DE LA REPUBLICA ARGENTINA

SINTESIS DEL MERCADO ELECTRICO MAYORISTA DE LA REPUBLICA ARGENTINA Diciembre 211

SINTESIS MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) Diciembre 211. Introducción La demanda neta de energía del MEM de diciembre del 211 tuvo una disminución de,3% respecto al mismo mes del año pasado. La temperatura media fue de 22,9 ºC; mientras que en diciembre del año anterior había sido de 22,5 ºC, y la histórica del mes es de 22,8 ºC. En cuanto a la generación hidráulica, la central hidroeléctrica de Salto Grande operó con aportes del río Uruguay inferiores a los históricos del mes, en forma similar al río Futaleufú; mientras que la central hidroeléctrica Yacyretá presentó aportes superiores a sus históricos. Por su parte, los ríos de la cuenca del Comahue, registraron caudales inferiores a los históricos. Como se indica en la sección respectiva, la generación hidráulica del MEM resultó un 12,4% inferior al mismo mes del año 21 y un 7,4% inferior a la prevista. Por su parte, la generación nuclear bruta del mes fue de 522,2 GWh, contra 343,9 GWh del mismo mes del año anterior. Por último, la generación térmica resultó un 3,2% superior al mismo mes del año 21, y un 4,3% superior a la prevista. Respecto de las importaciones, se registraron 1,6 GWh en el mes, contra 12,7 GWh del mismo mes del año pasado; mientras que se exportaron 128,7 GWh contra 9 GWh del mes de diciembre de 21. El precio medio de la energía durante este mes resultó de 119,7 $/MWh, mientras que el precio monómico fue de 19,2 $/MWh. Observaciones La demanda eléctrica de diciembre no mantuvo la tendencia de crecimiento de los meses anteriores respecto al año previo. Sin embargo a nivel anual la demanda eléctrica tuvo un incremento 211/21 superior al 5%. Como novedades de generación, para preservar las reservas hidráulicas en función de la demanda, se despacharon todos los ciclos combinados y las turbinas de vapor con gas, carbón y fuel oil, para el MEM, más algunas turbinas de vapor con fuel oíl para exportación a UTE. Además se utilizaron máquinas forzadas con gas oil por requerimientos locales. 1

El despacho de generación nuclear estuvo reducido durante las primeras dos semanas del mes por la salida de servicio de la central nuclear Embalse, desde el día 24/1 al 9/12 por mantenimiento programado estacional. A partir del día 11 la central Embalse completó carga al 8% de su potencia máxima por requerimientos de extensión de su vida útil. En cambio, la central nuclear Atucha I operó sin inconvenientes durante la totalidad del mes. Demanda de Energía y Potencia A continuación se muestra la evolución de la demanda neta y de la generación neta para cubrir demanda. Estos criterios de medición son equivalentes, pero no exactamente iguales y debido a diversos factores puede haber leves diferencias entre ambos.cias entre ambos. Variación Demanda Neta MENSUAL (%) AÑO MOVIL (%) ACUMULADO 211 (%) -,3 +5,1 +5,1 La variación mensual se calcula computando la demanda neta de los agentes, sin considerar las pérdidas en la red; respecto del mismo valor mensual del año anterior. El año móvil en cambio, compara la demanda de los últimos doce meses respecto de los 12 meses anteriores; mientras que el acumulado anual, computa los meses corridos del año en curso, respecto de los mismos del año pasado, y en el caso particular de diciembre es coincidente con el año móvil. El promedio diario de la generación neta para cubrir demanda fue un,6% inferior al de diciembre del año pasado. Generación Neta para cubrir Demanda - Promedio Diario Mensual GWh/día 36 34 32 3 28 26 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 36,8 311,6 287,1 285,4 293,3 321,1 36, 32,6 298,8 285,5 31,9 33,6 33,2 35, 298,6 279,2 283,7 316,4 319, 293,1 291,9 283,5 32,8 34,5 326,4 324,4 317,2 291,7 296,2 323,4 337,6 325,1 3,9 286, 34,2 338, 34,3 335,3 327,1 35,9 318,3 349,3 352,4 344,6 312,7 31,9 327,6 335,8 2

