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Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista

Datos a Noviembre de 2014

OETEC - CLICET Área de Energía

Por Ricardo De Dicco y Federico Bernal Buenos Aires, Diciembre de 2014

R i c a r d o D e D ic c o y F e d e r i c o B e r na l Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista. Datos a Noviembre de 2014

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Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista Datos a Noviembre de 2014

Esquema geográfico del SADI, Noviembre de 2014. Fuente: CAMMESA.




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Presentación

El presente informe aborda los principales indicadores del Mercado Eléctrico Mayorista de la Argentina para Noviembre de 2014, en base a datos de CAMMESA, complementados con datos producidos por el OETEC, MINPLAN, CNEA y ADEERA. Se presenta a continuación el índice temático.

Índice temático Presentación ...................................................................................................................... 3 Resumen Ejecutivo ............................................................................................................ 4 Potencia instalada del SADI e incorporaciones ................................................................. 5 Demanda neta de energía y picos de potencia y de generación ..................................... 12 Oferta de energía neta .................................................................................................... 16 Aportes de la generación hidroeléctrica, caudales de los principales ríos y niveles de los embalses .......................................................................................................................... 23 Aportes de la generación termoeléctrica, consumo de combustibles fósiles y emisiones de dióxido de carbono ..................................................................................................... 28 Aportes de la generación nucleoeléctrica ....................................................................... 32 Aportes de la generación eólica y solar fotovoltaica ....................................................... 35 Balance de energía........................................................................................................... 39 Anexo - Evolución de los precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista ....... 40 Bibliografía ....................................................................................................................... 42




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Resumen Ejecutivo

La Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA) informó que la demanda de energía de los agentes correspondiente al mes de Noviembre de 2014 creció 3% respecto de igual mes del año anterior, mostrando equivalente incremento durante el año móvil. En relación a la temperatura media de noviembre de 2014, CAMMESA señala que fue de 20,9 °C., en igual mes del año anterior fue de 21,1 °C., siendo la histórica del mes la marca de 20,3 °C.

El precio medio de la energía durante Noviembre de 2014 resultó: 119.94 $/MWh. El precio de la energía discriminado por período fue: 120.00 $/MWh (horas pico); 119.88 $/MWh (horas resto); y; 120.00 $/MWh (horas valle).1

La oferta de energía neta aumentó 3,3% o 3,8% (según la fuente consultada de CAMMESA)2 en Noviembre de 2014 respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 mostró un incremento de 2,2% en relación a igual período del año anterior. La oferta de energía neta es resultado de la sumatoria de la generación neta local y de la importación. La generación neta representó en Noviembre de 2014 el 97,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 2,1% restante. En el acumulado Enero-Noviembre de 2014 la generación neta explicó el 98,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 1,1% restante.

Con respecto al aporte de las principales centrales hidroeléctricas, siempre según CAMMESA, en la binacional Yacyretá los aportes fueron similares a los medios históricos, mientras que en la binacional Salto Grande se operó con aportes levemente inferiores a los medios históricos. Futaleufú registró caudales levemente inferiores a los medios históricos, mientras que para la cuenca del Comahue los aportes de los ríos Limay, Neuquén y Collón Curá fueron también inferiores.

En relación a la evolución de la potencia instalada nominal, se mantuvo sin cambios en Noviembre de 2014 respecto a igual mes del año anterior, y se observó un incremento de 39,4% respecto a igual mes del año 2003, según CAMMESA. No obstante, al indagar sobre la potencia instalada efectiva/real, se observa que en Noviembre de 2014 aumentó 64,7% respecto a igual mes del año 2003, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 se registró la incorporación de casi 1.400 MW al Sistema Argentino de Interconexión (SADI), según el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios.

1 Los gráficos de pertinencia son presentados en el Anexo. 2 IMPORTANTE OBSERVACIÓN: Cuando se comparan los datos de los informes mensuales de CAMMESA correspondientes a Noviembre de 2014 (10.757,7 GWh) y a Noviembre de 2013 (10.367,7 GWh), la variación porcentual en la oferta de energía neta entre ambas fechas es de 3,8%. Sin embargo, cabe señalar que el informe mensual de Noviembre de 2014 indica que la variación porcentual respecto a igual mes del año anterior (10.409,6 GWh, en lugar de 10.367,7 GWh) fue de 3,3%. Como se puede observa, existe una diferencia mínima que supera los 41 GWh, y la misma fue identificada en la generación hidráulica de Noviembre de 2013: el informe de Noviembre de 2014 señala que la generación hidráulica de Noviembre de 2013 fue de 3.621,9 GWh, mientras que el informe de Noviembre de 2013 señala para igual mes que la generación hidráulica fue de 3.580,4 GWh. Tales diferencias se replican en el acumulado Enero-Noviembre de 2014, aunque en este caso por ser tan pequeña la misma no modifica la variación porcentual de 2,2% señalada en el segundo párrafo del Resumen Ejecutivo. Para más información, tener a bien consultar el siguiente enlace de CAMMESA: http://portalweb.cammesa.com/memnet1/Pages/descargas.aspx



http://portalweb.cammesa.com/memnet1/Pages/descargas.aspx


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Potencia instalada del SADI e incorporaciones

a potencia nominal bruta total instalada al 30 de Noviembre de 2014 en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) que opera en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI)3 era de 31.377 MW, donde el 60,8% correspondió a

equipos de generación térmica-fósil, 35,4% a centrales hidroeléctricas, 3,2% a centrales nucleoeléctricas y 0,6% restante a equipos que emplean otras formas renovables de energía (95,9% eólica y 4,1% solar fotovoltaica), según CAMMESA. El parque de generación de energía eléctrica del país se distribuye en siete regiones que se encuentran interconectadas (Tierra del Fuego es la única provincia que opera por fuera del MEM-SADI):

• GBA+BAS+LIT (AMBA + Buenos Aires + Santa Fe y Entre Ríos).

• NEA (Formosa, Chaco, Corrientes y Misiones).

• NOA (Jujuy, Salta, Tucumán, Santiago del Estero, Catamarca y La Rioja).

• CENTRO (Córdoba y San Luis).

• CUYO (Mendoza y San Juan).

• COMAHUE (Neuquén, Río Negro y La Pampa).

• PATAGONIA (Chubut y Santa Cruz).

Las vinculaciones existentes al 30 de Noviembre de 2014 entre las regiones eléctricas son las siguientes:

(2.614 MW) NOA ↔ NEA (3.036 MW)

↕ ↕ Generación Móvil (329 MW)

(2.887 MW) CENTRO ↔ GBA+BAS+LIT (13.587 MW)

↕ ↕ ↔ PATAGONIA (1.004 MW)

CUYO ↔ COMAHUE

(1.664 MW) (6.256 MW)

Las participaciones de las regiones eléctricas al 30 de Noviembre de 2014 fueron las siguientes: 43,3% GBA+BAS+LIT, 19,9% Comahue, 9,7% NEA, 9,2% Centro, 8,3% NOA, 5,3% Cuyo y 3,2% Patagonia, más 1% restante aportados por los equipos de generación móvil distribuidos en varias provincias del país.

En la Tabla 1, que se expone en la siguiente página, se detalla la potencia instalada nominal unificada al SADI por equipos de generación y por regiones eléctricas al 30 de Noviembre de 2014; y se incluye un gráfico que presenta la distribución porcentual de esa potencia instalada para igual fecha:

3 SADI (Sistema Argentino de Interconexión): es el conjunto de sistemas y componentes que conforman el sistema eléctrico argentino, redes de extra alta, alta y media tensión, protecciones, playas transformadoras de tensión, etc.

