Generación. Combustibles

Transcripción

1 República Argentina

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3 Características del Mercado durante el Año

4 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 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

5 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 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

6 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

7 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

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12 GWh mensuales Balance Mensual de Energía [GWh] Demanda (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Agentes MEM Exportación Bombeo Pérdidas Red TOTAL Racionamiento Tensión Racionamiento Cortes TOTAL REQUERIDO Generación (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Térmica Hidráulica Nuclear Eólica+Solar Importación TOTAL OFERTA Generación mensual por Tipo [GWh] ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Nuclear Hidráulica Térmica Eólico+Solar Importación Gráfico 1: Generación mensual por tipo 12

13 Evolución Balances Anuales de Energía [GWh] Demanda (GWh) Agentes MEM Exportación Bombeo Pérdidas y Consumos* TOTAL Racionamiento Tensión Racionamiento Cortes TOTAL REQUERIDO (GWh) Agentes MEM Exportación Bombeo Pérdidas y Consumos* TOTAL Racionamiento Tensión Racionamiento Cortes TOTAL REQUERIDO Generación (GWh) Térmica Hidráulica Nuclear Eólica+Solar Importación Total (GWh) Térmica Hidráulica Nuclear Eólica+Solar Importación Total

14 GWh anuales Generación por Tipo - Generación Anual por Tipo [GWh] Nuclear Hidráulica Térmica Eólica+Solar Importación Gráfico 2: Generación anual por tipo 14

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16 Demandas Mensuales por Región [GWh] REG ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL PART.% BAS % CEN % COM % CUY % GBA % LIT % NEA % NOA % PAT % TOT % NOA NEA CEN LIT 38% CUY COM GBA BSAS COM 4% PAT 4% CEN 9% BAS 11% LIT 12% PAT CUY 6% NEA 6% GBA 39% NOA 8% 16

17 Demandas Mensuales con/sin Contrato a Término [GWh] GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART. Con contrato % Sin contrato % TOTAL % Demandas Mensuales por Tipo de Agente MEM [GWh] GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART. Distribuidor % GUME % GUMA % AutoGenerador % TOTAL % 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

18 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

19 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

20 Demandas Mensuales por Tipo de Usuario [GWh] Residenciales GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART % Menores (< 10kW) % Intermedios (10 y 300 kw) % Mayores (> 300 kw) % TOTAL % 42% 13% 15% 29% Balance Anual por Tipo de Usuario [GWh] GWh Residencial Menores (< 10kW) Intermedios (10 y 300 kw) Mayores (> 300 kw) TOTAL Variación Interanual por Tipo de Usuario 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% 0.8% TOTAL 5.6% 5.5% 2.9% -1.2% 5.8% 5.2% 4.0% 3.3% 1.0% 4.5% 20

21 Evolución del crecimiento interanual de la demanda 15.0% 12.5% 10.0% 7.5% 5.0% 07% 06% 06% 07% 06% 05% 05% 04% 04% 03% 08% 06% 06% 06% 06% 03% 06% 05% 04% 03% 04% 2.5% 0.0% % -01% 01% -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

22 Evolución del crecimiento interanual de la potencia máxima bruta MW (%) 14.0% 12.0% % 10% 09% 07% 07% 07% 08% 10.0% 8.0% 6.0% % 03% 04% 03% 01% 02% 04% 05% 04% 04% 02% 03% 02% 01% 4.0% 2.0% 0.0% 00% % -04% -4.0% 0-6.0% Pot. Máxima Variación Gráfico 4: Potencia máxima anual 22

23 Evolución del crecimiento de la demanda local 20% 15% 1,0% Crecimiento de la demanda en 2014 [MW Medios] 4,5% 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

24 T Medioa Semanal Evolución de la temperatura media semanal Alta Media Baja Real 15 Real 14 Gráfico 6: Evolución temperatura media semanal 24

25 Cantidad de Días Cantidad de días anuales con bajas temperaturas 70 Año días Año días Año días Gráfico 7: Cantidad de días con temperaturas medias inferiores a 10 C. Período 16 de Mayo al 15 de Septiembre 25

26 Cantidad de Días Cantidad de días anuales con altas temperaturas Año días Año días Año días Gráfico 8: Cantidad de días con temperaturas medias superiores a 26 C. Período 1 de Enero al 31 de Marzo y Diciembre 26

