada, superando, a lo largo del año 2013, la capacidad instalada de energía solar fotovoltaica a la eólica por primera vez. Nueva capacidad solar fotovoltaica y eólica adicionada anualmente,

16 Informe especial El año 2013 fue un año clave para las energías renovables. A pesar del débil crecimiento económico, la capacidad total adicionada alcanzó un nuevo máximo histórico de más de 120 GW. En 2013, las energías renovables representaron, a nivel mundial, más del 56% de las adiciones a la capacidad neta de generación. Potencia de energías renovables instalada anualmente, Capacidad instalada de energías renovables acumulada a nivel global,

17 Informe especial Aunque la tendencia a la disminución de los precios de las tecnologías renovables es irreversible, siguen existiendo disparidades de precios entre las distintas tecnologías, así como entre los distintos países y regiones. Si bien esas distorsiones a veces reflejan la disponibilidad de recursos, también son influidas por una gran variedad de condiciones de mercado, por la legislación de cada país así como por las percepciones de riesgo. Esta situación plantea retos importantes a resolver para disminuir el costo del financiamiento, especialmente en los países en desarrollo. Rangos de costos promedios ponderados de las tecnologías a escala comercial por región, 2013/2014. Sin embargo, la tendencia es clara. La generación de energía renovable seguirá abaratándose con el tiempo, incluso en un período de caída de los precios del petróleo. 17

18 Informe especial Energía Eléctrica: Acuerdos con China En el marco de la reciente visita de la presidente Cristina Fernández de Kirchner a China, se suscribieron más de 15 acuerdos en materia de infraestructura, minería, energía nuclear, energía renovable, telecomunicaciones y aeroespacial. Los más destacados en cuanto a energía eléctrica son: Represas Néstor Kirchner Jorge Cepernic, en el Río Santa Cruz: Acta de inicio y efectivización del primer desembolso del crédito por U$S 287 millones, marcando el comienzo definitivo de las obras de construcción de las represas Néstor Kirchner Jorge Cepernic, que contaran con una potencia de 1740 MW. Atucha III: Construcción de la cuarta central nuclear (Atucha III), que llevará adelante como contratista Nucleoeléctrica Argentina (NA SA), empresa del Estado Nacional, como arquitecto, ingeniero y constructor, bajo la supervisión de la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA) y la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN).NA SA, en asociación con la China Nuclear National Company (CNNC). Desarrollará un reactor de tipo Candú (similar al de Embalse) de agua pesada y uranio natural, ubicado en el Complejo Nuclear Atucha, que tendrá una potencia de 700 MW e implicará una inversión de U$S 5800 millones que serán financiados por bancos chinos. El 70% de los componentes serán nacionales. 5ta Central Nuclear: Acuerdo para evaluar la posible construcción de la quinta central nuclear, de tecnología PWR, de uranio enriquecido y agua natural, con una potencia de 1000 MW. Esta usina implica una inversión de U$S 7000 millones financiados por bancos chinos, con 50% de participación nacional. Energía eólica, se firmó un acuerdo con la empresa Sinowind para el desarrollo del proyecto El Angelito de 200 MW, en El Escorial, Chubut, con una inversión de U$S 435 millones y financiamiento que la empresa gestionará ante bancos chinos. Central Termo Eléctrica Manuel Belgrano: Memorándum de Entendimiento entre el Ministerio de Economía y Finanzas Públicas de la República Argentina y el Export Import Bank of China en relación con el Financiamiento del Proyecto Central Termo Eléctrica Manuel Belgrano. Hidroeléctrica El Tambolar: Financiamiento del Banco de Exportaciones e Importaciones de China (Cexim) por un monto de U$S 400 millones para la central hidroeléctrica El Tambolar ubicada en la provincia de San Juan.. Interconexión Eléctrica Mendoza Buenos Aires: Financiación por U$S 530 millones para la obra de Interconexión Eléctrica Mendoza Buenos Aires. 18