A continuación se presenta la evolución de la demanda de agentes del MEM de los últimos 1 años. A partir de febrero del año 26 los valores incluyen al MEM Sistema Patagónico. Demanda Agentes 14 12 1 8 GWh 6 4 2 GWh 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 7216 77738 82967 87779 96813 1295 15938 14622 11798 116418 3

Demanda Máxima de Potencia La demanda máxima de potencia presentó un crecimiento del 1,5% en comparación con el mismo mes del año 21, como se muestra en la siguiente figura. Demanda máxima potencia (no incluye exportaciones) MW 215 195 175 155 135 115 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 17885 1793 17697 17129 1867 19126 18389 1871 17615 16652 18441 17571 17351 18596 17218 16963 1778 18948 19566 17862 17895 1823 17426 18422 1937 19332 1848 16937 18228 1877 2396 2843 19346 17211 18353 229 2531 2174 2913 1839 18765 2124 2143 21564 18648 17565 1958 2513 En la gráfica siguiente se muestra para los últimos 1 años, el registro de la evolución de la demanda máxima de potencia. A partir de febrero del año 26 los valores incluyen al MEM Sistema Patagónico. Demanda máxima en pico 25 2 15 MW 1 5 MW 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 13481 14359 1532 16143 17395 18345 19126 19566 2843 21564 4

Potencia Instalada Los equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI), se pueden clasificar en tres tipos de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico fósil (TER), Nuclear (NU) o Hidráulico (HID). Los térmicos a combustible fósil a su vez se pueden subdividir en cuatro tipos tecnológicos de acuerdo al tipo de ciclo térmico que utilizan para aprovechar la energía: Turbina de Vapor (TV), Turbina de Gas (TG), Ciclo Combinado (CC) y los Motores Diesel (DI). Existen en el país otras tecnologías de generación que se están conectando al SADI progresivamente, como las eólicas (EOL) y fotovoltaicas (SOL), aunque aun de baja incidencia en cuanto a la capacidad instalada. La potencia total del parque de generación eléctrica del MEM, a fin de diciembre es la siguiente: Area TV TG CC DI TER NU HID EOL SOL TOTAL CUYO COM NOA CENTRO GB-LI-BA NEA PAT TOTAL 12 9 374 584 163,1 1,2 1648,3 23 1281 73 1557 4647 624, 261 993 828 171 2253 217 2,1 2472,1 2 833 68 43 1144 648 918 271, 3864 1122 5984 274 11244 357 945,3 12546,3 26 233 259 273 2989, 16 188 348 519 6,3 873,3 4445 3427 8723 794 17389 15 1139,1 8,7 1,2 29443 Porcentaje 59,6 3,41 37,5,3, Cabe aclarar que la capacidad eólica consignada en la tabla precedente, no representa la totalidad de la potencia existente en el país, sino solo la que entrega energía al SADI, mientras que el resto de la generación eólica (aproximadamente 28 MW), descuenta demanda en cooperativas regionales, del total de sus compras efectuadas al MEM. En cuanto a las incorporaciones de potencia instalada, este mes se registró la adición de 72,1 nuevos MW de potencia, con el siguiente detalle: En la región del Comahue (COM), se habilitó en servicio comercial la central térmica Bariloche (prov. de Río Negro) con el ingreso de motogeneradores con una potencia total de 2 MW. En la región del Noroeste (NOA), ingresó la central térmica INTA Catamarca (prov. de Catamarca), con el agregado de 7 MW de grupos diesel y a la central térmica Independencia (prov. de Tucumán) se le adicionaron con turbinas de gas 12 MW de potencia, totalizando la misma una potencia de 1 MW. En la región CENTRO, ingresó la central térmica 13 de Julio (prov. de Córdoba) que consta de 2 dos turbogeneradores con una potencia total de 26 MW. 5