27 Gráfico 10: Verano Curva típica y de máxima carga MW Gráfico 9: Invierno Curva típica y de máxima carga MW Curva de carga diaria días de máxima y mínima energía Horas Día Máx. Carga INVIERNO Día Típico Horas Día Máx. Carga VERANO Día Típico 27

28 Domin Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo MW Gráfico 11: Demanda típica semanal de invierno (semana 22) Gráfico 12: Demanda típica semanal de verano. (Semana 48) Semana Semana

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30 Potencia Instalada Potencia Instalada por Región y Tipo de Generación al 31/12/2015 MW (*) Región TV TG CC DI Térmica CUY COM NOA CEN GBA-LIT-BAS NEA PAT TOTAL % Térmicos 23% 21% 49% 6% 100% TV: Turbo Vapores TG: Turbinas de Gas CC: Ciclos Combinados DI: Motores de Combustión Interna Región Térmica Hidráulica Nuclear Eólica Solar TOTAL CUY COM NOA CEN GBA-LIT-BAS NEA PAT TOTAL % Térmicos 100% % TOTAL 61% 36% 3% 1% 0% 100% POTENCIA DISPONIBLE EN UNIDADES MÓVILES 558 POTENCIA EN MARCHA DE PRUEBA (**) 1679 ATUCHA II - Nuclear CT VUELTA DE OBLIGADO - TG GUILLERMO BROWN - TG (*) 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

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32 Evolución de la Potencia Instalada MW HI NU TV TG Gráfico 13: Evolución de la Potencia Instalada por Tipo 32

33 Disponibilidad de Potencia TECNOLOGIA Potencia INSTALADA [MW] Potencia DISPONIBLE [MW] % Disponibilidad 2015 TV % TG % CC % NU % HI % Resto (DI+EO+FV) % TOTAL % % 78% 82% 73% 95% TV TG CC NU HI Resto (DI+EO+FV) Potencia INSTALADA [MW] Potencia DISPONIBLE [MW] 100% 90% 85% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 00% Gráfico 14: Disponibilidad de Potencia por Tipo 33

34 Principales Ingresos 2015 Detalle Incremento Potencia CC CT Timbues y CT M. Belgrano Nueva Generación Distribuida / GEN MOVIL DI) Potencia MW Aumento Potencia en Marcha de Prueba ATUCHA II, CT. V de Obligado, CT. G. Brown 890 Total

35 Generación - GWh Aportes de la Nueva Generación ene- feb- mar- abr- may- jun- ago- sep- oct- novjul dic-15 CT VUELTA DE OBLIGADO CT GUILLERMO BROWN ATUCHA II Total Gráfico 15: Evolución de la Generación en proceso puesta en marcha 35

36 TE 64,1% Energía Mensual por Tipo de Agente Generador (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Part. % Autogeneradores % Cogeneradores % Generadores % Generación % Energía mensual por tipo de generación (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Part. % TV % TG % CC % DI % Térmica % Hidráulica % Nuclear % Eólica + Solar % Total Generación Local % TV 12,9% TG 10,5% CC 38,9% DI 1,8% HI 30,7% NU 4,8% EO + FV 0,4% 36

37 Gráfico 16: Composición de la Generación Renovable en 2015 Energías Renovables FUENTE DE ENERGÍA AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWh Total MW Medios Biodiesel Biomasa Eólica Hidro <= 50MW Solar Biogas Total GWh DEMANDA ENERGÍA [GWh] AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWh Total MW Medios Demanda MEM Porcentaje de la Demanda MEM cubierta con Generación Renovable 1.3% 1.9% 1.7% 1.9% 1.9% 1.7% En promedio el 1,7% de la Demanda MEM de los últimos cinco años fue cubierta con Generación Renovable BIOGAS 3% BIOMASA 5.8% HIDRÁULICA 70% EÓLICA 18.7% SOLAR 0.5% BIODIESEL 2% 37

38 MW medios Gráfico 17: Generación Media real vs. Prevista 2015 Energía Mensual de las Principales Cuencas Hidráulicas (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Comahue Salto Grande Yacyretá Resto TOTAL Evolución potencia media semanal principales cuencas hidráulicas Semanas Máx. Ener.50% PE Mín REAL 2015 REAL 2014 Caudales Medios de los Principales Ríos RÍO HISTÓRIC O Unidad Paraná m3/seg Uruguay m3/seg C. Cura m3/seg Neuquén m3/seg Limay m3/seg Futaleufú m3/seg 38

39 Ubicación de las Principales Centrales Hidroeléctricas YACYRETÁ RÍO GRANDE SALTO GRANDE BANDERITA PICHI ALICURÁ PIEDRA ARROYITO EL CHOCÓN FUTALEUFÚ 39