19 Noticias del mes Noticias del sector Eléctrico Sector eléctrico NEUQUÉN: CRÉDITO INTERNACIONAL DE U$S 15 MILLONES PARA OBRA HIDROELÉCTRICA El Fondo para Desarrollo de Abu Dhabi (ADFD, por sus siglas en inglés), institución perteneciente a los Emiratos Árabes Unidos, otorgó U$S 15 millones a la Agencia de Inversiones de Neuquén (ADI NQN) para la financiación de la construcción y puesta en marcha del denominado Proyecto Hidroeléctrico Nahueve. El plazo de amortización será de 20 años con una tasa anual del 2% y 4 años de gracia. El proyecto a realizar en Villa del Nahueve contempla un plazo de ejecución de entre 24 y 30 meses a partir de la fecha de disponibilidad del crédito otorgado y de adjudicación de la obra por parte de ADI NQN. Se estima alcanzar una potencia de generación eléctrica de 4 MW y una inyección anual de MWh al sistema eléctrico. ENERGÍA NUCLEAR EN ASCENSO La Autoridad Regulatoria Nuclear autorizó a elevar la potencia de la Central Nuclear Atucha II al 100% de su capacidad, a partir de febrero. De esta manera serán incorporados al sistema interconectado 745 MW. La operación está a cargo de la empresa Nucleoeléctrica Argentina (NASA). Los últimos ensayos de puesta a punto comenzaron el pasado 25 de octubre, cuando se alcanzó el 75% de la potencia total. Luego de las pruebas aplicadas y del parate técnico entre el 7 y el 12 de enero de este año, se alcanzó una capacidad del 90% y en las próximas semanas se llegará al máximo. La totalidad de la potencia de Atucha II equivale aproximadamente al 5% de la demanda nacional de energía eléctrica. Por otro lado, Argentina fue reelegida al frente del grupo de países proveedores nucleares por el período La organización vincula a 48 países que operan tecnologías y equipos de estas características, con capacidad de exportar o transferirse a otras naciones, siempre con usos productivos y pacíficos. ARGENTINA ALCANZÓ NUEVO RÉCORD DE DEMANDA ELÉCTRICA PARA UN DÍA DOMINGO El Sistema Argentino de Interconexión (SADI) batió el 25/01/2015 la marca histórica de demanda de potencia para ese día de la semana. El récord se alcanzó a las 22:40 hs registrando un pico MWh según informó el Ministerio de Planificación. De esta manera se supera la marca para día domingo, registrada el 29 de diciembre del 2013 cuando a las 23:03 hs la demanda total del sistema había sido de MWh. TRANSENER INCORPORA TRANSFORMADORES La empresa transportadora de electricidad de alta tensión Transener incorporará tres transformadores de potencia, los cuales se importaron de Ucrania. La inversión fue financiada a través del Ministerio de Planificación. Los tres equipos, implicaron un desembolso de $ 95 millones, al tiempo que forman parte de un programa de inversiones más amplio que contempla desembolsos por más de $ 740 millones. Las máquinas se instalaran en las estaciones transformadoras de Henderson (provincia de Buenos Aires), de Rosario Oeste (Santa Fe) y de El Bracho (Tucumán). Los transformadores trifásicos tienen 300 MW de potencia, mientras que computan una capacidad de transformación y relación de 500 y 132 kv. FONDOS PARA HIDROELECTRICAS KIRCHNER Y CEPERNIC Los bancos China Development Bank Corporation (CDB), Industrial and Commercial Bank of China (ICBC) y Bank of China Limited (BOC) giraron un primer desembolso de U$S 287,7 millones para iniciar la construcción de las 19

