DATOS RELEVANTES MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

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1 1 AÑO 2010 INFORME ANUAL DATOS RELEVANTES MERCADO ELECTRICO MAYORISTA

2 INDICE 1. Características del Mercado durante el año Comparación Principales Datos Relevantes con Años Anteriores 3. Balances Energéticos 3.1 Balance Mensual de Energía Generación Demanda 3.2 Evolución Balances Anuales de Energía Generación Demanda 4. Demandas de Energía 4.1 Demandas Mensuales por Región 4.2 Demandas Mensuales por Tipo de Usuario 4.3 Demandas Mensuales por Tipo de Agente 4.4 Demandas Mensuales con / sin Contrato a Término 4.5 Evolución crecimiento demanda local: 4.6 Evolución temperatura media semanal 4.7 Cantidad de días anuales con bajas temperaturas 4.8 Evolución Crecimiento Interanual de la demanda 4.9 Evolución Crecimiento Interanual de la Potencia Máx. Bruta 4.10 Curva de Carga Diaria días de Máxima y Mínima Energía 5. Generación 5.1 Potencia Instalada por Región y Tipo de Generación 5.2 Ingreso de Potencia 5.3 Evolución de la Potencia Instalada 5.4 Energía Mensual por Tipo de Agente Generador 5.5 Energía Mensual por Tipo de Generación 5.6 Nuevo Parque Térmico: Potencia Disponible y Energía Generada 5.7 Energía Mensual Principales Cuencas Hidráulicas 5.8 Evolución Pot. media semanal principales cuencas hidráulicas 5.9 Evolución cota y caudales entrantes a embalse Piedra del Águila 5.10 Evolución cota embalse Chocón 5.11 Evolución cota y caudales entrantes a embalse Alicurá 6. Consumos de Combustibles 6.1 Consumos Mensual por Tipo de Combustibles 6.2 Participación Porcentual por Combustible en Equiv. Gas 6.3 Distribución y consumo combustibles líquidos por región 7. Intercambios con Países Vecinos 8. Precios de la energía 8.1 Componentes del precio monómico 8.2 Evolución gráfica del precio monómico mensual y sus componentes 8.3 Evolución gráfica del precio monómico anual 9. Sistema de Transporte 9.1 Long. de Líneas por Nivel de Tensión y Región 9.2 Evolución Longitudes de Líneas por Región 9.3 Evolución Pot. de Transformadores por Región. 9.4 Incrementos registrados durante 2007 en la capacidad de transporte en líneas, longitud y potencia instalada de transformación en redes de transporte. 9.5 Desempeño Operativo de las redes de transporte 9.6 Geográfico Línea de Transporte 500 KV - Ingresos 2 P á g i n a

3 1.-Características del Mercado durante el año 2010 Demanda: Durante el año 2010 la demanda de energía creció 5.8 %, contrastando con la disminución de 0.9% registrado en el año A partir del último trimestre de este año, comenzó la recuperación de los niveles de demanda, luego de la caída sufrida por la crisis económica global del año 2008, especialmente en la demanda industrial, aunque registrando valores algo inferiores a los alcanzados años anteriores. Por otro lado, el resto de la demanda, en general residencial y comercial, tuvo variaciones mayormente positivas durante el año que dependieron en gran medida de las variables climáticas, principalmente la temperatura ambiente. En general, la temperatura se ubicó por encima de la media histórica. Si analizamos la cantidad de días en donde se presentaron temperaturas extremas que llevan a un aumento importante de la demanda, el año 2010 se encuentra entre los años con menor cantidad de días fríos y con mayor cantidad de días con temperaturas elevadas. Parque generador: El requerimiento de la demanda pudo ser satisfecho sin mayores dificultades a lo largo del año dado la incorporación de nuevo parque generador y una disponibilidad del parque térmico existente en niveles similares a los últimos periodos. Como años anteriores, entre los meses de julio y agosto fue necesario recurrir a la importación de Brasil a los efectos de procurar una mejor gestión operativa y un menor consumo de combustibles líquidos. La generación ingresante durante el año estuvo en el orden de los 1100 MW, dentro de los cuales se destacan la terminación del cierre de los ciclos combinados y puesta en marcha de las TV de la C.T. Manuel Belgrano y San Martín que aportan 570 MW, el ingreso de una TG de la C. T. Mediterránea con 60 MW, dos TG de la C. T. Pilar con 330 MW y de generación distribuida de ENARSA en el orden de 97 MW. Este conjunto de nueva oferta de generación permitió mejorar los niveles de reserva térmica. El año hidrológico del conjunto de las principales cuencas, Comahue, Río Paraná y Río Uruguay, resultó en el orden de la media prevista; a lo largo del año la generación hidráulica evolucionó alrededor de los valores medios previstos. El embalse de Yacyreta aumento su cota, cercanos a los 2 metros, tendiendo hacia fin de año a su cota de diseño (83 msm), aumentando en forma progresiva la potencia instalada mes x mes aportada por la central (alrededor del 20% a fin de año). 3 P á g i n a

