Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista

Transcripción

1 Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista Datos a Noviembre de 214

2 2 de 42 Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista Datos a Noviembre de 214 Esquema geográfico del SADI, Noviembre de 214. Fuente: CAMMESA.

3 3 de 42 Presentación El presente informe aborda los principales indicadores del Mercado Eléctrico Mayorista de la Argentina para Noviembre de 214, en base a datos de CAMMESA, complementados con datos producidos por el OETEC, MINPLAN, CNEA y ADEERA. Se presenta a continuación el índice temático. Índice temático Presentación... 3 Resumen Ejecutivo... 4 Potencia instalada del SADI e incorporaciones... 5 Demanda neta de energía y picos de potencia y de generación Oferta de energía neta Aportes de la generación hidroeléctrica, caudales de los principales ríos y niveles de los embalses Aportes de la generación termoeléctrica, consumo de combustibles fósiles y emisiones de dióxido de carbono Aportes de la generación nucleoeléctrica Aportes de la generación eólica y solar fotovoltaica Balance de energía Anexo - Evolución de los precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista... 4 Bibliografía... 42

4 4 de 42 Resumen Ejecutivo La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) informó que la demanda de energía de los agentes correspondiente al mes de Noviembre de 214 creció 3% respecto de igual mes del año anterior, mostrando equivalente incremento durante el año móvil. En relación a la temperatura media de noviembre de 214, CAMMESA señala que fue de 2,9 C., en igual mes del año anterior fue de 21,1 C., siendo la histórica del mes la marca de 2,3 C. El precio medio de la energía durante Noviembre de 214 resultó: $/MWh. El precio de la energía discriminado por período fue: 12. $/MWh (horas pico); $/MWh (horas resto); y; 12. $/MWh (horas valle). 1 La oferta de energía neta aumentó 3,3% o 3,8% (según la fuente consultada de CAMMESA) 2 en Noviembre de 214 respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 mostró un incremento de 2,2% en relación a igual período del año anterior. La oferta de energía neta es resultado de la sumatoria de la generación neta local y de la importación. La generación neta representó en Noviembre de 214 el 97,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 2,1% restante. En el acumulado Enero-Noviembre de 214 la generación neta explicó el 98,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 1,1% restante. Con respecto al aporte de las principales centrales hidroeléctricas, siempre según CAMMESA, en la binacional Yacyretá los aportes fueron similares a los medios históricos, mientras que en la binacional Salto Grande se operó con aportes levemente inferiores a los medios históricos. Futaleufú registró caudales levemente inferiores a los medios históricos, mientras que para la cuenca del Comahue los aportes de los ríos Limay, Neuquén y Collón Curá fueron también inferiores. En relación a la evolución de la potencia instalada nominal, se mantuvo sin cambios en Noviembre de 214 respecto a igual mes del año anterior, y se observó un incremento de 39,4% respecto a igual mes del año 23, según CAMMESA. No obstante, al indagar sobre la potencia instalada efectiva/real, se observa que en Noviembre de 214 aumentó 64,7% respecto a igual mes del año 23, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 se registró la incorporación de casi 1.4 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios. 1 Los gráficos de pertinencia son presentados en el Anexo. 2 IMPORTANTE OBSERVACIÓN: Cuando se comparan los datos de los informes mensuales de CAMMESA correspondientes a Noviembre de 214 (1.757,7 GWh) y a Noviembre de 213 (1.367,7 GWh), la variación porcentual en la oferta de energía neta entre ambas fechas es de 3,8%. Sin embargo, cabe señalar que el informe mensual de Noviembre de 214 indica que la variación porcentual respecto a igual mes del año anterior (1.49,6 GWh, en lugar de 1.367,7 GWh) fue de 3,3%. Como se puede observa, existe una diferencia mínima que supera los 41 GWh, y la misma fue identificada en la generación hidráulica de Noviembre de 213: el informe de Noviembre de 214 señala que la generación hidráulica de Noviembre de 213 fue de 3.621,9 GWh, mientras que el informe de Noviembre de 213 señala para igual mes que la generación hidráulica fue de 3.58,4 GWh. Tales diferencias se replican en el acumulado Enero-Noviembre de 214, aunque en este caso por ser tan pequeña la misma no modifica la variación porcentual de 2,2% señalada en el segundo párrafo del Resumen Ejecutivo. Para más información, tener a bien consultar el siguiente enlace de CAMMESA:

5 5 de 42 Potencia instalada del SADI e incorporaciones La potencia nominal bruta total instalada al 3 de Noviembre de 214 en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que opera en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) 3 era de MW, donde el 6,8% correspondió a equipos de generación térmica-fósil, 35,4% a centrales hidroeléctricas, 3,2% a centrales nucleoeléctricas y,6% restante a equipos que emplean otras formas renovables de energía (95,9% eólica y 4,1% solar fotovoltaica), según CAMMESA. El parque de generación de energía eléctrica del país se distribuye en siete regiones que se encuentran interconectadas (Tierra del Fuego es la única provincia que opera por fuera del MEM-SADI): GBA+BAS+LIT (AMBA + Buenos Aires + Santa Fe y Entre Ríos). NEA (Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones). NOA (Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja). CENTRO (Córdoba y San Luis). CUYO (Mendoza y San Juan). COMAHUE (Neuquén, Río Negro y La Pampa). PATAGONIA (Chubut y Santa Cruz). Las vinculaciones existentes al 3 de Noviembre de 214 entre las regiones eléctricas son las siguientes: (2.614 MW) NOA NEA (3.36 MW) Generación Móvil (329 MW) (2.887 MW) CENTRO GBA+BAS+LIT ( MW) PATAGONIA (1.4 MW) CUYO COMAHUE (1.664 MW) (6.256 MW) Las participaciones de las regiones eléctricas al 3 de Noviembre de 214 fueron las siguientes: 43,3% GBA+BAS+LIT, 19,9% Comahue, 9,7% NEA, 9,2% Centro, 8,3% NOA, 5,3% Cuyo y 3,2% Patagonia, más 1% restante aportados por los equipos de generación móvil distribuidos en varias provincias del país. En la Tabla 1, que se expone en la siguiente página, se detalla la potencia instalada nominal unificada al SADI por equipos de generación y por regiones eléctricas al 3 de Noviembre de 214; y se incluye un gráfico que presenta la distribución porcentual de esa potencia instalada para igual fecha: 3 SADI (Sistema Argentino de Interconexión): es el conjunto de sistemas y componentes que conforman el sistema eléctrico argentino, redes de extra alta, alta y media tensión, protecciones, playas transformadoras de tensión, etc.