20 Noticias del sector Eléctrico represas Néstor Kirchner y Jorge Cepernic sobre el río Santa Cruz. La construcción de las represas estará a cargo de un consorcio conformado por la china Gezhouba, Electroingeniería e Hidrocuyo. El financiamiento ofrecido cubre el ciento por ciento de la inversión. En total son U$S 4714 millones. El crédito es por quince años y contempla cinco años y medio de gracia para el capital, justo el plazo que se prevé para la construcción. Por lo tanto, el Estado recién comenzaría a pagar el préstamo una vez que las centrales estén operando. Los fondos provendrán del contrato de venta de energía. La tasa de interés prevista es de Libor+ 3,8%. ESTUDIAN PROYECTOS ENERGÉTICOS SOBRE LOS RÍOS NEUQUÉN Y NAHUEVE Con la firma del contrato y el acta de inicio de los trabajos, se puso en marcha el desarrollo de los estudios que permitirá licitar los aprovechamientos multipropósito Colomichicó, sobre el río Neuquén y Los Guiones, sobre el Nahueve. El desarrollo de ambos proyectos demandará un plazo de nueve meses y una inversión estimada en $ La financiación estará a cargo de la Corporación Andina de Fomento (CAF). La inspección y dirección de los trabajos ha sido encomendada a técnicos de la Agencia para la Promoción y Desarrollo de Inversiones del Neuquén (ADI NQN S. E. P.). La potencia a instalar en ambos sitios, 30 MW cada uno, se prevé integrarla con la que provendrá del futuro aprovechamiento geotérmico Domuyo, constituyendo un Polo Hidrogeotérmico de no menos de 100 MW en total, la que se direccionará a la estación transformadora de Chos Malal. 20

21 Noticias del sector Gas Sector Gas Natural VACA MUERTA YA REPRESENTA CASI 20% DE LA PRODUCCIÓN DE NEUQUÉN El petróleo no convencional de Vaca Muerta, pasó a representar el 18,08% del total producido en la provincia de Neuquén en el segundo semestre de 2014, comparado con el 11,58% que representó en el primer semestre. La producción de petróleo de esa provincia, creció un 6,75% en los seis últimos meses del año pasado frente a la primera mitad del año. En la segunda mitad de 2014, la provincia produjo 3,4 millones de m³ de petróleo, de acuerdo con cifras de la Subsecretaría de Hidrocarburos de Neuquén. Por otra parte, la producción de gas en Neuquén aumentó un 7,35% en el segundo semestre de 2014 respecto a la primera mitad, hasta millones de m³. La explotación de gas no convencional representó el 23,77% del total, comparado con 19,51% que representaba en el primer semestre. CRECIÓ 8% LA CONVERSIÓN DE VEHÍCULOS A GNC De acuerdo con un trabajo elaborado por Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas), los automovilistas se inclinan cada vez más al Gas Natural Comprimido (GNC). Esta tendencia se hizo todavía más fuerte durante el año 2014, a tal punto que creció 8% la instalación de equipos de gas en vehículos. Los datos oficiales sostienen que 2014 cerró con vehículos habilitados para trasladarse mediante es fluido, una cifra que representa un crecimiento del 8% entre enero y diciembre del último año. CONSTRUIRÁN SEGUNDA ETAPA DEL GASODUCTO DEL NEA Con una inversión de más de $ millones, comenzará la segunda etapa de la construcción del Gasoducto del Noreste Argentino, que proveerá de gas natural a Santa Fe, Formosa y Chaco. El Ministerio de Planificación firmó el contrato de trabajo para la construcción de ese gasoducto con la Unión Transitoria de Empresas (UTE) Chediack, Ucsa y Conta Walter Mario, que será la encargada de las obras. Esta segunda etapa del gasoducto constará de un tramo de cañería troncal de 24 pulgadas a lo largo de casi 800 km, alcanzando a 80 localidades de Santa Fe, Formosa y Chaco. PRORROGAN POR 180 DÍAS MÁS INTERVENCIÓN DEL ENARGAS El Poder Ejecutivo prorrogó por otros 180 días la intervención del Ente Nacional Regulador del Gas (Enargas) y ratificó como interventor a Antonio Luis Pronsato, quien ocupa ese puesto desde diciembre de La medida fue dispuesta a través del decreto 2704, publicado en el Boletín Oficial. CRUDO IMPORTADO DESDE NIGERIA El Gobierno está terminando de definir los últimos detalles para importar el primer cargamento de petróleo crudo en Se firmó un acta en la Comisión de Planificación y Coordinación Estratégica del Plan Nacional de Inversiones Hidrocarburíferas para habilitar la compra de un buque de crudo de tipo liviano, el más demandado por las refinerías locales. El barco cargado con hasta m³ de petróleo arribará al país a fines de febrero o a más tardar, a principios de marzo. Lo más probable es que se compre crudo Bonny Light de Nigeria, de características muy similares al hidrocarburo que se extrae en la cuenca Neuquina, conocido como Medanito. 21

