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República Argentina
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3 Características del Mercado durante el Año 2015
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Demanda
Durante el año 2015, a valores medios de potencia, la
demanda de energía presentó un crecimiento alrededor
del 4.5 %, mayor al crecimiento alcanzado en el año
2014 que se había ubicado en 1.0%.
En los meses de verano, en especial en Febrero y Marzo
que fueron aquellos de máxima exigencia para el
sistema por las altas temperaturas, la demanda
presentó una variación positiva frente al año 2014 que
había sido menos exigente.
El invierno se caracterizó por temperaturas por encima
de la media, sin embargo la demanda fue superior al
mismo período del año anterior dónde fue baja en
comparación a lo esperado.
Como conclusión de ambos períodos resulta el cierre
anual con un crecimiento del 4,5% de la demanda
respecto al 2014.
Con una gran demanda (grandes usuarios industriales y
comerciales) que prácticamente no presentó
variaciones, la demanda chica (residencial y comercios
pequeños) fue la que impulsó el incremento que se
produjo este año, con un crecimiento medio para este
tipo de usuarios entre 5 % y 7 %.
En general las temperaturas fueron cálidas, similares o
algo superiores a los valores históricos de cada mes,
reflejándose esto en el comportamiento de la demanda
chica. Si se analizan la cantidad de días donde se
presentaron temperaturas extremas que llevan a un
aumento importante de la demanda, el 2015 se
encuentra entre los años con menor número de días
“fríos” y entre la media de los años que presentaron más
días con temperaturas elevadas, comparado con el perfil
histórico de temperaturas.
La demanda pudo ser abastecida sin mayores
dificultades a lo largo del año; no obstante, en algunas
oportunidades debido a las altas exigencias debió
requerirse el despacho de la totalidad del parque con
una operación ajustada.
Generación
La disponibilidad del parque térmico fue algo superior a
los últimos períodos, resultó en el orden del 74%.
La generación ingresante durante el año estuvo
alrededor de los 400 MW, dentro de los cuales se
destaca el aumento de la potencia en los CC del
Fonimvemem, CT San Martin y CT Timbúes, con 36 MW,
y el ingreso de motores de combustión interna y
generación móvil con 368 MW.
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Generación
En el corto plazo se espera el ingreso de nueva potencia firme de proyectos que están en proceso de
prueba. Hoy se tiene 1680 MW en período de puesta en marcha de un total de 1880 MW entre el
ingreso de la C.T. Vuelta de Obligado con 560 MW, la CT Guillermo Brown con 600MW y la nueva
central nuclear Atucha II con 740 MW. Ésta última se convierte en la máquina de mayor potencia
instalada en el SADI y sustituirá un consumo equivalente a 4,7 millones de litros de gas oil por día al
reemplazar a la generación térmica en base a combustibles fósiles. Durante el año 2015 la
producción media aportada por Atucha II fue de 448 MW Medios.
El año hidrológico del conjunto de las principales cuencas: Comahue, Río Paraná y Río Uruguay,
resultó algo superior a la media; la primer parte del año la generación hidráulica evolucionó por
debajo de los valores medios, siendo superior luego en la segunda mitad del año.
Combustibles
GAS
La oferta de gas se ubicó levemente superior a los valores medios previstos, cerrando el año con un
consumo similar al 2014. Frente a una demanda con variación marginal en la industria, y
manteniendo una mayor disponibilidad del producto, el consumo medio diario de gas destinado a
generación en el 2015 fue de 39.5 Mm3/d, mientras que para el año 2014 se había alcanzado una
media de 39.3 Mm3/d.
FUEL OIL
El consumo de este combustible se ubicó por arriba de los valores medios previstos. Alcanzó las
3090 k Ton, superior al año 2014 donde fue de 2700 K Ton.
GAS OIL
El ingreso de nueva generación de origen térmico que en algunos casos sólo puede utilizar este
combustible hizo aumentar el consumo de GO. Éste estuvo en el orden de los 2240 miles m3 a a
1800 miles m3 del año anterior.
CARBÓN
El consumo de carbón estuvo en el orden las 950 kTon, algo menor según la disponibilidad del
parque generador que puede utilizar dicho combustible y a los 1000 kTon del año anterior.
Intercambios
Al igual que en el año anterior, no fue necesaria la importación energía de origen térmico desde
Brasil. Tanto la importación como la exportación que se presentaron en el 2015 se dieron bajo un
marco de convenios establecidos o excedentes de generación. Como se mencionó anteriormente, en
algunas oportunidades, debido a la alta exigencia, se requirió de la importación disponible para una
operación ajustada.
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Precios
El precio de la energía, determinado según las Res. SE 240/03, que supone abastecimiento de gas
sin límites para todo el parque generador que lo pueda consumir y con un tope de 120 $/MWh, se
mantuvo en dicho tope.
El precio monómico representativo de costos total de operación del MEM, incluyendo los cargos de
potencia y sus servicios asociados, los sobrecostos debido a la utilización de combustibles, los cargos
a la demanda excedente de los GU y los Contratos de Abastecimiento MEM, alcanzó una media del
orden de los 654 $/MWh, frente a los 550 $/MWh del año anterior.
Como resumen de las variables económicas más relevantes del año, se destaca que la diferencia
entre el precio monómico en el 2015, comparado con el 2014, se debió a:
- Aumento de sobrecostos de despacho por incremento del valor de la tasa de cambio y consumo
de combustible alternativo.
- Aumento de los costos de contratos MEM por ingreso de generación distribuida/móvil de ENARSA
y variación de la tasa de cambio
- Aumento de sobrecosto de combustible por incluirse los impuestos y tasas relacionados con la
importación de Gas Oil no exenta.
- Actualización de la Resolución SE N° 529/2014 por la Resolución SE N° 482/2015 en cuanto a
la remuneración de los generadores de acuerdo a sus costos.
VALORES ECONÓMICOS
Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica
requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la
Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado
que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los
meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó con la Resolución SE N° 2016/2012,
definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor, para el total de su
demanda sin especificar tipo de agente o banda horaria. El precio monómico estacional anual,
representativo de lo recaudado de los agentes distribuidores, fue del orden de 95.3 $/MWh.
