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Informe

Mensual

Febrero 2019

Principales Variables del Mes

2

Su

ma

rio

Los datos contenidos en el siguiente informe corresponden a lamejor información disponible al momento de su publicación. Perono son estáticos, es decir, pueden actualizarse a lo largo del tiempo.

3

Sumario

Demanda Total:

Potencia Máxima Bruta:

Potencia Máxima Hist. :

4

PotenciaInstalada: 38 609 [MW]

10 702 [GWh]

COSTO MONÓMICO MEDIO MES:

MONÓMICO MEDIO AÑO MÓVIL:

[$/MWh]

Febrero 2019

Vs. Igual Mes 2018

26 320 [MW]

25 897 [MW]

-0.8% Año Móvil

[$/MWh]

8/2/2018 15:35

2577.4

2277.4

IND

ICE0

20/2/2019 15:15

-6.2%

CONSULTAS_GENERACION.xlsx





5

La demanda de Febrero 2019 presentó un decrecimiento

del orden de -6.2%, siendo 10702 GWh para este mes

contra 11404 GWh para el mismo periodo de año

anterior. En general todos los tipos de consumo

presentaron una baja en su demanda. La demanda de

distribución (compra estacional que incluye a los

grandes usuarios bajo distribuidor) decreció

aproximadamente un -5.3%, y la gran demanda (GU

compra directa al MEM) presentó una caída respecto al

mismo mes del año anterior de alrededor -10.2%

La temperatura media registrada en GBA durante

el presente periodo fue en general igual, o algo

menor, a la registrada en Febrero 2018, alrededor

de valores esperados para el periodo.

Acompañando el comportamiento de la demanda, la

generación local presento un decrecimiento frente al mes de

Febrero 2018, siendo 10965 GWh para este mes contra

11764 GWh para el mismo periodo de año anterior.

La participación de la importación a la hora de satisfacer la

demanda sigue siendo baja; se importó 121 GWh para

Febrero 2019, prácticamente de origen renovable o

excedentes hidráulicos.

Febrero 2019 fue un mes donde en general las temperaturas se

ubicaron alrededor de 24.1 °C de media, menor a la temperatura

media de Febrero 2018, 25.2°C, y similar a la media histórica

esperada para dicho mes, 23.6 °C.

La generación hidráulica y térmica son las principales

fuentes utilizadas para satisfacer la demanda, aunque

se observa una mayor participación de las energías

renovables. La generación hidráulica se ubicó en el

orden 2588 GWh en este mes de Febrero 2019 contra

3117 GWh en el mismo periodo del año anterior.

6

En cuanto a los aportes hidráulicos para las principales

centrales del MEM se puede indicar que en general los

aportes estuvieron iguales, o algo menores, respecto a los

caudales históricos. Para YACYRETÁ los aportes estuvieron

por debajo a la historia y respecto al mismo mes del año

anterior, mientras que CTMSG los aportes estuvieron por

arriba de lo esperado. Para las cuencas del Comahue el

comportamiento fue similar; los aportes en los río Limay,

Collón Curá y Neuquén fueron en general inferiores a los

valores históricos y a los valores registrados en el mismo mes

del año anterior.

Al igual que en los últimos meses, el gas

natural es el principal combustible a la hora de

generar energía de origen térmico,

registrando una baja en el resto de los

combustibles respecto a igual mes del 2018.

En relación a los combustibles líquidos, prácticamente

utilizados de forma marginal y/o días puntuales, los

consumos de Fuel Oil y Gas Oil cayeron aprox. -61% y -24%

respecto a Febrero 2018.

A Febrero 2019 se tiene una potencia

instalada de 38609 MW, donde el 64 %

corresponde a fuente de origen

térmico. En las áreas GBA, LIT y BAS se

encuentra instalada alrededor del 48 %

de la potencia total del país.

La potencia para la central Yacyretá se corresponde con la

potencia disponible para Argentina, 2745 MW. La potencia

total instalada de la misma es de 3100 MW, alcanzable a cota

máxima y con las máquinas a toda su capacidad.

7

En el mes Febrero 2019 la potencia máxima fue de 25897 MW,

siendo el record histórico de Febrero 2018 de 26320 MW.

A partir de Febrero 2016, en línea con la Ley de Energías

Renovables N° 27191 del 2015, las hidráulicas menores a 50

MW se clasifican como renovables.

Hoy por hoy la energía renovable representa algo más del4%

de la potencia total instalada.

El costo monómico medio de generación del mes

alcanzó los 2577 $/MWh, frente a los 1504 $/MWh de

igual mes del año anterior. Para el Año Móvil el costo

medio cerró en 2277 $/MWh.

El precio monómico estacional alcanzó los 2084

$/MWh según los precios en vigencia de la Resolución

N° 366/2018, sin los descuentos por Tarifa social y

relacionado con menores consumos frente a otros

periodos para la demanda Residencial, frente a los

968 $/MWh medios vigentes en Febrero 2018 según la

Resolución MEyM N°1091/2017.