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Tabla 1. Potencia instalada nominal unificada al SADI por equipos de generación al 30 de Noviembre de 2014 y variación porcentual respecto a igual fecha de los años 2013 y 2003 (en MW instalados y porcentajes)

Área TV TG CC DI BG TER NU FT EO HID TOTAL

CENTRO 200 511 534 76 - 1.321 648 - - 918 2.887

COMAHUE - 209 1.282 73 - 1.564 - - - 4.692 6.256

CUYO 120 90 374 - - 584 - 8 - 1.072 1.664

GBA-BA-LIT 3.870 1.995 5.984 413 17 12.279 363 - 0,3 945 13.587

NEA - 46 - 245 - 291 - - - 2.745 3.036

NOA 261 1.008 829 249 - 2.347 - - 50 217 2.614

PATAGONIA - 160 188 - - 348 - - 137 519 1.004

G. MÓVIL - - - 329 - 329 - - - - 329 TOTAL MWe 4.484 4.019 9.191 1.385 17 19.063 1.011 8 187 11.108 31.377

TOTAL % 14,3 12,8 29,3 4,4 <0,1 60,8 3,2 <0,1 0,6 35,4 100,0

Variación Porcentual Nov/2014 - Nov/2013 Pot.Inst. Nominal -0,3 0,0 0,0 13,3 0,1 0,0

Variación Porcentual Nov/2014 - Nov/2003 Pot Inst. Nominal 52,8 0,6 n/a n/a 23,1 39,4

Térmica60,8%

Eólica + Solar FV0,6%

Hidroeléctrica35,4%

Nuclear3,2%

Térmica Hidroeléctrica Nuclear Eólica + Solar Fotovoltaica

Nota 1: las tecnologías instaladas en las centrales térmico-fósil (TER) son: turbinas de gas (TG), turbinas de vapor (TV), ciclos combinados (CC) y motores diesel (DI). También participan centrales nucleares (NU), equipos eólicos (EO), solar fotovoltaicos (FV), represas hidroeléctricas (HID) y equipos biogás (BG). "G. Móvil" significa "Generación Móvil" (DI). Nota 2: si bien la Central Nuclear Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada desde el 15 de Octubre, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en esta tabla.

Fuente: elaboración propia en base a datos del CLICET y de CAMMESA. Datos consultados el 19/12/2014.




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En la variación porcentual de Noviembre de 2014 respecto a igual mes del año 2003 (véase Tabla 1 de la página precedente), se observa un incremento de 39,4% de la potencia instalada nominal unificada al SADI. Sin embargo, cuando se indaga sobre la potencia instalada efectiva/real unificada al SADI, se observa un incremento de 64,7% en Noviembre de 2014 respecto a la efectiva exactamente once años antes (que era de 17.900 MW). Ello significa que en el período 2003-2014 la potencia instalada del parque de generación sumó 11.590 MW, como resultado de las estratégicas y compulsivas inversiones gestionadas por el Ministerio de Planificación Federal en el contexto del Plan Energético Nacional vigente.

A continuación se presenta una tabla con el listado de las obras finalizadas en el parque de generación que permitió tal incremento.

Tabla 2. Obras finalizadas del parque generación por tipo de inversión, período 2003-2014

Total MW incorporados

Tipo de inversión

MW incorporados Obras

5.673 Pública

1.334 Programa ENARSA Distribuida. 1.325 Finalización de obras en hidroeléctrica Yacyretá.4 745 Nueva central nuclear Atucha II. 567 Nueva central térmica Ensenada de Barragán. 479 Nueva central térmica Pilar. 350 Ampliación en represa hidroeléctrica Río Grande. 281 Nueva central térmica Brigadier López. 150 Recuperación central térmica Sorrento. 130 Ampliación en central térmica Villa Gesell. 121 Nueva represa hidroeléctrica Los Caracoles. 120 Recuperación central térmica Gral. Roca. 66 Programa GENREN de ENARSA y otras iniciativas. 5 Aumento de potencia en central nuclear Atucha I.

2.238 Mixta 850 Nueva central térmica San Martín. 848 Nueva central térmica Manuel Belgrano. 540 Nueva central térmica Vuelta de Obligado.

3.679 Privada

2.116 Ampliaciones, cierres de ciclo, recuperaciones y nuevas centrales térmicas.

417 Ampliaciones y nuevas centrales hidroeléctricas. 592 Programa Energía Plus. 554 Programa GENREN de ENARSA y otras iniciativas.

11.590 Potencia Total efectiva incorporada al SADI durante el período 2003-2014

Fuente: elaboración propia en base a datos del OETEC/CLICET y del MINPLAN.

4 YACYRETÁ: nominalmente fueron incorporados 1.325 MW, pero en términos reales fueron 1.800 MW como resultado de la combinación de los siguientes factores: 1) del aumento de cota 76 msnm (que en términos reales operaba a 1.400 MW y nominales a 1.875 MW) a 83 msnm (3.200 MW); 2) las 20 turbinas operando a máxima potencia disponible (160 MW c/u); y; 3) el mejor rendimiento con el mismo caudal e incremento del caudal turbinable en 500 m3/seg.




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Cabe señalar que las principales incorporaciones al SADI en el año 2014 correspondieron a los 745 MW de la Central Nuclear Atucha II (puesta en marcha el 3 de Junio), actualmente operando al 75% de su potencia neta, estimándose alcanzar el 100% en pocas semanas, y a los 540 MW del ciclo abierto de la Central Térmica Vuelta de Obligado, puesta en marcha a principios de Diciembre. Con la Central Nuclear Atucha II, la Central Térmica Vuelta de Obligado, el segundo módulo del parque eólico Arauco (25 MW) y el aumento de potencia de la hidroeléctrica Arroyito (80 MW), el SADI incorporó en 2014 casi 1.400 MW.

Ahora bien, de los 11.590 MW de potencia efectiva incorporada al SADI durante el período 2003-2014, el 48,9% (5.673 MW) correspondió a obras de inversiones públicas, 19,3% (2.238 MW) a obras de inversiones mixtas (pública más privada) y 31,8% (3.679 MW) a obras de inversiones privadas.

Gráfico 1. Distribución porcentual de la potencia efectiva incorporada al SADI durante el período 2003-2014 por tipos de inversión

Pública48,9%

Mixta19,3%

Privada31,8%

Pública Mixta Privada


Analizando la distribución de la potencia instalada por equipos de generación, que fue incorporada durante el citado período, se observa que el 69,1% correspondió a equipos de generación térmica-fósil (8.007 MW) y el 30,9% restante a equipos que emplean formas alternativas de energía (3.583 MW); de estos últimos: 73,4% hidroeléctrica (2.631 MW), 20,9% nuclear (750 MW), 5,3% eólica (189 MW) y 0,4% solar fotovoltaica (13 MW). Dicho de otra forma, 69,1% térmico-fósil, 24,4% renovables (hidráulica + eólica + solar FV) y 6,5% nuclear (véase Gráfico 2).




