Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA 12 de octubre 2007

Visita Funcionarios Visita Funcionarios Secretaría de Secretaría de

Energía y CNEAEnergía y CNEA

12 de octubre 200712 de octubre 2007

ContenidoContenido

• Invierno 2006.Invierno 2006.

• Verano 2006.Verano 2006.

Gcia Programación de la Gcia Programación de la Producción - OrganizaciónProducción - Organización

Programación

Estudios Eléctricos

Estacional

Semanal

Diaria

Estudios Eléctricos sobre la red de transporte (corto, mediano y largo plazo).

Cargos Estacionales

Ingresos de nuevos equipamientos (Generación, Transporte, Compensación)

Calidad y Procesos Oscilatorios.

Expansiones de la red.

Automatismos (DAG, DAD)

SIMULACION DE LARGO PLAZOSIMULACION DE LARGO PLAZO

Objetivo:

Simular el comportamiento global del SADI a mediano y largo plazo.

Propone:

Ingresos de nuevos equipamientos (generadores, elementos del transporte, demandas, importaciones y exportaciones).

Escenarios considerando aleatorios de oferta y crecimiento de la demanda.

Resultados

Evolución de la calidad en el suministro y propuestas para su mejora.

Propone criterios de seguridad para el despacho económico y sugiere acciones de corrección sobre el equipamiento.

Efectúa diagnóstico del sistema respecto a su estabilidad.

Tendencias en los precios de Mercado.

PROGRAMACION ESTACIONALHorizonte : 3 años

Periodo programado : 6 mesesAjuste : trimestral

PROGRAMACION SEMANALHorizonte : 2 semanas

Periodo programado : 1 semana

PROGRAMACION DIARIAHorizonte : 1 día

Periodo programado : 1 día

OPERACION EN TIEMPOREAL Y REDESPACHO

Horizonte : 24 Hs

PRECIOS HORARIOSDEL MERCADO SPOT

PRECIOS ESTACIONALES

Previsión para cadasemana del periodo

Despacho para cadadía de la semana

Despacho horario

Redespacho delresto del día

La Programación de la Operación - Etapas

La Programación de la Operación

Horizontes de cálculoEstacional ( 3 años)

Plurianual paso semanal con bloques horarios.Semanal ( 2 semanas )

Diario con bloques horarios.Diario ( 24 hs. )

HorarioTipo de optimización

EstacionalLineal estocástica

Semanal y DiariaLineal determinística

FundamentosFunción objetivo.Magnitud de variables.Representación requerida.

COSTOS +

MAPROS +

RESTRICCIONES

DEMANDA (t) +

OFERTA DE GAS (t) +

INDISPONIBILIDADES (M)+

CRONICAS APORTES (H)

ESCENARIOSPRONOSTICOS

PRECIOS POR PROBABILIDAD DE EXCEDENCIA

FONDO DE ESTABILIZACIÓN

PRECIOS ESTACIONALES

PROGRAMACION ESTACIONAL ORGANIZACION

+ MSA ==> Precios Estacionales a demanda Spot distribuidores.

GENERADORES

TRANSPORTISTAS

DISTRIBUIDORES + GRANDES USUARIOS

• Disponibilidad• Disponibilidad de Combustible• Restricciones Operativas• Niveles Embalses• Predicción aportes• Restricciones aguas abajoInformación

Básica

Modelo de DespachoHidrotérmico

• Demandas Previstas

• Mantenimiento• Restricciones• Generación Forzada

INTERCONEXIONESINTERNACIONALES

• Importación• Exportación

Programación SemanalProgramación Semanal

•Paquetes Generación Hidro Diaria•Turbo Vapor E/S•Valores del Agua•Consumo Combustibles•Coordinación Mantenimientos

Antes de las 14:00 hs del penúltimo día laborable

PROG. ESTAC.• Base de Datos

Programación DiariaProgramación Diaria

•Programa de Cargas por Grupo•Precio de Mercado-Precios Locales•Factores de Nodo•Despacho RPF - RSF•Despacho Reserva Fría•Restricciones (si existe déficit)

Diariamente (incluído Sábado y Domingo)

OBSERVACIONES

Programación semanal y diaria

Invierno 2006Invierno 2006• Demanda crecimiento del orden 5%.Demanda crecimiento del orden 5%.• Exportaciones/Importaciones:Exportaciones/Importaciones:

Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia, Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia, Brasil solo emergencia.Brasil solo emergencia.

Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay demanda de Formosa.demanda de Formosa.