22 Noticias del sector Gas EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS, EN BAJA Según cifras informadas por la Secretaría de Energía la extracción de petróleo y gas volvió a bajar en la Argentina durante La extracción de crudo totalizó 30,88 millones de m³, con una reducción del 1,4% con relación a 2013, cuando se habían contabilizado 31,33 millones. En cuanto a la producción de gas, llegó a ,80 millones de m³, con una disminución del 0,5% en comparación con el año anterior, cuando la extracción interna de este producto fue de ,2 millones. La producción de gas a nivel nacional sólo se redujo el 0,5%, mientras en 2013 la merma interanual había llegado al 5,7%.Con todo, las tasas a que se verifican las disminuciones se van desacelerando en los últimos dos años debido al aporte de YPF. Esta empresa y Pan American Energy (PAE) fueron las únicas que aumentaron la extracción de petróleo en el año. Del total de metros cúbicos de crudo extraídos en el país, el 41% corresponde a la producción de YPF: 12,67 millones de metros cúbicos, con un alza del 8,7% con relación a la producción de la misma petrolera en PAE, por su parte, mostró una suba del 2,69%. En el gas, la producción de YPF fue de ,15 millones de m³, un 28,5% del total y con un incremento del 12,5%. EL DÉFICIT DE LA BALANZA ENERGÉTICA SUPERÓ LOS U$S 7300 MILLONES EN 2014 El déficit comercial de la balanza energética alcanzó los U$S millones en 2014, por lo que el rojo en las cuentas se redujo un 9,11% con respecto a los U$S millones que se registraron en el La reducción del precio internacional del petróleo y sus derivados, así como la baja de la actividad económica explican este movimiento de las cuentas nacionales. Según datos de la Secretaría de Energía, a cargo de Mariana Matranga, en 2014 la Argentina desembolsó U$S millones, un 8,18% menos que los U$S millones del año anterior, para cubrir la demanda local de energéticos. Las cifras precisan que las exportaciones nacionales de hidrocarburos fueron de US$ millones, lo que representa un baja del 5,61% en comparación interanual. Como resultado, el déficit energético en la balanza comercial del 2014 alcanzó los U$S millones. 22

23 Mercosur e Internacionales Mercosur e Internacionales BOLIVIA: PRODUCCIÓN DE GAS NATURAL SUBIÓ 47,35% EN OCHO AÑOS El viceministro de Exploración y Explotación de Hidrocarburos, Eduardo Alarcón, informó que entre 2007 y 2014 la producción de gas natural en el país subió 47,35%, es decir de 41,75 MMm³d a 61,52 MMm³d, en promedio. Según Alarcón, el departamento de Tarija, en la actualidad, es la región con mayor producción de gas natural del país generando el 68% del total. Respecto a la producción de petróleo, condensado y gasolina natural, Alarcón puntualizó que paso de barriles día, registrados en 2007, a barriles día, a noviembre de Al 31 de diciembre de 2013, las reservas probadas de gas natural de Bolivia se cifraron en 10,45 Trillones de Pies Cúbicos (TCF) y las canteras probadas de petróleo condensado en 211,45 millones de barriles, según la certificación realizada por la empresa canadiense GLJ Consultants. URUGUAY: SALTO GRANDE CUBRIÓ EL 50% DE LA DEMANDA ELÉCTRICA DE 2014 La represa de Salto Grande generó en 2014 más de 11 millones de MWh de promedio con destino a Uruguay y Argentina, con lo que se cubrió el 50% de la demanda eléctrica uruguaya. BRASIL IMPORTÓ ENERGÍA DE ARGENTINA TRAS UN APAGÓN Después de que un apagón afectara a ciudades de diez de los 26 estados y al distrito federal de Brasilia, el gobierno brasileño importó energía de Argentina. Brasil pidió entre 500 y MW para atender la demanda interna de energía entre las y las hora local y entre las y las hora local del martes 20/01/2015. La importación se concretó a través de las líneas de interconexión de Garabi, estado de Río Grande do Sul. Los dos países mantienen desde 2006 un acuerdo que habilita el intercambio de electricidad en caso de emergencias. URUGUAY: BAJARÁN LA ENERGÍA A INDUSTRIALES QUE HAGAN MEJORAS EN EFICIENCIA La Dirección Nacional de Energía (DNE) está ultimando un decreto que tiene como objetivo reducir el costo de la energía a los empresarios industriales, siempre y cuando introduzcan mejoras en su matriz energética que les permita reducir su consumo de electricidad. Para ello, el Ejecutivo tiene previsto replicar un programa que instrumentó en 2014 y que benefició a 31 grandes industrias que realizaron inversiones en materia de eficiencia energética. URUGUAY Y BRASIL INAUGURAN PARQUE EÓLICO EN COLONIA La presidenta de Brasil Dilma Rousseff y su homólogo uruguayo José Mujica, inaugurarán un parque eólico binacional a fines de febrero. El parque consta de 31 aerogeneradores de una potencia unitaria de 2,1 MW, lo que totaliza 65,1 MW. El emprendimiento implicó una inversión de U$S 107 millones y esta ubicado en el departamento de Colonia. Esta central estará a cargo de la firma Rouar SA, una asociación de las empresas públicas de energía de Uruguay y Brasil (UTE y Eletrobras). BOLIVIA: VENTA DE GAS A ARGENTINA Y BRASIL LLEGA AL TOPE EN ENERO En enero de 2015, YPFB comercializó a Brasil un promedio de 31,2 MMm³/día de gas natural, debido a la alta demanda que se tuvo en la generación termoeléctrica. Mientras, el volumen exportado a Argentina se situó en promedio en 14,6 MMm³/día. Datos oficiales de YPFB Transporte dan cuenta que la empresa Petróleo Brasileiro 23