8

Po

ten

cia

Ba

lance

de

En

erg

íaD

em

an

da

Co

mb

ustib

les

Ge

ne

ració

nIm

port

ació

n/

Exp

ort

ació

nP

recio

sA

ge

nte

s M

EM

9

Potencia Instalada

10

Potencia Instalada MEM

a Febrero 2019

Potencia Instalada Distribución por Región [MW]

TOTAL: 38 609 [MW]

3,459

3,064

1,845 3,321

18,495

6,848

0

1,576

HABILITADACOMERCIALMENTE: 38 609 [MW]

IND

ICE

AUTOGENERACIÓN DECLARADA MEM: 782 [MW]

La potencia para la central Yacyretá se corresponde con la potencia disponible para Argentina, 2745 MW.

La potencia total instalada de la misma es de 3100 MW, alcanzable a cota máxima y con las máquinas a

toda su capacidad.

EN PROCESODE HABILITACION:

0 [MW]

11

Potencia Instalada Distribución por Tecnología

[MW]feb-19

38 609 [MW]

Térmico Hidráulico Nuclear Renovable

24 531 [MW] 10 790 [MW] 1 755 [MW] 1 533 [MW]

TV TG CC DI

4 451 [MW] 7 065 [MW] 11 206 [MW] 1 808 [MW]

Solar Eólico Hid. <= 50 Bio Gas

207 [MW] 804 [MW] 498 [MW] 24 [MW]

Potencia Instalada Distribución por Región

Nea

8%Comahue

18%

Centro

8%

Cuyo

5%Patagonia

4%Gba - Litoral - Buenos Aires

48%

Noa

9%Unidades Móviles

0%

IND

ICE

12

Potencia Instalada Distribución por Tecnología/Región [MW]

Gráfico que muestra evolución de la potencia instalada

con paso anual [MW]

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

HR 381 381 381 381 381 381 381 381 381 381 381 381 381 439 488 496 498 498

BG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 17 22 23 24

EO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 109 162 187 187 187 227 750 804

FV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 6 8 8 8 8 8 191 207

DI 4 4 4 4 4 26 267 398 607 1,131 1,347 1,388 1,415 1,415 1,834 2,009 1,808 1,808

TV 4,521 4,521 4,526 4,496 4,463 4,573 4,438 4,438 4,438 4,445 4,451 4,451 4,451 4,451 4,451 4,451 4,451 4,451

TG 2,223 2,339 2,317 2,277 2,264 2,359 3,512 3,744 3,588 3,493 4,036 4,061 4,035 4,595 5,251 6,030 7,237 7,065

CC 6,307 6,363 6,363 6,363 6,363 6,363 6,935 7,046 8,185 8,725 9,191 9,191 9,191 9,227 9,227 10,436 11,034 11,206

NU 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,005 1,010 1,010 1,755 1,755 1,755 1,755 1,755

HI 9,205 9,247 9,318 9,558 9,628 9,845 9,852 10,223 10,223 10,754 10,794 10,795 10,797 10,739 10,752 10,746 10,790 10,790

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

MW

REGION TV TG CC DITérmico

Total

Hidráulic

aNuclear Solar Eólica

Hidro <=

50 MWBiogas

Renovable

TotalTOTAL

CUYO 120 90 374 40 624 957 0 92 0 172 0 264 1 845

COM 0 501 1 487 92 2 080 4 725 0 0 0 44 0 44 6 848

NOA 261 991 1 472 394 3 117 101 0 64 58 119 0 241 3 459

CENTRO 200 815 534 101 1 650 802 648 51 48 116 6 221 3 321

GBA-LIT-BAS 3 870 4 364 7 039 895 16 168 945 1 107 0 256 0 18 274 18 495

NEA 0 33 0 286 319 2 745 0 0 0 0 0 0 3 064

PATA 0 271 301 0 572 516 0 0 441 47 0 488 1 576

U. Móviles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 4 451 7 065 11 206 1 808 24 531 10 790 1 755 207 804 498 24 1 533 38 609

% TERMICO 18% 29% 46% 7% 100%

% TOTAL 64% 28% 5% 4% 100%

IND

ICE

13

90% 6% 2%

90% 10%

61% 34% 5%

88% 5% 6%

50% 28% 20%

70% 30%

36% 36% 28%

IND

ICE

14

Cálculo de Disponibilidad Real Mensual por Generador:

Siguiendo con la lógica de cálculo de la Resolución N° 22/2016 y sus antecesoras, se determina para cada Unidad

Generadora su disponibilidad media real en mes en base a los resultados de la operación y en función de la

disponibilidad horaria de las unidades en servicio y en reserva.