4 Transporte: Durante el año se extendió el sistema de transmisión de 500 kv con la entrada en servicio de la línea El Bracho Cobos en la región Noroeste y Resistencia Gran Formosa en 500 kv en el Noreste. De esta manera, las provincias de Salta y Formosa pueden contar con EE.TT de 500 KV. Combustibles: Gas: La oferta de gas se ubicó cercana a los valores medios previstos, o algo inferior a esta última. Acompañando la recuperación de la demanda, fundamentalmente la demanda industrial, el consumo medio de gas destinado a generación en el año 2010 fue algo inferior al año anterior; en el año 2010 se tuvo un consumo medio diario de 31.6 Mm3/d, mientras que en el año 2009 se había alcanzado una media de 35.8Mm3/d. Fuel Oil: A diferencia del año 2009, donde una mayor disponibilidad de energía hidráulica, acompañado de una demanda inferior respecto al año anterior, hizo que el consumo se ubique en 1603 k Ton de FO, ante un escenario de disponibilidad hidráulica media y un crecimiento de la demanda, el año 2010 alcanzo un consumo mayor de 2262 K Ton. El consumo de este combustible se ubico alrededor de los valores medios previstos. Gas Oil: El consumo de GO, principalmente debido al funcionamiento de la nueva generación que utiliza principalmente a este combustible, estuvo en el orden de los 1668 mil m3 superando el consumo de 977 mil m3 del año anterior, muy superior a lo previsto. Carbón: El consumo de carbón estuvo en el orden las 874 kton, acorde a la disponibilidad del parque generador que puede utilizar dicho combustible y algo inferior a los 796 kton del año anterior. Intercambios con Países Vecinos: Se importo energía de origen térmico principalmente, concentrándose especialmente en los meses de invierno, desde Brasil, y Uruguay. Se exportaron excedentes de generación en los meses de primavera-verano, en especial a Uruguay por presentar dicho país condiciones atmosféricas cercanas a seco. Con el ingreso hacia fines de año de la línea de 500KV Resistencia Gran Formosa se redujo la importación desde Paraguay que se utilizaba para el abastecimiento de la provincia de Formosa. 4 P á g i n a

5 Precios de la Energía: 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, fue evolucionando a lo largo del año según las variaciones del precio de dicho combustible y del parque térmico convocado, con promedios mensuales que variaron entre un mínimo de 100 $/MWh y un máximo de 119 $/MWh. El precio monómico, incluyendo los cargos de potencia y sus servicios asociados y los sobrecostos debido a la utilización de combustibles distintos al gas natural tuvo una media anual del orden de los 204 $/MWh. Si adicionalmente se incluyen los cargos a la demanda excedente de los GU, la cuenta de importación de Brasil y los Contratos de Abastecimiento MEM, el precio monómico representativo de costo total de operación del MEM alcanza una media del orden de los 256 $/MWh, frente a los 179 $/MWh del año anterior. Como resumen del año de las variables económicas más relevantes, se destacan que el aumento del precio monómico en el 2010, comparado con el 2009, se debió a: Aumento del PM spot por aumento del precio de gas. Aumento impacto Brasil x mayor importación a cargo de Argentina. Aumento de los costos de contratos MEM por ingreso los contratos FONINVEMEM e incremento generación distribuida de ENARSA. Aumento de sobrecostos de despacho por aumento despacho térmico con combustibles alternativos y mayor precio combustibles alternativos (FO/GO) Valores económicos: De acuerdo a las pautas establecidas por el gobierno nacional, continuó aplicándose durante 2010 la misma política de precios diferenciales de la energía a usuarios finales, manteniendo sin variantes la tarifa para los distintos tipos de usuarios de los Distribuidores. El precio monómico estacional, representativo de lo recaudado de los agentes distribuidores, fue del orden de 55 a 61 $/MWh 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. 5 P á g i n a