De la misma forma que el año anterior los pagos de los demandantes no alcanzaron a nivelar los
costos reales, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.
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Sistema de Transporte
Durante el año se amplió el sistema de transmisión de 500 kV en una extensión de 368 km de línea.
Una de las ampliaciones de la red se dio con la entrada en servicio de la línea que une las estaciones
de Lavalle y de Santiago en la provincia de Santiago del Estero, la que permite mejorar la
confiabilidad y seguridad de abastecimiento de la demanda en la zona.
El otro nuevo vínculo fue la entrada de la línea de 500kV, en dos tramos, entre las estaciones de
Choele Choel en Rio Negro y Bahía Blanca en el sur de la provincia de Buenos Aires.
Ésta extensión, paralela a una ya existente entre ambas estaciones, tuvo como objeto permitir el
ingreso de nueva potencia instalada con la incorporación de la Central Térmica Guillermo Brown.
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2000
4000
6000
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ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
GW
h m
en
su
ale
s
Nuclear Hidráulica Térmica Eólico+Solar Importación
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Balance Mensual de Energía [GWh]
Generación
Demanda
Generación mensual por Tipo [GWh]
(GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Agentes MEM 11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100
Exportación 6 0 0 0 0 0 0 0 41 0 8 0 55
Bombeo 40 15 26 83 93 40 54 56 33 35 33 70 578
Pérdidas Red 358 290 307 198 278 388 413 416 412 402 330 343 4136
TOTAL 12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320 136870
Racionamiento Tensión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Racionamiento Cortes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL REQUERIDO 12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320 136870
(GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Térmica 7947 7600 8348 7313 7868 7638 7155 6545 6312 6190 6239 7471 86625
Hidráulica 3398 2712 2856 2587 2576 3559 4130 4284 4243 4218 3193 3707 41464
Nuclear 549 599 620 349 333 416 864 596 377 243 615 958 6519
Eólica+Solar 53 44 43 46 49 56 54 53 50 54 47 57 608
Importación 164 16 16 12 13 13 172 124 53 452 494 127 1655
TOTAL OFERTA 12110 10971 11882 10308 10839 11682 12375 11602 11036 11157 10588 12320 136870
Gráfico 1: Generación mensual por tipo
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Generación
Evolución Balances Anuales de Energía [GWh]
Demanda
(GWh) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Agentes MEM 49715 52660 55995 58012 62018 66031 69103 71689 75592 78103 76486 82260
Exportación 12 14 15 191 311 273 79 712 4715 4201 1009 437
Bombeo 354 491 609 254 130 303 340 474 132 40 64 47
Pérdidas y Consumos* 3973 5283 5857 6230 6292 7167 6968 3002 3311 3664 3775 3698
TOTAL 54054 58448 62476 64687 68751 73774 76490 75877 83750 86007 81334 86442
Racionamiento Tensión 122 43 9 5 1 0 0 0 0 0 0 0
Racionamiento Cortes 3 14 15 14 4 8 2 14 8 8 14 0
TOTAL REQUERIDO 54179 58505 62500 64706 68756 73782 76492 75891 83758 86015 81348 86442
(GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Agentes MEM 87494 92387 97593 102960 105935 104605 110775 116507 121192 125220 126421 132100
Exportación 1938 1362 2100 578 1618 1292 359 265 280 0 6 55
Bombeo 145 432 348 571 537 714 554 566 723 500 485 578
Pérdidas y Consumos* 3709 3979 4586 4373 4293 4722 4046 3894 3610 4099 4293 4136
TOTAL 93286 98160 104627 108482 112382 111333 115735 121232 125804 129820 131205 136870
Racionamiento Tensión 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Racionamiento Cortes 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL REQUERIDO 93286 98160 104627 108482 112382 111333 115735 121216 125804 129820 131205 136870
(GWh) 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003
Térmica 24891 25877 25856 28933 35199 32433 34885 42441 43248 36510 32642 39466
Hidráulica 19805 23609 27996 28326 25758 32864 32253 26539 33760 41507 41090 38717
Nuclear 7091 7750 8290 7118 7516 8029 7437 6586 5731 6541 5393 7025
Eólica+Solar 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Importación 2267 1212 334 310 278 448 1914 310 1011 1450 2210 1234
Total 54054 58448 62476 64687 68751 73774 76490 75877 83750 86007 81334 86442
(GWh) 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Térmica 49399 51351 53928 61012 66877 61386 66465 73573 82495 82953 83265 86625
Hidráulica 35133 39213 42987 37290 36882 40318 40226 39339 36626 40330 40663 41464
Nuclear 7313 6374 7153 6721 6849 7589 6692 5892 5904 5732 5258 6519
Eólica+Solar 0 0 0 0 0 0 0 16 356 462 629 608
Importación 1441 1222 559 3459 1774 2040 2351 2412 423 342 1390 1655
Total 93286 98160 104627 108482 112382 111333 115735 121232 125804 129820 131205 136870
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Ge
ne
ració
n p
or
Tip
o -
Generación Anual por Tipo [GWh]
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
GW
h a
nu
ale
s
Nuclear Hidráulica Térmica Eólica+Solar Importación
Gráfico 2: Generación anual por tipo
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Demandas Mensuales por Región [GWh]
38%
NEA NOA
CEN
CUY
BSAS
LIT
GBA
COM
PAT
NEA
6%
COM
4%
BAS
11%
CEN
9%
CUY
6%
GBA
39%
LIT
12%
NOA
8%
PAT
4%
REG ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL PART.%
BAS 1331 1180 1305 1178 1233 1275 1332 1277 1237 1284 1202 1324 15156 11%
CEN 1013 868 972 863 894 972 1036 960 898 913 872 1002 11264 9%
COM 463 425 477 414 434 437 455 443 421 413 403 435 5220 4%
CUY 855 689 736 631 655 692 736 691 627 645 610 757 8325 6%
GBA 4283 4009 4349 3714 4072 4606 4955 4493 4224 4103 3755 4537 51100 39%
LIT 1465 1364 1452 1270 1251 1366 1424 1362 1256 1267 1266 1501 16243 12%
NEA 839 830 867 665 619 622 605 622 607 687 724 829 8516 6%
NOA 1025 906 944 851 841 880 946 880 839 896 905 1075 10989 8%
PAT 432 396 447 440 468 404 419 403 442 511 479 446 5287 4%
TOT 11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100 100%
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Demandas Mensuales con/sin Contrato a Término [GWh]
Demandas Mensuales por Tipo de Agente MEM [GWh]
Participación % en 2015
Distribuidores
GUMEs
GUMAs
Autogeneradores
Grandes Usuarios
GUME: Grandes Usuarios Menores del Mercado Eléctrico Mayorista
GUMA: Grandes Usuarios Mayores del Mercado Eléctrico Mayorista
Autogenerador: Se refiere a la demanda por la compra de energía por parte de los Autogeneradores
1%
80%
19%
GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART.