6 6 de 42 Tabla 1. Potencia instalada nominal unificada al SADI por equipos de generación al 3 de Noviembre de 214 y variación porcentual respecto a igual fecha de los años 213 y 23 (en MW instalados y porcentajes) Área TV TG CC DI BG TER NU FT EO HID TOTAL CENTRO COMAHUE CUYO GBA-BA-LIT , NEA NOA PATAGONIA G. MÓVIL TOTAL MWe TOTAL % 14,3 12,8 29,3 4,4 <,1 6,8 3,2 <,1,6 35,4 1, Variación Porcentual Nov/214 - Nov/213 Pot.Inst. Nominal -,3,, 13,3,1, Variación Porcentual Nov/214 - Nov/23 Pot Inst. Nominal 52,8,6 n/a n/a 23,1 39,4 Hidroeléctrica 35,4% Nuclear 3,2% Eólica + Solar FV,6% Térmica 6,8% Térmica Hidroeléctrica Nuclear Eólica + Solar Fotovoltaica Nota 1: las tecnologías instaladas en las centrales térmico-fósil (TER) son: turbinas de gas (TG), turbinas de vapor (TV), ciclos combinados (CC) y motores diesel (DI). También participan centrales nucleares (NU), equipos eólicos (EO), solar fotovoltaicos (FV), represas hidroeléctricas (HID) y equipos biogás (BG). "G. Móvil" significa "Generación Móvil" (DI). Nota 2: si bien la Central Nuclear Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada desde el 15 de Octubre, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en esta tabla. Fuente: elaboración propia en base a datos del CLICET y de CAMMESA. Datos consultados el 19/12/214.

7 7 de 42 En la variación porcentual de Noviembre de 214 respecto a igual mes del año 23 (véase Tabla 1 de la página precedente), se observa un incremento de 39,4% de la potencia instalada nominal unificada al SADI. Sin embargo, cuando se indaga sobre la potencia instalada efectiva/real unificada al SADI, se observa un incremento de 64,7% en Noviembre de 214 respecto a la efectiva exactamente once años antes (que era de 17.9 MW). Ello significa que en el período la potencia instalada del parque de generación sumó MW, como resultado de las estratégicas y compulsivas inversiones gestionadas por el Ministerio de Planificación Federal en el contexto del Plan Energético Nacional vigente. A continuación se presenta una tabla con el listado de las obras finalizadas en el parque de generación que permitió tal incremento. Tabla 2. Obras finalizadas del parque generación por tipo de inversión, período Total MW incorporados Tipo de inversión Pública Mixta Privada MW incorporados Obras Programa ENARSA Distribuida Finalización de obras en hidroeléctrica Yacyretá Nueva central nuclear Atucha II. 567 Nueva central térmica Ensenada de Barragán. 479 Nueva central térmica Pilar. 35 Ampliación en represa hidroeléctrica Río Grande. 281 Nueva central térmica Brigadier López. 15 Recuperación central térmica Sorrento. 13 Ampliación en central térmica Villa Gesell. 121 Nueva represa hidroeléctrica Los Caracoles. 12 Recuperación central térmica Gral. Roca. 66 Programa GENREN de ENARSA y otras iniciativas. 5 Aumento de potencia en central nuclear Atucha I. 85 Nueva central térmica San Martín. 848 Nueva central térmica Manuel Belgrano. 54 Nueva central térmica Vuelta de Obligado Ampliaciones, cierres de ciclo, recuperaciones y nuevas centrales térmicas. 417 Ampliaciones y nuevas centrales hidroeléctricas. 592 Programa Energía Plus. 554 Programa GENREN de ENARSA y otras iniciativas Potencia Total efectiva incorporada al SADI durante el período Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN. 4 YACYRETÁ: nominalmente fueron incorporados MW, pero en términos reales fueron 1.8 MW como resultado de la combinación de los siguientes factores: 1) del aumento de cota 76 msnm (que en términos reales operaba a 1.4 MW y nominales a MW) a 83 msnm (3.2 MW); 2) las 2 turbinas operando a máxima potencia disponible (16 MW c/u); y; 3) el mejor rendimiento con el mismo caudal e incremento del caudal turbinable en 5 m 3 /seg.

8 8 de 42 Cabe señalar que las principales incorporaciones al SADI en el año 214 correspondieron a los 745 MW de la Central Nuclear Atucha II (puesta en marcha el 3 de Junio), actualmente operando al 75% de su potencia neta, estimándose alcanzar el 1% en pocas semanas, y a los 54 MW del ciclo abierto de la Central Térmica Vuelta de Obligado, puesta en marcha a principios de Diciembre. Con la Central Nuclear Atucha II, la Central Térmica Vuelta de Obligado, el segundo módulo del parque eólico Arauco (25 MW) y el aumento de potencia de la hidroeléctrica Arroyito (8 MW), el SADI incorporó en 214 casi 1.4 MW. Ahora bien, de los MW de potencia efectiva incorporada al SADI durante el período , el 48,9% (5.673 MW) correspondió a obras de inversiones públicas, 19,3% (2.238 MW) a obras de inversiones mixtas (pública más privada) y 31,8% (3.679 MW) a obras de inversiones privadas. Gráfico 1. Distribución porcentual de la potencia efectiva incorporada al SADI durante el período por tipos de inversión Privada 31,8% Pública 48,9% Mixta 19,3% Pública Mixta Privada Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN. Analizando la distribución de la potencia instalada por equipos de generación, que fue incorporada durante el citado período, se observa que el 69,1% correspondió a equipos de generación térmica-fósil (8.7 MW) y el 3,9% restante a equipos que emplean formas alternativas de energía (3.583 MW); de estos últimos: 73,4% hidroeléctrica (2.631 MW), 2,9% nuclear (75 MW), 5,3% eólica (189 MW) y,4% solar fotovoltaica (13 MW). Dicho de otra forma, 69,1% térmico-fósil, 24,4% renovables (hidráulica + eólica + solar FV) y 6,5% nuclear (véase Gráfico 2).

