Informe Trimestral de Coyuntura Energética Cuarto trimestre 2017

Informe Trimestral de Coyuntura Energética 217 Dirección Nacional de Información Energética Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico

El Ministerio de Energía y Minería pone a disposición del público su Informe trimestral de coyuntura energética correspondiente al cuarto de 217, elaborado por la Dirección Nacional de Información Energética, que presenta de manera sintética la evolución de variables seleccionadas del sector energético argentino y sus variaciones respecto del mismo período del año anterior. Todas las cifras se muestran redondeadas. Hidrocarburos: Producción Durante el cuarto de 217 la producción de petróleo alcanzó los 7.131 Mm 3, 3,% por debajo de la producción del mismo período del año anterior. En la cuenca del Golfo San Jorge, principal cuenca petrolera del país, la producción disminuyó 4,1% en términos interanuales, mientras que la producción de la cuenca Neuquina, segunda en importancia, se redujo,8%. Por su parte, la producción de gas natural, alcanzó los 121,7 MMm³/día,,6% por debajo de la correspondiente al cuarto de 216, mostrando una contracción interanual del 1,1% en la cuenca Neuquina, un incremento del 6,4% en la cuenca Austral y una reducción del 6,9% en la cuenca del Golfo San Jorge. Hidrocarburos: Refinación y comercialización El volumen de petróleo procesado disminuyó 4,2% en el de referencia respecto del mismo período de 216. El 58,3% del del crudo procesado durante el fue petróleo liviano. La producción de gas oil creció 2,2% en el cuarto de 217 respecto del mismo período del año anterior, mientras que la de motonaftas (grados 2 y 3) aumentó 4,2%. Las ventas de gas oil se ubicaron en el analizado 6,7% por encima de las correspondientes al mismo de 216. Por su parte, el incremento de las ventas de naftas grados 2 y 3 entre ambos períodos fue de 8,6%. Gas natural: Transporte y distribución La inyección de gas natural al sistema de transporte mostró un incremento del,2% en el cuarto del año 217 respecto del mismo período del año anterior. El consumo de gas natural, por su parte, se contrajo 1,6% en términos interanuales. La demanda del sector residencial creció 1,7% respecto a igual del año 216, mientras que el gas entregado a la demanda industrial creció 5,3% en igual período. Biocombustibles: Bioetanol y biodiésel La producción de bioetanol se ubicó en el cuarto de 217 14,6% por encima de la producción del mismo período de 216, mientras que las ventas al corte crecieron 8,5% en términos interanuales (ver Res. MINEM 37/216). Por su parte, la producción de biodiesel creció en el mismo período 18,3%, mientras las ventas al mercado interno aumentaron un 9,9% y las exportaciones lo hicieron en 5,%. Energía eléctrica Al 3 de de 217 la potencia instalada en el SADI era de 36.15 MW. La generación neta del reportado alcanzó los 33.775 GWh, 1,6% por encima de la generación del mismo período del año anterior. El 57,7% provino de generación térmica, mientras que el 34,8% fue de origen