En la región del Gran Buenos Aires, Litoral, Buenos Aires (GBA-LI-BA), se adicionó potencia a la central térmica Lincoln (prov. de Buenos Aires), mediante grupos diesel de 2 MW, totalizando la central 15 MW de potencia; la central térmica Viale (prov. de Entre Ríos) quedando habilitados comercialmente grupos diesel con una potencia adicional de 5 MW totalizando la central 1 MW y la central Lobos (prov. de Buenos Aires) con una potencia adicional de,28 MW, totalizando en grupos diesel 15,68 MW. En la región de CUYO, quedaron habilitados en servicio comercial 5 minigrupos hidráulicos de la central hidráulica San Guillermo (prov. de San Juan) con una potencia total de,1 MW. A continuación se presenta la evolución de la potencia instalada en el parque de generación desde el año 22. Evolución de la Potencia Instalada MW Fósil Hidraúlica Nuclear Solar Eólica 3 25 2 15 1 5 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 1284 12475 13186 13141 1394 13245 1565 15525 16625 17389 8926 922 9619 9934 9934 1157 1157 1514 1514 1139 15 15 15 15 15 15 15 15 15 15 - - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - 9 La potencia ingresante durante el año estuvo en el orden de los 13 MW, dentro de los cuales se destacan la finalización del complejo hidroeléctrico de Yacyretá con el incremento de la cota final y la incorporación de nuevas centrales hidráulicas que aportaron al SADI 525 MW, el ingreso de 764 MW que corresponden a tecnología térmica fósil; 8,7 MW a la introducción de aerogeneradores (parques eólicos), 1,2 MW a la puesta en marcha de una Planta Piloto Fotovoltaica y,1 MW producto de la entrada en servicio comercial de la minihidro de San Guillermo. 6

Generación Bruta Nacional La generación total bruta nacional vinculada al SADI (nuclear + hidráulica + térmica + eólica + solar), fue un,3% inferior a la de diciembre del 21. GWh 115 11 15 1 95 9 85 Generación Total Bruta 8 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 1144 9548 9597 918 9332 936 1143 9877 9574 9271 988 9988 997 945 9767 886 943 9989 1249 959 9363 9351 9481 9768 1555 9498 1454 9349 9789 9966 153 122 927 9459 982 1121 11299 171 197 9799 1313 1474 1824 1625 962 9819 1357 11176 A continuación, se presenta la relación entre las distintas fuentes de generación: Generación Bruta del MEM - Diciembre 211 Generación Bruta del MEM - Acumulado 211 Fósil 66,9% Hidráulica 28,4% Fósil 63,% Hidráulica Hidráulica 31,9% 3,7% Solar,% Eólica,% Nuclear 4,7% Solar,% Eólica,% Nuclear 5,1 De las gráficas precedentes surge que la generación eólica y solar incorporada hasta el momento, resulta aún demasiado pequeña para reflejarse en forma visible, pero en la medida de que ingresen el resto de los equipos proyectados, se comenzará a apreciar. A continuación se muestra la evolución de la generación bruta de origen nacional a partir del año 22. Se observa que la generación bruta del año 211 con respecto al 21, ha tenido un incremento del 4,5%. 7

En cuanto a la evolución de la generación térmica esta experimentó el principal aumento con un 9,8% para un crecimiento de la energía 211/21. Si bien la generación nuclear a lo largo de los últimos años, se ha mantenido constante; durante el año 211 la central nuclear Embalse estuvo limitada al 8% (52 MW) de su potencia máxima, debido a los trabajos de preparación para la extensión de su vida útil. La generación hidráulica, en los últimos 5 años mantuvo su generación constante principalmente debido a que el año hidrológico del conjunto de las principales cuencas, Comahue, Río Paraná y Río Uruguay, resultó en el orden de la media prevista y a la implementación de la política de conservación del agua para cumplir con la mayor demanda durante el verano y/o el invierno. A su vez, la incorporación de tecnologías renovables, eólica y solar, contribuyeron al SADI con una generación anual de 13 GWh. Evolución de la Generación Bruta GWh Fósil Hidraúlica Nuclear Solar Eólica 14 12 1 8 6 4 2 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 33629 4641 5161 54577 5769 64785 7734 6536 7182 78876 38387 3596 32674 3941 43831 3881 37622 41212 4874 39978 6112 7583 7896 6889 7721 7254 7394 8183 721 64 - - - - - - - - - 1 - - - - - - - - - 12 Existe además generación eólica fuera del MEM que no está incluida en la tabla precedente. 8