Con contrato 461 402 471 453 429 452 526 514 506 528 497 446 5685 4%
Sin contrato 11246 10263 11078 9573 10038 10802 11382 10616 10044 10192 9720 11461 126415 96%
TOTAL 11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100 100%
GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART.
Distribuidor 9582 8633 9312 7869 8322 9164 9813 9019 8416 8443 7994 9754 106322 80%
GUME 415 437 433 430 404 409 407 400 411 393 416 419 4976 4%
GUMA 1651 1540 1745 1673 1687 1619 1625 1644 1667 1806 1736 1672 20065 15%
AutoGenerador 58 55 59 55 55 62 62 67 56 77 71 61 738 1%
TOTAL 11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100 100%
18
Tipos de Usuarios
Residenciales
Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada como:
- Residenciales menores o iguales 1000 KWh bimestral
- Residenciales mayores 1000 KWh y menores o iguales 1400 KWh bimestral
- Residenciales mayores 1400 KWh y menores o iguales 2800 KWh bimestral
- Residenciales mayores 2800 KWh bimestral
Menores
‒ Menores 10 KW no residenciales con
consumo Menor 4000 KWh bimestral
‒ Menores 10kw no residenciales con
consumo Mayor o igual 4000 KWh
bimestral
‒ Alumbrado Público
Incluye a la demanda de Distribuidores
clasificada como:
19
Intermedios
Mayores
Incluye a la demanda de
Distribuidores clasificada como:
‒ Mayor o igual a 300 KW no
residenciales
La Demanda de Grandes Usuarios
Menores
La Demanda de Grandes Usuarios
Mayores
Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada
como:
- Mayor o igual 10 KW y menor a 300 KW no
residenciales
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Demandas Mensuales por Tipo de Usuario [GWh]
Balance Anual por Tipo de Usuario [GWh]
42%
13%
15%
29%
Variación Interanual por Tipo de Usuario
GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC ANUAL PART.
Residenciales5096 4438 4824 3757 4225 4941 5513 4798 4349 4362 3921 5185 55409 42%
Menores (< 10kW) 1559 1454 1537 1398 1444 1545 1573 1505 1402 1424 1374 1568 17784 13%
Intermedios (10 y 300 kW)1851 1667 1771 1606 1559 1585 1634 1641 1613 1630 1647 1871 20075 15%
Mayores (> 300 kW) 3200 3106 3416 3265 3240 3183 3187 3186 3187 3304 3275 3283 38833 29%
TOTAL 11706 10665 11549 10026 10468 11254 11907 11130 10550 10720 10217 11907 132100 100%
GWh 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Residencial 31532 33373 37339 39114 40122 42881 44879 47722 50381 51444 55409
Menores (< 10kW) 12646 13349 14054 14570 15057 15634 16458 17592 16893 16915 17784
Intermedios (10 y 300 kW) 14135 15066 15996 16817 17304 18121 19197 20104 19560 19591 20075
Mayores (> 300 kW) 34075 35807 35580 35476 32174 34140 35973 35774 38405 38517 38833
TOTAL 92388 97595 102969 105977 104657 110775 116507 121192 125239 126467 132100
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Demanda Residencial 5.8% 11.9% 4.8% 2.6% 6.9% 4.7% 6.3% 5.6% 2.1% 7.7%
Menores (< 10kW) 5.6% 5.3% 3.7% 3.3% 3.8% 5.3% 6.9% -4.0% 0.1% 5.1%
Intermedios (10 y 300 kW) 6.6% 6.2% 5.1% 2.9% 4.7% 5.9% 4.7% -2.7% 0.2% 2.5%
Mayores (> 300 kW) 5.1% -0.6% -0.3% -9.3% 6.1% 5.4% -0.6% 7.4% 0.3% 0.8%
TOTAL 5.6% 5.5% 2.9% -1.2% 5.8% 5.2% 4.0% 3.3% 1.0% 4.5%
21
Evolución del crecimiento interanual de la demanda
Gráfico 3: Evolución de la tasa de crecimiento de la demanda eléctrica vs PBI
07%
06% 06%
04%
07% 06%
05%
04%
05%
03%
-02%
08%
06% 06% 06% 06%
03%
-01%
06% 05%
04% 03%
01%
04%
-15.0%
-12.5%
-10.0%
-7.5%
-5.0%
-2.5%
0.0%
2.5%
5.0%
7.5%
10.0%
12.5%
15.0%
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Variación PBI Crecimiento Energía
22
Evolución del crecimiento interanual de la potencia máxima bruta
Gráfico 4: Potencia máxima anual
95
15
98
29
10
59
9
10
70
3
11
77
5
12
26
6
12
72
1
13
09
2
14
26
4
14
53
8
13
96
5
14
93
6
15
60
0
16
71
8
17
39
5
18
34
5
19
12
6
19
56
6
20
84
3
21
56
4
21
94
9
23
79
4
24
03
4
23
94
9
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08%
01%
10%
04%
04% 03%
09%
02%
-04%
07%
04%
07%
04%
05%
04%
02%
07%
03%
02%
08%
01%
00%
-6.0%
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
14.0%
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
(%) MW
Pot. Máxima Variación
23
Evolución del crecimiento de la demanda local
Gráfico 5: Crecimiento de la demanda local en MW Medios
1,0%
4,5%
Crecimiento de la demanda en 2014 [MW
Medios]
Crecimiento de la demanda en 2015 [MW
Medios]
-10%
-5%
0%
5%
10%
15%
20%
Real 2014 Real 2015
24
Evolución de la temperatura media semanal
Gráfico 6: Evolución temperatura media semanal
5
10
15
20
25
30
1 3 5 7 9
11
13
15
17
19
21
23
25
27
29
31
33
35
37
39
41
43
45
47
49
51
T°
Me
dio
a S
em
an
al
Alta Media Baja Real 15 Real 14
19
55
1
95
2
20
07
1
96