9 9 de 42 Gráfico 2. Distribución porcentual de la potencia efectiva incorporada al SADI durante el período por equipos de generación Renovables 24,4% Nuclear 6,5% Térmica-Fósil 69,1% Térmica-Fósil Renovables Nuclear Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN. Indagando lo mismo pero discriminando por tipo de inversión, se observa que: El 54% de la potencia incorporada por inversiones públicas correspondió a equipos de generación térmica-fósil (3.61 MW), 13,2% a la generación nucleoeléctrica (75 MW) y 32,8% restante a equipos que emplean formas renovables de energía (1.862 MW): 96,5% hidroeléctrica (1.796 MW), 2,8% eólica (53 MW) y,7% solar fotovoltaica (13 MW). Gráfico 3. Inversiones Públicas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período , por equipos de generación Nuclear 13,2% Renovables 32,8% Térmica-Fósil 54% Térmica-Fósil Renovables Nuclear Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN.

10 1 de 42 El 1% de la potencia incorporada por inversiones mixtas correspondió a equipos de generación térmico-fósil (2.238 MW). Gráfico 4. Inversiones Mixtas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período , por equipos de generación Térmica-Fósil 1% Térmica-Fósil Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN. El 73,6% de la potencia incorporada por inversiones privadas correspondió a equipos de generación térmica-fósil (2.78 MW) y el 26,4% restante a equipos que emplean fuentes renovables de energía (971 MW): 86% hidroeléctrica (835 MW) y 14% eólica (136 MW). Gráfico 5. Inversiones Privadas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período , por equipos de generación Renovables 26,4% Térmica-Fósil 73,6% Térmica-Fósil Renovables Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN.

11 11 de 42 A continuación se presenta un gráfico con la evolución anual de la incorporación de potencia en el SADI durante el período Los primeros resultados de gran relevancia de las inversiones públicas, mixtas y privadas gestionadas por el Ministerio de Planificación Federal, formuladas en 23 y mayoritariamente ejecutadas a partir de 24 (en coincidencia con el lanzamiento del Plan Energético Nacional vigente), comenzaron a materializarse a partir del año 27 en el segmento de generación hidroeléctrica, desde 28 en la generación térmico-fósil y desde 214 en la generación nuclear Gráfico 6. Evolución de la incorporación de potencia durante el período (en MW) Térmica Renovables Nuclear TOTAL

12 12 de 42 Demanda neta de energía y picos de potencia y de generación La demanda neta de energía aumentó 3% la estacional y 4% la real en Noviembre de 214 (1.413 GW/h) respecto a igual mes del año anterior y 3% el año móvil, mientras que el acumulado Enero-Noviembre de 214 en relación a igual período del año anterior se incrementó 2,2%, según CAMMESA. Tabla 3. Evolución mensual de la demanda neta de energía de los agentes: estacional y real de los años 213 y 214 durante el acumulado Enero-Noviembre (en GWh y porcentajes) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Estacional MEM MEM V% ,8 -,1,3 3,1 1,7 5,3 1,8-3,6-4, 6,4 4, Año Móvil 214 (%) 3,7 4, 4,3 4,3 3,9 4,3 4,4 3,6 2,6 2,7 3, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Estacional 214 MEM 213 MEM Con respecto a los picos de potencia y de generación, el record de potencia máxima bruta generada en Noviembre de 214, según CAMMESA, se registró el martes 18 a las 2:48 hs., correspondiendo MW; observándose una variación porcentual de 7,9% en relación al record registrado en igual mes del año anterior. Cabe señalar

13 13 de 42 que el récord histórico de 214 ocurrió en Enero: MW, 1% superior al récord histórico del año precedente, registrado en Diciembre. Tabla 4. Picos de potencias máximas de 214 en comparación con 213 Noviembre/214 Noviembre/213 Variación % Récord histórico Enero/214 Récord histórico anterior Diciembre/ MW MW 7,9% MW MW A continuación se presenta una tabla con la evolución mensual de la máxima generación bruta en horas pico (no incluye exportaciones o abastecimiento por exportaciones): Tabla 5. Evolución mensual de la máxima generación bruta en horas pico, años 213 y 214 durante el acumulado Enero-Noviembre (en MW y porcentajes) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM MEM V% ,3-3, -2,1 5,9 4,5 2,1-2,7-3,8-1,6 13,7 7, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM Nota: NO incluye exportaciones.

14 14 de 42 A continuación se presenta la participación porcentual de la demanda de energía en Noviembre de 214 por las diferentes jurisdicciones del país. Tabla 6. Participación porcentual de la demanda de energía por jurisdicción en Noviembre de 214 Jurisdicción Participación porcentual Capital Federal y Conurbano Bonaerense 36,51 Buenos Aires 11,42 Santa Fe 9,76 Córdoba 7,44 Mendoza 4,96 Chubut 3,59 Entre Ríos 2,76 Tucumán 2,47 Chaco 2,9 Corrientes 2,3 Misiones 1,94 San Juan 1,79 Neuquén 1,67 Catamarca 1,64 Salta 1,54 Río Negro 1,38 San Luis 1,29 La Rioja 1,19 Santiago del Estero 1,18 Formosa 1,2 Jujuy,9 Santa Cruz,76 La Pampa,69 TOTAL PAÍS 1, Fuente: ADEERA (214: 8).