Aporte de los Principales Ríos y Generación Hidráulica Como puede verse en la siguiente tabla, el río Paraná registró aportes superiores a su media histórica, mientras que en el resto de las cuencas se registraron valores muy inferiores a los históricos. RIOS MEDIOS MEDIO DIF % DEL MES HISTORICO (m3/seg) (m3/seg) URUGUAY PARANA FUTALEUFU LIMAY COLLON CURA NEUQUEN 1822 3565-48,9 1376 12887 6,4 28 351-2,3 224 452-5,5 218 329-33,8 279 441-36,8 Por ello, la generación bruta hidráulica de este mes resultó un 12,4% inferior a la correspondiente al año 21. A continuación se muestra cómo fue su evolución durante los últimos 4 años. GWh Generación Bruta Hidráulica 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 272 2635 2283 2489 284 3311 389 3888 3718 439 3974 2962 2584 2193 2269 23 2817 3724 3582 3532 4493 4383 4949 4656 414 346 3527 333 3451 3152 3649 336 2813 322 3243 3629 3488 2932 326 3192 3182 385 3361 3626 3453 381 3654 3179 9

En el esquema siguiente se puede apreciar la situación a fin de mes en todos los embalses de la región del Comahue (y los caudales promedios del mes). Como se puede observar el nivel de la mayoría de éstos continua próximo a su cota máxima para esta época del año. EMBALSES DEL COMAHUE - COTAS - CAUDALES Limay 218 m3/s C.Max: 74,44 m C.Hoy: 75, m C.Min: 692, m ALICURA Collon Cura 224 m3/s Neuquen 279 m3/s C.Max: 591,61 m C.Hoy: 592, m C.Min: 564, m C.Max: 422,5 m C.Hoy: 419,1 m C.Min: 41,5 m PLANICIE BANDERITA C.Max: 413,5 m C.Hoy: 413,44 m C.Min: 41,5 m Mari Menuco EL CHAÑAR PIEDRA DE AGUILA C.Hoy: 478,79 m PICHI PICUN LEUFU C.Max: 38,5 m C.Hoy: 381,5 m C.Min: 367, m Río Negro C.Max: Nivel Maximo Normal a fin de Mes C.Hoy: Nivel Real a fin de Mes C.Min: Nivel Minimo Extraordinario Los caudales son los entrantes medios mensuales CHOCON ARROYITO C.Hoy: 314,88 m C.Max: 317, m C.Min: 31,5 m 1

Generación Térmica y Consumo de Combustibles La generación térmica fue un 3,2% superior al mismo mes del año 21. Este mes se registró el mayor valor de los últimos 4 años. GWh Generación Bruta Térmica 8 75 7 65 6 55 5 45 4 35 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 676 6515 6778 696 5797 5377 631 5243 5134 475 5577 6498 6643 6188 6756 6195 584 5542 5918 5229 415 4473 454 4373 5679 5373 6268 5811 5937 6231 6143 5985 5776 5529 5851 7237 7241 6558 745 6233 662 6772 6791 634 5524 5472 6448 7472 Por consiguiente, el consumo de combustibles fósiles en el MEM, durante el mes de diciembre de 211, resultó un 4,2% superior al del mismo mes del año anterior. A continuación se muestra la evolución de cada combustible en este año en unidades equivalentes de energía en el gráfico y en unidades físicas (masa y volumen) en la tabla inferior. Consumo de combustibles en el MEM 211 kcal Carbón (t) FO (t) GO (m 3 ) Gas N (dam 3 ) 1,4E+13 1,2E+13 1E+13 8E+12 6E+12 4E+12 2E+12 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic 83827 93584 8415 19419 97484 17857 1821 9461 58551 957 57528 3972 14126 125165 269894 217123 39797 37135 395519 368486 218119 2691 11749 1694 37281 32265 33451 44972 397141 489381 5736 345599 45967 1961 3261 3972 1442283 1281544 124178 1387 711867 589198 57935 677 953639 1176453 141654 15126 11

