Informe Trimestral de Coyuntura Energética 216 Centro de Información Energética Subsecretaría de Escenarios y Evaluación de Proyectos Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico
Informe Trimestral de Coyuntura Energética: de 216 El Ministerio de Energía y Minería pone a disposición del público su Informe trimestral de coyuntura energética correspondiente al cuarto de 216, elaborado por el Centro 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 216 la producción de petróleo alcanzó los 7.349 Mm 3, presentando una reducción del 5,8% respecto al mismo período del año anterior. La producción de petróleo de la Cuenca del Golfo San Jorge, principal cuenca del país, disminuyó 6,4% en términos interanuales, mientras que la producción de la Cuenca Neuquina, segunda en importancia, se redujo 4,4%. La producción de gas natural, por su parte, alcanzó los 122,4 MMm³/día, aumentando 3,8% en el período en relación al cuarto de 215, y presentando incrementos interanuales en dos de las tres principales cuencas: Neuquina (+4,6%), Austral (+11,1%), y una reducción del 4,8% en la cuenca del Golfo San Jorge. Hidrocarburos: Refinación y comercialización El volumen de petróleo procesado disminuyó 4,4% en el cuarto de 216 respecto del mismo período del año anterior. El 56% del crudo procesado durante el fue petróleo liviano. La producción de gas oil se incrementó en el 3,6% respecto del mismo período del año anterior, mientras que la producción de motonaftas se incrementó 4,6%. Las ventas de gas oil disminuyeron 3,2% en el analizado respecto del mismo período del año anterior. Por su parte, las ventas de naftas grados 2 y 3 aumentaron 1,4% entre ambos s. Gas natural: Transporte y distribución La inyección de gas natural al sistema de transporte disminuyó 2,3% en el cuarto del año 216 respecto del mismo período del año anterior. El consumo de gas natural, por su parte, creció 2,2% en términos interanuales. La demanda del sector residencial disminuyó en el período 18,2% respecto a igual del año 215, mientras que se destaca el incremento del 25,4% en el volumen entregado a centrales eléctricas. Biocombustibles: bioetanol y biodiésel La producción de bioetanol se ubicó en el de referencia 11,3% por encima de la producción del mismo de 215, mientras que las ventas al corte crecieron 22,2% en términos interanuales. Por su parte, la producción de biodiésel creció en el mismo período 57,5%, con un incremento del 41,1% en las ventas al mercado interno y un incremento del 81,7% en las exportaciones. Centro de Información Energética Subsecretaría de Escenarios y Evaluación de Proyectos Secretaría de Planeamiento Energético Estratégico Ministerio de Energía y Minería Energía eléctrica Al fin del cuarto de 216 la potencia instalada en el SADI fue de 33.91 MW. La generación neta del cuarto alcanzó los 33.231 GWh,,7% por encima de la generación del mismo período del año anterior. 