6 2.- Comparación Principales Datos Relevantes con Años Anteriores Datos relevantes de los Mercados MEM Precio Medio Anual Mercado Spot [$/MWh] Energía Potencia Sobrecostos Adicionales(*) Monómico Precio Medio Anual Estacional [$/MWh] Energía Potencia 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 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% Hidráulico 50.5% 44.8% 37.7% 39.9% 41.1% 34.4% 32.8% 36.2% 34.8% Nuclear 6.6% 8.1% 7.8% 6.5% 6.8% 6.2% 6.1% 6.8% 5.8% Importación 2.7% 1.4% 1.5% 1.2% 0.5% 3.2% 1.6% 1.8% 2.0% Consumo de Combustible [%] Gas Natural 97.9% 97.8% 88.2% 84.9% 82.6% 77.8% 76.1% 78.9% 70.2% Fuel Oíl 0.3% 1.5% 8.9% 11.1% 13.5% 14.4% 15.9% 11.7% 16.0% Gas Oíl 0.2% 0.2% 0.9% 0.6% 1.1% 5.4% 5.0% 6.2% 10.4% Carbón 1.5% 0.5% 2.1% 3.4% 2.8% 2.5% 3.0% 3.2% 3.4% (*) Considera sobrecostos demanda excedente, cuenta a Brasil y contrato abastecimiento MEM. Corrige desde Noviembre P á g i n a

7 3.-Balances Energéticos 3.1 Balance Mensual de Energía Generación (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION TOTAL Demanda (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL DEMANDA AGENTES MEM EXPORTACION BOMBEO PERDIDAS RED TOTAL RACIONAMIENTO TENSION RACIONAMIENTO CORTES TOTAL REQUERIDO P á g i n a

8 GWh mensuales Generación mensual por tipo Año ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC NUCLEAR HIDRAULICA TERMICA IMPORTACION 8 P á g i n a

9 3.2 Evolución Balances Anuales de Energía Generación (GWh) TERMICA HIDRAULICA NUCLEAR IMPORTACION TOTAL Demanda (GWh) DEMANDA AGENTES MEM EXPORTACION BOMBEO PERDIDAS Y CONSUMOS TOTAL RACIONAMIENTO TENSION RACIONAMIENTO CORTES TOTAL REQUERIDO P á g i n a

10 GWh anuales Generación anual por tipo NUCLEAR HIDRAULICA TERMICA IMPORTACION 10 P á g i n a

11 4.-Demandas de Energía 4.1 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 % PARTICIPACION EN LA DEMANDA % 3% 12% BAS CEN 5% 9% COM CUY 13% 40% 4% 6% GBA NEA PAT LIT NOA 11 P á g i n a

12 4.2 Demandas Mensuales con / sin Contrato a Término GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Part. Con contrato % Sin contrato % TOTAL % 4.3 Demandas Mensuales por Tipo de Agente (MW) Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Part. Distribuidor % GUME % GUMA % AutoGener % TOTAL % GUME: Grandes Usuarios Menores del Mercado Eléctrico Mayorista GUMA: Grandes Usuarios Mayores del Mercado Eléctrico Mayorista Auto Gener.: Compra Energía de Autogeneradores 12 P á g i n a