hidráulico (excluyendo pequeños aprovechamientos menores a 5 MW de potencia), 5,3% nuclear y 2,3% renovable, de acuerdo con la clasificación promocionable establecida en la Ley 27.191. El consumo de gas oil para generación eléctrica creció 6,3% en en términos interanuales, mientras que se registró una disminución del consumo de gas natural para tal fin del 4,4%. Se destaca una disminución del 86,2% en el consumo de fuel oil y del 56,5% en el caso del carbón utilizado para generación. La demanda de energía eléctrica en el analizado presentó un incremento del 2,% respecto al mismo período del año anterior, alcanzando los 32.566 GWh. Se destacan, respecto del mismo del año anterior, un incremento del 3,9% por parte de la demanda industrial y comercial >3 kw, del 1,1% por parte de la demanda comercial, y del 1,2% en el caso residencial. La demanda máxima de potencia del, de 24.696 MW, se produjo el 29 de, situándose 6,1% por encima de la demanda máxima de potencia alcanzada en el cuarto de 216. Durante el mencionado pico de demanda, la misma fue cubierta en un 1% con generación local. Balanza comercial energética El resultado del intercambio comercial energético durante el cuarto de 217 fue negativo, por 441 MM USD. Durante el analizado, las importaciones de energía alcanzaron los 1.33 MM USD, 58,6% por encima de las importaciones correspondientes al mismo del año anterior, mientras que el monto de las exportaciones se incrementó 21,%, totalizando 862 MM USD. El precio promedio ponderado del gas natural importado en el cuarto de 217 fue 5,23 USD/MMBTU. Cuadro resumen de variables seleccionadas Unidades 217 216 Var % Producción de petróleo Mm³ 7.131 7.349-3,% Producción de gas natural MMm³/d 122 122 -,6% Petróleo procesado Mm³ 7.17 7.42-4,2% Ventas de naftas Mm³ 2.475 2.279 8,6% Ventas de gas oil Mm³ 3.622 3.394 6,7% Gas natural entregado MMm³/d 11 112-1,6% Demanda de energía eléctrica GWh 32.566 31.942 2,% Dirección Nacional de Información Energética Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico Ministerio de Energía y Minería Importaciones de gas natural MMm³/d 56 58-4,% Déficit comercial energético MMUSD 441 19 35,2% Importaciones de energía MMUSD 1.33 821 58,6%

Hidrocarburos: Producción Tabla 1. Petróleo: Producción por tipo de extracción y condensado 217 vs. 216, en miles de m³ Tipo 217 216 (T4 217) Condensado 325 312 4,3% 4,6% Primaria 3.883 4.6-3,1% 54,5% Secundaria 2.889 2.998-3,6% 4,5% Recup. asistida 34 33 3,%,5% Total 7.131 7.349-3,% 1,% miles de m 3 217 216 % 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 Figura 1. Petróleo: Producción por cuenca 217 vs. 216-4,1% Golfo San Jorge -,8% -7,1% -1,6% -14,8% Neuquina Cuyana Austral Noroeste Figura 2. Petróleo: Precios en el mercado interno e internacional % -5% -1% -15% -2% -25% -3,% La producción de petróleo disminuyó 3% en el cuarto de 217 respecto del mismo del año anterior. -4,1% La producción de petróleo de la cuenca del Golfo San Jorge disminuyó 4,1% en el cuarto de 217 respecto del cuarto de 216. USD/bbl 8 