• Para el cálculo se adopta como potencia disponible la que podría entregar con independencia del combustible

con que cuente (no se requiere el disponer de combustible propio).

• En caso de limitaciones técnicas forzadas para la operación con el combustible alternativo, las mismas se

descontarán de la potencia disponible señalada anteriormente.

• Las limitaciones tecnológicas de diseño de potencia máxima con combustibles alternativos no representan

indisponibilidades forzadas.

• No se deben considerar las horas fuera de servicio por mantenimientos programados autorizados y/o

programados.

Disponibilidad Térmica Mensual (convencional + nuclear)

IND

ICE

Disponibilidad Térmica por Tecnología

Año Móvil feb-19 feb-18

79% 77% 76%

feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 ene-19 feb-19Año

Móvil

DISPONIBILIDAD TÉRMICA [%] 76 78 74 79 81 83 81 79 80 81 79 78 77 79

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

%

Tecnología feb-19 Año Móvil

CC 86% 82%

TG 74% 84%

TV 73% 73%

DI 88% 89%

15

Generación

16

Generación Neta Local [GWh]

Variación

Mensual Año Móvil

Detalle por Fuente [GWh]

Generación Local (sin importación)

-6.8% -0.8 %

7 644

2 588

301

432

10 965

feb-19 feb-18

10 965 11 764

Renovable incluye: Eólico, Solar, BioGas, BioMasa e Hidráulicas menores a 50 MW IND

ICE

Generación Bruta 11 139 [GWh]



17

Gráfico que muestra evolución con paso

mensual año actual vs años anteriores [GWh]

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

2017 12 808 11 396 11 404 9 988 10 978 11 773 12 177 11 469 10 685 10 587 10 726 12 472

2018 12 743 11 764 11 624 10 848 11 001 12 305 13 027 12 088 10 246 10 369 10 388 11 079

2019 11 724 10 965

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

GW

H

Generación Neta Total

IND

ICE

18

Variación Generación Neta por fuente de generación

mensual de los últimos 3 años

-2.8%

-17.0%

-47.5%

107.9%

-6.8%

(GWh)Medio Año

Móvilfeb-19 feb-18 feb-17

TÉRMICA 7 227 7 644 7 867 7 559

HIDRÁULICA 3 280 2 588 3 117 2 993

NUCLEAR 479 301 572 634

RENOVABLE 320 432 208 210

TOTAL 11 305 10 965 11 764 11 396

Variación % feb 19 Vs feb

18

Variación % Año Móvil

-2.0%

-1.5%

1.5%

46.2%

-0.8 %

IND

ICE

19

Gráfico que muestra evolución de la generación neta

de origen térmico con paso mensual año actual vs año

anterior [GWh]

Gráfico que muestra la participación de cada fuente

de energía en el mes actual


2017 8 644 7 559 7 602 6 727 7 387 8 116 8 844 7 454 6 681 5 953 5 804 7 759

2018 8 341 7 867 7 730 7 055 7 144 8 104 8 480 7 726 6 841 6 138 5 692 6 609

2019 7 559 7 644

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

GW

h

Térmica

71%

Hidráulica

24%

Nuclear

3%Renovable

2%IN

DIC

E

20

Datos por Tecnología

Variación Generación Neta por Tecnología mensual

de los últimos 3 años [GWh]

(GWh)Medio Año


Ciclos Combinados 5 205 5 318 5 243 4 888

Turbovapor 647 830 1 076 1 302

Turbina a gas 1 184 1 290 1 274 1 129

Motor Diesel 192 206 273 240

Total Térmico Convencional7 227 7 644 7 867 7 559

Hidráulica 3 280 2 588 3 117 2 993

Nuclear 479 301 572 634

Eólica 152 230 46 42

Solar 16 42 1 1

Hidráulica Renovable 118 132 140 145

Biomasa 21 15 14 19

Biogas 13 14 7 3

TOTAL 11 305 10 965 11 764 11 396

Ciclos Combinados 1.4% 0.9%

Turbovapor -22.9% -29.7%

Turbina a gas 1.2% 11.6%

Motor Diesel -24.5% -19.7%

Hidráulica -17.0% -1.5%

Nuclear -47.5% 1.5%

Eólica 402.3% 195.4%

Solar 2885.5% 1026.6%

Hidráulica Renovable -6.2% -16.1%

Biomasa 9.2% 8.8%

Biogas 100.6% 118.8%

TOTAL -6.8% -0.8%

TÉRMICO

RENOVABLE

Variación % Año Móvil

Variación % feb 19

Vs feb 18

IND

ICE

21

Gráfico que muestra evolución de la generación neta

por tecnología con paso mensual año actual [GWh]


Biogas 14 14

Biomasa 10 15

Hidráulica Renovable 157 132

Solar 41 42

Eólica 288 230

Nuclear 200 301

Hidráulica 3 454 2 588

Motor Diesel 203 206

Turbina a gas 1 382 1 290

Turbovapor 523 830

Ciclos Combinados 5 452 5 318

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

GW

h

IND

ICE

22

Gráfico que muestra la participación de cada

tecnología en el mes actual [GWh]