13 4.4 Demandas Mensuales por Tipo de Usuario GWh Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual Part. Demanda Residencial % Menores (< 10kW) % Intermedios (10 y 300 kw) % Mayores (> 300 kw) % TOTAL % Balance Anual: GWh Demanda Residencial Menores (< 10kW) Intermedios (10 y 300 kw) Mayores (> 300 kw) TOTAL Variación Interanual (en GWh): Demanda Residencial 5.8% 11.9% 4.7% 2.6% 7.5% Menores (< 10kW) 5.4% 5.4% 3.5% 3.4% 2.2% Intermedios (10 y 300 kw) 6.5% 6.2% 5.1% 2.9% 4.7% Mayores (> 300 kw) 5.1% -0.7% -0.2% -9.3% 6.1% TOTAL 5.6% 5.5% 2.9% -1.2% 5.8% 13 P á g i n a

14 4.5 Evolución crecimiento demanda local: 14% 12% Crecimiento Demanda Local - MW Medios - 10% 8% 6% 5.8% 4% 2% 0% -2% -0.9% -4% -6% Real 2009 Real 2010 Acumulado 2009 Acumulado P á g i n a

15 T Medioa Semanal 4.6 Evolución temperatura media semanal 30 Evolución Temperatura Media Semanal Alta Media Baja Real 10 Real P á g i n a

16 Cantidad de Días Cantidad de días anuales con bajas altas temperaturas Cantidad de días con Temperaturas Medias Inferiores a 10 C Período 16 de mayo al 15 de septiembre P á g i n a

17 Cantidad de Días INFORME ANUAL 2010 Cantidad de días con Temperaturas Medias Superiores a 26 C Período 1 de Enero al 31 de Marzo + 1 al 31 de Diciembre P á g i n a

18 4.8 Evolución Crecimiento Interanual de la demanda 15% Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica vs PBI 10% 5% 7.0% 5.9% 6.3% 5.8% 3.6% 6.9% 5.5% 8.1% 6.5% 4.7% 3.9% 3.8% 5.2% 3.6% 8.8% 7.5% 9.0% 9.2% 8.5% 8.7% 6.1% 5.9% 5.6% 5.5% 6.8% 2.6% 0.9% 7.4% 5.8% 0% -5% % -2.1% -0.9% -2.8% -3.4% -4.4% -10% -15% Crecimiento Energía -10.9% Variación PBI 18 P á g i n a

19 4.9 Evolución Crecimiento Interanual de la Potencia Máxima Bruta MW Potencia máxima anual (%) 14.0% % 10.0% 9.0% 7.0% % % % 12.0% 10.0% 8.0% 6.0% % % 4.2% 2.9% 1.9% 4.4% 4.0% 4.3% 2.3% 4.0% 2.0% 1.0% 0.0% % 0-3.9% Pot. Máxima Variación -4.0% -6.0% 19 P á g i n a

20 MW INFORME ANUAL Curva de Carga Diaria días de Máxima y Mínima Energía INVIERNO 2010: Curva típica y de alta carga Horas Día Máx. Carga INVIERNO Día Típico 20 P á g i n a

21 MW INFORME ANUAL VERANO 2010: Curva típica y de alta carga Horas Día Máx. Carga VERANO Día Típico 21 P á g i n a

22 Lunes Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo MW INVIERNO 2010: DEMANDA TIPICA SEMANAL Demanda Típica Semana P á g i n a

23 Lunes Martes Miercoles Jueves Viernes Sabado Domingo MW VERANO 2010: DEMANDA TIPICA SEMANAL Demanda Típica Semana P á g i n a

24 5.-Generación 5.1 Potencia Instalada por Región y Tipo de Generación al 31/12/2010 MW REGION TV TG CC DI TER NU HID TOTAL CUYO COM NOA CENTRO GBA-LIT- BAS NEA PATA TOTAL % Térmicos 27% 21% 49% 3% 100% % TOTAL 58% 4% 38% 100% Potencia Instalada= Potencia Efectiva de Agentes Generadores y Cogeneradores (MW) 5.2 Ingreso de potencia TV TG (*) CC DI TER NU HID (**) TOTAL INGRESO DE POTENCIA (*) Pasaron a formar parte del tipo de generación CC (**) HID. incremento de YACYRETA: Tendiendo a la cota de diseño y a la potencia instalada 24 P á g i n a