7 6 5 4 3 2 1 Medanito Escalante Prom. Mercado interno Precio WTI Precio Brent 64,4 55,8 57,9 56,6 54,3 Fuentes: Ministerio de Energía y Minería y EIA (EEUU). Presión Tabla 2. Gas natural: Producción por presión 217 vs. 216, en millones de m 3 diarios 217 216 (T4 217) Alta presión 12,7 19,3-34,1% 1,4% Media presión 36,2 33,7 7,2% 29,7% Baja presión 72,9 69,4 4,9% 59,9% Total 121,7 122,4 -,6% 1,% Figura 3. Gas natural: Producción por cuenca 217 vs. 216, en millones de m 3 diarios 217 216 % 8 7 6 5 4 3 2 1-1,1% 6,4% -6,9% Neuquina Austral Golfo San Jorge -1,4% Noroeste 1,4% Cuyana 8% 6% 4% 2% % -2% -4% -6% -8% -1% -12% -,6% La producción de gas natural disminuyó,6% en el cuarto de 217 respecto del mismo período del año anterior. +6,4% La producción de gas natural de la cuenca Austral creció 6,4% en el cuarto de 217 en relación al cuarto de 216. 5,23 USD/MMBTU Fue el precio promedio ponderado del gas natural importado en el de referencia. USD/MMBTU Mercado interno i ii Importación de GNL Importación de Bolivia Importación de Chileiii Gas oil importado iv 15,1 16 14,6 14,2 11,1 11,6 11,6 12,1 12, 12,6 13,1 13,5 12,8 14 12,4 12,6 12,2 12,1 12, 11,2 11,1 11,3 12 1,4 9,7 1 8, 8,5 9,6 6,9 7,3 7,3 6,8 7,4 7,8 7,3 7,6 8 8,5 7,9 7,7 7,5 8, 6 6,9 6,9 6,2 6, 6,1 6,6 7,1 7,1 6,9 6,5 4,5 6,7 7, 3,9 3,9 3,9 3,7 3,9 3,9 3,9 4,5 4,5 4,9 4,9 4,9 5, 4 3,7 3,5 3,2 3,2 3,3 5, 5, 5, 5, 5, 3,7 3,9 4, 4, 3,5 3,8 3,8 3,8 3,6 3,5 4, 2 2,7 2,7 2,5 3,1 3,1 3,1 2,9 3,2 3,7 2,1 Figura 4. Gas natural: Precios en el mercado interno e internacional i: Precio promedio sin Plan Gas ii: Incluye costo de regasificación y otros. iii: Precio promedio en frontera. iv: Principal sustituto del gas natural para la industria y la generación eléctrica. Fuente: Ministerio de Energía y Minería y ENARSA. 3

Hidrocarburos: Refinación y comercialización Por origen Tabla 3. Petróleo procesado por origen y tipo 217 vs. 216, en miles de m³ 217 216 (T4 217) Crudo importado 423 367 15,3% 6,% Cuenca Austral 239 188 27,6% 3,4% Cuenca Cuyana 253 295-14,3% 3,6% Cuenca Golfo San Jorge 2.71 2.973-8,8% 38,1% Cuenca Neuquina 3.366 3.481-3,3% 47,4% Cuenca Noroeste 115 117-1,1% 1,6% Total 7.17 7.42-4,2% 1,% Por tipo Liviano 4.144 4.152 -,2% 58,3% Medio 2.963 3.268-9,3% 41,7% Total 7.17 7.42-4,2% 1,% -4,2% El volumen de petróleo procesado disminuyó 4,2% en el cuarto de 217 especto del mismo del año anterior. +2,2% La producción de gas oil creció 2,2% en el cuarto de 217 respecto del mismo período de 216. +6,7% Las ventas de gas oil aumentaron 6,7% en términos interanuales en el cuarto de 217. +8,6% Las ventas de naftas (grados 2 y 3) se incrementaron 8,6% el cuarto de 217 respecto del mismo de 216. Subproducto Tabla 4. Principales subproductos obtenidos 217 vs. 216 Unidad 217 216 Tabla 5. Ventas al mercado y bunker de principales subproductos 217 vs. 216 Subproducto Unidad 217 216 Gas oil miles de m³ 3.186 3.117 2,2% Nafta grado 2 miles de m³ 1.618 1.556 4,% Nafta grado 3 miles de m³ 676 647 4,5% Kerosene y aerokerosene miles de m³ 455 47-3,2% Fuel oil + IFO miles de t 579 682-15,% Gas oil miles de m³ 3.622 3.394 6,7% Nafta grado 2 miles de m³ 1.685 1.67 4,8% Nafta grado 3 miles de m³ 79 672 17,5% Kerosene y aerokerosene miles de m³ 496 467 6,% Fuel Oil + IFO miles de t 294 598-5,9% Figura 5. Precios de las naftas y gas oil en surtidor, con impuestos promedio ponderado en pesos argentinos, total país 216-217, en pesos por litro en ARS/ l 3, 28, 26, 24, 22, 2, 18, 16, 14, 12, 1, Enero Nafta súper Nafta premium GO 2 GO 3 Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio 216 217 Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre 27,6 24,7 24,3 21,2 Figura 6. Precios de las naftas y gas oil en surtidor, con impuestos promedio ponderado en dólares, total país 216-217, en USD por litro en USD/ l 1,7 1,6 1,5 1,4 1,3 1,2 1,1 1,,9,8,7 Enero Febrero Nafta súper Nafta premium GO 2 GO 3 Marzo Abril Mayo Septiembre Julio Agosto Octubre Noviembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Septiembre 216 217 Julio Agosto Octubre Noviembre 1,56 1,4 1,37 1,2 Fuentes: Ministerio de Energía y Minería y BCRA, Com. A 3.5 (Tipo de cambio nominal promedio mensual). +31,4% / +27,9% Fueron los incrementos interanuales medidos en pesos del precio Figura 7. Ventas de gas licuado de petróleo 215-217, a fraccionadores y envases a granel. promedio en surtidor de la nafta grado 2 (súper) y del gas oil grado 2, 217 216 215 respectivamente, en de 217. +17,5% / +14,3% Fueron las variaciones medidas en dólares del precio promedio en surtidor de la nafta grado 2 (súper) y del gas oil grado 2, respectivamente, en de 217 vs. el mismo mes del año anterior. +2,9% Las ventas de gas licuado a fraccionadores crecieron 2,9% en el cuarto de 217 respecto del mismo período de 216. Miles de t 18 16 14 12 1 8 6 4 2 4

Gas natural por redes Tabla 6. Gas natural inyectado al sistema de transporte 217 vs. 216, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal Gasoducto 217 216 (T4 217) Norte 21,9 21, 4,3% 18,3% Centro Oeste 23, 22,2 3,8% 19,2% Neuba I 2,8 21,1-1,4% 17,3% Neuba II 17,2 16,8 1,9% 14,3% San Martín 33, 32, 3,2% 27,6% Sur 2,7 2,6 2,9% 2,2% Malargüe,, -18,%,% Otros orígenes 1,3 3,8-67,2% 1,1% Total 119,8 119,5,2% 1,% +,2% El gas natural inyectado en el cuarto de 217 fue,2% superior al correspondiente al cuarto de 216. -4,% Las importaciones de gas natural se redujeron 4,% en el cuarto de 217 en relación al mismo del año anterior. -1,6% La demanda de gas natural se redujo 1,6% en el cuarto de 217 vs el cuarto de 216. Tabla 7. Gas natural entregado por tipo de usuario 217 vs. 216, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal Usuario Figura 8. Inyecciones mensuales de gas natural importado por origen 217 vs. 216, en millones de m 3 diarios 15,8 7,7 5,5 14,6 3,6 6,8 18,1 2,2 1,2,1 16,2 217,9 216 (T4 217) Residencial 17,2 16,9 1,7% 15,6% Comercial 2,7 2,9-7,9% 2,4% Entes oficiales,7,9-13,8%,7% Industria 35,5 33,7 5,3% 32,2% Cent. eléctricas 45, 48, -6,3% 4,8% SDB 2,1 2, 4,7% 1,9% GNC 6,9 7,5-7,5% 6,3% Total 11,1 111,9-1,6% 1,% 15,4, 16,1, 14,5,8 