2
19
64
1
94
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19
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1
95
4
19
96
1
94
6
19
48
1
95
7
19
56
1
96
7
19
83
1
98
4
19
49
1
99
5
19
59
1
94
5
19
93
1
98
8
19
60
1
96
9
19
74
1
95
3
19
70
1
99
2
19
50
1
96
3
19
65
1
97
1
19
78
1
95
8
19
72
2
00
0
20
05
2
01
2
19
61
1
97
5
19
91
1
95
1
19
90
1
97
3
20
13
1
94
4
19
77
1
97
9
19
80
1
98
2
19
99
2
00
2
20
03
1
98
1
19
66
1
99
4
19
97
2
00
9
20
10
1
96
8
19
85
2
01
1
19
87
2
00
1
20
04
2
00
6
19
86
2
00
8
20
14
1
98
9
20
15
1
99
8
0
10
20
30
40
50
60
70
Ca
nti
da
d d
e D
ías
25
Cantidad de días anuales con bajas temperaturas
Gráfico 7: Cantidad de días con temperaturas medias inferiores a 10°C. Período 16 de Mayo al 15 de Septiembre
Año 2007 55 días
Año 2014 19 días
Año 2015 12 días
26
Gráfico 8: Cantidad de días con temperaturas medias superiores a 26°C. Período 1 de Enero al 31 de Marzo y Diciembre
Año 2013 47 días
Año 2014 25 días
Año 2015 37 días
Cantidad de días anuales con altas temperaturas
20
13
2
01
0
20
08
1
98
9
20
12
1
95
2
20
00
2
00
1
20
15
1
96
0
19
94
2
00
5
19
69
1
97
0
19
99
1
99
3
19
97
2
00
3
19
72
2
00
6
19
80
1
96
7
19
87
2
00
9
19
65
1
97
9
20
02
2
01
4
19
61
1
97
5
19
77
1
98
2
19
83
1
99
2
20
04
2
00
7
19
49
1
95
7
20
11
1
98
5
19
86
1
95
9
19
63
1
96
8
19
84
1
95
3
19
96
1
99
0
19
54
1
94
4
19
55
1
97
1
19
74
1
94
5
19
47
1
94
8
19
50
1
97
3
19
88
1
99
5
19
81
1
94
6
19
76
1
96
2
19
64
1
99
1
19
98
1
95
1
19
78
1
95
8
19
56
1
96
6
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
Ca
nti
da
d d
e D
ías
27
Curva de carga diaria días de máxima y mínima energía
Grá
fico
9:
Invi
ern
o 2
01
5. C
urv
a t
ípic
a y
de
má
xim
a c
arg
a
Grá
fico
10
: V
era
no
20
15
. C
urv
a t
ípic
a y
de
má
xim
a
ca
rga
8500
9500
10500
11500
12500
13500
14500
15500
16500
17500
18500
19500
20500
21500
22500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
Horas
Día Máx. Carga VERANO Día Típico
8500
9500
10500
11500
12500
13500
14500
15500
16500
17500
18500
19500
20500
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24
MW
Horas
Día Máx. Carga INVIERNO Día Típico
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
Do
min
Ma
rte
s
Mie
rco
les
Jue
ve
s
Vie
rne
s
Sa
ba
do
Do
min
go
MW
28
Grá
fico
11: D
em
and
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pic
a se
man
al d
e in
viern
o
(sem
ana
22)
Grá
fico
12
: D
em
an
da
típ
ica
se
ma
na
l d
e v
era
no
. (S
em
an
a
48
)
Semana 22
Semana 48
29
Región Térmica Hidráulica Nuclear Eólica Solar TOTAL
CUY 584 1073 0 0 8 1665
COM 1564 4692 0 0 0 6255
NOA 2382 217 0 50 0 2650
CEN 1345 918 648 0 0 2911
GBA-LIT-BAS 12397 945 362 0 0 13704
NEA 323 2745 0 0 0 3068
PAT 348 519 0 137 0 1004
TOTAL 18943 11108 1010 187 8 31257
% Térmicos 100%
% TOTAL 61% 36% 3% 1% 0% 100%
558
1679
ATUCHA II - Nuclear 720 740
CT VUELTA DE OBLIGADO - TG 525 540
GUILLERMO BROWN - TG 434 600
POTENCIA DISPONIBLE EN UNIDADES MÓVILES
POTENCIA EN MARCHA DE PRUEBA (**)
30
Potencia Instalada por Región y Tipo de Generación al 31/12/2015 – MW (*)
(*) Potencia Instalada= Potencia Efectiva de Agentes
Generadores y Cogeneradores con habilitación comercial al
31/12/2015 (MW).
(**) Potencia en Marcha de Prueba = Potencia de prueba que
no cuenta aún con habilitación comercial y que haya superado
más de 240 hs. de disponibilidad desde el inicio de los
ensayos hasta el 31/12/2015 (MW).
TV: Turbo Vapores
TG: Turbinas de Gas
CC: Ciclos Combinados
DI: Motores de Combustión Interna
Po
ten
cia
Insta
lad
a
Región TV TG CC DI Térmica
CUY 120 90 374 0 584
COM 0 209 1282 73 1564
NOA 261 1012 829 280 2382
CEN 200 511 534 101 1345
GBA-LIT-BAS 3870 2012 6020 494 12397
NEA 0 46 0 277 323
PAT 0 160 188 0 348
TOTAL 4451 4039 9227 1226 18943
% Térmicos 23% 21% 49% 6% 100%
31
32
Evolución de la Potencia Instalada
Gráfico 13: Evolución de la Potencia Instalada por Tipo
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
19
92
19
93
19
94
19
95
19
96
19
97
19
98
19
99
20
00
20
01
20
02
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15
MW
HI NU TV TG
33
Gráfico 14: Disponibilidad de Potencia por Tipo
Disponibilidad de Potencia
TECNOLOGIAPotencia
INSTALADA [MW]
Potencia
DISPONIBLE
[MW]
% Disponibilidad
2015
TV 4451 2093 47.0%
TG 4039 3147 77.9%
CC 9227 7573 82.1%
NU 1010 738 73.1%
HI 11108 10553 95.0%
Resto (DI+EO+FV) 1980 1690 85.4%
TOTAL 31815 25794 81%
47%
78% 82%
73%
95%
85%
00%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
TV TG CC NU HI Resto
(DI+EO+FV)
Potencia INSTALADA [MW] Potencia DISPONIBLE [MW]
34
Principales Ingresos 2015
Detalle Potencia MW
Incremento Potencia CC CT Timbues y CT M.