64,1% de la generación neta provino de fuentes térmicas, mientras que el 28,% fue de origen hidráulico (excluyendo pequeños aprovechamientos menores a 5 MW de potencia), 5,7% nuclear y 2,1% renovable, de acuerdo con la clasificación establecida en la Ley 27.191. El consumo de gas oil para generación eléctrica se redujo 66,8% en el de referencia en términos interanuales, mientras que el consumo de gas natural para tal fin presentó un aumento del 25%. La demanda de energía eléctrica bajó 3,1% en el período respecto del mismo del año anterior, alcanzando los 31.821 GWh. Se destacan, respecto del mismo del año anterior, una disminución del 3,3% por parte del sector residencial y una reducción del 6,5% por parte de la demanda industrial/comercial > 3 kw. La demanda máxima de potencia del se produjo en el mes de (21/12) y alcanzó los 23.266 MW, situándose 1,9% por debajo de la demanda máxima de potencia alcanzada en el cuarto de 215. Durante el mencionado pico de demanda, la indisponibilidad térmica fue de 4.254 MW, equivalente al 2,5% de la capacidad térmica instalada. Balanza comercial energética El resultado del intercambio comercial energético durante el cuarto de 216 fue de -134 MM USD, reduciéndose el déficit en 64,7% respecto del mismo período del año anterior. Durante el analizado, las importaciones de energía alcanzaron los 818 MM USD, 14,8% por debajo de las importaciones correspondientes al mismo del año anterior, mientras que el monto de las exportaciones se incrementó 17,8%. El precio promedio ponderado del gas natural importado (Bolivia, GNL) fue en el cuarto de 216 de 4,58 USD/MMBTU. Cuadro resumen de variables seleccionadas Unidades 216 215 Var % Producción de petróleo Mm³ 7.349 7.8-5,8% Producción de gas natural MMm³/d 122 118 3,8% Petróleo procesado Mm³ 7.42 7.761-4,4% Ventas de naftas Mm³ 2.278 2.246 1,4% Ventas de gas oil Mm³ 3.381 3.492-3,2% Demanda de gas natural MMm³/d 112 11 2,2% Demanda de energía eléctrica GWh 31.821 32.851-3,1% Importaciones de gas natural MMm³/d 58 63-7,7% Saldo comercial energético MMUSD -134-379 -64,7% Importaciones de energía MMUSD 818 96-14,8%
Hidrocarburos: Producción Tabla 1. Petróleo: Producción por tipo de extracción y condensado 216 vs 215, en miles de m³ Tipo 216 215 (T4 216) Condensado 312 289 +7,7% 4,2% Primaria 4.6 4.263-6,% 54,5% Secundaria 2.998 3.218-6,8% 4,8% Recup. Asistida 33 3 12,8%,5% Total 7.349 7.8-5,8% 1% miles de m 3 216 215 % 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 Figura 1. Petróleo: Producción por cuenca 216 vs 215-6,4% Golfo San Jorge -4,4% -4,5% -11,5% -12,3% Neuquina Cuyana Austral Noroeste % -2% -4% -6% -8% -1% -12% -14% -5,8% La producción de petróleo disminuyó 5,8% en el cuarto de 216 respecto del mismo del año anterior. -6,4% La producción de petróleo de la cuenca del Golfo San Jorge disminuyó 6,4% respecto del cuarto de 215. USD/bbl Figura 2. Petróleo: Precios en el mercado interno e internacional Medanito Escalante Prom. Mercado Interno Precio WTI Precio Brent 9 8 7 6 49,7 5 53,3 4 3 2 1 * Valores correspondientes a y estimados, sujetos a revisión. Fuentes: Ministerio de Energía y Minería y EIA (EEUU). Presión Tabla 2. Gas Natural: Producción por presión 216 vs 215, en millones de m 3 diarios 216 215 (T4 216) Alta Presión 19,3 11, 75,7% 15,8% Media Presión 33,7 33,2 1,6% 27,5% Baja Presión 69,4 73,8-5,9% 56,7% Total 122,4 117,9 3,8% 1% Figura 3. Gas Natural: Producción por cuenca 216 vs 215, en millones de m 3 diarios 216 215 % 8 7 6 5 4 3 2 1 4,6% 11,1% -4,8% Neuquina Austral Golfo San Jorge -9,4% Noroeste -13,3% Cuyana 15% 1% 5% % -5% -1% -15% +3,8% La producción de gas natural aumentó 3,8% en el cuarto de 216 respecto del mismo período del año anterior. -5,9% La producción de gas natural de baja presión se redujo 5,9% en el cuarto de 216 respecto de igual de 215. 