La relación entre los combustibles fósiles consumidos en diciembre, en unidades calóricas, ha sido: Consumo de Combustibles Fósiles Diciembre 211 Consumo de Combustibles Acumulado 211 Gas N 88,8% F.O. 7,3% Gas N 69,% F.O. 16,4% G.O. 2,4% Carbón 1,5% G.O. 11,3% Carbón 3,3% Este mes ha aumentado la disponibilidad de gas natural (7,5%) respecto del mismo mes del año anterior; disminuyendo por lo tanto el uso de combustibles líquidos. A continuación se muestra un gráfico con la evolución del consumo de combustibles fósiles desde el año 22, en unidades equivalentes (energía). En la tabla del mismo gráfico se indican las unidades físicas (masa y volumen) de cada combustible. Evolución del consumo de combustibles del MEM kcal Carbón (t) FO (t) GO (m 3 ) Gas N (dam3) 1 8E+14 1,6E+14 1,4E+14 1,2E+14 1,E+14 8,E+13 6,E+13 4,E+13 2,E+13 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 61463 71373 351573 626685 58172 589352 8342 795738 873896 944216 13134 14235 75791 51843 95887 629789 87538 975393 16799 256188 39372 15463 828973 113554 1548527 189776 2346662 162534 2262663 222459 6149262 8132422 961732 14445 1111947 11976485 1319845 12616393 11573394 12612386 La demanda de combustibles fósiles en el año 211 creció un 1,9 % respecto a la correspondiente al año 21, a su vez la generación térmica que utiliza combustibles fósiles creció un 9,8%. Se pueden observar a continuación las emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustibles fósiles en los equipos generadores vinculados al MEM, para el mes de diciembre de 211, en millones de toneladas. 12

Emisiones de CO 2 en la Generación Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional 4,5 4, 3,5 Millones de t 3, 2,5 2, 1,5 1,,5, 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 2,6 2,4 3,1 2,9 3,2 3,5 3,6 3,4 3,1 2,7 2,6 3,4 3,6 3,3 3,6 3,1 3,7 3,9 4, 3,6 2,8 2,5 3,1 3,5 Frente al crecimiento del consumo de combustibles fósiles (4,2%), las emisiones de gases con efecto invernadero crecieron sólo el 2% debido a que hubo una mayor disponibilidad de gas natural, que tiene un menor factor de emisión. A continuación se muestra un gráfico con la evolución de las emisiones de CO2 en la generación de electricidad desde el año 22 en millones de toneladas. Evolución de las emisiones de CO 2 en la Generación Eléctrica del Sistema Interconectado Nacional 45 4 35 3 Millones de t 25 2 15 1 5 CO2 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 12,5 16,6 22,7 25,2 28,4 32,8 37,3 34,6 36,6 4,7 13

Generación Bruta Nuclear Como se puede observar en la gráfica siguiente, la generación nuclear tiene un comportamiento estacional con disminuciones asociadas generalmente al mantenimiento programado, que habitualmente se realiza en los meses de menor demanda. Generación Bruta Nuclear GWh 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 28 29 21 211 Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 737 669 536 524 731 672 745 747 722 528 257 528 743 663 742 635 746 724 749 748 721 496 477 739 735 665 658 234 42 584 739 731 682 728 78 344 57 581 475 374 51 616 672 659 625 545 252 522 Se puede apreciar además que en los meses de mayor demanda (invierno y verano), su generación es siempre cercana al máximo que su potencia instalada le permite. La mitad del mes de diciembre, la central nuclear Embalse estuvo fuera de servicio para su mantenimiento programado estacional. Actualmente se encuentra en operación con el 8% de su potencia, por encontrarse en la etapa de preparación previa a los trabajos de extensión de vida. 14