Ciclos Combinados48%

Turbovapor8%

Turbina a gas12%

Motor Diesel2%

Hidráulica24%

Nuclear3%

Eólica2% Solar

0% Hidráulica Renovable1%

Biomasa0%

Biogas0%

IND

ICE

23

Datos principales Centrales Hidráulicas

Variación Generación Neta mensual de los

últimos 3 años

(GWh)Medio Año


Alicurá 164 46 89 122

Arroyito 49 42 38 39

Planicie Banderita 65 74 64 46

Chocón 193 148 149 134

Futaleufú 225 143 215 175

Pichi 74 59 66 34

Piedra del Águila 351 288 326 167

Río Grande 31 28 47 42

Salto Grande Argentina 397 337 213 383

Yacyretá 1 526 1 185 1 644 1 466

Resto Hidráulico 324 370 409 529

TOTAL 3 398 2 720 3 258 3 138

(GWh)Variación % feb

19 Vs feb 18

Variación % Año Móvil 2019

vs 2018

Alicurá -47.6% 19.3%

Arroyito 9.0% 43.9%

Planicie Banderita 15.8% 46.6%

Chocón -0.6% 52.9%

Futaleufú -33.4% -8.2%

Pichi -9.7% 9.7%

Piedra del Águila -11.5% 5.9%

Río Grande -40.3% -16.7%

Salto Grande Argentina 58.4% -0.6%

Yacyretá -27.9% -8.2%

Resto Hidráulico -9.5% -16.2%

TOTAL -17.0% -2.1%

IND

ICE

Resto Hidráulico incluye Hidráulico Renovable

24

Gráfico que muestra evolución de la generación

neta total de las principales centrales

hidroeléctricas con paso mensual año actual vs

año anterior [GWh]


2017 2 817 2 609 2 770 2 613 2 957 3 109 2 782 2 995 2 914 3 481 3 856 3 479

2018 3 190 2 849 2 991 2 873 2 766 3 116 3 486 3 272 2 531 3 224 3 655 3 467

2019 3 151 2 350

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

GW

h

IND

ICE

25

Niveles de los embalses de las principales

centrales en el mes

Caudales Medios Mensuales de los principales

ríos de los últimos 3 años [m3/seg]

CENTRALCota inicial

[m.s.n.m.]

Cota final

[m.s.n.m.]

Cota mínima

[m.s.n.m.]

Cota máxima

[m.s.n.m.]

ALICURA 698.3 699.4 692.0 705.0

ARROYITO 315.6 313.7 310.5 317.0

BANDERITA 416.8 415.6 410.5 422.5

CHOCHON 376.9 376.8 367.0 381.5

FUTALEUFU 491.1 489.2 465.0 494.5

PICHI 479.0 477.9 477.0 479.0

PIEDRA DEL AGUILA 591.0 588.2 564.0 592.0

RIO GRANDE 874.0 874.6 866.0 876.0

SG ARG 34.9 34.4 31.0 35.5

YACYRETA 82.8 82.9 75.0 83.5

IND

ICE

RÍO Caudal Hist. feb-19 feb-18 feb-17

Paraná 16 149 10 917 15 236 15 079

Uruguay 3 255 4 850 2 902 4 885

C.Cura 118 55 73 59

Neuquén 119 64 59 38

Limay 172 111 152 102

Futaleufú 203 100 134 141

26

Cuenca del Comahue:

Cotas al final del período y caudales medios

Neuquén

64 m3/seg

Collon Cura PLANICIE BANDERITA

55 m3/seg BarralesCota final: 415.6 msnm

Rio Limay Cota Máx.: 422.5 msnm

111 m3/seg Cota Mín.: 410.5 msnm PLANICIE BANDERITA

MenucoRio Limay + C.Cura Cota final: 413.4 msnm

ALICURA 165 m3/seg Cota Máx.: 413.5 msnm

Cota final: 699.4 msnm Cota Mín.: 410.5 msnm

Cota Máx.: 705.0 msnm EL CHAÑARCota Mín.: 692.0 msnm Cota final: 339.8 msnm

PIEDRA Cota Máx.: 340.3 msnm

Cota final: 588.2 msnm Cota Mín.: 336.5 msnm

Cota Máx.: 592.0 msnm

Cota Mín.: 564.0 msnm PICHICota final: 477.9 msnm

Cota Máx.: 479.0 msnm Río Negro

Cota Mín.: 477.0 msnm CHOCON 619 m3/seg

Cota final: 376.8 msnm


Cota Mín.: 367.0 msnm ARROYITOCota final: 313.7 msnm


Cota Mín.: 310.5 msnm

IND

ICE

27

Potencias Máximas BrutasVariación Potencia Máxima Bruta mensual de los

últimos 2 años [MW]