15 15 de 42 A continuación se presenta una tabla que muestra la participación de la demanda de energía por las distintas categorías abastecidas por los distribuidores del país, más los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y su crecimiento en Noviembre de 214 respecto a igual mes del año anterior. Tabla 7. Participación de la demanda de energía por categorías abastecidas por Distribuidores del país, más los Grandes Usuarios del MEM y su crecimiento en Noviembre de 214 Demanda por categoría tarifaria Participación de la demanda Crecimiento MWh % % Residencial < 1 KW ,13 5,31 General < 1 KW ,17 2,92 Alumbrado Público < 1 KW ,31 1,69 Comercio 1 KW e Industria < 3 KW ,19 1,85 Industria 3 KW ,96 5,2 Grandes Usuarios del MEM ,26,23 TOTAL Mercado , 3,34 Fuente: ADEERA (214: 1).

16 16 de 42 Oferta de energía neta La oferta de energía neta aumentó 3,8% en Noviembre de 214 (1.757,7 GWh) respecto a igual mes del año anterior, y en el acumulado Enero-Noviembre de 214 (119.51,1 GWh) mostró un incremento de 2,2% en relación a igual período del año anterior, según CAMMESA (Tabla 8). La oferta de energía neta es resultado de la sumatoria de la generación neta local y de la importación. La generación neta local representó en Noviembre de 214 el 97,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 2,1% restante (Gráfico 11). En el acumulado Enero-Noviembre de 214 la generación neta local explicó el 98,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 1,1% restante (Gráfico 12). Tabla 8. Evolución mensual de la oferta de energía neta durante el período (en GWh y porcentajes) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM MEM MEM MEM V% ,6,,2 2,9 2, 5,7 1,9-3,2-4,2 6,7 3, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM 212 MEM 211 MEM

17 17 de 42 Gráfico 7. Evolución de la oferta de energía neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Gráfico 8. Evolución de la generación neta (local) en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh)

18 18 de 42 Gráfico 9. Evolución de la importación en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Gráfico 1. Evolución de la generación neta (local) y de la importación en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Generación neta (local) Importación

19 19 de 42 Gráfico 11. Distribución porcentual de la generación neta (local) y de la importación en la Oferta de Energía Neta para Noviembre de 214 Importación 2,1% Generación neta (local) 97,4% Generación neta (local) Importación Gráfico 12. Distribución porcentual de la generación neta (local) y de la importación en la Oferta de Energía Neta para el acumulado Enero-Noviembre de 214 Importación 1,1% Generación neta (local) 98,9% Generación neta (local) Importación

20 2 de 42 Gráfico 13. Distribución porcentual de la oferta de energía neta discriminado por tipo de generación en Noviembre de 214 Nuclear 3,% Eólica + Solar FT,5% Importación 2,1% Hidráulica 33,9% Térmica 6,4% Térmica Hidráulica Nuclear Eólica + Solar FT Importación Gráfico 14. Distribución porcentual de la oferta de energía neta discriminado por tipo de generación en el acumulado Enero-Noviembre de 214 Hidráulica 31,2% Nuclear Eólica + Solar FT 3,9%,5% Importación 1,1% Térmica 63,3% Térmica Hidráulica Nuclear Eólica + Solar FT Importación

21 21 de 42 En Noviembre de 214 la generación térmica explicó el 6,4% de la oferta de energía neta, la hidráulica el 33,9%, la nuclear el 3%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto el,5% y la importación el 2,1% restante (Gráfico 13). Cuando se indaga en la variación porcentual respecto a igual mes del año anterior, se observa que la generación térmica aumentó 2,5%, la hidráulica ascendió 1,8%, la nuclear se incrementó 35%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto subieron 23,2%, mientras que la importación creció 43,1%. En el acumulado Enero-Noviembre de 214 la generación térmica explicó el 63,3% de la oferta de energía neta, la hidráulica el 31,2%, la nuclear el 3,9%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto el,5% y la importación el 1,1% restante (Gráfico 14). Cuando se indaga en la variación porcentual respecto a igual período del año anterior, se observa que la generación térmica aumentó 1,7%, la hidráulica ascendió 2,2%, la nuclear disminuyó 11,7%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto subieron 4,3%, mientras que la importación creció 358,7%. Es muy importante tener en consideración que la incidencia de la importación sobre la oferta de energía neta no tiene relevancia, ya que la misma participó con el 2,1% en Noviembre de 214 (Gráfico 11) y con el 1,1% en el acumulado Enero- Noviembre de 214 (Gráfico 12), como fuera mencionado oportunamente. Cabe señalar que la importación y la exportación corresponden a intercambios de energía eléctrica con Brasil, Uruguay y Paraguay, vinculándose dichos intercambios a las necesidades internas o de evacuación de excedentes de los países involucrados. En algunas ocasiones, se presenta lo que se denomina "energía en tránsito", por medio de los convenios de integración energética del MERCOSUR, 5 posibilitando a través del SADI de Argentina que Brasil exporte energía eléctrica a Uruguay. En esta situación particular, el ingreso de energía procedente de Brasil al SADI es considerado una importación, mientras que la evacuación de la misma hacia Uruguay se la considera exportación. De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA, 214: 16): "En el caso de Uruguay, cuando la central hidráulica binacional Salto Grande presenta riesgo de vertimiento (por exceso de aportes del río Uruguay), en lugar de descartarlo, se aprovecha ese recurso hidráulico para generar electricidad, aunque dicho país no pueda absorber la totalidad de lo que le corresponde. Este excedente es importado por Argentina a un valor equivalente al 5% del costo marginal del MEM de Argentina, como solución de compromiso entre ambos países, justificado por razones de productividad. Este tipo de importación representa un caso habitual en el comercio de electricidad entre ambos países". A continuación se presentan dos gráficos, uno correspondiente a la evolución mensual de la generación neta local de energía por tipo de equipo (Gráfico 15), y el 5 Para más información, consultar los convenios internacionales y compromisos de energía eléctrica en el enlace de Secretaría de Energía que se presenta a continuación:

22 22 de 42 otro a la evolución mensual de la importación de energía por país de procedencia (Gráfico 16); en ambos casos para el período Enero-Noviembre de Gráfico 15. Evolución mensual de la generación neta (local) por tipo de equipo, período Enero-Noviembre de 214 (en GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV Térmica Nuclear Total Generación Neta Local Hidráulica Eólica + FV Gráfico 16. Evolución mensual de la importación de energía por país de procedencia, período Enero-Noviembre de 214 (en GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV Térmica Uruguay Brasil Paraguay Total Importación Fuente: elaboración propia en base a datos de la CNEA y CAMMESA. Datos consultados el 19/12/214 (CAMMESA) y el 22/12/214 (CNEA).