4,58 USD/MMBTU Fue el precio promedio ponderado del gas natural importado en el de referencia. USD/MMBTU 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Mercado Internoi ii Importación de GNL Importación de Bolivia Importación de Chileiii Gas oil importadoiv 15,2 15,3 15,5 15,7 14,8 14,2 13,3 13,3 13, 12,8 12,5 11,4 11,1 11,6 11,6 12,1 12,6 12, 11,2 11,1 12,6 12,7 13, 12,1 12,5 11,9 12,8 9,6 9,7 8,3 8,3 8,3 11,7 1,4 1,4 8,1 8, 8,5 8,1 1,5 7,3 7,3 6,1 6,1 6,1 6,9 6,8 5,4 5,4 5,4 5, 5, 5, 7, 7, 7,9 6,3 6,1 6,2 6,6 6,5 7,1 7,4 3,9 3,9 3,9 2,4 2,4 2,4 2,3 2, 1,7 1,9 2,1 2,4 3,7 3,7 3,9 3,5 3,2 3,2 3,2 3,9 2,3 2,7 3,9 2,7 2,5 3,1 3,1 3,1 2,9 3,7 1,5 1,6 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 216 vs 215, en miles de m³ 216 215 (T4 216) Crudo importado 367 286 28,5% 4,9% Cuenca Austral 188 339-44,6% 2,5% Cuenca Cuyana 295 397-25,7% 4,% Cuenca Golfo San Jorge 2.973 3.196-7,% 4,1% Cuenca Neuquina 3.481 3.41 2,4% 46,9% Cuenca Noroeste 117 143-18,7% 1,6% Total 7.42 7.761-4,4% 1% Por tipo Liviano 4.152 4.168 -,4% 56,% Medio 3.268 3.593-9,% 44,% Total 7.42 7.761-4,4% 1% -4,4% El volumen de petróleo procesado disminuyó en el cuarto de 216 4,4% respecto del mismo del año anterior. +3,6% La producción de gas oil aumentó 3,6% en el cuarto de 216 respecto del mismo período de 215. -3,2% Las ventas de gas oil disminuyeron 3,2% en términos interanuales en el cuarto de 216. +1,4% Las ventas de naftas (grados 2 y 3) crecieron 1,4% el cuarto de 216 respecto del mismo de 216. Subproducto Tabla 4. Principales subproductos obtenidos 216 vs 215 Unidad 216 215 Tabla 5. Ventas al mercado y bunker de principales subproductos 216 vs 215 Subproducto Unidad 216 215 Gas Oil miles de m³ 3.117 3.8 3,6% Nafta Grado 2 miles de m³ 1.556 1.542,8% Nafta Grado 3 miles de m³ 647 562 15,1% Kerosene y Aerokerosene miles de m³ 47 431 9,1% Fuel Oil + IFO miles de t 715 1.123-36,3% Gas Oil miles de m³ 3.381 3.492-3,2% Nafta Grado 2 miles de m³ 1.66 1.64,1% Nafta Grado 3 miles de m³ 672 641 4,7% Kerosene y Aerokerosene miles de m³ 467 443 5,5% Fuel Oil + IFO miles de t 596 94-36,6% Figura 5. Precios de las naftas y gas oil en surtidor, con impuestos Promedio ponderado, total país en pesos por litro en AR$/ l 22, 2, 18, 16, 14, 12, 1, Enero Febrero Nafta súper Nafta premium GO 2 GO 3 Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio 215 216 Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 2,5 19,1 18,5 16,6 Figura 6. Precios de las naftas y gas oil en surtidor, con impuestos Promedio ponderado, total país en USD por litro en USD/ l 1,9 1,7 1,5 1,3 1,1,9,7 Enero Febrero Nafta súper Nafta premium GO 2 GO 3 Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre 1,7 1,5 Octubre 1,5 1,3 Noviembre Diciembre Enero 1,1 1,,9 Febrero Marzo Abril 1,5 1,4 Mayo 1,3 1,2 Junio 215 216 Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre 1,3 1,2 1,2 1, Fuentes: Ministerio de Energía y Minería y BCRA, Com. A 3.5 (Tipo de cambio nominal promedio mensual). +29,3% / +29,1% Fueron los incrementos interanuales medidos en pesos del precio promedio al surtidor de la nafta grado 2 (súper) y del gas oil grado 2, respectivamente, en de 216 vs. el mismo mes del año anterior. -6,7% / -6,8% 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 216 vs. el mismo mes del año anterior. Miles de t 18 16 14 12 1 8 6 4 2 Figura 7. Ventas de gas licuado de petróleo A fraccionadores y envases a granel 216 215 214-8,3% Las ventas de gas licuado a fraccionadores disminuyeron 8,3% en el cuarto de 216 respecto del mismo período de 215. 4