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Gráfico 2. Distribución porcentual de la potencia efectiva incorporada al SADI durante el período 2003-2014 por equipos de generación

Nuclear6,5%

Renovables24,4%

Térmica-Fósil69,1%

Térmica-Fósil Renovables Nuclear


Indagando lo mismo pero discriminando por tipo de inversión, se observa que:

• El 54% de la potencia incorporada por inversiones públicas correspondió a equipos de generación térmica-fósil (3.061 MW), 13,2% a la generación nucleoeléctrica (750 MW) y 32,8% restante a equipos que emplean formas renovables de energía (1.862 MW): 96,5% hidroeléctrica (1.796 MW), 2,8% eólica (53 MW) y 0,7% solar fotovoltaica (13 MW).

Gráfico 3. Inversiones Públicas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período 2003-2014, por equipos de generación

Térmica-Fósil54%Renovables

32,8%

Nuclear13,2%

Térmica-Fósil Renovables Nuclear





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• El 100% de la potencia incorporada por inversiones mixtas correspondió a equipos de generación térmico-fósil (2.238 MW).

Gráfico 4. Inversiones Mixtas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período 2003-2014, por equipos de generación

Térmica-Fósil100%

Térmica-Fósil


• El 73,6% de la potencia incorporada por inversiones privadas correspondió a equipos de generación térmica-fósil (2.708 MW) y el 26,4% restante a equipos que emplean fuentes renovables de energía (971 MW): 86% hidroeléctrica (835 MW) y 14% eólica (136 MW).

Gráfico 5. Inversiones Privadas. Distribución % de la potencia efectiva incorporada al SADI, período 2003-2014, por equipos de generación

Térmica-Fósil73,6%Renovables

26,4%

Térmica-Fósil Renovables





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A continuación se presenta un gráfico con la evolución anual de la incorporación de potencia en el SADI durante el período 2003-2014. Los primeros resultados de gran relevancia de las inversiones públicas, mixtas y privadas gestionadas por el Ministerio de Planificación Federal, formuladas en 2003 y mayoritariamente ejecutadas a partir de 2004 (en coincidencia con el lanzamiento del Plan Energético Nacional vigente), comenzaron a materializarse a partir del año 2007 en el segmento de generación hidroeléctrica, desde 2008 en la generación térmico-fósil y desde 2014 en la generación nuclear.

Gráfico 6. Evolución de la incorporación de potencia durante el período 2003-2014 (en MW)

0200400600800

10001200140016001800200022002400260028003000

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014

Térmica Renovables Nuclear TOTAL

Fuente: elaboración propia en base a datos de CAMMESA. Datos consultados el 19/12/2014.




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Demanda neta de energía y picos de potencia y de generación

a demanda neta de energía aumentó 3% la estacional y 4% la real en Noviembre de 2014 (10.413 GW/h) respecto a igual mes del año anterior y 3% el año móvil, mientras que el acumulado Enero-Noviembre de 2014 en relación

a igual período del año anterior se incrementó 2,2%, según CAMMESA.

Tabla 3. Evolución mensual de la demanda neta de energía de los agentes: estacional y real de los años 2013 y 2014 durante el acumulado Enero-Noviembre (en GWh y porcentajes)

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

Estacional 11.699 10.745 10.797 10.028 10.541 10.860 11.595 11.131 10.380 10.323 10.313

2014 MEM 12.006 9.820 9.783 9.599 10.411 10.899 11.362 10.515 9.790 10.689 10.413

2013 MEM 11.137 9.835 9.757 9.308 10.233 10.354 11.156 10.904 10.195 10.046 10.016 12.278

V% 2014-2013 7,8 -0,1 0,3 3,1 1,7 5,3 1,8 -3,6 -4,0 6,4 4,0

Año Móvil 2014 (%) 3,7 4,0 4,3 4,3 3,9 4,3 4,4 3,6 2,6 2,7 3,0

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.5005.0005.5006.0006.5007.0007.5008.0008.5009.0009.500

10.00010.50011.00011.50012.00012.500


Estacional 2014 MEM 2013 MEM


Con respecto a los picos de potencia y de generación, el record de potencia máxima bruta generada en Noviembre de 2014, según CAMMESA, se registró el martes 18 a las 20:48 hs., correspondiendo 22.055 MW; observándose una variación porcentual de 7,9% en relación al record registrado en igual mes del año anterior. Cabe señalar

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que el récord histórico de 2014 ocurrió en Enero: 24.034 MW, 1% superior al récord histórico del año precedente, registrado en Diciembre.

Tabla 4. Picos de potencias máximas de 2014 en comparación con 2013

Noviembre/2014 Noviembre/2013 Variación % 2014-2013

Récord histórico

Enero/2014

Récord histórico anterior

Diciembre/2013

22.055 MW 20.436 MW 7,9% 24.034 MW 23.794 MW

A continuación se presenta una tabla con la evolución mensual de la máxima generación bruta en horas pico (no incluye exportaciones o abastecimiento por exportaciones):

Tabla 5. Evolución mensual de la máxima generación bruta en horas pico, años 2013 y 2014 durante el acumulado Enero-Noviembre (en MW y porcentajes)

Años ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC

2014 MEM 24.034 21.507 19.105 19.537 20.933 21.716 21.950 20.947 19.419 22.147 22.055

2013 MEM 21.982 22.169 19.523 18.443 20.035 21.270 22.552 21.773 21.711 19.484 20.436 23.794

V% 2014-2013 9,3 -3,0 -2,1 5,9 4,5 2,1 -2,7 -3,8 -10,6 13,7 7,9

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

10.00011.00012.00013.00014.00015.00016.00017.00018.00019.00020.00021.00022.00023.00024.00025.000


2014 MEM 2013 MEM

Nota: NO incluye exportaciones.





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A continuación se presenta la participación porcentual de la demanda de energía en Noviembre de 2014 por las diferentes jurisdicciones del país.

Tabla 6. Participación porcentual de la demanda de energía por jurisdicción en Noviembre de 2014

Jurisdicción Participación porcentual

Capital Federal y Conurbano Bonaerense 36,51

Buenos Aires 11,42

Santa Fe 9,76

Córdoba 7,44

Mendoza 4,96

Chubut 3,59

Entre Ríos 2,76

Tucumán 2,47

Chaco 2,09

Corrientes 2,03

Misiones 1,94

San Juan 1,79

Neuquén 1,67

Catamarca 1,64

Salta 1,54

Río Negro 1,38

San Luis 1,29

La Rioja 1,19

Santiago del Estero 1,18

Formosa 1,02

Jujuy 0,90

Santa Cruz 0,76

La Pampa 0,69

TOTAL PAÍS 100,0

Fuente: ADEERA (2014: 8).




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A continuación se presenta una tabla que muestra la participación de la demanda de energía por las distintas categorías abastecidas por los distribuidores del país, más los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista (MEM) y su crecimiento en Noviembre de 2014 respecto a igual mes del año anterior.

Tabla 7. Participación de la demanda de energía por categorías abastecidas por Distribuidores del país, más los Grandes Usuarios del MEM y su crecimiento en Noviembre de 2014

Demanda por categoría tarifaria Participación de la demanda Crecimiento

MWh % %

Residencial < 10 KW 3.930.084 38,13 5,31

General < 10 KW 1.047.729 10,17 2,92

Alumbrado Público < 10 KW 340.653 3,31 1,69

Comercio ≥ 10 KW

e Industria < 300 KW 1.668.186 16,19 1,85

Industria ≥ 300 KW 1.129.240 10,96 5,02

Grandes Usuarios del MEM 2.190.687 21,26 0,23

TOTAL Mercado 10.306.579 100,00 3,34

Fuente: ADEERA (2014: 10).