1,4 16,7,3,6 17,6,,3 215 216 217 215 216 217 215 216 217 Octubre Noviembre Bolivia GNL Bahía Blanca GNL Escobar Chile Figura 9. Gas natural: consumo del sector residencial 215-217, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 217 216 215 Figura 1. Gas natural: consumo del sector industrial 215-217, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 217 216 215 6, 5, 4, 3, 2, 1, 6, 5, 4, 3, 2, 1,,, Figura 11. Gas natural: consumo del centrales eléctricas 215-217, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal Figura 12. Gas natural: consumo del resto de usuarios 215-217, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 217 216 215 217 216 215 7, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 5

Biocombustibles Mm 3 12 1 8 6 4 Figura 13. Producción de bioetanol 216-217, en Mm³ Maíz Caña Ventas al corte 93 91 8 82 85 86 85 87 86 88 88 9 89 92 94 1 85 74 74 68 71 6 66 56 36 65 67 55 42 49 46 41 38 51 54 49 49 36 39 35 44 22 24 19 34 2 24 29 45 41 46 4 45 39 32 38 43 36 41 45 46 44 44 45 4 42 43 49 47 51 48 51 2 - +14,6% Durante el cuarto de 217 se produjeron 295,4 Mm³ de bioetanol, 14,6% por encima de la producción del mismo de 216. +8,5% Las ventas al corte de bioetanol crecieron 8,5% en el cuarto de 217 respecto del mismo de 216. 5,7% El 5,7% del bioetanol producido durante el cuarto de 217 provino del procesamiento de maíz. 15,61 AR$/l En de 217 el precio del bioetanol producido en base a caña de azúcar fue de 15,61 $/l. 12,19 AR$/l En de 217 el precio del bioetanol producido en base a maíz fue de 12,19 $/l. AR$/litro Figura 14. Precios del bioetanol en el mercado interno 216-217, en AR$/l En base a maíz En base a caña de azúcar 18, 16, 14, 12, 1, 15,6 12,2 +17,% / -4,6% fueron las variaciones interanuales en de 217 del precio del bioetanol en base a caña de azúcar y a maíz, respectivamente. 8, 6, miles de t 4 35 3 25 2 15 1 5 - Figura 15. Producción, ventas al mercado interno y exportaciones de biodiésel 216-217, en miles de toneladas Ventas internas Exportaciones Producción 252 285 293 294 262 281 249 191 253 19 172 17 224 26 2 152 174 18 167 186 169 185 151 153 162 171 146 168 214 16 13 98 91 15 78 68 69 43 42 65 22 39 74 88 93 9 91 85 9 99 98 88 11 1 89 84 92 94 15 97 12 94 18 12 16 249 297 283 * * 273 293 33 266 +18,3% La producción de biodiésel creció 18,3% en el cuarto de 217 respecto del mismo de 216. +5,% Las exportaciones de biodiésel se incrementaron en el cuarto de 217 5,% respecto del cuarto de 216. +9,9% Las ventas de biodiésel al mercado interno aumentaron 9,9% en el cuarto de 217 en relación al mismo del año anterior. 15,11 AR$/kg En de 217 el precio del biodiésel para las pequeñas empresas fue de 15,11 $/kg. 18, Figura 16. Precios del biodiésel en el mercado interno 216-217, en AR$/kg Mediana Pequeña Grande Grande no integrada 12,69 AR$/kg En de 217 el precio del biodiésel para las empresas grandes integradas fue de 12,69 $/kg. +11,3% / +12,7% fue la variación interanual en el mes de del precio del biodiésel para empresas pequeñas y medianas, respectivamente. $/kg 16, 14, 12, 1, 8, 6, 15,1 15,1 14, 12,7 6