Variación

Record

Histórico

Gráfico que muestra evolución de potencia máxima bruta con paso

mensual año actual vs años anteriores [MW]

feb-19 feb-18

25 897 26 320 -1.6 %20/2/2019 15:15 8/2/2018 15:35


2017 24 717 25 628 24 906 20 056 22 058 22 987 23 529 21 931 20 369 19 953 21 585 24 696

2018 25 245 26 320 22 960 21 763 21 308 23 831 23 776 23 054 19 541 18 952 21 190 23 100

2019 26 113 25 897

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

MW

26 320 MWjueves, 8 de febrero de 2018

15:35

IND

ICE

28

Gráfico que muestra evolución de potencia máxima

bruta desde 2002 a 2019 [MW]

7.0%

4.4%

7.2%

4.0%

5.5%

4.3%

2.3%

6.5%

3.5%

1.8%

8.4%

1.0%

-0.4%

3.9%

3.0%

2.7%

-0.8%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

0

5 000

10 000

15 000

20 000

25 000

30 000

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019

Pot. Máximas Variación

IND

ICE

29

Demanda

30

Variación

MensualVariación

Año Móvil

Variación Demanda Neta [GWh]

Evolución, con paso mensual, año actual contra año anterior

y demanda prevista [GWh]


2018 12 350 11 404 11 247 10 493 10 665 11 926 12 608 11 721 9 792 9 904 10 035 10 861

2019 11 696 10 702

Demanda Prevista 12 484 11 436 11 066 10 461 10 909 11 537 12 081 11 535 10 662 10 549 10 439 11 797

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

feb-19 feb-18

10 702 11 404 -0.8%

Temperaturas:

TEMPERATURA feb-19 feb-18 °C

Media 24.1 25.2 °C

Máxima 30.9 30.2 °C

Mínima 17.0 18.1 °C

Media Histórica 23.6 °C

IND

ICE

-6.2%

31

Evolución, con paso mensual, de variación mes contra

mes, año actual contra año anterior y variación año móvil

[GWh]


2018-Variación vs Mes Año Anterior -1.4 3.0 1.1 7.1 -1.2 5.0 6.9 5.5 -5.4 -3.2 -3.1 -9.7

2019-Variación vs Mes Año Anterior -5.3 -6.2

2018-Variación Año Móvil -0.7 0.0 -0.4 0.5 0.9 1.6 2.4 2.6 2.2 1.8 1.4 0.4

2019-Variación Año Móvil 0.0 -0.8

-0.70.0 -0.4

0.5 0.91.6

2.4 2.6 2.21.8 1.4

0.4

0.0-0.8

-12.0

-10.0

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

Composición de Demanda por Tipo de Usuario MEM

Demanda Grandes Usuarios y Demanda Distribuidores (*)

84 83

16 17

0

20

40

60

80

100

120


Distribuidores Grandes Usuarios

IND

ICE(*) Aclaración: A la hora de analizar la demanda de los últimos meses, especialmente el mes de

análisis, hay que tener en cuenta que esos datos no son definitivos y pueden tener cambios en los informes que lo suceden. Los datos se consolidan con la salida del Documento de Transacciones Económicas definitivo, actualizándose los mismos con cada salida del informe.

32

Tipos de Usuarios

Residenciales(*)

Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada como:- RESIDENCIAL BASE- RESIDENCIALES ALCANZADO BAJO EL PLAN ESTÍMULO- RESIDENCIALES CON TARIFA SOCIAL- RESIDENCIALES ELECTRODEPENDIENTES

IND

ICE

A partir de la aplicación de la Resolución MEyM N°1091/2017 se establecieron clasificaciones de la demanda de los distribuidores. Estas nuevas categorías se utilizan para la elaboración del presente informe.

(*) Aclaración: A la hora de analizar la demanda de los últimos meses, especialmente el mes de análisis, hay que tener en cuenta que esos datos no son definitivos y pueden tener cambios en los informes que lo suceden. Los datos se consolidan con la salida del Documento de Transacciones Económicas definitivo, actualizándose los mismos con cada salida del informe.

33

Comercial / Intermedios(*)

- TARIFA USUARIO NO RESIDENCIAL <300KWH

Industrial / Comercial Grande (*)

Incluye la demanda de Distribuidores clasificada como:- TARIFA USUARIO NO RESIDENCIAL >=300KWH

Mas la demanda de Gran Usuario del MEM:- La Demanda de Grandes Usuarios Menores

- La Demanda de Grandes Usuarios Febrero

Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada como:

IND

ICE(*) Aclaración: A la hora de analizar la demanda de los últimos meses, especialmente el mes de

análisis, hay que tener en cuenta que esos datos no son definitivos y pueden tener cambios en los informes que lo suceden. Los datos se consolidan con la salida del Documento de Transacciones Económicas definitivo, actualizándose los mismos con cada salida del informe.