24 Mercosur e Internacionales SA (Petrobras) demandó en enero un mínimo de 29,1 MMm³/día del energético y un máximo de 31,8 MMm³/día. Respecto a las exportaciones a la Argentina, los datos muestran que el volumen mínimo exportado a ese mercado fue de 5,2 MMm³/día y el máximo de 16,3 MMm³/día. URUGUAY: POTENCIA EÓLICA INSTALADA LLEGA A 500 MW El presidente de UTE, Gonzalo Casaravilla, informó que se llegó a los 500 MW de capacidad eólica instalada en el sistema interconectado nacional. Aseguró que a fines de 2015 ingresarán 300 MW más y para 2016 se sumarán otros 400 MW al sistema. Las declaraciones de Casaravilla fueron vertidas durante la inauguración del parque eólico Juan Pablo Terra, propiedad de UTE, ubicado en un predio del Instituto Nacional de Colonización en Artigas. El parque eólico Juan Pablo Terra en Artigas, está compuesto por 28 aerogeneradores con una potencia total de 67,2 MW y es el de mayor potencia de propiedad de la empresa estatal. La construcción comenzó en setiembre de

25 Nuevas fuentes Nuevas Fuentes de Energía SANTA FE FINANCIA PROYECTOS DE EFICIENCIA ENERGÉTICA EN INDUSTRIAS El Gobierno de Santa Fe anunció que dispondrá de una línea de créditos por $ 45 millones para financiar proyectos sobre energías renovables y eficiencia energética que se presenten hasta el 30 de abril próximo, con una tasa de interés del 19%. La Secretaría de Estado de la Energía de la provincia y la Municipalidad de Rosario, dispusieron de un cupo para financiar proyectos vinculados a la gestión de la energía por parte de las empresas, optimizando su utilización y apoyando las inversiones en energías limpias. El ingreso de las carpetas con los proyectos deberá efectuarse en la Secretaría de la Energía hasta el próximo 30 de abril de EL GOBIERNO REDUJO 20% EL PRECIO DEL BIOETANOL DE MAÍZ A través de la resolución 44, la Secretaría de Energía diferenció entre el biocombustible producido a partir de maíz y de caña de azúcar, reduciendo aún más el valor del correspondiente al maíz. Son cinco empresas las que se vieron afectadas: ACA BIO Cooperativa Ltda, Diaser S.A.I; Vicentín S.A.I.C; Promaíz; y Bioetanol Río Cuarto S.A. Desde ese entonces, estas cinco firmas, que habían realizado millonarias inversiones en los últimos años para participar de este negocio, vieron como cayó un 20% el precio de su producción. Según datos de la cartera energética, las petroleras pagan desde enero $7.77 el litro, contra los $ 9.55 que abonaban en septiembre. Es un 19% menos en términos nominales, pero la disminución es mayor si se considera el impacto de la inflación. En lo que respecta al bioetanol de caña, en cambio, la ecuación no fue tan dramática: pasó de $ 9.55 a $ 8.62, lo que representa una merma del 10%. PLANTA DE BIOGÁS DE RÍO CUARTO ENTRARÍA EN OPERACIONES EN ABRIL Se trata de una planta que tiene la capacidad de procesar 20 mil toneladas de maíz picado al año y 2 mil toneladas anuales de estiércol de cerdo o vaca para producir 1 MWh. Se estima que durante el mes de abril podría estar