23 23 de 42 Aportes de la generación hidroeléctrica, caudales de los principales ríos y niveles de los embalses La generación hidroeléctrica neta aumentó 1,8% en Noviembre de 214 (3.643,4 GWh) respecto a igual mes del año anterior (3.58,4 GWh), mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 mostró un incremento de 2,2% en relación a igual período del año anterior, según CAMMESA. 6 Tabla 9. Evolución mensual de la generación hidráulica neta durante el período (en GWh y porcentajes) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM MEM MEM MEM V% ,1-3,5-5,4 5,8 12,9 24,3, 13,6-17,9 3,1 1, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM 212 MEM 211 MEM 6 Como fuera mencionado en la primer nota al pie de página (consultar "Resumen Ejecutivo" del presente informe), se identificó una diferencia en la generación hidráulica de Noviembre de 213. Según el informe mensual de CAMMESA correspondiente al mes de Noviembre de 214, en Noviembre de 213 la generación hidráulica fue de 3.621,9 GWh; por lo tanto, la variación porcentual fue de apenas,6%. Consultar:

24 24 de 42 Gráfico 17. Evolución de la generación hidráulica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Cuando se indaga sobre los aportes de las principales centrales hidroeléctricas en Noviembre de 214 respecto a la media esperada, se observa que la energía generada por la binacional Yacyretá fue 11,8% superior y la generada por la binacional Salto Grande ascendió en 35,3%. Con respecto a las centrales hidráulicas alimentadas por ríos nacionales, solamente Pichi Picún Leufú y Piedra del Águila mostraron diferencias positivas, con incrementos de 14,8% y 5,5% sobre la media esperada, respectivamente, mientras que en el resto de las represas se observaron diferencias negativas: -,4% Alicurá, - 3,6% Futaleufú, -8% Chocón, -8,7% Arroyito y -25,4% Cerros Colorados. El conjunto de la generación hidráulica de las represas del Comahue mostró una declinación de 1,3% sobre la media esperada. El resto de la generación hidráulica del país superó levemente en,6% la media esperada. Veamos a continuación cómo evolucionó la generación hidráulica de las principales represas del país en el acumulado Enero-Noviembre de 214.

25 25 de 42 Tabla 1. Generación hidráulica por principales centrales y niveles de los embalses en Noviembre de 214 (en GWh, porcentajes y metros sobre el nivel del mar) Centrales Energía generada (GWh) Diferencia respecto de la media esperada (%) Cota inicial (msnm) Cota final (msnm) Yacyretá 1.543,7 11,8% 83,3 83,2 Salto Grande 48,5 35,3% 35,25 34,56 Futaleufú 255,6-3,6% 487,86 49, Alicurá 219,1 -,4% 74,57 73,97 Piedra del Águila 426,4 5,5% 59,34 591,23 Pichi Picún Leufú 86,1 14,8% 478,5 478,68 Chocón 134,3-8,% 379,79 38,48 Cerros Colorados 61,9-25,4% 417,76 418,96 Arroyito 32,9-8,7% Fuente: CAMMESA. Datos consultados el 19/12/214. Como se puede observar en la Tabla 11, que se presenta más adelante, Yacyretá aumentó su generación en Noviembre de 214 en 8,4% respecto a igual mes del año anterior y en 4,9% en el acumulado Enero-Noviembre de 214 en relación a igual período del año precedente. Salto Grande si bien mostró una declinación de 25,4% en Noviembre, en el acumulado se observa un incremento de 12,2%. Futaleufú aumentó 14% en Noviembre y arrastra una caída de 23,3% en el acumulado. Las represas del Comahue aumentaron 1,5% la generación en Noviembre, mientras que en el acumulado la misma se mostró casi estable respecto al mismo período del año anterior. El resto del parque de generación hidroeléctrica registró un aumento de 5,7% en Noviembre y de 5% en el acumulado.

26 26 de 42 Tabla 11. Generación hidráulica por principales centrales durante el acumulado Enero-Noviembre de 214 Centrales Noviembre/214 (GWh) V% Acumulado Ene-Nov/214 (GWh) V% Yacyretá 1.543,7 8, ,4 4,9 Salto Grande 48,5-25, ,3 12,2 Futaleufú 255,6 14, 2.214,3-23,3 Comahue 987,3 1,5 9.52,4 -,6 Resto hidráulico 376,3 5, ,7 5, En lo concerniente a los caudales de los ríos, Noviembre de 214 se registraron decrecimientos en relación a los históricos en los principales ríos del país: Tabla 12. Aportes de los principales ríos en Noviembre de 214 Ríos Medios del mes (m 3 /seg) Medio histórico (m 3 /seg) Diferencia (%) Paraná ,3 Uruguay ,4 Limay ,3 C. Cura ,9 Neuquén ,8 Futaleufú ,8 Fuente: CAMMESA. Datos consultados el 19/12/214. A continuación se presenta un esquema de la situación de los embalses de la cuenca del Comahue, cotas, caudales, al 3 de Noviembre de 214, según CAMMESA:

27 27 de 42 Fuente: CAMMESA.