• Características: Características: temperaturas medias por encima de las temperaturas medias por encima de las

históricas, veranito en julio.históricas, veranito en julio.Hidrología: Muy bien Comahue con P.Ex. Limay Hidrología: Muy bien Comahue con P.Ex. Limay

14%; Collon Cura 8% (Li + CC = 11%); Neuquén 14%; Collon Cura 8% (Li + CC = 11%); Neuquén 3% con récord’s del CC y Ne en julio. Bajos 3% con récord’s del CC y Ne en julio. Bajos Uruguay 97% y Paraná 81%.Uruguay 97% y Paraná 81%.

Temperaturas InviernoTemperaturas Invierno

Comparación de las temperaturas Periodo Julio 01 - Septiembre 25

0

5

10

15

20

25

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 4 9 14 19 24 29 34 39 44 49 54 59 64 69 74 79 84 2 7 12 17 22 27 32 37 42 47 52 57 62 67 72 77 82 87

Días

Tem

per

atu

ra -

°C

2004 2005 2006

Temperatura Media en el periodo

Demandas Año 2006

190

210

230

250

270

290

310

330

350

1/1 16/1 31/1 15/2 2/3 17/3 1/4 16/4 1/5 16/5 31/5 15/6 30/6 15/7 30/7 14/8 29/8 13/9

GWh

5

10

15

20

25

30

35

Temp

Demandas Temp. medias

Situación MEM

Incluye Región Patagónica

Situación MEM – Demanda

Durante los primeros 24 días del mes de septiembre la demanda presenta un crecimiento del 3.3%, con temperaturas de 1.7°C por encima del mismo mes del año anterior.

Demandas Netas Sin Patagonia

0

2000

4000

6000

8000

10000

GWh

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

2004 7248 6523 7202 6672 6927 6909 7161 6967 6554 1758 6747 7380

2005 7610 6901 7305 6849 7286 7364 7678 7550 7130 1827 7391 7685

2006 7953 7396 7671 7177 7713 7878 7934 8117 7441 1941

2005/2004 5.0% 5.8% 1.4% 2.7% 5.2% 6.6% 7.2% 8.4% 8.8% 3.9% 9.5% 4.1%

2006/2005 4.5% 7.2% 5.0% 4.8% 5.9% 7.0% 3.3% 7.5% 4.4% 6.2%

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

AñoTemp.

ºC

Demanda Neta GWh

Crec. %

2001 16.9 1591

2002 19.8 1636 2.8%

2003 18.8 1776 8.6%

2004 16.6 1867 5.1%

2005 15.2 1917 2.7%

2006 18.2 2046 6.7%

Mes de Octubre 8 Días Con Patagonia

Récord de potencia: En los últimos años los máximos se dan en Verano (Feb/01- Feb/02- Dic/04- Nov05)

Potencias Máximas Potencias Máximas AnualesAnuales

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

4223

4679

5048

4911

5301

5919

6046

6691

7842

7949

7495

7190

7892

9035

9325

1010

4

1021

3

1124

3

1177

6

1226

9

1273

0

1375

4

1406

1

1348

1

1435

9

1503

2

1614

3

1677

9

Jun Jul Jun Jun Jun Jun Jul Ago Ago Jul Jul Jun Ago Jul Jul Jul Jul Jun Jun Jun Jul Jul Feb Feb Jul Dic Nov Jul

1979 1980 1981 1982 1983 1984 1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 00 01 02 03 04 05 06

MW

Verano

Verano

Máximas en Días de Invierno

El récord de energía se registro el día martes 21/2/06 con un valor de 343 GWh (incluyendo la Región Patagónica 355.4 GWh).

Máximos de EnergíaMáximos de Energía

Para los meses de verano pueden esperarse energías del orden de los 371 GWh, en los cuales

la región patagónica participaría con 13 GWh.

Situación MEM

Incluye Región Patagónica

Generación por Tipo Año 2006

0

50

100

150

200

250

300

350

400

1-1 16-1 31-1 15-2 2-3 17-3 1-4 16-4 1-5 16-5 31-5 15-6 30-6 15-7 30-7 14-8 29-8 13-9 28-9

GWh

0

5

10

15

20

25

30

35°C

Nuclear Térmica Hidráulica t °C

CAUDALES – Evolución 2006

Caudales del Río Paraná por debajo de los medios históricos.

Caudales Entrantes Río Paraná

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN Real MED


Caudales del Río Uruguay por debajo de los medios históricos.

Caudales Entrantes Río Uruguay

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN MED Real


Caudales Entrantes Río Limay

0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN MED Real

Caudales del Río Limay superiores a los medios históricos.