en pleno funcionamiento. PARQUE EÓLICO DE LA RIOJA CONTARÁ CON INVERSIÓN DE HIDRO CHINA El gobierno de La Rioja y la empresa Hidro China firmaron un preacuerdo para la instalación de 104 MW en el Parque Eólico Arauco, donde se invertirán U$S 234 millones. Se trata de una estructuración del 85% por parte de la empresa con financiación de bancos chinos y el 15% de la provincia. El financiamiento está sostenido en la generación eólica, y la propia generación de energía, con la eficiencia esperable, termina de pagar la inversión en un plazo de 12 a 15 años. 25

26 Precios de la Energía D/ H Sección 1.01 PRECIOS DE ENERGÍA (SPOT) ENERO DE 2015 [volver]

27 Precios de la Energía D/ H Sección 1.02 COSTO MARGINAL DE ENERGÍA ENERO DE 2015 volver ,59 779,59 779,59 779,59 779, , ,25 237,25 237,25 204,29 200,07 200,33 187, ,12 388,72 388,72 327,18 381,38 327,18 327,18 327,18 327,18 327,18 327,18 331,3 331,3 331,3 331,3 331,3 324,59 324,56 324,56 317,74 317,74 317,74 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 322,56 353,77 352,34 352,34 352,34 352,34 352,34 318,71 325,17 325,17 325,17 325,17 325,17 328, ,38 312,98 366,99 328,13 460,76 328,13 328,13 403,09 388,99 325,06 325,06 336,77 336,77 336,77 325, , , , , , , , , , , , , , , ,8 1602,8 1602,8 1602,8 1614, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 1717,3 1717,3 405,02 327,26 327, , , , , , , , , , , , , , , , , ,3 1751, , , , , ,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1750,5 1767, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,1 1780,1 1780,1 1780,1 1780,1 1747, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,47 666,8 666,32 666,32 666,32 666,32 666,32 136,25 136,25 670, , , , , , , , , , , ,9 1744,9 1744,9 1744,9 1744,9 1105, , , , , ,36 667,39 322,66 667, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,99 658,83 658,83 658,83 658,73 658, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,33 132, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,69 668, ,38 136,38 668, , , , , , , , , , , , , , ,34 659,28 659,28 659,28 659,28 659,28 659, , , , , , , , , , , ,19 659,06 663,59 663, , , , ,24 665,59 665,59 133,87 133,87 133,87 136,72 136, , , , , , , , , , , , , , , ,23 673,78 665,59 662,06 662,06 662,06 133,04 133,04 136,32 136,32 668,57 668, , , , , , , , , , , , , ,79 670,31 662,06 666,93 666,93 666,93 666,93 666,93 671,14 671, , , , , , , , , , , , , , , , , , ,1 1104, , , , , , , , , , , , , , , , , ,4 1714,4 1714,4 1714,4 1714,4 1718, , , , ,06 662,57 661,77 661,77 661, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,35 670, ,05 131, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,7 1745,7 1745,7 1745,7 1745,7 1724, , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , , ,09 664,66 664,66 665,4 658,28 658,28 125,42 125,42 125,42 126,75 126,75 126, , , , , , , , , , , , , , , , ,05 662,83 662,83 319,86 319,86 319,86 327,65 327, , , ,9 1698, , , , , , , , , , , , , , , , , ,14 662,52 662,87 445,02 445, , , , , , , , , , , ,9 1698,9 1698,9 1698,9 1698,9 1685,15 27