Gas natural por redes Gasoducto Tabla 6. Gas inyectado al sistema de transporte Por gasoducto, en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 216 215 (T4 216) Norte 21, 21,4-2,% 17,6% Centro Oeste 22,1 2,6 7,7% 18,5% Neuba I 21,1 19,9 6,1% 17,6% Neuba II 16,8 21,6-22,2% 14,1% San Martín 32, 3,4 5,3% 26,8% Sur 2,6 2,9-11,4% 2,2% Malargüe,, 1,3%,% Otros Orígenes 3,8 5,4-29,5% 3,2% Total 119,4 122,2-2,3% 1% -16,3% Las entregas de gas natural de Bolivia se ubicaron en el mes de 16,3% por debajo de la Cantidad Diaria Garantizada (19,9 MMm³/día) prevista. -2,3% La inyección de gas natural al sistema de transporte se redujo 2,3% en el cuarto de 216 vs. el mismo período de 215. +2,2% La demanda total de gas natural en el cuarto de 216 fue 2,2% r que la correspondiente al cuarto de 215. -18,2% El consumo total de gas natural del sector residencial se redujo 18,2% en el cuarto de 216 en relación al mismo del año anterior. Usuario Figura 8. Inyecciones mensuales de gas natural importado por origen en el cuarto, 214-216 18 16 14 12 1 8 6 4 2 15,7 5,9 6,9 Tabla 7. Gas natural: gas entregado por tipo de usuario en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 216 215 (T4 216) Residencial 17,1 2,9-18,2% 15,3% Comercial 2,9 3,1-4,8% 2,6% Entes Oficiales,9,9 4,2%,8% Industria 33,7 36,1-6,6% 3,1% Cent. Eléctricas 47,8 38,1 25,4% 42,7% SDB 2, 2,1-6,4% 1,8% GNC 7,5 8,4-1,6% 6,7% Total 112, 19,6 2,2% 1% Bolivia GNL Bahía Blanca GNL Escobar 15,8 7,7 5,5 14,6 3,6 6,8 14,3 Figura 9. Gas natural: consumo del sector residencial en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal Figura 1. Gas natural: consumo del sector industrial en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 216 214 215 216 214 215 6, 6, 5, 5, 4, 3, 2, 4, 3, 2, 1, 1,,, Figura 11. Gas natural: consumo del centrales eléctricas en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal Figura 12. Gas natural: consumo del resto de usuarios en millones de m 3 diarios de 9.3 kcal 216 214 215 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 4, 3,5 16,2,,9 15,4,, 15,1 1,6 3,6 14,5,8 1,4 16,7,3,6 214 215 216 214 215 216 214 215 216 Octubre Noviembre Diciembre 216 214 215 6, 5, 4, 3, 2, 1,, 5
Biocombustibles Mm 3 1 9 8 7 6 5 4 3 2 1 - En base a maíz En base a caña de azúcar Ventas al corte 93 82 85 86 77 8 74 74 67 68 66 62 63 64 66 67 7 69 68 71 64 66 65 67 39 42 49 46 41 32 38 21 33 38 33 28 49 22 24 19 34 21 2 24 17 18 19 29 44 37 34 39 43 47 36 41 4 35 4 44 45 41 46 4 45 39 43 38 32 36 41 45 Figura 13. Producción de bioetanol 215-216, en Mm³ +11,3% Durante el cuarto de 216 se produjeron 257,7 Mm³ de bioetanol, 11,3% por encima de la producción del mismo de 215. +22,2% Las ventas al corte de bioetanol crecieron 22,2% en el cuarto de 216 respecto del mismo de 215. 