Evolución de Precios de la Energía en el MEM A continuación se muestra como fue la evolución del valor mensual de la energía eléctrica y el promedio anual en el mercado Spot en los últimos cuatro años. $/MWh 14 12 1 8 6 4 2 Precio de la Energía en el MEM 28 29 21 211 Prom Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 12,2 96,8 99,8 98,1 82,7 78,2 8,1 75,3 75,2 7,1 92,8 1,6 87,7 18,7 16,7 19,2 14,1 89,3 85,8 92,2 1,9 93,9 97,5 88,6 92,8 97,5 1,8 14,6 116,9 115,4 116,2 119,8 119,9 119,9 118,2 115,7 116,9 118, 115,2 119,8 119,4 119, 119,8 119,7 12, 119,7 119,8 119,9 116,8 119,9 119,7 119,4 También se presenta la evolución mensual y el promedio anual del precio monómico en el mismo periodo. $/MWh Precio Monómico en el MEM 48 44 4 36 32 28 24 2 16 12 8 4 28 29 21 211 Prom Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic Anual 132,1 124,4 137,1 145,2 153,4 16,2 142,3 153,5 164,7 125,8 147,7 152, 144,9 165,2 165, 17,7 16,1 153,6 188,3 219,5 198,5 154,7 13,9 118,5 125,5 162,5 135,4 133,9 174,9 18,9 226,9 31,5 289,6 243,5 236,8 18,2 164,5 179,5 24, 185,6 181,5 211,5 219,5 348,9 416,8 42,3 361,3 232,1 179,3 177,8 19,2 26,4 15

A continuación se muestra como fue la evolución de los ítems que componen el precio monómico durante el corriente año. Items del Precio Monómico $/MWh 45 4 35 3 25 2 15 1 5 Adicional de Potencia Sobrecosto de Combustible Energía Adicional Sobrecosto Trans. Despacho Precio de Energía Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic 17,3 17, 17,8 17,1 2,1 22,7 23,3 24,8 19,2 17,8 16,7 16, 9,8 8,9 7,6 11,2 1,4 5,5 4,7 4,5 6,6 6,9 8,5 9,7 4,9 4, 4,2 4,3 3,4 3,9 3,7 3,6 3,2 3,6 3,9 4,1 33,9 32,3 62,9 67,1 195,3 264,8 269, 28,6 83,2 34,3 28,8 4,7 119,8 119,4 119, 119,8 119,7 12, 119,7 119,8 119,9 116,8 119,9 119,7 Los valores de los sobrecostos transitorios de despacho y el sobrecosto de combustible representan la incidencia en ese promedio ponderado, de lo que perciben exclusivamente los que consumen combustibles líquidos, dado que en la tarifa se considera que todo el sistema térmico consume únicamente gas natural. Estos conceptos junto con el de energía adicional, se encuentran asociados al valor de la energía, y con el valor de la potencia puesta a disposición ( adicional de potencia ), componen el precio monómico. A continuación se muestra como ha sido la evolución de los valores de energía y monómico desde el año 22 en $/MWh. 3 25 2 15 Precios Medio Anuales $/MWh 1 5 Precio de la energía Precio monómico 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 18,1 25,9 32, 44,2 62,5 76, 87,7 97,5 115,2 119,4 28,5 39,4 53,6 66,4 92,2 119,4 144,9 162,5 24, 26,4 16

A continuación se muestra la evolución de los precios de la energía medios en dólares. Precios Medio Anuales 7 6 U$S/MWh 5 4 3 2 1 Precio de la energía Precio monómico 22 23 24 25 26 27 28 29 21 211 5,6 8,9 11, 14,7 2,1 24,1 26,6 26, 28,8 27,8 8,1 13,6 18,5 22,1 29,7 37,8 43,9 43,3 51, 6,6 Evolución del Sistema de transporte eléctrico En estos últimos años se efectuaron importantes ampliaciones de la red que conforma el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) en 5 kv, vinculando eléctricamente a las distintas regiones de nuestro país. En este sentido, se destacan: la vinculación del sistema patagónico aislado al SADI, desde marzo del año 26; la posterior extensión de esta línea de 5 kv hasta la provincia de Santa Cruz, la construcción de la tercera línea desde la central hidráulica Yacyretá, hasta el nodo de Buenos Aires, (donde se concentra el grueso de la demanda eléctrica del país); y otras líneas de menor magnitud. Pero además en estos últimos meses se han incorporado dos grandes obras: las líneas NOA- NEA y COMAHUE-CUYO, cerrando de esta forma dos anillos que aumentarán fuertemente la seguridad y calidad en el suministro eléctrico de varias regiones del país. Estas obras son parte de un plan para convertir la estructura radial del SADI en una distribución mallada, lo que permitirá responder más eficientemente ante fallas en el sistema, a través del cierre de sus circuitos. Como consecuencia de todas estas obras, el sistema de transporte eléctrico en 5 kv se incrementó en más de 4 km, en los últimos años. Para visualizar la evolución del sistema de transporte mencionado, en la figura siguiente se pueden apreciar en color morado, las diferentes líneas de 5 kv incorporadas en los últimos años. 17