Belgrano
Nueva Generación Distribuida / GEN MOVIL DI)
Aumento Potencia en Marcha de Prueba ATUCHA II, CT. V
de Obligado, CT. G. Brown
36
368
890
Total 1294
35
Gráfico 15: Evolución de la Generación en proceso puesta en marcha
Aportes de la Nueva Generación
00
100
200
300
400
500
600
700
Ge
ne
ració
n - G
Wh
ene-
15
feb-
15
mar-
15
abr-
15
may-
15
jun-
15jul-15
ago-
15
sep-
15
oct-
15
nov-
15dic-15
CT VUELTA DE OBLIGADO 53 101 133 111 198 125 32 22 25 32 07 43
CT GUILLERMO BROWN 00 00 00 00 57 05 51 02 28 39 29 40
ATUCHA II 304 375 419 349 333 389 455 369 137 21 357 417
Total 357 476 553 461 588 520 538 393 190 92 394 500
36
Energía Mensual por Tipo de Agente Generador
Energía mensual por tipo de generación
TV 12,9%
TG 10,5%
CC 38,9%
DI 1,8%
HI 30,7%
NU 4,8% EO + FV 0,4%
TE
64
,1%
(GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Part. %
TV 1484 1366 1496 1223 1612 1644 1610 1486 1370 1509 1202 1435 17437 12.9%
TG 1222 1228 1583 1857 1942 1185 836 769 915 772 700 1137 14147 10.5%
CC 4967 4773 4993 4015 4074 4631 4523 4124 3874 3764 4181 4657 52576 38.9%
DI 274 233 275 218 240 178 186 165 152 145 157 242 2465 1.8%
Térmica 7947 7600 8348 7313 7868 7638 7155 6545 6312 6190 6239 7471 86625 64.1%
Hidráulica 3398 2712 2856 2587 2576 3559 4130 4284 4243 4218 3193 3707 41464 30.7%
Nuclear 549 599 620 349 333 416 864 596 377 243 615 958 6519 4.8%
Eólica + Solar 53 44 43 46 49 56 54 53 50 54 47 57 608 0.4%
Total
Generación
Local
11946 10953 11856 10295 10826 11668 12203 11478 10983 10705 10095 12193 135200 100%
(GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL Part. %
Autogeneradores 345 313 337 223 321 291 253 263 292 263 271 310 3481 3%
Cogeneradores 194 186 208 221 210 199 190 158 197 97 65 145 2070 2%
Generadores 11408 10456 11321 9852 10296 11179 11760 11057 10493 10345 9758 11738 129664 96%
Generación 11946.1 10954.9 11866.6 10295.4 10826.5 11669.1 12203.1 11478 10982.7 10704.9 10094.7 12193.4 135215 100%
37
Energías Renovables
En promedio el 1,7% de la Demanda MEM de los últimos cinco años fue cubierta con
Generación Renovable
SOLAR 0.5% BIODIESEL 2%
BIOGAS 3%
BIOMASA 5.8%
EÓLICA 18.7%
HIDRÁULICA 70%
Grá
fico
16
: C
om
po
sic
ión
de
la
Ge
ne
ració
n R
en
ova
ble
en
20
15
FUENTE DE ENERGÍA AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWhTotal MW
Medios
Biodiesel 32 170 2 2 0 206.6 4.7
Biomasa 98 127 134 114 155 626.9 14.3
Eólica 16 348 447 613 593 2017.5 46.0
Hidro <= 50MW 1350 1566 1376 1543 1713 7548.4 172.2
Solar 2 8 15 16 15 55.3 1.3
Biogas 0 36 108 103 84 330.8 7.5
Total GWh 1498.2 2255.2 2082.9 2390.0 2559.1 10785.4 246.1
DEMANDA ENERGÍA [GWh] AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013 AÑO 2014 AÑO 2015 Total GWhTotal MW
Medios
Demanda MEM 116349 121293 125166 126397 131995 621201 28350
Porcentaje de la Demanda MEM cubierta con
Generación Renovable1.3% 1.9% 1.7% 1.9% 1.9% 1.7%
Energía Mensual de las Principales Cuencas Hidráulicas
38
Evolución potencia media semanal principales cuencas hidráulicas
Grá
fico
17
: G
en
era
ció
n M
ed
ia r
ea
l vs
. P
revi
sta
20
15
Caudales Medios de los Principales Ríos
RÍO 2014 2015 HISTÓRICO Unidad
Paraná 14474 15318 13181 m3/seg
Uruguay 7260 8663 4877 m3/seg
C. Cura 334 368 402 m3/seg
Neuquén 234 215 299 m3/seg
Limay 216 226 264 m3/seg
Futaleufú 241 265 282 m3/seg
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
MW
me
dio
s
Semanas
Máx. Ener.50% PE Mín REAL 2015 REAL 2014
(GWh) ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Comahue 676 554 644 595 424 1138 1350 1542 1899 1593 695 952 12063
Salto Grande 548 363 319 180 269 458 601 604 342 534 552 488 5259
Yacyretá 1571 1274 1367 1323 1423 1439 1656 1579 1320 1436 1394 1549 17331
Resto 603 521 525 489 461 523 523 558 682 655 552 718 6811
TOTAL 3398 2712 2856 2587 2576 3559 4130 4284 4243 4218 3193 3707 41464
39
YACYRETÁ
SALTO
GRANDE
RÍO
GRANDE
BANDERITA
FUTALEUFÚ
ALICURÁ
PIEDRA
PICHI
ARROYITO
EL CHOCÓN
Ubicación de las Principales Centrales Hidroeléctricas
40
Cuenca del Comahue
Salto Grande Yacyretá
Cuenca Patagónica
Río Grande
Relación Cuencas/Ríos –
Centrales (ejemplo día)
41
Evolución Caudales
LIMAY
C. CURÁ
Gráfico 18: Evolución del caudal del Río Limay por semana. Año
2015, 2014 y Media Histórica
Gráfico 19: Evolución del caudal del Río Cullón Curá por
semana. Año 2015, 2014 y Media Histórica
42
Evolución Cotas
CHOCÓN
PIEDRA DEL ÁGUILA
Gráfico 20: Evolución de la cota del embalse del Chocón por semana.