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Oferta de energía neta

a oferta de energía neta aumentó 3,8% en Noviembre de 2014 (10.757,7 GWh) respecto a igual mes del año anterior, y en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 (119.510,1 GWh) mostró un incremento de 2,2% en relación a igual

período del año anterior, según CAMMESA (Tabla 8). La oferta de energía neta es resultado de la sumatoria de la generación neta local y de la importación. La generación neta local representó en Noviembre de 2014 el 97,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 2,1% restante (Gráfico 11). En el acumulado Enero-Noviembre de 2014 la generación neta local explicó el 98,9% de la oferta de energía neta, mientras que la importación el 1,1% restante (Gráfico 12).

Tabla 8. Evolución mensual de la oferta de energía neta durante el período 2011-2014 (en GWh y porcentajes)


2014 MEM 12.449 10.171 10.103 9.949 10.802 11.307 11.778 10.896 10.171 11.126 10.758

2013 MEM 11.462 10.170 10.085 9.664 10.594 10.695 11.558 11.258 10.613 10.425 10.368 12.769

2012 MEM 11.211 10.445 10.581 9.291 10.065 10.795 11.489 10.753 9.626 9.932 10.372 11.146

2011 MEM 10.662 9.453 10.206 9.231 9.903 10.527 11.010 10.739 9.416 9.371 9.900 10.602

V% 2014-2013 8,6 0,0 0,2 2,9 2,0 5,7 1,9 -3,2 -4,2 6,7 3,8

0500

1.0001.5002.0002.5003.0003.5004.0004.5005.0005.5006.0006.5007.0007.5008.0008.5009.0009.500

10.00010.50011.00011.50012.00012.50013.000


2014 MEM 2013 MEM 2012 MEM 2011 MEM


L




17 de 42

Gráfico 7. Evolución de la oferta de energía neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011 2012 2013 2014


Gráfico 8. Evolución de la generación neta (local)en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011 2012 2013 2014





18 de 42

Gráfico 9. Evolución de la importaciónen el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2.000

2.200

2.400

2011 2012 2013 2014


Gráfico 10. Evolución de la generación neta (local) y de la importaciónen el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

0

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

100.000

110.000

120.000

2011 2012 2013 2014

Generación neta (local) Importación





19 de 42

Gráfico 11. Distribución porcentual de la generación neta (local) y de la importación en la Oferta de Energía Neta para Noviembre de 2014

Generación neta (local)97,4%

Importación2,1%



Gráfico 12. Distribución porcentual de la generación neta (local) y de la importación en la Oferta de Energía Neta

para el acumulado Enero-Noviembre de 2014

Generación neta (local)98,9%

Importación1,1%






20 de 42

Gráfico 13. Distribución porcentual de la oferta de energía neta discriminado por tipo de generación en Noviembre de 2014

Nuclear3,0%

Importación2,1%

Hidráulica33,9%

Eólica + Solar FT0,5%

Térmica60,4%

Térmica Hidráulica Nuclear Eólica + Solar FT Importación


Gráfico 14. Distribución porcentual de la oferta de energía neta discriminado por tipo de generación en el acumulado Enero-Noviembre de 2014

Nuclear3,9% Importación

1,1%Hidráulica

31,2%

Eólica + Solar FT0,5%

Térmica63,3%

Térmica Hidráulica Nuclear Eólica + Solar FT Importación





21 de 42

En Noviembre de 2014 la generación térmica explicó el 60,4% de la oferta de energía neta, la hidráulica el 33,9%, la nuclear el 3%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto el 0,5% y la importación el 2,1% restante (Gráfico 13). Cuando se indaga en la variación porcentual respecto a igual mes del año anterior, se observa que la generación térmica aumentó 2,5%, la hidráulica ascendió 1,8%, la nuclear se incrementó 35%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto subieron 23,2%, mientras que la importación creció 43,1%.

En el acumulado Enero-Noviembre de 2014 la generación térmica explicó el 63,3% de la oferta de energía neta, la hidráulica el 31,2%, la nuclear el 3,9%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto el 0,5% y la importación el 1,1% restante (Gráfico 14). Cuando se indaga en la variación porcentual respecto a igual período del año anterior, se observa que la generación térmica aumentó 1,7%, la hidráulica ascendió 2,2%, la nuclear disminuyó 11,7%, la eólica y solar fotovoltaica en conjunto subieron 40,3%, mientras que la importación creció 358,7%.

Es muy importante tener en consideración que la incidencia de la importación sobre la oferta de energía neta no tiene relevancia, ya que la misma participó con el 2,1% en Noviembre de 2014 (Gráfico 11) y con el 1,1% en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 (Gráfico 12), como fuera mencionado oportunamente.

Cabe señalar que la importación y la exportación corresponden a intercambios de energía eléctrica con Brasil, Uruguay y Paraguay, vinculándose dichos intercambios a las necesidades internas o de evacuación de excedentes de los países involucrados. En algunas ocasiones, se presenta lo que se denomina "energía en tránsito", por medio de los convenios de integración energética del MERCOSUR,5 posibilitando a través del SADI de Argentina que Brasil exporte energía eléctrica a Uruguay. En esta situación particular, el ingreso de energía procedente de Brasil al SADI es considerado una importación, mientras que la evacuación de la misma hacia Uruguay se la considera exportación.

De acuerdo con la Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA, 2014: 16):

"En el caso de Uruguay, cuando la central hidráulica binacional Salto Grande presenta riesgo de vertimiento (por exceso de aportes del río Uruguay), en lugar de descartarlo, se aprovecha ese recurso hidráulico para generar electricidad, aunque dicho país no pueda absorber la totalidad de lo que le corresponde. Este excedente es importado por Argentina a un valor equivalente al 50% del costo marginal del MEM de Argentina, como solución de compromiso entre ambos países, justificado por razones de productividad. Este tipo de importación representa un caso habitual en el comercio de electricidad entre ambos países".

A continuación se presentan dos gráficos, uno correspondiente a la evolución mensual de la generación neta local de energía por tipo de equipo (Gráfico 15), y el

5 Para más información, consultar los convenios internacionales y compromisos de energía eléctrica en el enlace de Secretaría de Energía que se presenta a continuación: http://www.energia.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2469



http://www.energia.gov.ar/contenidos/verpagina.php?idpagina=2469


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otro a la evolución mensual de la importación de energía por país de procedencia (Gráfico 16); en ambos casos para el período Enero-Noviembre de 2014.

Gráfico 15. Evolución mensual de la generación neta (local) por tipo de equipo, período Enero-Noviembre de 2014 (en GWh)

01.0002.0003.0004.0005.0006.0007.0008.0009.000

10.00011.00012.00013.000

ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV

Térmica HidráulicaNuclear Eólica + FVTotal Generación Neta Local


Gráfico 16. Evolución mensual de la importación de energía por país de procedencia, período Enero-Noviembre de 2014 (en GWh)

020406080

100120140160180200220240260280300320


Térmica Uruguay Brasil Paraguay Total Importación

Fuente: elaboración propia en base a datos de la CNEA y CAMMESA. Datos consultados el 19/12/2014 (CAMMESA) y el 22/12/2014 (CNEA).