40 Yacyretá Salto Grande Río Grande Cuenca del Comahue Cuenca Patagónica Relación Cuencas/Ríos Centrales (ejemplo día) 40

41 Evolución Caudales LIMAY Gráfico 18: Evolución del caudal del Río Limay por semana. Año 2015, 2014 y Media Histórica C. CURÁ Gráfico 19: Evolución del caudal del Río Cullón Curá por semana. Año 2015, 2014 y Media Histórica 41

42 m.s.n.m. m.s.n.m. Evolución Cotas 383 Gráfico 20: Evolución de la cota del embalse del Chocón por semana. Año 2015 y CHOCÓN Max Media Min Real 2014 Real 2015 Franja de Atenuación de Crecida PIEDRA DEL ÁGUILA Gráfico 21: Evolución de la cota del embalse de Piedra del Águila por semana. Año 2015 y Max Media Min Real 2014 Real 2015 Franja de Atenuación de Crecida 42

43 m.s.n.m. Evolución Cotas Gráfico 22: Evolución de la cota del embalse de Alicurá por semana. Año 2015 y ALICURÁ Nivel Máximo Nivel Mínimo Real 2014 Real

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45 Consumos - Consumo Mensual por Tipo de Combustible Combustible ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL FO GO GN CM BD FO=Fuel Oil [Ton] dens= 925 kg/m 3 GO=Gas Oil [m3] dens= 825 kg/m 3 GN=Gas Natural [dam 3 ] CM=Carbón Mineral [Ton] BD=Biocombustible [Ton] Participación Porcentual por Combustible en Equivalente Gas Diario CM 1,7 Mm3/día 2,9% BD 0,1 Mm3/día 0,2% FO 9,9 Mm3/día 17,2% Combustible Mm3/día FO 10 GO 6 GN 40 CM 2 BD 0 57 GN 39,5 Mm3/día 68,8% GO 6,3 Mm3/día 10,9% 45

46 Generación [GWh] Rendimiento [Kcal/KWh] Combustibles vs Generación TIPO COMBUSTIBLE CANT. UNIDAD GWh GWh [%] CEM Equiv. GN 40 Mm3/día % 1919 FO 3088 KT % 2655 CM 949 KT % 2683 GO 2240 mm % 1928 BD 43 KT 235 0% 1649 TOTAL GAS EQUIVALEN TE 57 Mm3/día Ciclo Combinado Turbina de Gas Turbo Vapor CC con GN CC con GO TG con GN TG con GO TV con CM TV con FO TV con GN 0 Gráfico 23: Generación por Tipo de Tecnología y Tipo de Combustible. y rendimiento en Kcal/KWh. 46

47 m3/semana Mm3/día 70 GAS NATURAL Semanas Máximo Media Mínimo REAL 2015 Gráfico 24: Consumo de Gas Natural Previsto vs Real GAS OIL Semanas Máximo Media Mínimo REAL 2015 Gráfico 25: Consumo de Gas Oil Previsto vs Real

48 Toneladas/semana FUEL OIL Semanas Máximo Media Mínimo REAL 2015 Gráfico 26: Consumo de Fuel Oil Previsto vs Real

49 Origen y Precio equivalente combustible TIPO COMBUSTIBLE ORIGEN CONSUMO UNIDAD PRECIO EQUIV. u$s/mbtu GO PROVISTO 2240 mm $/m3 17 FO PROVISTO 3088 KT 5234 $/Ton 14 CM PROPIO 949 KT 1277 $/Ton 6.3 GN PLUS/Cont mdam $/dam3 4.9 Precio Sendero mdam3 937 $/dam3 2.7 BD PROPIO 0.0 KT 6210 $/Ton 19.2 No hubo consumo de FO y GO Propio durante el

50 Distribución y consumo de combustibles líquidos por región Gas Oil (m3) REGIÓN C onsum o BAS CEN COM CUY GBA LIT NEA NOA Total Fuel Oil (Ton) REGIÓN C onsum o BAS CEN CUY GBA LIT Total

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52 Intercambios con Países Vecinos GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Brasil Importación Paraguay Uruguay Chile TOTAL GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Brasil Expor tación Paraguay Uruguay Chile TOTAL