28 28 de 42 Aportes de la generación termoeléctrica, consumo de combustibles fósiles y emisiones de dióxido de carbono La generación termoeléctrica neta aumentó 2,5% en Noviembre de 214 (6.497 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 mostró un incremento de 1,7% en relación a igual período del año anterior, según CAMMESA. Tabla 13. Evolución mensual de la generación térmica neta durante el período (en GWh y porcentajes) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM MEM MEM MEM V% ,9,9 4,9 2,5-3,1-1,, -11,7 7,8 3,6 2, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM 212 MEM 211 MEM

29 29 de 42 Gráfico 18. Evolución de la generación térmica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) En los gráficos 19 y 2 que se presentan a continuación, se observa la relación entre los combustibles fósiles consumidos por las centrales termoeléctricas en el mes de Noviembre y en el acumulado Enero-Noviembre de 214, respectivamente, en base a datos de la CNEA (214: 1 y 11): Gráfico 19. Distribución porcentual del consumo de combustibles fósiles en Noviembre de 214 CM 2,7% DO 2,3% FO 16,3% GN 78,7% Gas Natural (GN) Fuel Oil (FO) Carbón Mineral (CM) Diesel Oil (DO) Fuente: CNEA. Datos consultados el 22/12/214.

30 3 de 42 Gráfico 2. Distribución porcentual del consumo de combustibles fósiles durante el período Enero-Noviembre de 214 CM 3,2% DO 9,9% FO 16,2% GN 7,7% Gas Natural (GN) Fuel Oil (FO) Carbón Mineral (CM) Diesel Oil (DO) Fuente: CNEA. Datos consultados el 22/12/214. En relación a las emisiones de dióxido de carbono (CO 2 ) producida por el parque de generación termoeléctrica, resultante de la quema de combustibles fósiles en los equipos que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de acuerdo con los datos elaborados por la Subgerencia de Planificación Estratégica, dependiente de la Gerencia de Planificación, Coordinación y Control del Centro Atómico Constituyentes de la CNEA (214: 11 y 12): "En noviembre se evidenció un aumento del 9,7% en las emisiones de gases de efecto invernadero, en comparación con los valores del 213. Esto se explica no sólo por el aumento de la generación térmica (3,2%) sino también por el importante aumento del consumo de carbón y combustibles líquidos, en remplazo del gas natural, que presenta menores factores de emisión". Cabe señalar que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 las emisiones de gases de efecto invernadero se incrementaron en 3,3% respecto a igual período del año anterior, según la CNEA. A continuación se exponen una tabla y un gráfico sobre la evolución mensual de las emisiones de CO 2 producida por los equipos de generación termoeléctrica que operan en el MEM, correspondientes al período , expresado en millones de toneladas, y se incluye la variación porcentual de 214 respecto al año anterior, en base a datos de la CNEA:

31 31 de 42 Tabla 14. Evolución mensual de las emisiones de dióxido de carbono en la generación termoeléctrica durante el período (en millones de toneladas de dióxido de carbono y porcentajes) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 4,4 3,7 3,5 3,4 3,8 4, 4,1 3,3 3,2 3,5 3, ,6 3,6 3,2 3,2 4, 4, 4,1 3,9 3,2 3,1 3,1 4, , 3,7 3,5 3,4 3,9 3,9 4, 3,7 3,4 3,2 3,5 3,7 V% ,2 2,8 9,4 6,3-5,,, -15,4, 12,9 9,7 Millones de toneladas de CO 2 4,5 4,25 4 3,75 3,5 3,25 3 2,75 2,5 2,25 2 1,75 1,5 1,25 1,75,5,25 ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Fuente: elaboración propia en base a datos de la CNEA. Datos consultados el 22/12/214.

32 32 de 42 Aportes de la generación nucleoeléctrica La generación nucleoeléctrica neta aumentó 35% en Noviembre de 214 (327,5 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 arrastra una declinación de 11,7% en relación a igual período del año anterior, según CAMMESA. Tabla 15. Evolución mensual de la generación nuclear neta durante el período (en GWh y porcentajes) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 594,1 517,6 298,2 242,8 364, 54,2 652,3 494,4 224,6 434,9 327,5 213 MEM 579, 522, 471, 384,7 388,1 59,6 59,4 584, 579,5 379,5 242,6 42,2 212 MEM 589,2 53, 521,1 297,1 355,7 529,5 612,2 614, 59,2 39,5 273,9 61,1 211 MEM 523,4 533,1 435,9 342,8 468,3 569,2 621,6 68,5 575,2 51,6 232,6 48,1 V% ,6 -,8-36,7-36,9-6,2-8,5 1,5-15,3-61,2 14,6 35, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM 212 MEM 211 MEM El parque de generación nucleoeléctrica de Argentina se encuentra conformado actualmente por tres centrales nucleares de potencia: Atucha I, Embalse y Atucha II, las cuales iniciaron su operación comercial en 1974, 1984 y 214, respectivamente.