47,% El 47,% del bioetanol producido durante el cuarto de 216 provino del procesamiento del maíz. 13,34 $/l En de 216 el precio del bioetanol producido en base a caña de azúcar fue de 13,34 $/l. 12,78 $/l En de 216 el precio del bioetanol producido en base a maíz fue de 12,78 $/l. +35,6%/+67,4% fue el aumento interanual en de 216 del precio del bioetanol en base a caña de azúcar y a maíz, respectivamente AR$/litro Figura 14. Precios del bioetanol en el mercado interno 215-216, en $/l En base a maíz En base a caña de azúcar 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, - 9, 7, 13,3 12,8 miles de t 4 35 3 25 2 15 1 5 - Figura 15. Producción, ventas al mercado interno y exportaciones de biodiésel 215-216, en miles de toneladas Ventas al mercado interno Exportaciones Producción 252 262 249 285 293 294 281 28 19 177 183 2 183 191 253 153 151 146 134 93 82 84 95 13 152 174 18 167 186 128 131 16 127 99 98 91 97 13 78 25 33 38 12 35 8 22 87 84 84 91 89 9 97 97 91 15 65 87 61 74 88 93 9 91 85 9 99 98 88 11 39 12 +57,5% La producción de biodiésel creció 57,5% en el cuarto de 216 respecto del mismo de 215. +81,7% Las exportaciones de biodiésel se ubicaron en el cuarto de 216 81,7% por encima del cuarto de 215. +41,1% Las ventas de biodiésel al mercado interno aumentaron 41,1% en el cuarto de 216 en relación al mismo del año anterior. 13,57 $/kg En de 216 el precio del biodiésel para las pequeñas empresas fue de 13,57 $/kg. +79,3%/+79,7% fueron las variaciones interanuales en el mes de del precio del biodiésel para empresas pequeñas y medianas, respectivamente. $/kg 16, 14, 12, 1, 8, 6, 4, 2, - Figura 16. Precios del biodiésel en el mercado interno 215-216, en $/kg Mediana Pequeña Grande Grande no integrada 13,6 13,4 12,1 1,5 6
Energía Eléctrica Tecnología Tabla 8. Potencia instalada en el SADI Por tipo de tecnología, en MW Diciembre 216 Septiembre 216 Adición (T4 216) Hidráulica 1.682 1.62 62 31,5% Ciclos Combinados 9.227 9.227 27,2% Turbina a gas 5.251 5.245 7 15,5% Turbovapor 4.451 4.451 13,1% Nuclear 1.755 1.755 5,2% Motor Diesel 1.834 1.834 1 5,4% Eólica 187 187,6% Biogás 17 17,% Solar 8 8,% Pequeña hidro* 488 488 1,4% Total 33.91 33.832 69 1% * Según las definiciones de la Ley 27.191, se considera para el presente hidráulica renovable a los aprovechamientos con una potencia menor a 5 MW. 33.91 MW Era la potencia instalada en el SADI al fin del cuarto de 216. 2,1% Fue el la participación de la capacidad instalada de renovables (eólica + biogás + solar + hidro renovable) sobre la capacidad instalada total en el presentado. +,7% La generación neta subió,7% en el cuarto de 216 respecto del cuarto de 215. Región Central Tecnología Adición Máquinas Nuevas CUYO Punta Negra Hidráulica 62, Diferencia: Instalada BUENOS AIRES Guillermo Brown Turbina a gas 6,9 Total 68,8 Fuente Tabla 9. Adición de potencia en el SADI de 216, en MW Tabla 1. Generación neta por fuente de 216, en GWh 216 215 I.A % (T4 216) Térmica 21.38 19.82 7,5% 64,1% Hidráulica 9.31 1.589-12,1% 28,% Nuclear 1.97 1.816 5,% 5,7% Renovable 75 769-8,3% 2,1% Total 33.231 32.993,7% 1% Figura 17. Generación neta térmica 214-216, en GWh Figura 18. Generación neta hidráulica 214-216, en GWh 216 215 214 216 215 214 GWh 9. 8. 7. 6. 5. 4. 3. 2. 1. GWh 4.5 4. 3.5 3. 2.5 2. 1.5 1. 5 Figura 19. Generación neta nuclear 214-216, en GWh Figura 2. Generación neta renovable 214-216, en GWh 216 215 214 216 215 214 1.2 3 1. 25 8 2 GWh 6 4 GWh 15 1 2 5 7