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Aportes de la generación hidroeléctrica, caudales de los principales ríos y niveles de los embalses

a generación hidroeléctrica neta aumentó 1,8% en Noviembre de 2014 (3.643,4 GWh) respecto a igual mes del año anterior (3.580,4 GWh), mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 mostró un incremento de 2,2% en

relación a igual período del año anterior, según CAMMESA.6

Tabla 9. Evolución mensual de la generación hidráulica neta durante el período 2011-2014 (en GWh y porcentajes)


2014 MEM 3.287 2.428 2.771 2.976 3.412 3.688 3.710 4.052 3.497 3.805 3.643

2013 MEM 3.391 2.515 2.928 2.814 3.021 2.968 3.710 3.567 4.257 3.690 3.580 3.846

2012 MEM 2.852 2.706 2.866 2.583 2.663 3.607 4.034 3.396 2.562 3.137 3.030 3.175

2011 MEM 3.415 2.874 2.961 3.125 3.130 3.024 3.289 3.557 3.393 3.751 3.607 3.126

V% 2014-2013 -3,1 -3,5 -5,4 5,8 12,9 24,3 0,0 13,6 -17,9 3,1 1,8

0250500750

1.0001.2501.5001.7502.0002.2502.5002.7503.0003.2503.5003.7504.0004.2504.500


2014 MEM 2013 MEM 2012 MEM 2011 MEM


6 Como fuera mencionado en la primer nota al pie de página (consultar "Resumen Ejecutivo" del presente informe), se identificó una diferencia en la generación hidráulica de Noviembre de 2013. Según el informe mensual de CAMMESA correspondiente al mes de Noviembre de 2014, en Noviembre de 2013 la generación hidráulica fue de 3.621,9 GWh; por lo tanto, la variación porcentual fue de apenas 0,6%. Consultar: http://portalweb.cammesa.com/memnet1/Pages/descargas.aspx

L





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Gráfico 17. Evolución de la generación hidráulica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

02.0004.0006.0008.000

10.00012.00014.00016.00018.00020.00022.00024.00026.00028.00030.00032.00034.00036.00038.000

2011 2012 2013 2014


Cuando se indaga sobre los aportes de las principales centrales hidroeléctricas en Noviembre de 2014 respecto a la media esperada, se observa que la energía generada por la binacional Yacyretá fue 11,8% superior y la generada por la binacional Salto Grande ascendió en 35,3%.

Con respecto a las centrales hidráulicas alimentadas por ríos nacionales, solamente Pichi Picún Leufú y Piedra del Águila mostraron diferencias positivas, con incrementos de 14,8% y 5,5% sobre la media esperada, respectivamente, mientras que en el resto de las represas se observaron diferencias negativas: -0,4% Alicurá, -3,6% Futaleufú, -8% Chocón, -8,7% Arroyito y -25,4% Cerros Colorados. El conjunto de la generación hidráulica de las represas del Comahue mostró una declinación de 1,3% sobre la media esperada.

El resto de la generación hidráulica del país superó levemente en 0,6% la media esperada.

Veamos a continuación cómo evolucionó la generación hidráulica de las principales represas del país en el acumulado Enero-Noviembre de 2014.




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Tabla 10. Generación hidráulica por principales centrales y niveles de los embalses en Noviembre de 2014 (en GWh, porcentajes y metros sobre el nivel del mar)

Centrales Energía generada (GWh)

Diferencia respecto de la

media esperada (%)

Cota inicial (msnm)

Cota final (msnm)

Yacyretá 1.543,7 11,8% 83,30 83,20

Salto Grande 480,5 35,3% 35,25 34,56

Futaleufú 255,6 -3,6% 487,86 490,00

Alicurá 219,1 -0,4% 704,57 703,97

Piedra del Águila 426,4 5,5% 590,34 591,23

Pichi Picún Leufú 86,1 14,8% 478,50 478,68

Chocón 134,3 -8,0% 379,79 380,48

Cerros Colorados 61,9 -25,4% 417,76 418,96

Arroyito 32,9 -8,7% ---- ----

Fuente: CAMMESA. Datos consultados el 19/12/2014.

Como se puede observar en la Tabla 11, que se presenta más adelante, Yacyretá aumentó su generación en Noviembre de 2014 en 8,4% respecto a igual mes del año anterior y en 4,9% en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 en relación a igual período del año precedente.

Salto Grande si bien mostró una declinación de 25,4% en Noviembre, en el acumulado se observa un incremento de 12,2%.

Futaleufú aumentó 14% en Noviembre y arrastra una caída de 23,3% en el acumulado.

Las represas del Comahue aumentaron 1,5% la generación en Noviembre, mientras que en el acumulado la misma se mostró casi estable respecto al mismo período del año anterior.

El resto del parque de generación hidroeléctrica registró un aumento de 5,7% en Noviembre y de 5% en el acumulado.




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Tabla 11. Generación hidráulica por principales centrales durante el acumulado Enero-Noviembre de 2014

Centrales Noviembre/2014 (GWh) V% 2014-2013 Acumulado

Ene-Nov/2014 (GWh) V% 2014-2013

Yacyretá 1.543,7 8,4 16.967,4 4,9

Salto Grande 480,5 -25,4 5.188,3 12,2

Futaleufú 255,6 14,0 2.214,3 -23,3

Comahue 987,3 1,5 9.520,4 -0,6

Resto hidráulico 376,3 5,7 3.378,7 5,0


En lo concerniente a los caudales de los ríos, Noviembre de 2014 se registraron decrecimientos en relación a los históricos en los principales ríos del país:

Tabla 12. Aportes de los principales ríos en Noviembre de 2014

Ríos Medios del mes (m3/seg) Medio histórico (m3/seg) Diferencia (%)

Paraná 12.544 12.709 -1,3

Uruguay 5.862 6.132 -4,4

Limay 315 355 -11,3

C. Cura 432 635 -31,9

Neuquén 361 563 -35,8

Futaleufú 348 362 -3,8


A continuación se presenta un esquema de la situación de los embalses de la cuenca del Comahue, cotas, caudales, al 30 de Noviembre de 2014, según CAMMESA:




27 de 42

Fuente: CAMMESA.




28 de 42

Aportes de la generación termoeléctrica, consumo de combustibles fósiles y emisiones de dióxido de carbono

a generación termoeléctrica neta aumentó 2,5% en Noviembre de 2014 (6.497 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 mostró un incremento de 1,7% en relación a igual

período del año anterior, según CAMMESA.

Tabla 13. Evolución mensual de la generación térmica neta durante el período 2011-2014 (en GWh y porcentajes)


2014 MEM 8.413 7.158 6.968 6.593 6.920 7.016 7.216 6.220 6.171 6.521 6.497

2013 MEM 7.449 7.093 6.642 6.432 7.142 7.090 7.213 7.042 5.726 6.293 6.337 8.387

2012 MEM 7.757 7.175 7.089 6.363 7.003 6.608 6.807 6.700 6.431 6.224 6.970 7.318

2011 MEM 6.710 6.034 6.764 5.751 6.166 6.340 6.425 5.946 5.143 5.113 6.049 6.982

V% 2014-2013 12,9 0,9 4,9 2,5 -3,1 -1,0 0,0 -11,7 7,8 3,6 2,5

0

500

1.000

1.500

2.000

2.500

3.000

3.500

4.000

4.500

5.000

5.500

6.000

6.500

7.000

7.500

8.000

8.500


2014 MEM 2013 MEM 2012 MEM 2011 MEM


L




29 de 42

Gráfico 18. Evolución de la generación térmica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

04.0008.000

12.00016.00020.00024.00028.00032.00036.00040.00044.00048.00052.00056.00060.00064.00068.00072.00076.000

2011 2012 2013 2014


En los gráficos 19 y 20 que se presentan a continuación, se observa la relación entre los combustibles fósiles consumidos por las centrales termoeléctricas en el mes de Noviembre y en el acumulado Enero-Noviembre de 2014, respectivamente, en base a datos de la CNEA (2014: 10 y 11):

Gráfico 19. Distribución porcentual del consumo de combustibles fósiles en Noviembre de 2014

GN78,7%

DO2,3%

FO16,3%

CM2,7%

Gas Natural (GN) Fuel Oil (FO) Carbón Mineral (CM) Diesel Oil (DO)

Fuente: CNEA. Datos consultados el 22/12/2014.