33 33 de 42 Tabla 16. Parque de generación nucleoeléctrica de Argentina en 214 Central Nuclear Potencia Neta (MWe) Potencia Bruta (MWe) Participación % potencia bruta sobre el SADI Atucha I ,1 Embalse , Atucha II ,3 TOTAL ,4 Nota 1: si bien la Central Nuclear Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada desde el 15 de Octubre, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en esta tabla. Nota 2: en lugar de los MW de potencia instalada unificada al SADI correspondiente para el mes de Noviembre de 214, se calculó la participación porcentual de la potencia bruta instalada del parque de generación nuclear sobre el SADI como si Atucha II hubiera recibido la habilitación comercial por parte de CAMMESA, es decir, con MW. Fuente: elaboración propia en base a datos de NA-SA y CAMMESA. Parcialmente en 213 y en particular durante 214, la generación nuclear registró una caída en su aporte debido a la disminución programada en el aporte de la Central Nuclear Embalse (que fue reduciendo paulatinamente su potencia), con el propósito de reservar las horas remanentes para el invierno de 214 y para el verano de 215. Cabe recordar que en 214 Embalse cumplió 4 años de operación comercial, acercándose al final de su vida útil. Por tal motivo, desde hace tres años se encuentra en marcha el Programa de Extensión de Vida (PEV) de la Central Nuclear Embalse, bajo la responsabilidad de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA), 7 que comprende el recambio de todos los componentes del sistema crítico/primario, los cuales están siendo fabricados íntegramente en el país. Se estima que al finalizar el verano de 215 dicha central inicie una parada programada que demandará entre 18 y 21 meses, con el objeto de efectuarse la etapa final del PEV, correspondiente al recambio de componentes. Una vez cumplimentado el PEV, la Central Nuclear Embalse podrá operar por 3 años adicionales, y además incrementará en 35 MW su actual potencia instalada bruta (de 648 MW a 683 MW). En Noviembre de 214 la Central Nuclear Embalse estuvo fuera de servicio para reservar sus horas remanentes en fechas de mayores temperaturas. La Central Nuclear Atucha I operó en forma normal y la Central Nuclear Atucha II operó al 75% de su potencia neta instalada (alcanzada por primera vez el 15 de Octubre de 214). Vale destacar que Atucha II alcanzó su primera criticidad el 3 de Junio de 214 y fue sincronizada por vez primera a la red eléctrica nacional el 27 de Junio. A partir de 7 NA-SA es una empresa pública dependiente del Ministerio de Planificación Federal. Es propietaria y operadora de las centrales nucleares de potencia de Argentina.

34 34 de 42 entonces comenzó un paulatino aumento de potencia, realizando diversas pruebas, y cumpliendo con los procedimientos y autorizaciones de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN). Si bien Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en la tabla de potencia instalada unificada al SADI que publica dicho organismo en sus informes mensuales y que hemos replicado en el presente informe. Se estima que en el transcurso de Enero de 215 la ARN autorizará a NA-SA para que Atucha II eleve su potencia instalada del 75% al 1%. Por otra parte, y a pesar de la salida temporal de servicio de Embalse, en Noviembre de 214 se observó un 35% de incremento en la generación nuclear, como resultado de la excelente operación de Atucha II. A continuación se presenta un gráfico con la evolución de la generación nuclear neta en el acumulado Enero-Noviembre de 211 a Gráfico 21. Evolución de la generación nuclear neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh)

35 35 de 42 Aportes de la generación eólica y solar fotovoltaica La generación eólica y solar fotovoltaica neta en conjunto aumentó 23,8% en Noviembre de 214 (58,8 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 214 se incrementó 4,4% en relación a igual período del año anterior. Al discriminar por equipos de generación, se observa que la eólica creció 24,6% mientras que la solar fotovoltaica se mantuvo estable en Noviembre de 214 respecto a igual mes del año anterior. Para el acumulado Enero-Noviembre de 214 en relación a igual período del año anterior se observa un aumento de 6,1% en la generación eólica y de 19,3% en la generación solar fotovoltaica, según CAMMESA. Tabla 17. Evolución mensual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en conjunto durante el período (en GWh y porcentajes) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 52,4 49,1 53,9 47,9 45,8 46,5 47,9 57,8 59,1 51,7 58,8 213 MEM 3,1 27,8 32,2 22,8 31,1 36, 36,4 52, 4,3 5,4 47,5 54,8 212 MEM 3,1 22,8 24, 25,7 29,5 36,2 23,3 29,2 3,6 27,2 32,9 38,3 211 MEM,,3,7,7 1,1 1,3,3,2 1,3 1,6 2,8 2,8 V% ,1 76,6 67,4 11,1 47,3 29,2 31,6 11,2 46,7 2,6 23, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC 214 MEM 213 MEM 212 MEM 211 MEM

36 36 de 42 6 Gráfico 22. Evolución de la generación eólica y solar fotovoltaica neta conjunta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Gráfico 23. Evolución de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 211 a 214 (en GWh) Eólica Solar Fotovoltaica

37 37 de Gráfico 24. Evolución mensual de la generación eólica y solar fotovolatica en el acumulado Enero-Noviembre de 214 (en GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV Eólica Solar Fotovoltaica (FV) Total Eólica + FV Cabe señalar que entre 21 y 214 se sumaron casi 19 MW de energía eólica al SADI: 21:,25 MW del parque eólico de Necochea, provincia de Buenos Aires. 211: 111 MW, de los cuales 25 MW se instalaron en la provincia de La Rioja, correspondientes al primer módulo del parque eólico Arauco, y los 86 MW restantes en la provincia del Chubut, correspondientes 6 MW al parque eólico Diadema y 8 MW al parque eólico Rawson. 213: 53 MW, todos ellos instalados en la provincia del Chubut, de los cuales 3 MW corresponden al parque eólico El Tordillo y los 5 MW restantes al primer módulo del parque eólico Loma Blanca. 214: 25 MW, instalados en la provincia de La Rioja, correspondientes al segundo módulo del parque eólico Arauco. En lo concerniente a la generación solar fotovoltaica, entre 211 y 213 se sumaron 13,2 MW, todos ellos en la provincia de San Juan, de los cuales 8 MW se encuentran unificados al SADI: 211: 1 MW parque solar FV San Juan. 212: 1 MW parque solar FV Cañada Honda. 213: 2 MW parque solar FV Chimbera. Vale destacar que estos proyectos fueron impulsados por el Ministerio de Planificación Federal, en varios casos por medio de la empresa pública ENARSA.