28 Anexo Anexo Potencias Máximas Anuales del SADI [MW] Generación Anual por Tipo [GWh] [volver] Térmica 50098, , , , , , , , , Hidráulica , , , , , , , Nuclear 6423,6 7153,3 6720, ,7 6691,6 5892,3 5904,5 5731, ,7 548 Eólica ,7 314,9 446,5 613,3 51 Fotovoltaica ,4 7,9 14,9 15,8 1 Importación 1736,3 1124,6 3457,6 1774,2 2040,1 2351,9 2412,1 422,8 342, ,6 164 TOTAL , , , Consumo de Combustibles [Miles de tons ] FO GO GN * * Carbón *Datos del ENARGAS FO GO GN * Carbón ,3 [volver] [volver] Miles de dam 3 28

29 Anexo Discriminación mensual 2015 ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 40,0 40 FO 261,3 261 GN 1530, Carbón 61,2 61, ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 61,5 31,6 13, ,5 423,1 426, FO 214,3 161,3 110, ,8 329,3 340, GN 1654,1 1447,9 1461, ,2 719,7 746, Carbón 88,6 79,7 76, ,8 90,7 85,8 110,3 87,5 36, , ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 32,3 41,8 15,0 30,6 368,2 494,9 447,2 395,3 177,2 47,5 21,0 60,4 2131,2 FO 34,7 99,4 125,3 157,4 216,4 257,8 290,0 294,7 238,7 83,7 123,5 311,8 2233,2 GN 1659,6 1482,5 1316,3 1245,4 954,6 697,1 742,7 766,4 826,9 1279,9 1336,8 1607, ,4 Carbón 36,6 72,6 73,9 75,2 94,9 106,0 106,8 86,8 89,2 55,6 12,3 41,4 851, ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 43,8 31,7 22,1 53,7 136,2 378,6 422,0 268,6 46,7 14,5 26,3 55,4 1499,4 FO 102,9 112,3 156,9 263,5 370,4 366,9 415,6 348,4 281,1 232,7 86,0 119,9 2856,4 GN 1674,8 1500,5 1387,0 1085,7 1045,6 667,8 600,1 814,7 1058,0 1166,4 1512,5 1479, ,3 Carbón 88,9 91,9 81,0 85,3 100,0 94,4 75,2 75,8 100,7 39,4 56,8 77,2 966, ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO ,6 37,1 327,6 403,7 418,6 285,1 37,9 15,7 25,0 32,8 1668,5 FO ,9 217,1 309,8 371,0 395,5 368,5 218,1 26,1 11,7 106,9 2561,1 GN ,8 1030,8 711,9 589,2 579,3 677,0 953,6 1176,5 1416,5 1512, ,4 Carbón ,1 109,4 97,5 107,9 108,2 94,1 58,9 9,6 57,5 39,7 944, ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 1,2 20,3 20,9 21,6 144,3 344,4 379,4 258,4 126,7 12,1 11,7 17,8 1378,5 FO 20,9 0,5 129,8 204,7 271,1 351,9 328,8 310,8 275,9 169,3 65,8 142,3 2262,7 GN ,1 1002,9 811,6 560,1 543,7 643,3 794,0 974,2 1146,9 1406, ,4 Carbón 9,2 7,9 56,1 81,9 106,9 95,2 111,3 113,0 90,3 94,8 44,2 63,2 873, ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total GO 10,4 11,8 9,8 5,4 72,9 221,5 286,8 96,7 51,3 7,4 17,2 13,5 804,7 FO 52,9 81,0 41,3 77,0 182,5 386,2 372,5 287,4 100,1 20,3 0,1 1,2 1602,5 GN 1533,1 1377,4 1572,0 1382,2 1096,3 607,4 618,1 785,5 760,6 969,2 948,5 966, ,4 Carbón 83,6 67,0 68,1 83,5 92,8 102,3 128,0 91,2 61,1 16,9 1,4 0,0 795,7 [volver] Demandas mensuales de energía [GWh] [GWh] ene Feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Total ,4 9756,8 9298, ,