30 de 42

Gráfico 20. Distribución porcentual del consumo de combustibles fósiles durante el período Enero-Noviembre de 2014

GN70,7%

DO9,9%

FO16,2%

CM3,2%

Gas Natural (GN) Fuel Oil (FO) Carbón Mineral (CM) Diesel Oil (DO)

Fuente: CNEA. Datos consultados el 22/12/2014.

En relación a las emisiones de dióxido de carbono (CO2) producida por el parque de generación termoeléctrica, resultante de la quema de combustibles fósiles en los equipos que operan en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM), de acuerdo con los datos elaborados por la Subgerencia de Planificación Estratégica, dependiente de la Gerencia de Planificación, Coordinación y Control del Centro Atómico Constituyentes de la CNEA (2014: 11 y 12):

"En noviembre se evidenció un aumento del 9,7% en las emisiones de gases de efecto invernadero, en comparación con los valores del 2013. Esto se explica no sólo por el aumento de la generación térmica (3,2%) sino también por el importante aumento del consumo de carbón y combustibles líquidos, en remplazo del gas natural, que presenta menores factores de emisión".

Cabe señalar que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 las emisiones de gases de efecto invernadero se incrementaron en 3,3% respecto a igual período del año anterior, según la CNEA.

A continuación se exponen una tabla y un gráfico sobre la evolución mensual de las emisiones de CO2 producida por los equipos de generación termoeléctrica que operan en el MEM, correspondientes al período 2012-2014, expresado en millones de toneladas, y se incluye la variación porcentual de 2014 respecto al año anterior, en base a datos de la CNEA:




31 de 42

Tabla 14. Evolución mensual de las emisiones de dióxido de carbono en la generación termoeléctrica durante el período 2012-2014 (en millones de toneladas de dióxido de carbono y porcentajes)


2014 4,4 3,7 3,5 3,4 3,8 4,0 4,1 3,3 3,2 3,5 3,4

2013 3,6 3,6 3,2 3,2 4,0 4,0 4,1 3,9 3,2 3,1 3,1 4,5

2012 4,0 3,7 3,5 3,4 3,9 3,9 4,0 3,7 3,4 3,2 3,5 3,7

V% 2014-2013 22,2 2,8 9,4 6,3 -5,0 0,0 0,0 -15,4 0,0 12,9 9,7

00,250,5

0,751

1,251,5

1,752

2,252,5

2,753

3,253,5

3,754

4,254,5


Mill

ones

de

ton

elad

as d

e C

O2

2014 2013 2012

Fuente: elaboración propia en base a datos de la CNEA. Datos consultados el 22/12/2014.




32 de 42

Aportes de la generación nucleoeléctrica

a generación nucleoeléctrica neta aumentó 35% en Noviembre de 2014 (327,5 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 arrastra una declinación de 11,7% en relación a igual

período del año anterior, según CAMMESA.

Tabla 15. Evolución mensual de la generación nuclear neta durante el período 2011-2014 (en GWh y porcentajes)


2014 MEM 594,1 517,6 298,2 242,8 364,0 540,2 652,3 494,4 224,6 434,9 327,5

2013 MEM 579,0 522,0 471,0 384,7 388,1 590,6 590,4 584,0 579,5 379,5 242,6 420,2

2012 MEM 589,2 530,0 521,1 297,1 355,7 529,5 612,2 614,0 590,2 390,5 273,9 601,1

2011 MEM 523,4 533,1 435,9 342,8 468,3 569,2 621,6 608,5 575,2 501,6 232,6 480,1

V% 2014-2013 2,6 -0,8 -36,7 -36,9 -6,2 -8,5 10,5 -15,3 -61,2 14,6 35,0

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

650

700


2014 MEM 2013 MEM 2012 MEM 2011 MEM


El parque de generación nucleoeléctrica de Argentina se encuentra conformado actualmente por tres centrales nucleares de potencia: Atucha I, Embalse y Atucha II, las cuales iniciaron su operación comercial en 1974, 1984 y 2014, respectivamente.

L




33 de 42

Tabla 16. Parque de generación nucleoeléctrica de Argentina en 2014

Central Nuclear Potencia Neta

(MWe)

Potencia Bruta

(MWe)

Participación % potencia bruta sobre

el SADI

Atucha I 341 363 1,1

Embalse 600 648 2,0

Atucha II 692 745 2,3

TOTAL 1.633 1.756 5,4

Nota 1: si bien la Central Nuclear Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada desde el 15 de Octubre, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en esta tabla.

Nota 2: en lugar de los 31.377 MW de potencia instalada unificada al SADI correspondiente para el mes de Noviembre de 2014, se calculó la participación porcentual de la potencia bruta instalada del parque de generación nuclear sobre el SADI como si Atucha II hubiera recibido la habilitación comercial por parte de CAMMESA, es decir, con 32.122 MW.

Fuente: elaboración propia en base a datos de NA-SA y CAMMESA.

Parcialmente en 2013 y en particular durante 2014, la generación nuclear registró una caída en su aporte debido a la disminución programada en el aporte de la Central Nuclear Embalse (que fue reduciendo paulatinamente su potencia), con el propósito de reservar las horas remanentes para el invierno de 2014 y para el verano de 2015. Cabe recordar que en 2014 Embalse cumplió 40 años de operación comercial, acercándose al final de su vida útil. Por tal motivo, desde hace tres años se encuentra en marcha el Programa de Extensión de Vida (PEV) de la Central Nuclear Embalse, bajo la responsabilidad de Nucleoeléctrica Argentina S.A. (NA-SA),7 que comprende el recambio de todos los componentes del sistema crítico/primario, los cuales están siendo fabricados íntegramente en el país. Se estima que al finalizar el verano de 2015 dicha central inicie una parada programada que demandará entre 18 y 21 meses, con el objeto de efectuarse la etapa final del PEV, correspondiente al recambio de componentes. Una vez cumplimentado el PEV, la Central Nuclear Embalse podrá operar por 30 años adicionales, y además incrementará en 35 MW su actual potencia instalada bruta (de 648 MW a 683 MW).

En Noviembre de 2014 la Central Nuclear Embalse estuvo fuera de servicio para reservar sus horas remanentes en fechas de mayores temperaturas. La Central Nuclear Atucha I operó en forma normal y la Central Nuclear Atucha II operó al 75% de su potencia neta instalada (alcanzada por primera vez el 15 de Octubre de 2014).

Vale destacar que Atucha II alcanzó su primera criticidad el 3 de Junio de 2014 y fue sincronizada por vez primera a la red eléctrica nacional el 27 de Junio. A partir de

7 NA-SA es una empresa pública dependiente del Ministerio de Planificación Federal. Es propietaria y operadora de las centrales nucleares de potencia de Argentina.