44%

29%

27%

34

Composición de la Demanda paso mensual (*)

45% 43%

29% 29%

26% 28%

0%

20%

40%

60%

80%

100%


Composición de la Demanda - Acumulado 2019

IND

ICE

(*) Aclaración: A la hora de analizar la demanda de los últimos meses, especialmente el mes de análisis, hay que tener en cuenta que esos datos no son definitivos y pueden tener cambios en los informes que lo suceden. Los datos se consolidan con la salida del Documento de Transacciones Económicas definitivo, actualizándose los mismos con cada salida del informe.

35

Detalle por Área de Demanda

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


GRAN BS.AS.

LITORAL

BUENOS AIRES

CENTRO

NOROESTE

NORESTE

CUYO

COMAHUE

PATAGONICA

IND

ICE

36

Detalle por Área de Demanda - Acumulado 2019

GRAN BS.AS.; 37%

LITORAL; 13%BUENOS AIRES; 11%

CENTRO; 9%

NOROESTE; 8%

NORESTE; 9%

CUYO; 7%COMAHUE; 4% PATAGONICA; 4%

IND

ICE

37

Combustibles

38

Variación Consumo de combustible por tipo

Tipo combustible Medio Año Móvil feb-19 feb-18 feb-17 Unidad

GAS NATURAL 1 491 1 682 1 674 1 494 Miles Dam3

FUEL OIL 41 28 72 182 Miles Ton

GAS OIL 71 29 38 64 Miles M3

CARBÓN MINERAL 43 20 75 65 Miles Ton

BIODIESEL 0 0 0 0 Miles Ton

Tipo combustibleVariación % feb 19

Vs feb 18

Variación % Año

Móvil

GAS NATURAL 0.5% 3.3%

FUEL OIL -60.8% -53.1%

GAS OIL -23.9% -37.2%

CARBÓN MINERAL -73.7% -26.0%

BIODIESEL 0.0% 0.0%

IND

ICE

39

Gráfico que muestra la participación de cada

combustible en el mes actual (Gas Natural Equivalente)

GAS NATURAL95.7%

FUEL OIL1.9%

GAS OIL1.7%

CARBÓN MINERAL0.7%

BIODIESEL0.0%

IND

ICE

40

Gráfico que muestra evolución del consumo de gas natural

con paso mensual año actual vs años anteriores [Mil Dam3]


2017 1,796 1,494 1,524 1,415 1,547 1,135 1,297 1,455 1,305 1,235 1,235 1,679

2018 1,828 1,674 1,690 1,661 1,557 1,210 1,358 1,541 1,498 1,342 1,235 1,443

2019 1,678 1,682

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Mil

es

de

Da

m3


2017 58 53 49 47 50 38 42 47 43 40 41 54

2018 59 60 55 55 50 40 44 50 50 43 41 47

2019 54 60

0

10

20

30

40

50

60

70

Mill

on

es

de

m3

/dia

Evolución del consumo de gas natural

[Millones de m3 / Dia]

IND

ICE

41

Gráfico que muestra evolución del consumo de fuel oil con

paso mensual año actual vs años anteriores [Mil. Ton]


2017 160 182 194 110 44 253 152 35 95 30 0 29

2018 34 72 16 5 8 197 169 63 0 0 0 0

2019 5 28

0

50

100

150

200

250

300

Mile

s d

e To

nel

adas

Evolución del consumo de carbón mineral con paso

mensual año actual vs años anteriores [Mil. Ton]


2017 63 65 52 93 65 57 75 54 44 34 0 51

2018 91 75 95 33 33 102 104 90 19 16 0 0

2019 0 20

0

20

40

60

80

100

120

Mile

s d

e To

nel

adas

IND

ICE

42

Gráfico que muestra evolución del consumo de gas oil

con paso mensual año actual vs años anteriores [Mil m3]


2017 55 64 39 17 49 417 507 122 28 21 32 47

2018 40 38 22 22 15 361 289 37 12 8 11 20

2019 26 29

0

100

200

300

400

500

600

Mile

s d

e m

3

Evolución del consumo de biodiesel con paso

mensual año actual vs años anteriores [Mil. Ton]


2017 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2018 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

2019 0 0

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

Mile

s d

e To

nel

adas

IND

ICE

43

Balance de Energía

44

Oferta vs Demanda MEM

Febrero 2019 [GWh]

7 644

2 588

301

121

432

8 877

1 825

324

26

33

11 086IN

DIC

E

45

BALANCE: Demanda MEM Febrero 2019 vs años

anteriores [GWh]