38 38 de 42 Gráfico 25. Distribución porcentual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en Noviembre de 214 FV 2,6% Eólica 97,4% Eólica Solar Fotovoltaica (FV) Gráfico 26. Distribución porcentual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en el acumulado Enero-Noviembre de 214 FV 2,5% Eólica 97,5% Eólica Solar Fotovoltaica (FV)

39 39 de 42 Balance de energía E n el balance de energía neta de Noviembre de 214 se observa que la oferta y la demanda de energía aumentaron 3,3%, y la demanda de los agentes 3%, respecto a igual mes del año anterior. En el acumulado Enero-Noviembre de 214, la oferta y la demanda de energía se incrementaron 2,2%, y la demanda de los agentes 2%, en relación a igual período del año anterior. Durante el período estudiado no se produjeron racionamientos por tensión ni por cortes. Tabla 18. Balance de energía neta de Noviembre de 214 con variación porcentual respecto a igual mes del año anterior, y balance de energía neta del acumulado Enero-Noviembre de 214 con variación porcentual respecto a igual período del año anterior (en GWh y porcentajes) Noviembre de 214 Acumulado Ene-Nov/214 GWh V% GWh V% GENERACIÓN Térmica 6.497,4 2, , 1,7 Hidráulica 3.643,4, , 2,2 Nuclear 327,5 35, 4.69,7-11,7 Eólica 57,3 24,6 556,5 41,4 Solar Fotovoltaica 1,5 -,8 14,2 5,8 Importación 23,7 43, ,7 358,7 TOTAL GENERACIÓN 1.757,7 3, ,1 2,2 DEMANDA Demanda Agentes 1.312,5 3, ,2 2, Exportación, -26,5,4-82,8 Bombeo 56,7 11, 434,3,6 Pérdidas Red 388,4 13, ,2 8,8 TOTAL DEMANDA 1.757,7 3, ,1 2,2 Racionamiento Tensión, ---, --- Racionamiento Cortes, ---, --- TOTAL REQUERIDO 1.757,7 3, ,1 2,2 Fuente: CAMMESA. Datos consultados el 19/12/214. Ricardo De Dicco y Federico Bernal. Buenos Aires, 23 de Diciembre de 214.

40 4 de 42 Anexo - Evolución de los precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista Tabla A-1. Evolución mensual del Precio Medio Monómico durante el acumulado Enero-Noviembre de 214 y de 213 (en $/MWh) Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ,9 276,64 266,27 318,75 486,67 638,7 68,52 42,68 357,87 337,63 333, ,62 183,98 28,7 217,35 351,1 438,88 42,27 426,64 328,14 227,9 217,38 26, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Nota: no incluye Transporte ni Fonivemem (fondo transitorio para construcción de centrales eléctricas).

41 41 de 42 Tabla A-2. Evolución mensual de los Precios Medios Monómicos durante el acumulado Enero-Noviembre de 214 (en $/MWh) Ítems ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV Precio energía mercado Sobrecosto Trans. Despacho Energía Adicional Sobrecosto Combustible Adicional Potencia Precio Monómico de la Energía 119,96 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, 12, 119,94 123,19 132,6 124,42 176,2 344,51 51,47 47,82 282,87 216,94 197,67 193,74 2,89 3,26 3,2 3,42 3,49 2,6 2,59 2,29 3,66 3,88 4,6 7,83 9,5 7,66 8,49 8,2 3,86 4,38 4,76 5,55 5,58 5,13 1,3 1,27 1,99 1,82 1,47 1,14 1,73 1,76 11,72 1,5 1,27 263,9 276,64 266,27 318,75 486,67 638,7 68,52 42,68 357,87 337,63 333, ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV Precio energía mercado Sobrecosto Trans. Despacho Energía Adicional Sobrecosto Combustible Adicional Potencia Precio Monómico de la Energía Nota: no incluye Transporte ni Fonivemem.

42 42 de 42 Bibliografía Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA): ADEERA. Informes Técnicos (Noviembre de 214): Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA): CAMMESA. Informes Mensuales del MEM y del MEMSP (Enero de 23 a Noviembre de 214): Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA): CNEA. Informes Mensuales Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina (Noviembre de 214): Entidad Binacional Yacyretá (EBY): y Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC). Informes Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista (año 214): Secretaría de Energía de la Nación:

43 NOTAS SOBRE LOS AUTORES Ricardo De Dicco Es especialista en Economía de la Energía y en Infraestructura y Planificación Energética del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador. Especialista en Tecnología Nuclear y en Teledetección Satelital del Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICeT). Se desempeñó entre 1991 y 21 como consultor internacional en Tecnologías de la Información y de las Telecomunicaciones Satelitales. A partir de 22 inició sus actividades de docencia e investigación científica sobre la problemática energética de Argentina y de América Latina en el Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO (Universidad del Salvador), desde 25 en la Universidad de Buenos Aires, a partir de 26 como Director de Investigación Científico-Técnica del CLICeT, desde 28 es miembro del Observatorio de Prospectiva Tecnológica Energética Nacional (OPTE) de Argentina, desde 211 consultor externo de INVAP Sociedad del Estado y desde 213 es Director del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC) y Coordinador de la Comisión Nuclear Metalúrgica de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA). También brindó servicios de consultoría a PDVSA Argentina S.A. y de asesoramiento a organismos públicos e internacionales, como ser la Comisión de Energía y Combustibles de la H. Cámara de Diputados de la Nación, el H. Senado de la provincia de Buenos Aires, el Ministerio de Educación de la Nación, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y la Organización de Naciones Unidas. Ha participado como expositor en numerosos seminarios y congresos nacionales e internacionales sobre la problemática energética de Argentina y de América Latina. Es autor de más de un centenar de informes de investigación y artículos de opinión publicados en instituciones académicas y medios de prensa del país y extranjeros. Entre sus últimas publicaciones, se destacan: 21, Odisea Energética? Petróleo y Crisis (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 26), co-autor de La Cuestión Energética en la Argentina (FCE-UBA y ACARA, Buenos Aires, 26), de L Argentine après la débâcle. Itinéraire d une recomposition inédite (Michel Houdiard Editeur, París, 27), de Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento, saqueo y perspectivas con Federico Bernal y José Francisco Freda (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 28) y de "Los ex secretarios de Energía bajo la lupa" con Federico Bernal e Ignacio Sabbatella (Editorial Planeta, Buenos Aires, 214). Correo electrónico: oetecid@gmail.com