Energía Eléctrica Tabla 8. Potencia instalada en el SADI Septiembre 217 vs. 217, por tipo de tecnología, en MW Tecnología 217 Septiembre 217 Adición (Dic 217) Hidráulica 1.746 1.746 29,7% Ciclos combinados 9.87 9.643 227 27,3% Turbogas 6.572 6.16 413 18,2% Turbovapor 4.451 4.451 12,3% Nuclear 1.755 1.755 4,9% Motor diesel 2.3 1.866 136 5,5% Eólica 227 195 31,6% Biogás 22 2 1,1% Solar 8 8,% Pequeña hidro* 496 496 1,4% Total 36.15 35.341 89 1,% * Se considera para el presente pequeña hidro a los aprovechamientos con una potencia menor a 5 MW. Tabla 1. Generación neta por fuente 217 vs. 216, en GWh Tabla 9. Adición de potencia en el SADI de 217, en MW Región Central Tecnología Adición Máquinas Nuevas PATAGONICA P. EOLICO RAWSON III Eólica 25 PATAGONICA ALUAR SA Turbina a gas 152 NOROESTE C.T. SALTA (TERMOANDES)* Ciclos Combinados 227 CUYO C.T. ANCHORIS Motor Diesel 4 COMAHUE C.T. LOMA CAMPANA 2 Turbina a gas 17 LITORAL ENERGIA AGRO S.A.U Biogas 1 BUENOS AIRES C.T. BARKER Turbina a gas 14 BUENOS AIRES C.T. PIEDRABUENA Motor Diesel 96 Cambios de potencia PATAGONICA P. EOLICO RAWSON I Eólica 4 PATAGONICA P. EOLICO RAWSON II Eólica 2 GRAN BS.AS. C.T. EZEIZA ETAPA1 Turbina a gas 9 COMAHUE C.T. LOMA CAMPANA Turbina a gas 5 Total 89 Programa RenovAr Resolución 21/216 * Corresponde a una TV que en el anterior estaba conectada al Sistema Interconectado del Norte Grande (SING) de Chile, que luego fue conectada al Sistema Argentino de Interconexión (SADI). Fuente 217 216 I.A % (T4 217) Térmica 19.491 21.39-8,5% 57,7% Hidráulica 11.745 9.31 26,2% 34,8% Nuclear 1.774 1.97-7,% 5,3% Renovable 764 75 8,3% 2,3% Total 33.775 33.231 1,6% 1,% 2,3% Fue la participación de la generación neta a partir de renovables (eólica + biogás + solar + pequeña hidro) sobre la generación neta total en el cuarto de 217. +1,6% La generación neta se incrementó 1,6% en el cuarto de 217 respecto del cuarto de 216. Figura 17. Generación neta térmica 215-217, en GWh Figura 18. Generación neta hidráulica 215-217, en GWh 217 216 215 217 216 215 GWh 1. 8. 6. 4. 2. GWh 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 Figura 2. Generación neta renovable 215-217, en GWh 217 216 215 3 25 2 15 1 5 Figura 19. Generación neta nuclear 215-217, en GWh 217 216 215 1.2 1. 8 6 GWh 4 2 GWh 7

GWh 4 2,2% 2,2% 3 2 1 Figura 21. Generación renovable por fuente y participación sobre la demanda 216-217, en GWh Pequeña hidro (<5 MW) Eólica Biomasa Biogás Solar 2,5% 2,1% 1,5% 1,4% 1,6% 2,3% 2,2% 2,2% 2,1% 2,% 1,9% 2,% 2,1% 1,8% 1,9% 3,% 2,6% 2,4% 1,9% 2,4% 2,1% 2,5% 2,% 1,6% 1,6% 1,5% 1,%,5%,% Tabla 11. Consumo de combustible del parque térmico de 217 vs. 216 Combustible 217 216 I.A % Gas natural (MMm 3 ) 4.152 4.343-4,4% Gas oil (Mm 3 ) 99 93 6,3% Fuel oil (miles de t) 6 437-86,2% Carbón mineral (miles de t) 86 197-56,5% Figura 22. Consumo de gas natural para generación eléctrica 215-217, en MMm³ Figura 23. Consumo de gas oil para generación eléctrica 215-217, en Mm³ 217 216 215 217 216 215 MMm 3 2. 