BOLIVIA Línea El Bracho Cobos (SEPTIEMBRE 21) Cobos- Resistencia (AGOSTO 211) PARAGUAY San Juancito Línea Recreo La Rioja Sur (AGOSTO 29) El Bracho Cobos M.Quemado Gran Formosa Chaco Resistencia P.Patria Yacireta Rincon Línea Resistencia - Gran Formosa (NOVIEMBRE 21) Línea Comahue Cuyo (SEPTIEMBRE( 211) CHILE Gran Mendoza L.La Plata Puelches C.C.O P.Banderita A.Cajon El Chocon P.P.Leufu P.del Aguila Alicura Futaleufu La Rioja Sur Río Grande Lujan Río Diamante Recreo Embalse Macachin Choele Choel Malvinas S.Tome Almafuerte Ros.Oeste Henderson Pto. Madryn Romang Ramallo Rodríguez Bahía Blanca C.Elia Olavarría Mercedes San Javier URUGUAY Ezeiza Abasto Salto Grande Campana Garabi BRASIL 2 corredor YACYRETA Gran Bs. As (MAYO AGOSTO 28) Puerto Madryn Choele Choel (NOVIEMBRE 25) Línea Puerto Madryn Santa S Cruz Norte (JUNIO 28) Sta. Cruz Norte 18

Balance General A continuación se muestra el balance de energía neta del MEM en GWh del mes de diciembre, y las diferencias que se presentaron respecto de las previsiones. Generación Neta para Cubrir Demanda Real 161,9 Estac. 1718 Dif. 1,1 % Precio de Energía de Mercado 119,71 Generación Nuclear Real 48,1 Estac. 416, Dif. 15,5% Generación Termica Real 6982,4 Estac. 696, Dif. 1,1 % Importación Real 1,6 Estac., Generación Hidráulica Real 3126, Estac. 339, Dif. 7,8 % Racionamiento Demanda Real -- Estac., Indisp. Termica Real 26,8 Estac. 23,4 Dif. 14,5 Comahue Real 796,2 Estac. 933 Dif. -14,7 % CTMSG Real 121,4 Estac. 211 Dif. -42,5 % Yacyreta Real 1521,2 Estac. 1452, Dif. 4,8 % Gas Dm3 FUEL OIL (t) GAS OIL (m3) CARBON (t) Real 15126 Real 1694 Real 3972 Real 3972 Estac. 15246 Estac. 15519 Estac. 23745 Estac. 84964 19

Oferta y Demanda Bruta de Energía en el MEM A continuación se presenta el balance general bruto del sistema eléctrico, es decir la oferta y demanda brutas de energía. Como se puede observar, la oferta bruta de energía se obtiene de la suma de las generaciones brutas térmica, hidráulica, nuclear, eólica y solar, más la importación proveniente de los países limítrofes. Oferta Bruta de Energía Diciembre 211 - TOTAL 11186,1 Térmica Hidráulica Nuclear Eólica Solar Importación 7471,9 3178,6 522,2 2,6,2 1,6 Para obtener la generación nacional bruta, en cambio, se debe restar la importación, con lo cual se alcanza una generación eléctrica nacional bruta de 11175,5 GWh. Si a ello se restan los consumos internos de las generadoras se obtiene la oferta neta de energía eléctrica nacional (1591,4 GWh). Por otro lado la demanda bruta del sistema está compuesta por la demanda de los agentes del mercado argentino, la exportación requerida por los países limítrofes y la requerida por las centrales de bombeo, más las pérdidas que se producen para cumplir estos requerimientos (incluyendo en este ítem también el consumo propio de las generadoras). Demanda Bruta Energía Diciembre 211 - TOTAL 11186,1 GWh Demandas Agentes Exportación Bombeo Pérdidas y Consumos 196,8 128,7 62,6 898,5 2