53 Intercambios con Países Vecinos 55 GWh 113 GWh 0 GWh 0 GWh 229 GWh 1313 GWh 53

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55 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. Componente Energía ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media Precio Energía Energía Adicional Sobrecostos de Combustibles Sobrecostos Transitorios de Despacho Cargo Demanda Excedente + Cuenta Brasil + Contratos Abastecimientos MEM Componente Potencia + Reserva Potencia Despachada Potencia Servicios Asociados Potencia Reserva Corto Plazo + Servicios Reserva Instantánea Potencia Reserva Mediano Plazo Precio Monómico Cargos Transporte Transporte Alta Tensión +Distribución Troncal (Acuerdo) Transporte Alta Tensión Transporte Distribución Troncal Precio Monómico + Transporte Precio Mónomico Estacional Precio Monómico ponderado Estacional (Energía + Potencia) + Otros Ingresos

56 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. Precio Monómico ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media Componentes Energía Componentes Potencia + Reserva Cargo Demanda Excedente + Cuenta Brasil Contratos Abastecimientos MEM Sobrecosto Transitorio de Despacho Precio Monómico 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

57 $/MWh Evolución gráfica del precio monómico mensual y sus componentes 1, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Componentes Energía Componentes Potencia + Reserva Cargo Demanda Excedente + Cuenta Brasil + Contratos Abastecimientos MEM Cargos transporte Sobrecosto Transitorio de Despacho Estacional Ponderado Gráfico 27: Precio monómico y sus componentes 57

58 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 Gráfico 28: Precio monómico medio anual. 58

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60 Longitudes de Líneas por Nivel de Tensión y Región [Km] SISTEMA DE TRAN SPORTE 500 kv 330 kv 220 kv 132 kv 66 kv 33 kv TOTAL Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA Evolución Longitudes de Líneas por Región [Km] Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA Se incorpora el Área Patagonia al MEM 60

61 Evolución de Potencia de Transformadores por Región [MVA] Alta Tensión Alta Tensión en Reserva Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Alta Tensión Alta Tensión en Reserva Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA Se incorpora el Área Patagonia al MEM 61

62 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 N fallas/ 100 km-año Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue (*) Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA 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

63 Gráfico 29: Mapa de Líneas de 500 kv al Geográfico Línea de Transporte 500 Kv - Actual 63

64 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 65

66 Precio Medio Anual Mercado Spot [ $/MWh] Energía Potencia Sobrecostos Adicionales Monómico Precio Medio Anual Estacional [ $/MWh] Energía Potencia Otros Ingresos (Quita subsidio + Cargos adicionales) 27.3 Monómico Demanda Comercializada [GWh] Demanda a precio estacional Demanda a precio Spot Demanda Total Exportación Bombeo Cubrimiento de la Demanda por Tipo [GWh] Térmico Hidráulico Nuclear Eólica + Solar Importación TOTAL Cubrimiento de la Demanda por Tipo [%] Térmico 40.1% 45.7% 53.0% 52.3% 51.5% 56.2% 59.5% 55.1% 57.4% 60.7% 65.6% 63.9% 63.5% 63.3% Hidráulico 50.5% 44.8% 37.7% 39.9% 41.1% 34.4% 32.8% 36.2% 34.8% 32.5% 29.1% 31.1% 31.0% 30.3% Nuclear 6.6% 8.1% 7.8% 6.5% 6.8% 6.2% 6.1% 6.8% 5.8% 4.9% 4.7% 4.4% 4.0% 4.8% Eólica 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.3% 0.4% 0.5% 0.4% Importación 2.7% 1.4% 1.5% 1.2% 0.5% 3.2% 1.6% 1.8% 2.0% 2.0% 0.3% 0.3% 1.1% 1.2% Consumo de Combustible Gas Natural [mdam3] Fuel Oil [kton] Gas Oil [mm3] Carbón [kton] Biocombustible [kton] Consumo de Combustible [%] Gas Natural 99% 98% 88% 85% 83% 78% 76% 79% 70% 69% 70% 70% 72% 69% Fuel Oil 1% 1% 9% 11% 14% 14% 16% 12% 16% 16% 17% 13% 16% 17% Gas Oil 0% 0% 1% 1% 1% 5% 5% 6% 10% 11% 9% 13% 9% 11% Carbón 1% 1% 2% 3% 3% 2% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% 3% Biocombustible 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0% 0.0% 0.4% 0.2% 0.1% 0.2% 66

67 CAMMESA - Av. Eduardo Madero 942 1er Piso C1106ACW Buenos Aires - Ruta 34 S Km 3,5 S2121GZA Pérez Santa Fe (54-11) / (54-341)