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entonces comenzó un paulatino aumento de potencia, realizando diversas pruebas, y cumpliendo con los procedimientos y autorizaciones de la Autoridad Regulatoria Nuclear (ARN). Si bien Atucha II se encuentra operando al 75% de su potencia neta instalada, hasta tanto no reciba la habilitación comercial que otorga CAMMESA no se verá registrada en la tabla de potencia instalada unificada al SADI que publica dicho organismo en sus informes mensuales y que hemos replicado en el presente informe. Se estima que en el transcurso de Enero de 2015 la ARN autorizará a NA-SA para que Atucha II eleve su potencia instalada del 75% al 100%.

Por otra parte, y a pesar de la salida temporal de servicio de Embalse, en Noviembre de 2014 se observó un 35% de incremento en la generación nuclear, como resultado de la excelente operación de Atucha II.

A continuación se presenta un gráfico con la evolución de la generación nuclear neta en el acumulado Enero-Noviembre de 2011 a 2014.

Gráfico 21. Evolución de la generación nuclear neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

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2011 2012 2013 2014





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Aportes de la generación eólica y solar fotovoltaica

a generación eólica y solar fotovoltaica neta en conjunto aumentó 23,8% en Noviembre de 2014 (58,8 GWh) respecto a igual mes del año anterior, mientras que en el acumulado Enero-Noviembre de 2014 se incrementó 40,4% en

relación a igual período del año anterior. Al discriminar por equipos de generación, se observa que la eólica creció 24,6% mientras que la solar fotovoltaica se mantuvo estable en Noviembre de 2014 respecto a igual mes del año anterior. Para el acumulado Enero-Noviembre de 2014 en relación a igual período del año anterior se observa un aumento de 60,1% en la generación eólica y de 19,3% en la generación solar fotovoltaica, según CAMMESA.

Tabla 17. Evolución mensual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en conjunto durante el período 2011-2014 (en GWh y porcentajes)


2014 MEM 52,4 49,1 53,9 47,9 45,8 46,5 47,9 57,8 59,1 51,7 58,8

2013 MEM 30,1 27,8 32,2 22,8 31,1 36,0 36,4 52,0 40,3 50,4 47,5 54,8

2012 MEM 3,1 22,8 24,0 25,7 29,5 36,2 23,3 29,2 30,6 27,2 32,9 38,3

2011 MEM 0,0 0,3 0,7 0,7 1,1 1,3 0,3 0,2 1,3 1,6 2,8 2,8

V% 2014-2013 74,1 76,6 67,4 110,1 47,3 29,2 31,6 11,2 46,7 2,6 23,8

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2014 MEM 2013 MEM 2012 MEM 2011 MEM


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Gráfico 22. Evolución de la generación eólica y solar fotovoltaica neta conjunta

en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

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2011 2012 2013 2014


Gráfico 23. Evolución de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en el acumulado Enero-Noviembre de los años 2011 a 2014 (en GWh)

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2011 2012 2013 2014

Eólica Solar Fotovoltaica





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Gráfico 24. Evolución mensual de la generación eólica y solar fotovolaticaen el acumulado Enero-Noviembre de 2014 (en GWh)

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Eólica Solar Fotovoltaica (FV) Total Eólica + FV


Cabe señalar que entre 2010 y 2014 se sumaron casi 190 MW de energía eólica al SADI:

• 2010: 0,25 MW del parque eólico de Necochea, provincia de Buenos Aires.

• 2011: 111 MW, de los cuales 25 MW se instalaron en la provincia de La Rioja, correspondientes al primer módulo del parque eólico Arauco, y los 86 MW restantes en la provincia del Chubut, correspondientes 6 MW al parque eólico Diadema y 80 MW al parque eólico Rawson.

• 2013: 53 MW, todos ellos instalados en la provincia del Chubut, de los cuales 3 MW corresponden al parque eólico El Tordillo y los 50 MW restantes al primer módulo del parque eólico Loma Blanca.

• 2014: 25 MW, instalados en la provincia de La Rioja, correspondientes al segundo módulo del parque eólico Arauco.

En lo concerniente a la generación solar fotovoltaica, entre 2011 y 2013 se sumaron 13,2 MW, todos ellos en la provincia de San Juan, de los cuales 8 MW se encuentran unificados al SADI:

• 2011: 1 MW parque solar FV San Juan.

• 2012: 10 MW parque solar FV Cañada Honda.

• 2013: 2 MW parque solar FV Chimbera.

Vale destacar que estos proyectos fueron impulsados por el Ministerio de Planificación Federal, en varios casos por medio de la empresa pública ENARSA.




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Gráfico 25. Distribución porcentual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en Noviembre de 2014

Eólica97,4%

FV2,6%

Eólica Solar Fotovoltaica (FV)


Gráfico 26. Distribución porcentual de la generación eólica y solar fotovoltaica neta en el acumulado Enero-Noviembre de 2014

Eólica97,5%

FV2,5%

Eólica Solar Fotovoltaica (FV)





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Balance de energía

n el balance de energía neta de Noviembre de 2014 se observa que la oferta y la demanda de energía aumentaron 3,3%, y la demanda de los agentes 3%, respecto a igual mes del año anterior. En el acumulado Enero-Noviembre de

2014, la oferta y la demanda de energía se incrementaron 2,2%, y la demanda de los agentes 2%, en relación a igual período del año anterior. Durante el período estudiado no se produjeron racionamientos por tensión ni por cortes.

Tabla 18. Balance de energía neta de Noviembre de 2014 con variación porcentual respecto a igual mes del año anterior, y balance de energía neta del acumulado Enero-Noviembre de 2014 con variación porcentual respecto a igual período del año anterior (en GWh y porcentajes)

Noviembre de 2014 Acumulado Ene-Nov/2014

GWh V% 2014-2013 GWh V% 2014-2013

GENERACIÓN

Térmica 6.497,4 2,5 75.692,0 1,7

Hidráulica 3.643,4 0,6 37.269,0 2,2

Nuclear 327,5 35,0 4.690,7 -11,7

Eólica 57,3 24,6 556,5 41,4

Solar Fotovoltaica 1,5 -0,8 14,2 5,8

Importación 230,7 43,1 1.287,7 358,7

TOTAL GENERACIÓN 10.757,7 3,3 119.510,1 2,2

DEMANDA

Demanda Agentes 10.312,5 3,0 115.186,2 2,0

Exportación 0,0 -26,5 0,4 -82,8

Bombeo 56,7 11,0 434,3 0,6

Pérdidas Red 388,4 13,3 3.889,2 8,8

TOTAL DEMANDA 10.757,7 3,3 119.510,1 2,2

Racionamiento Tensión 0,0 --- 0,0 ---

Racionamiento Cortes 0,0 --- 0,0 ---

TOTAL REQUERIDO 10.757,7 3,3 119.510,1 2,2


Ricardo De Dicco y Federico Bernal. Buenos Aires, 23 de Diciembre de 2014.

E




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Anexo - Evolución de los precios de la energía en el Mercado Eléctrico Mayorista

Tabla A-1. Evolución mensual del Precio Medio Monómico durante el acumulado Enero-Noviembre de 2014 y de 2013 (en $/MWh)


2014 263,90 276,64 266,27 318,75 486,67 638,07 608,52 420,68 357,87 337,63 333,14

2013 172,62 183,98 208,07 217,35 351,01 438,88 420,27 426,64 328,14 227,90 217,38 260,78

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2014 2013

Nota: no incluye Transporte ni Fonivemem (fondo transitorio para construcción de centrales eléctricas).