DEMANDA (GWh)Variación % feb

19 Vs feb 18

Variación Año Móvil % feb

19 Vs feb 18

Distribuidor -5.3% 0.0%

Gran Usuario -10.2% -4.1%

Bombeo 6.2% -29.6%

Exportación 0.0% 621.4%

Pérdidas -5.0% 1.9%

TOTAL Requerido -5.8% -0.6%

DEMANDA (GWh)Medio Año


Distribuidor 8 960 8 877 9 373 9 170

Gran Usuario 2 011 1 825 2 032 1 905

Bombeo 23 26 24 31

Exportación 27 33 - 24.1

Pérdidas 356 324 342 344

TOTAL 11 377 11 086 11 770 11 474

IND

ICE

46

BALANCE: Oferta MEM Febrero 2019 vs años

anteriores [GWh]

OFERTA (GWh)Variación % feb

19 Vs feb 18

Variación Año Móvil % feb

19 Vs feb 18

TÉRMICA -2.8% -2.0%

HIDRÁULICA -17.0% -1.5%

NUCLEAR -47.5% 1.5%

RENOVABLE 107.9% 46.2%

IMPORTACION 2029.9% 58.7%

TOTAL -5.8% -0.6%

OFERTA (GWh)Medio Año


TÉRMICA 7 227 7 644 7 867 7 559

HIDRÁULICA 3 280 2 588 3 117 2 993

NUCLEAR 479 301 572 634

RENOVABLE 320 432 208 210

IMPORTACION 72 121 6 78

TOTAL 11 377 11 086 11 770 11 474

IND

ICE

47

Demanda MEM Año 2019 [GWh]

Oferta MEM Año 2019 [GWh]

DEMANDA (GWh) ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19 dic-19

Distribuidor 9 786 8 877 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Gran Usuario 1 910 1 825 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Bombeo 21 26 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Exportacion 12 33 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Pérdidas 402 324 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 12 131 11 086 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

OFERTA (GWh) ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19 dic-19

TÉRMICA 7 559 7 644 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

HIDRÁULICA 3 454 2 588 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

NUCLEAR 200 301 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

RENOVABLE 510 432 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

IMPORTACION 407 121 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 12 131 11 086 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Oferta vs Demanda MEM desde 2002 a la fecha – [TWh]

2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018Acum.

2019

Oferta (Gen.+ Imp.) 81 86 93 98 105 108 112 111 116 121 126 130 131 137 138 137 138 23

Demanda (Dem. Int + Expor) 78 83 90 94 100 104 108 107 112 117 122 126 127 133 134 133 134 22

% Perdidas 4.9% 4.5% 4.1% 4.2% 4.6% 4.2% 4.0% 4.4% 3.6% 3.3% 3.0% 3.3% 3.1% 3.1% 3.1% 3.2% 3.2% 3.2%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

0

20

40

60

80

100

120

140

160

TW

h

IND

ICE

48

Balance Energía Bruta: Febrero 2019 [GWh]

IND

ICE

DEMANDA (GWh) OFERTA (GWh)

Distribuidor 8 877 7 798 Gen. Termica

Gran Usuario 1 825 2 588 Gen. Hirdraulica

Pérdidas + Consumos Aux. 498 320 Gen. Nuclear

Bombeo 26 433 Gen. Renovables

Exportación 33 121 Importacion

11 260 11 260

49

Precios de la Energía

50

Costo Medio de Generación MEM Mensual [$/MWh]

Precio Medio Estacional [$/MWh]

Medio Año

Móvilfeb-19

feb-19

feb-18

feb-18

2083.7 968.1

Medio Año

Móvil

2577.4 1504.3 2277.4

1274.9 IND

ICE

51

Precio Medio Mensual

Detalle Por Cargo [$/MWh]

IND

ICE

feb-19Medio Año

Móvil

Componente Energía Precio Energía 480.0 320.0

Energía Adicional 31.8 32.8

Sobrecostos de Combustibles 47.3 53.4

Sobrecostos Transitorios de Despacho 862.4 879.1

Cargos Demanda Excedente 16.9 21.4

Contratos Abastecimiento MEM + Cuenta Brasil 694.5 611.2

Compra Conjunta MEM 40.8 21.0

Componente Potencia Potencia Despachada 6.9 6.8

Potencia Servicios Asociados 15.1 12.2

Potencia Reserva Corto Plazo

+ Servicios Reserva Instantánea2.6 1.7

Potencia Reserva Mediano Plazo 379.1 317.9

Precio Monómico 2577.4 2277.4

Cargos TransporteTransporte Alta Tensión

+Distribución Troncal (Acuerdo)0.0 0.0

Transporte Alta Tensión 64.4 57.0

Transporte Distribución Troncal 32.6 27.7

Precio Monómico + Transporte 2674.4 2362.1

Precio Mónomico Estacional

Precio Monómico ponderado Estacional

(Energía + Potencia)

+ Otros Ingresos

2083.7 1274.9

52

Precio Medio Mensual de los últimos 3 años y

promedio año móvil [$/MWh]