Año 2015 y 2014.
Gráfico 21: Evolución de la cota del embalse de
Piedra del Águila por semana. Año 2015 y 2014.
566
571
576
581
586
591
m.s
.n.m
.
Max Media Min Real 2014 Real 2015 Franja de Atenuación de Crecida
367
369
371
373
375
377
379
381
383
m.s
.n.m
.
Max Media Min Real 2014 Real 2015 Franja de Atenuación de Crecida
43
Evolución Cotas
ALICURÁ Gráfico 22: Evolución de la cota del embalse de Alicurá por semana.
Año 2015 y 2014.
690
692
694
696
698
700
702
704
706
m.s
.n.m
.
Nivel Máximo Nivel Mínimo Real 2014 Real 2015
44
45
Consumo Mensual por Tipo de Combustible
FO=Fuel Oil [Ton] dens= 925 kg/m3
GO=Gas Oil [m3] dens= 825 kg/m3
GN=Gas Natural [dam3]
CM=Carbón Mineral [Ton]
BD=Biocombustible [Ton]
Participación Porcentual por Combustible en Equivalente Gas Diario
CM
1,7 Mm3/día
2,9%
BD
0,1 Mm3/día
0,2%
FO
9,9 Mm3/día
17,2%
GO
6,3 Mm3/día
10,9%
GN
39,5 Mm3/día
68,8%
Co
nsu
mo
s -
Combustible Mm3/día
FO 10
GO 6
GN 40
CM 2
BD 0
57
Combustible ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
FO 261259 242908 280989 202207 281264 317783 303812 271014 268586 276309 164323 217748 3088204
GO 48621 106251 102749 49752 252663 572066 500499 168954 158717 193968 32961 52506 2239708
GN 1523346 1410215 1565099 1493774 1314577 852384 774194 1008551 992017 917116 1157075 1410093 14418440
CM 61286 71013 87526 84402 100274 77449 90070 66015 31719 97832 101506 80011 949101
BD 468 716 764 208 2567 2581 4210 4085 8479 8946 6026 3560 42611
46
Combustibles vs Generación
Gráfico 23: Generación por Tipo de Tecnología y Tipo de Combustible. y rendimiento en Kcal/KWh.
1755 1785
2496 2626 2683 2655
2900
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
35000
40000
45000
50000
CC con
GN
CC con
GO
TG con
GN
TG con
GO
TV con
CM
TV con
FO
TV con
GN
Re
nd
imie
nto
[K
ca
l/K
Wh
]
Ge
ne
rac
ión
[G
Wh
]
Ciclo
Combinado
Turbina de Gas Turbo Vapor
TIPO COMBUSTIBLE CANT. UNIDAD GWh GWh [%] CEM Equiv.
GN 40 Mm3/día 63117 73% 1919
FO 3088 KT 11398 13% 2655
CM 949 KT 1910 2% 2683
GO 2240 mm3 9965 12% 1928
BD 43 KT 235 0% 1649
TOTAL GAS
EQUIVALENTE57 Mm3/día 86626 2033
47
Gráfico 24: Consumo de Gas Natural Previsto vs Real 2015
GAS NATURAL
Gráfico 25: Consumo de Gas Oil Previsto vs Real 2015
GAS OIL
0
20000
40000
60000
80000
100000
120000
140000
160000
180000
200000
220000
240000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
m3
/s
em
an
a
Semanas
Máximo Media Mínimo REAL 2015
00
10
20
30
40
50
60
70
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39 41 43 45 47 49 51
Mm
3/
día
Semanas
Máximo Media Mínimo REAL 2015
48
Gráfico 26: Consumo de Fuel Oil Previsto vs Real 2015
FUEL OIL
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
70000
80000
90000
100000
1 3 5 7 9 111315171921232527293133353739414345474951
Ton
ela
da
s/
se
ma
na
Semanas
Máximo Media Mínimo REAL 2015
49
Origen y Precio equivalente combustible
No hubo consumo de FO y GO Propio durante el 2015
TIPO COMBUSTIBLE ORIGEN CONSUMO UNIDAD u$s/MBTU
GO PROVISTO 2240 mm3 5468 $/m3 17
FO PROVISTO 3088 KT 5234 $/Ton 14
CM PROPIO 949 KT 1277 $/Ton 6.3
PLUS/Cont. 2530 mdam3 1715 $/dam3 4.9
Precio Sendero 11888.9 mdam3 937 $/dam3 2.7
BD PROPIO 0.0 KT 6210 $/Ton 19.2
GN
PRECIO EQUIV.