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Tabla A-2. Evolución mensual de los Precios Medios Monómicos durante el acumulado Enero-Noviembre de 2014 (en $/MWh)

Ítems ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV

Precio energía mercado 119,96 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 119,94

Sobrecosto Trans.

Despacho 123,19 132,06 124,42 176,02 344,51 501,47 470,82 282,87 216,94 197,67 193,74

Energía Adicional 2,89 3,26 3,20 3,42 3,49 2,60 2,59 2,29 3,66 3,88 4,06

Sobrecosto Combustible 7,83 9,05 7,66 8,49 8,20 3,86 4,38 4,76 5,55 5,58 5,13

Adicional Potencia 10,03 10,27 10,99 10,82 10,47 10,14 10,73 10,76 11,72 10,50 10,27

Precio Monómico de

la Energía 263,90 276,64 266,27 318,75 486,67 638,07 608,52 420,68 357,87 337,63 333,14

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Precio energía mercado Sobrecosto Trans. Despacho Energía Adicional

Sobrecosto Combustible Adicional Potencia Precio Monómico de la Energía

Nota: no incluye Transporte ni Fonivemem.





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Bibliografía

Asociación de Distribuidores de Energía Eléctrica de la República Argentina (ADEERA): http://www.adeera.com.ar

ADEERA. Informes Técnicos (Noviembre de 2014): http://www.adeera.com.ar/informes-tecnicos.asp

Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico S.A. (CAMMESA): http://portalweb.cammesa.com

CAMMESA. Informes Mensuales del MEM y del MEMSP (Enero de 2003 a Noviembre de 2014): http://portalweb.cammesa.com/memnet1/Pages/descargas.aspx

Comisión Nacional de Energía Atómica (CNEA): http://www.cnea.gov.ar

CNEA. Informes Mensuales Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista de la República Argentina (Noviembre de 2014): http://www.cnea.gov.ar/Sintesis-mercado-electrico-mayorista

Entidad Binacional Yacyretá (EBY): http://www.yacyreta.org.ar y http://www.eby.gov.py

Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC). Informes Síntesis del Mercado Eléctrico Mayorista (año 2014): http://www.oetec.org

Secretaría de Energía de la Nación: http://www.energia.gov.ar



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http://www.eby.gov.py/

http://www.oetec.org/

http://www.energia.gov.ar/

NOTAS SOBRE LOS AUTORES

Ricardo De Dicco • Es especialista en Economía de la Energía y en Infraestructura y Planificación

Energética del Instituto de Investigación en Ciencias Sociales (IDICSO) de la Universidad del Salvador.

• Especialista en Tecnología Nuclear y en Teledetección Satelital del Centro

Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas (CLICeT). • Se desempeñó entre 1991 y 2001 como consultor internacional en Tecnologías de la

Información y de las Telecomunicaciones Satelitales. • A partir de 2002 inició sus actividades de docencia e investigación científica sobre la

problemática energética de Argentina y de América Latina en el Área de Recursos Energéticos y Planificación para el Desarrollo del IDICSO (Universidad del Salvador), desde 2005 en la Universidad de Buenos Aires, a partir de 2006 como Director de Investigación Científico-Técnica del CLICeT, desde 2008 es miembro del Observatorio de Prospectiva Tecnológica Energética Nacional (OPTE) de Argentina, desde 2011 consultor externo de INVAP Sociedad del Estado y desde 2013 es Director del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el Desarrollo (OETEC) y Coordinador de la Comisión Nuclear Metalúrgica de la Asociación de Industriales Metalúrgicos de la República Argentina (ADIMRA).

• También brindó servicios de consultoría a PDVSA Argentina S.A. y de asesoramiento a

organismos públicos e internacionales, como ser la Comisión de Energía y Combustibles de la H. Cámara de Diputados de la Nación, el H. Senado de la provincia de Buenos Aires, el Ministerio de Educación de la Nación, el Ministerio de Planificación Federal, Inversión Pública y Servicios y la Organización de Naciones Unidas.

• Ha participado como expositor en numerosos seminarios y congresos nacionales e

internacionales sobre la problemática energética de Argentina y de América Latina. • Es autor de más de un centenar de informes de investigación y artículos de opinión

publicados en instituciones académicas y medios de prensa del país y extranjeros. • Entre sus últimas publicaciones, se destacan: “2010, ¿Odisea Energética? Petróleo y

Crisis” (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2006), co-autor de “La Cuestión Energética en la Argentina” (FCE-UBA y ACARA, Buenos Aires, 2006), de “L’Argentine après la débâcle. Itinéraire d’une recomposition inédite” (Michel Houdiard Editeur, París, 2007), de “Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento, saqueo y perspectivas” con Federico Bernal y José Francisco Freda (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2008) y de "Los ex secretarios de Energía bajo la lupa" con Federico Bernal e Ignacio Sabbatella (Editorial Planeta, Buenos Aires, 2014).

Correo electrónico: [email protected]

mailto:[email protected]

Federico Bernal • Bioquímico y Biotecnólogo de la Universidad de Buenos Aires (UBA), especializado en

Microbiología Industrial. • Director General del Observatorio de la Energía, Tecnología e Infraestructura para el

Desarrollo (OETEC-ID). • Director Editorial del Centro Latinoamericano de Investigaciones Científicas y Técnicas

(CLICET). • Miembro del equipo de investigación del Área de Recursos Energéticos y Planificación

para el Desarrollo del IDICSO (Universidad del Salvador). • Asesor en Políticas Energéticas del Senado de la Provincia de Buenos Aires. • Profesor de la Universidad Nacional de Lanús y de la Universidad Nacional de La

Matanza. • Columnista especializado en temas energéticos y político-económicos del diario Tiempo

Argentino y de la Revista Estrategia Energética. Colaborador regular de los diarios El Argentino, BAE, Miradas al Sur y Página/12, así como de la Agencia de Noticias Télam.

• Entre sus últimas publicaciones, se destacan: "Civilización o Barbarie" (Editorial Fabro,

Buenos Aires, 2014); con Ricardo De Dicco e Ignacio Sabbatella de "Los ex secretarios de Energía bajo la lupa" (Editorial Planeta, Buenos Aires, 2014); "Malvinas y Petróleo. Una historia de piratas" (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2011); "El Mito Agrario. Una comparación con Australia y Canadá" (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2010); "Petróleo, Estado y Soberanía. Hacia la empresa multiestatal latinoamericana de hidrocarburos" (Ed. Biblos, Buenos Aires, 2005) y co-autor con Ricardo De Dicco y José Francisco Freda de "Cien años de petróleo argentino. Descubrimiento, saqueo y perspectivas" (Editorial Capital Intelectual, Colección Claves para Todos, Buenos Aires, 2008).

• En 2006 fue conductor del programa de TV por cable "Conciencia y Energía",

transmitido por Canal Metro y entre 2010 y 2012 fue columnista del programa "Primera Mañana" transmitido por el canal CN23 de la Televisión Digital Abierta. Docente invitado en varias universidades públicas del país.

Correo electrónico: [email protected]


http://www.oetec.org [email protected]

http://www.oetec.org/


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