IND

ICE

Medio Año


Componentes Energía 406.2 559.1 291.9 272.2

Componentes Potencia

+ Reserva338.6 403.8 207.0 88.5

Cargo Demanda Excedente

+ Cuenta Brasil

+ Contratos Abastecimiento MEM

632.5 711.4 335.3 198.5

Sobrecosto Transitorio de Despacho 879.1 862.4 669.3 538.1

Compra Conjunta MEM 21.0 40.8 0.8 0.0

Precio Monómico Medio 2277.4 2577.4 1504.3 1097.3

Cargos transporte 84.7 97.0 63.1 2.0

Precio Monómico Medio + Transp. 2362.1 2674.4 1567.4 1099.3

Precio Mónomico Estacional 1274.9 2083.7 968.1 439.8

53

Gráfico que muestra evolución del precio monómico medio

(con transporte) en paso mensual año actual vs años

anteriores [$/MWh]


2017 1025 1099 1082 1064 1067 1382 1442 1251 1192 1187 1209 1263

2018 1503 1567 1532 1587 1891 2474 2523 2377 2947 2768 2545 2643

2019 2384 2674

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

$/M

Wh

0100200300400500600700800900

1000110012001300140015001600170018001900200021002200230024002500260027002800290030003100

en

e-13

mar-

13

may-1

3

jul-

13

sep-13

nov-1

3

en

e-14

mar-

14

may-1

4

jul-

14

sep-14

nov-1

4

en

e-15

mar-

15

may-1

5

jul-

15

sep-15

nov-1

5

en

e-16

mar-

16

may-1

6

jul-

16

sep-16

nov-1

6

en

e-17

mar-

17

may-1

7

jul-

17

sep-17

nov-1

7

en

e-18

mar-

18

may-1

8

jul-

18

sep-18

nov-1

8

en

e-19

mar-

19

may-1

9

jul-

19

sep-19

nov-1

9

$/M

Wh

Componentes Energía Componentes Potencia+ Reserva

Cargo Demanda Excedente

Sobrecosto Transitorio de Despacho Cargos transporte Contratos Abastecimiento MEM + Cuenta Brasil

Compra Conjunta MEM Precio Mónomico Estacional

Gráfico que muestra evolución del precio monómico medio

(con transporte) en paso mensual desde 2013 [$/MWh]

IND

ICE

54

Importación/Exportación

55

Medio Año Móvil

Importación

Exportación

feb-19

120.6

Importación vs Exportación MEM Febrero [GWh]

32.9

Importación vs Exportación MEM Febrero 2019 vs

años anteriores por país [GWh]

(GWh)Medio Año


Brasil 0.0 0.31 0.0 29.5Paraguay 0.0 10.0 0.0 11.0Uruguay 0.0 110.3 5.7 12.4Chile 0.0 0.0 0.0 25.0IMPORTACIÓN TOTAL 0.0 120.6 5.7 78.0

Import

ació

n

Brasil 26.0 32.9 0.0 24.0Paraguay 0.0 0.0 0.0 0.0Uruguay 1.1 0.0 0.0 0.0Chile 0.0 0.0 0.0 0.1EXPORTACIÓN TOTAL 27.1 32.9 0.0 24.1

Export

ació

n

71.7

27.1

IND

ICE

La participación de la importación a la hora de satisfacer la

demanda sigue siendo baja; se importó 121 GWh para

Febrero 2019, prácticamente de origen renovable o

excedentes hidráulicos.

56

Grá

fico q

ue m

uestr

a e

volu

ció

n d

e la im

port

ació

n v

s.

Export

ació

n p

or

país

con

paso a

nual [G

Wh]

IND

ICE

57

Agentes

58

Actores vigentes en el MEM en Febrero 2019

GENERACIÓN Cantidad

Generadores 364

Autogeneradores 28

Cogeneradores 8Total 400

GRANDES USUARIOS Cantidad

Grandes Usuarios Mayores (GUMA) 408

Grandes Usuarios Menores (GUME) 2,163

Grandes Usuarios Particulares (GUPA) 24

Grandes Usuarios en Distrubución Mayores a 300kW (GUDI) 5,985Total 8,580

DISTRIBUCIÓN Cantidad

Distribuidores de Energía 28

Cooperativas Eléctricas Agentes del MEM 47

Distribuidores Menor (DIME) 1

Cooperativas No Agentes del MEM 537Total 613

TRANSPORTE Cantidad

Transportista en Alta Tensión 1

Transportista en Distribución Troncal 7

Transportista PAFT 44Total 52

IND

ICE

59

CAMMESA

(54-11) 4319-3700 / 4131-9800(54-341) 495-8300

www.cammesa.com

- Av. Eduardo Madero 942 – 1er PisoC1106ACW – Buenos Aires

- Ruta 34 “S” Km 3,5S2121GZA – Pérez – Santa Fe

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