50
Distribución y consumo de combustibles líquidos por región
REGIÓN Consumo
BAS 627484
CEN 167265
COM 17397
CUY 21926
GBA 681357
LIT 538036
NEA 106563
NOA 79680
Total 2239708
Gas Oil (m3)
REGIÓN Consumo
BAS 1032862
CEN 65145
CUY 207264
GBA 1593233
LIT 189700
Total 3088204
Fuel Oil (Ton)
51
GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Expor tació
n
Brasil -6 0 0 0 0 0 0 0 -41 0 -8 0 -55
Paraguay 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Uruguay 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Chile 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL -6 0 0 0 0 0 0 0 -41 0 -8 0 -55
Expor tació
n
GWh ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC TOTAL
Import
ación
Brasil 1 2 3 0 0 0 139 0 0 18 65 1 229
Paraguay 12 11 13 12 13 13 6 1 5 12 12 4 113
Uruguay 151 3 0 0 0 0 27 123 48 422 417 122 1313
Chile 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL 164 16 16 12 13 13 172 124 53 452 494 127 1655
Import
ación
52
Intercambios con Países Vecinos
53
229 GWh
55 GWh
1313 GWh
113 GWh
0 GWh
0 GWh
Intercambios con Países Vecinos
54
55
Componentes del Precio Monómico
En la siguiente tabla y gráfica correspondiente, se
muestra la evolución del precio medio monómico
mensual del mercado spot horario, y precio monómico
estacional, subdividido en:
Componente relacionada a la energía, distinguiendo
dentro de ella:
- Los sobrecostos (SCTD) debidos a la utilización de
combustibles alternativos al gas
- Los cargos pagados por la demanda excedente, la
cuenta Brasil y la de Contratos Abastecimiento MEM
que incluyen los cargos no pagados por la demanda
por estos conceptos.
Componente relacionada a la potencia y reserva
Componente de los cargos por utilización de la red de
transporte pagado por la demanda.
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media
Precio Energía 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0 120.0
Energía Adicional 4.1 3.7 3.1 3.0 2.4 3.1 2.9 3.3 3.1 3.3 3.6 3.9 3.3
Sobrecostos de Combustibles 5.2 5.1 5.0 10.7 36.8 103.8 91.0 47.9 33.5 38.6 14.6 16.2 34.0
Sobrecostos Transitorios de Despacho 230.9 269.3 273.1 214.8 341.6 461.1 441.7 334.2 331.4 351.6 265.3 283.1 316.5
Cargo Demanda Excedente
+ Cuenta Brasil
+ Contratos Abastecimientos MEM
115.0 156.6 159.0 181.3 172.3 165.1 165.5 155.0 164.0 171.6 190.4 225.3 168.4
Potencia Despachada 6.8 6.6 6.7 6.8 6.5 7.1 7.0 6.7 7.2 6.8 6.8 6.6 6.8
Potencia Servicios Asociados 2.2 2.5 2.5 2.4 2.5 2.5 2.2 2.4 4.0 3.9 3.4 2.7 2.8
Potencia Reserva Corto Plazo
+ Servicios Reserva Instantánea0.6 0.5 0.5 0.4 0.5 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6 0.6
Potencia Reserva Mediano Plazo 1.5 1.1 1.0 1.2 1.0 0.9 0.8 1.2 1.1 1.2 1.7 0.8 1.1
Precio Monómico 486.2 565.3 570.9 540.6 683.5 864.3 831.6 671.2 664.8 697.6 606.5 659.1 653.5
Transporte Alta Tensión
+Distribución Troncal (Acuerdo)7.6 8.4 9.7 10.2 14.0 11.8 9.6 1.2 10.9 0.0 43.7 7.2 11.2
Transporte Alta Tensión 0.8 0.8 0.9 1.0 1.0 0.8 0.7 0.9 0.9 0.9 1.0 1.0 0.9
Transporte Distribución Troncal 1.0 1.1 1.1 1.4 1.4 1.1 1.0 1.0 1.2 1.2 1.3 1.3 1.2
Precio Monómico
+ Transporte495.6 575.6 582.5 553.3 700.0 878.0 842.9 674.3 677.8 699.7 652.5 668.6 666.7
Precio
Mónomico
Estacional
Precio Monómico ponderado
Estacional (Energía + Potencia)
+ Otros Ingresos
95.3 95.1 95.2 95.6 95.5 95.4 95.5 95.4 95.3 95.2 95.4 95.1 95.3
Componente
Energía
Componente
Potencia +
Reserva
Cargos
Transporte
56
Los distintos componentes del precio monómico varían según el volumen de generación térmica
requerido, dependiente a su vez principalmente de la oferta hidroeléctrica, y dada la aplicación de la
Res. SE 240/03, del precio del gas y en forma atenuada del valor de los combustibles líquidos dado
que su valor se incluye en el precio como sobrecosto (SCTD).
Se observa que el precio monómico presenta estacionalidad a lo largo del año, siendo mayor en los
meses de invierno, relacionado con el aumento del consumo de combustible líquido.
En lo que respecta a la demanda estacional, se continuó la aplicación la Resolución SE N° 2016,
definiéndose un único precio monómico de compra para cada distribuidor en concordancia con lo
dicho en el párrafo anterior.
De la misma forma que el año anterior los pagos de los demandantes no alcanzaran a nivelar los
costos reales de generación, que fueron cubiertos por aportes del tesoro nacional.
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Media
Componentes Energía 129.3 128.8 128.1 133.7 159.2 227.0 213.8 171.1 156.6 161.9 138.2 140.1 157.3
Componentes Potencia + Reserva 11.1 10.7 10.7 10.8 10.5 11.1 10.6 10.9 12.8 12.5 12.5 10.7 11.2
Cargo Demanda Excedente + Cuenta
Brasil
+ Contratos Abastecimientos MEM
115.0 156.6 159.0 181.3 172.3 165.1 165.5 155.0 164.0 171.6 190.4 225.3 168.4
Sobrecosto Transitorio de Despacho 230.9 269.3 273.1 214.8 341.6 461.1 441.7 334.2 331.4 351.6 265.3 283.1 316.5
Precio Monómico 486.2 565.3 570.9 540.6 683.5 864.3 831.6 671.2 664.8 697.6 606.5 659.1 653.5
Cargos transporte 9.5 10.2 11.6 12.7 16.5 13.7 11.3 3.1 13.0 2.1 46.0 9.4 13.3
Estacional Ponderado 95.3 95.1 95.2 95.6 95.5 95.4 95.5 95.4 95.3 95.2 95.4 95.1 95.3
Precio
Monómico
57
Evolución gráfica del precio monómico mensual y sus componentes
Gráfico 27: Precio monómico y sus componentes
00
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1,000
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
$/M
Wh
Componentes Energía Componentes Potencia + Reserva
Cargo Demanda Excedente + Cuenta Brasil
+ Contratos Abastecimientos MEM
Sobrecosto Transitorio de Despacho
Cargos transporte Estacional Ponderado
58
Evolución gráfica del precio monómico anual
El diagrama de barras a continuación muestra comparativamente el precio monómico del año 2015
respecto de los años anteriores (sin considerar los cargos por transporte).