1.8 1.6 1.4 1.2 1. 8 6 4 2 Mm 3 8 7 6 5 4 3 2 1 Figura 24. Consumo de fuel oil para generación eléctrica 215-217, en miles de toneladas 217 216 215 Figura 25. Consumo de carbón mineral para generación eléctrica 215-217, en miles de toneladas 217 216 215 miles de t 35 3 25 2 15 1 5 miles de t 12 1 8 6 4 2-86,2% El consumo de fuel oil para generación eléctrica se redujo 86,2% en el cuarto de 217 respecto del mismo período de 216. +2,% La demanda eléctrica creció 2,% en el cuarto de 217 respecto del cuarto de 216. +3,9% La demanda eléctrica del sector industrial y comercial >3 kw se incrementó 3,9% durante el cuarto en relación al mismo período de 216. Tipo de usuario Tabla 12. Demanda eléctrica por tipo de usuario 217 vs. 216, en GWh 217 216 I.A % (T4 217) Residencial 13.232 13.73 1,2% 4,6% Comercial 9.636 9.532 1,1% 29,6% Industrial/Comercial >3 kw 9.698 9.338 3,9% 29,8% Total 32.566 31.942 2,% 1,% 8

Figura 26. Demanda eléctrica y temperatura promedio en AMBA y Litoral 216-217, en GWh y ºC Demanda Energía Temp. Media AMBA+Litoral (eje der.) Figura 27. Demanda máxima de potencia y temperatura en el pico en AMBA y Litoral 216-217, en MW y ºC Dem. Potencia Máx Temp. en el pico AMBA + Litoral ( eje der.) GWh 14. 12. 1. 8. 6. 4. 2. 26,1º 26,1º 21,2º 17,3º 16,8º 1,6º 1,9º 13,8º 14,3º 25,7º 25,3º 25,4º 24,7º 22,4º 21,1º 18,9º 18,2º 2,6º 17,8º 15,9º 15,9º 15,2º 13,7º 13,4º 12.345 11.732 1.461 1.292 11.358 11.813 11.93 1.855 1.382 9.956 1.133 11.854 12.525 11.75 11.115 9.786 1.787 11.349 11.786 11.98 1.34 1.219 1.346 12.1 3 25 2 15 1 5 ºC MW 3. 25. 2. 15. 1. 5. 35,1º 35,1º 28,7º 8,7º 9,º 5,º 7,8º 8,9º 1,7º 14,1º 34,5º34,9º33,4º 33,6º 25,6º 33,9º 34,5º 13,2º 12,6º 1,º 12,5º 9,2º 5,9º 1,5º 24.885 25.38 23.139 21.34 21.679 22.638 22.23 21.483 22.265 19.51 2.425 23.266 24.717 25.628 24.96 2.56 22.58 22.987 23.529 21.931 2.442 19.953 21.585 24.696 4 35 3 25 2 15 1 5 ºC Item Tabla 13. Cubrimiento del pico real del SADI 217 vs. 216 217 216 Día 29-dic 21-dic Hora 14:4 15:22 Temp. Promedio AMBA + Litoral ( C) 34,5 34,5 Demanda Total SADI (MW) 24.696 22.266 6,1% Generación Total (MW) 24.696 23.251 6,2% Nuclear 938 899 4,3% Térmica 14.847 14.94 5,3% Hidráulica 8.717 8.114 7,4% Renovable 194 144 34,7% Importación (MW) 15 n.a. Brasil n.a. Paraguay 15 n.a. Uruguay n.a. Reserva rotante (RPF+RSF+RRO) (MW) 1.778 1.675 Reserva térmica disponible (MW) 1.539 1.18 Generación Indisponible (MW) 6.456 5.519 17,% Térmica 5.281 4.254 24,1% Hidráulica 45 45,% Nuclear 77 86-1,5% 24,7ºC fue la temperatura promedio en AMBA y el Litoral en de 217,,6ºC por debajo de la temperatura promedio del mismo mes de 216. 24.696 MW fue la demanda máxima de potencia alcanzada en el SADI en el cuarto de 217, 6,1% por encima de la demanda máxima de potencia alcanzada en el cuarto de 216. 1% El pico de demanda del cuarto de 217 fue cubierto 1% con generación local. 