30 Anexo , [volver] Evolución del precio monómico [$/MWh] AÑO 2000 Ene Feb Mar Abr Ma Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PRECIO ENERGIA MERCADO 16,9 17,9 15,5 15,9 18,2 26,23 28,22 22,3 21,8 21,2 11,1 19,9 SOBREC.TRANSIT. DESPACHO ENERGIA ADICIONAL 0,40 0,23 0,21 0,2 0,24 0,28 0,15 0,40 0,38 0,18 0,19 0,30 SOBRECOSTO COMBUSTIBLE POTENCIA 6,89 7,02 7,10 6,4 7,56 7,78 7,86 7,57 7,53 8,46 8,92 7,12 PRECIO MONOMICO 24,18 25,1 22,8 22,5 26,0 34,29 36,23 30,28 29,7 29,82 20,2 27,30 AÑO 2001 Ene Feb Mar Abr Ma Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PRECIO ENERGIA MERCADO 14,35 15,8 16,1 14,5 22,7 17,45 13,12 11,72 12,9 13,32 12,3 13,96 SOBREC.TRANSIT. DESPACHO ENERGIA ADICIONAL 0,24 0,41 0,30 0,3 0,18 0,29 0,00 0,15 0,30 0,28 0,45 0,31 SOBRECOSTO COMBUSTIBLE POTENCIA 7,91 7,79 7,77 7,1 7,46 8,23 9,18 8,90 8,01 9,71 8,64 7,69 PRECIO MONOMICO 22,5 24,0 24,1 21,9 30,3 25,97 22,30 20,77 21,2 23,31 21,4 21,96 AÑO 2002 Ene Feb Mar Abr Ma Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PRECIO ENERGIA MERCADO 14,5 12,9 13,6 12,9 18,1 29,71 29,72 19,7 17,5 14,7 17,9 15,4 SOBREC.TRANSIT ,33 0,91 1,22 0,24 0,39 0,21 0,00 0,00 DESPACHO ENERGIA ADICIONAL 0,37 0,33 0,25 0,27 0,38 0,03 0,29 0,47 0,47 0,49 0,64 0,66 SOBRECOSTO COMBUSTIBLE ,21 0,26 0,17 0,28 0,24 POTENCIA 7,80 8,30 7,59 8,4 8,51 9,01 9,30 11,3 11,4 11,8 11,1 11,7 PRECIO MONOMICO 22,7 21,5 21,4 21,6 27,3 39,66 40,53 31,9 30,1 27,3 29,9 28,1 AÑO 2003 Ene Feb Mar Abr Ma Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PRECIO ENERGIA MERCADO 20,1 21,2 21,2 21,1 23,19 35,77 32,75 38,28 25,99 24,01 23,63 23,92 SOBREC.TRANSIT. 0,00 0,00 0,03 0,00 1,54 1,53 1,81 4,53 2,67 1,52 0,13 0,11 DESPACHO ENERGIA ADICIONAL 0,71 0,64 0,52 0,42 0,58 0,90 1,00 1,18 0,84 0,51 0,73 0,87 SOBRECOSTO COMBUSTIBLE 0,18 0,32 0,34 0,35 0,27 0,36 0,60 0,48 0,58 0,90 0,43 0,36 POTENCIA 10,0 10,4 11,0 11,6 11,3 11,70 11,80 11,4 12,9 11,2 10,1 10,2 PRECIO MONOMICO ,0 32,6 33,1 33,5 36,9 50,26 47,9 55,8 43,0 38,1 34,9 35,5 AÑO 2004 Ene Feb Mar Abr Ma Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic PRECIO ENERGIA MERCADO 24,6 24,8 26,5 29,3 29,2 35,2 35,28 35,6 36,3 31,6 34,9 39,8 SOBREC.TRANSIT. 0,31 0,36 6,37 5,26 18,8 27,91 13,56 14,5 3,09 0,40 0,85 1,00 DESPACHO ENERGIA ADICIONAL 0,88 1,10 1,24 1,12 1,62 1,74 2,54 0,89 1,60 1,66 1,73 1,84 30