Gráfico 28: Precio monómico medio anual.
0255075
100125150175200225250275300325350375400425450475500525550575600625650675700
$/MWh
59
60
Longitudes de Líneas por Nivel de Tensión y Región [Km]
Evolución Longitudes de Líneas por Región [Km]
Se incorpora el Área Patagonia al MEM
SISTEMA DE
TRANSPORTE500 kV 330 kV 220 kV 132 kV 66 kV 33 kV TOTAL
Alta Tensión 14192 562 6 14760
Distribución Troncal 1116 1114 16881 398 24 19532
- Región Cuyo 642 625 1267
- Región Comahue 1367 1367
- Región Buenos Aires 177 5583 398 6158
- Región NEA 30 2133 24 2187
- Región NOA 5050 5050
- Región PATAGONIA 1116 265 2123 3504
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Alta Tensión 7722 7722 8314 8314 8314 8366 9669 9669 9669 9669 9669
Distribución Troncal 10407 10709 10790 11320 11403 11725 11852 12364 12471 12509 12676
- Región Cuyo 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1245
- Región Comahue 830 845 885 885 885 885 885 902 902 929 929
- Región Buenos Aires 4945 5068 5106 5509 5536 5675 5703 5903 5976 5987 5987
- Región NEA 926 930 930 930 972 972 972 1076 1076 1076 1076
- Región NOA 2461 2621 2624 2751 2765 2948 3047 3238 3272 3272 3438
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Alta Tensión 9669 10024 10024 11532 11853 12299 13762 13762 14326 14392 14760
Distribución Troncal 12908 15846 16326 16723 17080 17204 17212 17497 17893 19061 19532.3
- Región Cuyo 1245 1245 1245 1245 1245 1245 1252 1252 1252 1266 1267
- Región Comahue 929 929 1213 1213 1213 1215 1215 1215 1215 1369 1367
- Región Buenos Aires 6005 6005 6044 6107 6108 6110 6110 6158 6158 6158 6158
- Región NEA 1291 1402 1449 1449 1449 1460 1460 1460 1538 1915 2187
- Región NOA 3438 3561 3565 3847 4076 4184 4184 4422 4426 4908 5050
- Región PATAGONIA 2704 2837 2862 2990 2990 2990 2990 3304 3445 3504
61
Evolución de Potencia de Transformadores por Región [MVA]
Se incorpora el Área Patagonia al MEM
1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004
Alta Tensión 9100 9250 9850 9850 10300 10600 10750 11350 11350 11350 11350
Alta Tensión en Reserva 150 400 450 450 450 450
Distribución Troncal 6599 6674 6953 7133 7333 7832 8017 8414 8479 8524 8673
- Región Cuyo 1010 1010 1010 1010 1010 1010 1030 1180 1180 1180 1240
- Región Comahue 408 408 444 454 454 490 493 508 503 503 510
- Región Buenos Aires 3598 3598 3788 3788 3823 4228 4263 4348 4363 4363 4393
- Región NEA 612 642 665 695 725 745 745 782 812 827 834
- Región NOA 971 1016 1046 1186 1321 1359 1486 1596 1621 1651 1696
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Alta Tensión 11550 12200 13100 14150 14450 15200 16550 16400 16950 17400 19900
Alta Tensión en Reserva 1050 1200 1200 1250 1250 2150 2750 3350 3450 3500 4016
Distribución Troncal 9068 10746 11267 11666 11872 12109 12354 12711 13081 13756 14575
- Región Cuyo 1275 1325 1335 1335 1335 1335 1365 1365 1365 1365 1570
- Región Comahue 510 510 550 550 550 550 550 550 550 595 625
- Región Buenos Aires 4693 4813 4937 5107 5132 5277 5277 5397 5509 5549 5585
- Región NEA 834 864 902 947 947 962 1012 1094 1132 1222 1297
- Región NOA 1726 1836 1836 1979 2151 2263 2278 2433 2553 3023 3318
- Región PATAGONIA 1398 1707 1748 1757 1757 1872 1872 1972 2002 2180
62
Incrementos registrados durante 2015 en la capacidad de transporte en líneas
Longitud Transformación
Alta Tensión
Distribución
Troncal
368 Km
471 Km
2500 MVA
819 MVA
Incluye a los transportistas independientes de cada red de transporte
Desempeño Operativo de las Redes de Transporte
Incluye a los transportistas independientes de cada red de transporte y salidas forzadas de líneas derivadas de eventos de Fuerza Mayo) (*) Comahue valor provisorio para el año 2015
2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015
Alta Tensión 0.3 0.5 0.5 0.5 0.6 0.5 0.5 0.7 0.6 0.5 0.5
Distribución Troncal 2.2 2.2 2.1 1.8 2.4 2.2 2.3 2.0 2.0 2.1 2.3
- Región Cuyo 1.9 2.6 1.7 0.4 1.4 1.1 1.3 1.0 1.0 1.3 1.1
- Región Comahue (*) 1.7 4.3 1.7 1.6 2.8 4.5 3.5 2.4 2.1 2.8 1.6
- Región Buenos Aires 2.0 1.9 1.5 1.4 1.6 1.2 1.5 1.5 1.4 1.1 1.3
- Región NEA 3.6 3.7 4.4 2.3 5.0 5.9 5.3 4.2 3.5 3.9 4.7
- Región NOA 2.0 2.4 3.1 2.9 3.3 2.9 3.3 3.1 3.4 3.0 3.7
- Región PATAGONIA 0.9 0.7 0.9 2.7 1.5 1.2 1.2 0.8 0.8 1.5 1.2
N° fallas/ 100 km-año
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Geográfico Línea de Transporte 500 Kv - Actual
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Geográfico Línea de Transporte 500 kV - Ingresos en el 2015
Gráfico 30: Incorporación de la segunda línea Lavalle - Santiago
Gráfico 31: Incorporación de dos tramos que permitieron la incorporación de la ET Guillermo Brown
seccionando la línea Choele Choel - Bahía Blanca
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CAMMESA
- Av. Eduardo Madero 942 – 1er Piso
C1106ACW – Buenos Aires
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