1.778 MW La reserva rotante durante el pico del cuarto de 217 fue de 1.778 MW, equivalente al 7,2% de la demanda total del SADI. 5.281 MW Durante el pico del cuarto de 217 la indisponibilidad térmica alcanzó los 5.281 MW. 1.22 AR$/MWh En de 217 el precio monómico promedio fue de 1.22 AR$/MWh, 15,6% por encima del promedio de del año anterior. 81 AR$/MWh fue el precio monómico ponderado estacional en de 217, representando un incremento del 146,5% respecto del mismo mes del año anterior. $/MWh 1.6 1.4 1.2 1. 8 6 4 2 788 96 Figura 28. Precio Monómico y precio Estacional (promedio ponderado) 216-217, en pesos por MWh Precio monómico 95 893 1.37 1.154 1.44 1.328 1.146 1.97 1.54 1.7 945 9661.4 1.23 1.5 328 348 343 335 331 319 32 333 336 336 329 333 443 Precio monómico ponderado estacional 1.43 1.371 1.239 1.172 1.179 1.54 1.195 64 69 581 576 576 575 578 581 612 1.22 81 9

Comercio Exterior Figura 29. Balanza comercial energética 216-217, en millones de USD Saldo comercial Exportaciones Importaciones MM USD 1. 5-5 -1. -1.5 281 288 278 258 41-129 -152-138 -72-268 762 8-591 -699 741 788 673 545 534 374 37 295 219 258 262 327 394 45 45 413 439-424 -2-83 -58 32-23 -68-129 -238-572 -684-556 -341-264 -161-1 -179-441 MM USD Fue el resultado de la balanza comercial energética durante el cuarto de 217. +35,2% El déficit de la balanza comercial se incrementó 35,2% en el cuarto de 217 en relación al mismo del año anterior. Fuente: INDEC y ENARSA 1.33 MM USD Fue el valor alcanzado en concepto de importaciones de energía durante el cuarto de 217. +58,6% El monto de las importaciones de energía del cuarto de 217 se ubicó 58,6% por encima del correspondiente al mismo del año anterior. MM USD Figura 3. Detalle de importaciones totales de energía 216-217, en millones de USD Gas natural GNL Gas oil Petróleo Otros 1.2 1. 8 131 131 121 17 148 25 66 6 11 68 364 391 98 23 298 239 12 32 4 49 95 84 179 21 28 76 125 98 69 161 171 118 63 79 118 15 115 151 18 193 167 197 57 18 97 11 93 9 115 2 61 8 149 57 86 56 57 117 33 96 113 19 27 71 121 128 62 69 6 38 25 75 115 22 49 8 64 53 69 85 58 15 34 16 81 11 23 65 62 64 5 73 92 82 86 58 66 67 75 91 84 91 88 11 136 136 136 11 13 89 1 Fuentes: INDEC y ENARSA. 217 216 I.A % (T4 217) Petróleo 31 286 8,5% 36,% Búnker 196 164 19,7% 22,7% GLP 151 119 27,3% 17,6% Resto 24 144 41,9% 23,7% Total 862 713 21,% 1,% Fuente: INDEC. Tabla 14. Detalle de exportaciones de energía 217 vs. 216, en millones de USD 36,% El 36,% de las exportaciones de energía del cuarto de 217 fueron explicadas por el petróleo. +21,% En el cuarto de 217 las exportaciones de energía crecieron 21,% respecto del mismo del año anterior, alcanzando los 862 MMUSD. 87,2% El 87,2% de la energía eléctrica importada en el cuarto de 217 provino de Uruguay. País Tabla 15. Intercambios de energía eléctrica 217 vs. 216, en GWh 217 Exportación 216 Partic. (T4 217) 217 Importación 216 Partic. (T4 217),12% Fue la participación de la energía eléctrica importada sobre la demanda del sistema en el cuarto de 217. Brasil 5 232 1,% 5 12,3% Chile,%,5% Paraguay,% 3,% Uruguay,% 35 2 87,2% Total 5 232 1,% 4 32 1,% % sobre demanda,12%,1% 1

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