Debido a las características de la electricidad, la oferta debe acompañar las variaciones de la demanda, y como se puede ver el valor referenciado en ambos casos es el mismo. Recordando lo antes mencionado, para determinar la demanda bruta interna se debe restar la exportación, dando un valor de 1157,4 GWh; y si a su vez se le resta lo utilizado en la central de bombeo, los consumos internos y pérdidas de la red se obtiene una demanda interna neta de 196,8 GWh. Evolución de las Exportaciones e Importaciones Si bien puede resultar una paradoja importar y exportar al mismo tiempo, a veces se trata solo de una situación temporal, donde en un momento se importa y en otro se exporta, (según las necesidades internas o las de los países vecinos); mientras que en otros casos se trata de energía en tránsito. Se habla de energía en tránsito cuando Argentina, a través de los convenios de integración energética del MERCOSUR, facilita sus redes eléctricas para que Brasil le exporte electricidad a Uruguay. De ese modo el ingreso de energía a la red está incluido en las importaciones, y a su vez, la salida hacia Uruguay está incluida en las exportaciones. Cuando Argentina requiere energía de Brasil, esta ingresa al país a través de dos modalidades: como préstamo (si es de origen hidráulico), o como venta (si es de origen térmico). Si se realiza como préstamo, debe devolverse antes de que comience el verano, coincidiendo con los mayores requerimientos eléctricos de Brasil. 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 presenta la evolución de las importaciones y exportaciones con Brasil, Paraguay y Uruguay, en GWh durante el año 211. 21

Evolución Importaciones/Exportaciones 211 Exp Imp GWh 7 65 6 55 5 45 4 35 3 25 2 15 1 5-5 -1-15 -2-25 Uruguay Brasil Paraguay Uruguay Brasil Paraguay Importaciones Exportaciones Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic -82,3 26,5-9,4 -,8-66, -116, -23,9-23,9-121,7 -, -,1 5,2 7, 6,3,5,6 124,7 578,7 656,3 67,9 289,2,1,1 12,6 12,3 13,8 11,9 13,6 13,3 13,5 12,6 8,1 4,3 9, 1,6 Se importó energía especialmente en los meses de invierno, desde Brasil, en menor medida de Paraguay y Uruguay. Se exportaron excedentes de generación en los meses de primaveraverano, en especial a Uruguay. Con el ingreso de la línea de 5 kv Resistencia Gran Formosa se redujo la importación desde Paraguay que se utilizaba principalmente para el abastecimiento de una parte de la demanda de la provincia de Formosa, pasando de 437,4 GWh a 135,7 GWh con relación 21/211. Origen de la información: Datos propios y extraídos de Informes de CAMMESA de diciembre 211. Comentarios: División Prospectiva Nuclear y Planificación Energética. CNEA. Francisco Carlos Rey rey@cnea.gov.ar Norberto Ruben Coppari coppari@cnea.gov.ar. Enero de 212. 22

Elaborado por la Subgerencia de Planificación Estratégica Gerencia de Planificación, Coordinación y Control Av. Libertador 825 (C1429BNP), CABA Centro Atómico Constituyentes Av. General Paz 1499 (B165KNA), San Martín, Buenos Aires Tel: 54-11-6772-7422/7419/7526/7869 Fax: 54-11-6772-7526 E-mail: rey@cnea.gov.ar coppari@cnea.gov.ar Producción editorial: Rey, F. C.; Coppari, N. R.; Iglesias, M.Y.; Torino, I. Diseño Gráfico: Boselli, A. http://www.cnea.gov.ar