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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%
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
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Móvilfeb-19 feb-18 feb-17
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Móvilfeb-19 feb-18 feb-17
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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 Máx.: 381.5 msnm
Cota Mín.: 367.0 msnm ARROYITOCota final: 313.7 msnm
Cota Máx.: 317.0 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
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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%
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Móvilfeb-19 feb-18 feb-17
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
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
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 [$/MWh]
IND
ICE
Medio Año
Móvilfeb-19 feb-18 feb-17
Componentes Energía 406.2 559.1 291.9 272.2
Componentes Potencia
+ Reserva338.6 403.8 207.0 88.5
Cargo Demanda Excedente
+ Cuenta Brasil
+ Contratos Abastecimiento MEM
632.5 711.4 335.3 198.5
Sobrecosto Transitorio de Despacho 879.1 862.4 669.3 538.1
Compra Conjunta MEM 21.0 40.8 0.8 0.0
Precio Monómico Medio 2277.4 2577.4 1504.3 1097.3
Cargos transporte 84.7 97.0 63.1 2.0
Precio Monómico Medio + Transp. 2362.1 2674.4 1567.4 1099.3
Precio Mónomico Estacional 1274.9 2083.7 968.1 439.8
53
Gráfico que muestra evolución del precio monómico medio
(con transporte) en paso mensual año actual vs años
anteriores [$/MWh]
Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic
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
Móvilfeb-19 feb-18 feb-17
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
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