25 ene-10 feb-10 mar-10 abr-10 may-10 jun-10 jul-10 ago-10 sep-10 oct-10 nov-10 dic-10 ene-11 Principales Ingresos: CENTRALES POTENCIA Yacyreta (aumento de cota) 520 CC San Martín (ingr. TV) 289 CC M. Belgrano (ingr. TV) 276 EPEC Generación (ing. TG) 330 ENARSA 97 Generación Mediterránea 60 C.T. Patagonia (ing. TV) 14 Ingreso TV (cierre CC) de C. T. Manuel Belgrano Ingreso TG de C. T. Pilar (EPEC) Ingreso TV (cierre CC) de C. T. San Martín Ingreso TV de C. T. Patagonia Ingreso TG de C. T. Mediterránea 25 P á g i n a

26 Evolución de la Potencia Instalada MW Evolución Potencia Instalada por Tipo de Generación TV NU HI TG CC DI 26 P á g i n a

27 5.4 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 local % 5.5 Energía Mensual por Tipo de Generación (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Part. % Hidro % Nuclear % Ciclos Combinados Turbovapores Turbinas a gas Motores Diesel Total Térmico Convencional % Total Generación local % 27 P á g i n a

28 Generación por Tipo % 8.4% 58.6% 35.5% 12.9% 36.3% Hidro Nuclear Térmico Convencional Ciclos Combinados Turbovapores Turbinas a gas 28 P á g i n a

29 MW Medios Mensuales INFORME ANUAL Nuevo Parque Térmico: Potencia Disponible y Energía Generada Potencia Disponible y Energía Generada [MW med] GEN NUEVA RESTANTE ENARSA FONINVEMEM (CT G.BELGRANO Y TIMBUES) ENERGIA GENERADA 29 P á g i n a

30 MW medios INFORME ANUAL Energía Mensual 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 8000 Generación Media real vs. Prevista 2009 Conjunto de Embalses de Comahue, Yacyretá y Salto Grande Semanas Máx. Pot.50% PE Mín REAL 2010 REAL P á g i n a

31 m.s.n.m. 5.9 Evolución cota y caudales entrantes a embalse Piedra del Águila Evolución Semanal Cota Piedra Max Media Min Real 2009 Real 2010 Franja de Atenuación de Crecida 31 P á g i n a

32 Caudal (m3/seg) 2500 Aportes Piedra del Aguila Semanas Media histórica Real 2010 Real P á g i n a

33 m.s.n.m Evolución cota embalse Chocón 383 Evolución Semanal Cota Chocón Max Media Min Real 2009 Real 2010 Franja de Atenuación de Crecida 33 P á g i n a

34 m.s.n.m Evolución cota y caudales entrantes a embalse Alicurá 706 Evolución Semanal Cota Alicura Nivel Máximo Nivel Mínimo Real 2009 Real P á g i n a

35 Caudal (m3/seg) 600 Aportes Limay Semanas Media histórica Real 2010 Real P á g i n a

36 6.-Consumos Mensual de Combustibles 6.1 Consumos Mensual por Tipo de Combustibles Combustible ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL FO GO GN CM CM= Carbón Mineral [t] FO= Fuel Oil [t] dens= 925 kg/m 3 GN= Gas Natural [dam 3 ] GO= Gas Oil [m3] dens= 825 kg/m Participación Porcentual por Combustible en Equivalente Gas Consumo equilavente gas (Mm3/d) y participación porcentual CM 1.4 3% FO % GO % GN % 36 P á g i n a

37 6.3 Distribución y consumo combustibles líquidos por región CUYO NOA CENTRO NEA LITORAL GBA Consumo REGION Fuel Oil BAS CEN CUY GBA LIT NEA 17 NOA 808 CUYO NOA CENTRO NEA LITORAL GBA BSAS Total BSAS COMAHUE PATAGONIA REGION Consumo Gas Oil BAS CEN COM 5911 CUY GBA LIT NEA NOA Total COMAHUE PATAGONIA 37 P á g i n a