GWh Figura 21. Generación renovable por fuente y participación sobre la demanda 215-216, en GWh Hidro Renovable (<5 MW) Eólica Biomasa Biogás Solar 4 2,1% 3 1,9% 1,9% 1,9% 1,8% 2 1 1,6% 1,4% 1,3% 2,5% 2,3% 2,5% 2,2% 2,2% 2,2% 2,1% 2,1% 1,5% 1,6% 1,4% 2,3% 2,2% 2,2% 2,1% 1,8% 3,% 2,5% 2,% 1,5% 1,%,5%,% Tabla 11. Consumo de combustible del parque térmico de 216 vs. 215 Combustible 216 215 I.A % Gas natural (MMm 3 ) 4.359 3.486 25,% Gas oil (Mm 3 ) 93 279-66,8% Fuel oil (miles de t) 438 659-33,6% Carbón Mineral (miles de t) 194 279-3,6% Figura 22. Consumo de gas natural para generación eléctrica 214-216, en MMm³ 216 215 214 Figura 23. Consumo de gas oil para generación eléctrica 214-216, en Mm³ 216 215 214 MMm 3 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 214-216, en miles de toneladas 216 215 214 Figura 25. Consumo de carbón mineral para generación eléctrica 214-216, en miles de toneladas 216 215 214 miles de t 4 35 3 25 2 15 1 5 miles de t 12 1 8 6 4 2-66,8% El consumo de gas oil para generación eléctrica disminuyó 66,8% en el cuarto de 216 respecto del mismo período de 215. -3,1% La demanda eléctrica bajó 3,1% en el cuarto de 216 en relación al cuarto de 215. -3,3% La demanda eléctrica del sector residencial se redujo 3,3% durante el cuarto en relación al mismo período de 215. -6,5% La demanda eléctrica industrial/ comercial >3 kw se redujo 6,5% durante el cuarto en relación al cuarto de 215. Tipo de usuario Tabla 12. Demanda eléctrica por tipo de usuario 216 vs. 215, en GWh 216 215 I.A % (T4 216) Residencial 13.36 13.482-3,3% 41,% Comercial 9.432 9.367,7% 29,6% Industrial/Comercial >3 kw 9.353 1.2-6,5% 29,4% Total 31.821 32.851-3,1% 1% 8
Figura 26. Demanda Eléctrica y Temperatura Promedio en AMBA y Litoral Demanda Energía Temp. Media AMBA+Litoral (eje der.) Figura 27. Demanda Máxima de Potencia y Temperatura en el Pico en AMBA y Litoral Dem. Potencia Máx Temp. en el pico AMBA + Litoral ( eje der.) GWh 14. 24,3º 24,7º 26,1º26,1º 24,8º 25,3º 12. 22,9º 21,2º 2,6º 2,2º 21,1º 17,3º 1. 17,8º 16, 15,9º 14,3º 8. 15,º 13,5º 13,8º 6. 14,6º 1,6º 1,9º 12,6º 12,7º 4. 2. 11.76 1.665 11.549 1.26 1.468 11.254 11.97 11.13 1.553 1.722 1.219 11.99 12.345 11.732 1.461 1.292 11.352 11.811 11.921 1.844 1.372 9.943 1.126 11.751 3 25 2 15 1 5 ºC 3. 34,4º 32,5º 25. 2. 15. 1. 5. 28,7º 25,7º 13,º 5,9º7,1º 11,3º 1,5º 9,º 25,1º 34,4º 35,1º 35,1º 28,7º 9,º 8,7º 23.949 23.573 23.49 2.116 2.45 23.529 22.997 22.363 21.398 2.628 2.411 23.727 24.885 25.38 23.139 21.34 21.679 22.638 22.23 21.483 22.265 19.51 2.425 23.266 5,º 8,9º 7,8º 14,1º 1,7º 25,6º 34,5º 4 35 3 25 2 15 1 5 MW ºC Item Tabla 13. Cubrimiento del Pico Real del SADI 216 vs 215 216 215 Día 21-dic 28-dic Hora 15:22 14:5 Temp. Promedio AMBA + Litoral ( C) 34,5 34,4 Demanda Total SADI (MW) 23.266 23.727-1,9% Generación Total (MW) 23.251 23.332 -,3% Nuclear 899 1.459-38,4% Térmica 14.94 13.722 2,7% Hidráulica 8.114 8.33 1,% Renovable 144 118 22,% Importación (MW) 15 395-96,2% Brasil 395-1,% Paraguay 15 - Uruguay n.a. Reserva Rotante (RPF+RSF+RRO) (MW) 1.675 95 76,3% Reserva Térmica Disponible (MW) 1.18 13 975,7% Generación Indisponible (MW) 5.519 6.418-14,% Térmica 4.254 5.886-27,7% Hidráulica 45 247 64,% Nuclear 86 285 21,8% 25,3ºC fue la temperatura promedio en AMBA y el Litoral en de 216,,5ºC por debajo de la temperatura promedio de de 215. 23.266 MW fue la demanda máxima de potencia alcanzada en el SADI en el cuarto de 216, 1,9% por debajo de la demanda máxima de potencia alcanzada en el cuarto de 215.,1% El pico de demanda del cuarto de 216 fue cubierto en un,1% con importaciones, mientras que el pico del mismo del año anterior fue cubierto por importaciones en 1,7%. 