38 Mm3/día 60.0 Consumo Gas Natural Previsto vs Real Año Semanas Máximo Media Mínimo Real P á g i n a

39 Toneladas/semana INFORME ANUAL Consumo Fuel Oil Previsto vs Real Año Semanas Máximo Media Mínimo Real P á g i n a

40 m3/semana INFORME ANUAL Consumo Gas Oil Previsto vs Real Año Semanas Máximo Media Mínimo Real P á g i n a

41 7.-Intercambios con Países Vecinos (GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Brasil Importación Paraguay Uruguay TOTAL Brasil Exportación Paraguay Uruguay TOTAL P á g i n a

42 8.-Precio Mensual de la Energía: 8.1 Componentes del precio monómico En la siguiente tabla y gráfica correspondiente, se muestra la evolución del precio medio monómico mensual del mercado spot horario, subdividido en: a) Componente relacionada a la energía, distinguiendo dentro de ella a la correspondiente a los sobrecostos (SCTD) debidos a la utilización de combustibles alternativos al gas, los cargos pagados por la demanda excedente y la cuenta Brasil y la de Contratos Abastecimiento MEM que incluyen los cargos no pagados por la demanda por estos conceptos. b) Componente relacionada a la potencia y reserva c) Componente por cargos por utilización de la red de transporte. Componente Energía ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media Precio Energía Energía Adicional Sobrec. de Comb Sobrec. Transit. Desp Cg. Dem. Exced. + Cuenta Brasil + Contratos Abastec. MEM Componente Potencia Despachada Potencia + Potencia Serv. Asoc Reserva Cargos Transporte 42 P á g i n a Potencia Reserva Corto Plazo + Serv. Res. Inst Potencia Reserva Mediano Plazo Precio Monómico Transp. Alta Tensión Transp. Distro Precio Monómico + Transp

43 $/MWh INFORME ANUAL 2010 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 monomico presente estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible liquido. 8.2 Evolución gráfica del precio monómico mensual y sus componentes Precio Monómico y sus Componentes ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Componentes Energía Componentes Potencia + Reserva Sobrecosto Transitorio de Despacho Cg. Dem. Exced. + Cuenta Brasil + Contratos Abastec. MEM Cargos transporte 43 P á g i n a

44 8.3 Evolución gráfica del precio monómico anual El diagrama de barras a continuación muestra comparativamente el precio monómico del año 2010 respecto de los años anteriores (sin considerar los cargos por transporte). $/MWh Precio Monómico Medio Anual P á g i n a

45 9.-Sistema de Transporte 9.1 Longitudes de Líneas por Nivel de Tensión y Región SISTEMA DE TRANSPORTE 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 SISTEMA DE TRANSPORTE Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA Se incorpora el Área Patagonia al MEM => P á g i n a

46 9.3 Evolución Potencia de Transformadores por Región SISTEMA DE TRANSPORTE Alta Tensión Distribución Troncal Región Cuyo Región Comahue Región Buenos Aires Región NEA Región NOA Región PATAGONIA Se incorpora el Área Patagonia al MEM => Incrementos registrados durante 2010 en la capacidad de transporte en líneas, longitud y potencia instalada de transformación en redes de transporte. Longitud Transformación Alta Tensión 446 Km 750 MVA Distribución Troncal 124 Km 237 MVA (incluyen a los transportistas independientes de cada red de transporte) 46 P á g i n a

47 9.5 Desempeño Operativo de las redes de transporte SISTEMA DE TRANSPORTE N f/ 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 Mayor 47 P á g i n a

48 9.6 Geográfico Línea de Transporte 500 KV Ingresos Línea El Bracho Cobos (SEPTIEMBRE 2010) Línea Recreo La Rioja Sur (AGOSTO 2009) Línea Resistencia Gran Formosa (NOVIEMBRE 2010) 2 corredor YACYRETA Gran Bs. As. (MAYO AGOSTO 2008) Línea Puerto Madryn Santa Cruz Norte (JUNIO 2008) 48 P á g i n a