7,2% La reserva rotante durante el pico del cuarto de 216 fue de 1.675 MW, equivalente al 7,2% de la demanda de potencia en ese pico. 2,5% Durante el pico del cuarto de 216 la indisponibilidad térmica alcanzó los 4.254 MW, equivalente al 2,5% de la capacidad térmica instalada. 1.39,7 $/MWh En de 216 el precio monómico promedio fue de 1.4,7 $/MWh, 57,7% por encima del promedio de del año anterior. 328,7 $/MWh fue el precio monómico ponderado estacional en 216, representando un incremento del 245,7% respecto al mismo mes del año anterior. $/MWh 1.6 1.4 1.2 1. 8 6 4 2 Figura 28. Precio Monómico y precio Estacional (promedio ponderado) en pesos por MWh Precio Monómico 486 565 571 541 684 864 832 95 893 788 671 665 698 66 659 95 95 95 96 95 95 96 95 95 95 95 95 96 328 Precio monómico ponderado estacional 348 1.154 1.37 343 335 1.328 1.44 331 319 1.146 1.54945 9661.4 32 333 336 336 329 9
Comercio Exterior MM USD 1.5 1. 5-5 -1. -1.5 961 1.5 734 672 728 772 482 568 596 52 373 381 39 42 281 289 281 288 278 374 258 37 296 215-158 -122-246 -418-499 Figura 29. Balanza comercial energética En millones de USD Saldo Comercial Exportaciones Importaciones -752-914 -567-47 -156-12 -14-13 -152-138 -72-261 -558-673 -46-24 -89-63 18-134 MM USD Fue el resultado de la balanza comercial energética durante el cuarto de 216. -64,7% El déficit de la balanza comercial se redujo 64,7% en el cuarto de 216 en relación al mismo del año anterior. Fuente: INDEC y ENARSA 818 MM USD Fue el valor alcanzado en concepto de importaciones de energía durante el cuarto de 216. -14,8% El monto de las importaciones de energía del cuarto de 216 se ubicó 14,8% por debajo del correspondiente al mismo del año anterior. MM USD 1.2 1. 8 6 4 2 Figura 3. Detalle de importaciones totales de energía 215-216, en millones de USD Gas natural GNL Gasoil Crudo Otros 11 81 74 64 91 357 131 131 416 89 17 25 219 53 79 99 134 54 98 86 391 221 95 364 32 54 9 71 78 84 46 76 43 21 67 36 28 82 131 288 297 118 25 72 63 79 99 97 11 93 56 92 152 9 118 61 25 115 48 14 49 84 56 33 71 57 146 146 165 22 23 62 69 6 115 151 18 38 96 121 115 116 12 111 15 99 97 22 49 8 64 25 58 11 23 9 9 83 65 62 64 5 65 58 54 61 58 66 67 71 may- may- Fuentes: INDEC y ENARSA. 216 215 I.A % (T4 216) Petróleo 279,35 199,23 4,2% 4,8% Bunker 16,47 161,98 -,9% 23,5% Nafta pesada 78,33 62,47 25,4% 11,5% Resto 165,89 156,89 5,7% 24,3% Total 684, 58,6 17,8% 1% Fuente: INDEC. Tabla 14. Detalle de exportaciones de energía 216 vs 215, en millones de USD 4,8% El 4,8% de las exportaciones de energía del cuarto de 216 fueron explicadas por el petróleo. +17,8% En el cuarto de 216 las exportaciones de energía aumentaron 17,8% respecto del mismo del año anterior. 93,6% El 93,6% de la energía eléctrica importada en el cuarto de 216 provino de Paraguay. País Tabla 15. Intercambios de energía eléctrica 216 vs 215, en GWh 216 Exportación 215 Partic. (T4 216) 216 Importación 215 Partic. (T4 216),1% Fue la participación de la energía eléctrica importada sobre la demanda del sistema en el cuarto de 216. Brasil 232 8 1% 84 1,2% Chile,%,% Paraguay,% 3 27 93,6% Uruguay,% 2 961 5,2% Total 232 8 1% 32 1.72 1% % sobre demanda,1% 3,3% 1
http://datos.minem.gob.ar/informes