Caudales Entrantes Río Collon Curá

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

1600

1800

2000

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN MED Real

Caudales del Río Collon Curá superiores a los medios históricos.


Caudales Entrantes Río Neuquen

0200400600800

10001200140016001800200022002400

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN MED Real

Caudales del Río Neuquén superiores a los medios históricos.


Caudales del Río Futaleufú recuperan la tendencia a los medios históricos.

Caudales Entrantes Futaleufú

0

200

400

600

800

1000

1200

1 4 7 10 13 16 19 22 25 28 31 34 37 40 43 46 49 52

m3/seg

MAX MIN MED Real


Río Valor ene feb mar abr may jun jul ago set oct nov dic2006 389 252 164 143 173 344 640 501 412

Med 249 178 126 110 170 293 356 367 346 342 357 327Min 63 46 32 23 31 77 117 126 135 131 138 102Max 483 335 342 266 439 758 717 637 629 558 621 591

2006 389 149 98 154 253 983 1495 708 739Med 218 125 90 106 273 574 634 588 562 631 641 450Min 54 37 34 28 45 117 165 193 232 243 200 97Max 643 393 367 318 959 1831 1488 1271 1195 1623 1178 948

2006 313 151 97 136 186 723 1032 419 608Med 209 126 92 107 200 384 357 331 357 472 579 449Min 51 38 36 45 60 70 73 83 110 130 115 68Max 605 520 275 429 763 1263 970 1005 793 843 1048 1188

2006 1001 836 961 1510 779 2223 1512 2231 2634Med 2736 3288 3256 4679 5119 5718 5997 5233 5660 7268 6005 3357Min 193 344 477 318 521 268 1027 540 878 1503 937 480Max 15212 18687 13745 18994 21686 16581 21248 15490 17528 19150 22988 15506

2006 13554 12293 15600 14739 11175 11179 10890 10805 11326Med 15891 17688 15418 14168 13853 13934 13085 11735 12415 14336 13779 14125Min 9314 9478 10135 8929 7585 8655 8319 6005 7133 7666 7313 8826Max 28076 31411 35195 29954 33946 38051 38241 21788 21711 27760 23059 28946

Paraná

Limay

Collon Cura

Neuquen

Uruguay

Invierno 2006Invierno 2006• Oferta:Oferta:

• Hidráulica de acuerdo a hidrologías, se destaca aumento de Hidráulica de acuerdo a hidrologías, se destaca aumento de cota en Yacyretá desde abril 06, acción SE – AIC en crecida cota en Yacyretá desde abril 06, acción SE – AIC en crecida Comahue evitando vertidos, con embalses finalizando el Comahue evitando vertidos, con embalses finalizando el período en sus cotas máximas FON.período en sus cotas máximas FON.

• Nuclear indisponibilidades forzadas de corta duración en CN Nuclear indisponibilidades forzadas de corta duración en CN Atucha y CN Embalse, larga duración CN Atucha desde ½ Atucha y CN Embalse, larga duración CN Atucha desde ½ set. a dic 06.set. a dic 06.

• Térmica:Térmica: CC’s en gral operaron con gas, superando las exspectativas con G.O. CC’s en gral operaron con gas, superando las exspectativas con G.O.

AES, Puerto y Costanera se alcanzaron los 25.000 m3/semana. AES, Puerto y Costanera se alcanzaron los 25.000 m3/semana.

TV’s operaron mayormente con F.O. buen desempeño en general..TV’s operaron mayormente con F.O. buen desempeño en general..

TG’s habituales en general bien. TG’s habituales en general bien.

Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06

Evolución Esperada de Chocón

367

369

371

373

375

377

379

381

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43

Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre

msnm

Atenuación 15% 90% Med Niv Mínimo msaa Real 2006


Evolución Esperada de Piedra del Aguila

564

569

574

579

584

589

594

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43


msnm



Evolución Esperada de P.Banderita

410

412

414

416

418

420

422

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43


msnm


Invierno 2006Invierno 2006• CombustiblesCombustibles• Gas: se operó con propio (en Gral CC’s; Guemes por exportación, Gas: se operó con propio (en Gral CC’s; Guemes por exportación,

autogeneradores y cogeneradores), IAP’s con gestión propia y autogeneradores y cogeneradores), IAP’s con gestión propia y delegada al distribuidor; IAP’s CAMMESA alto % de utilización, delegada al distribuidor; IAP’s CAMMESA alto % de utilización, criterio de asignación criterio de asignación áreas críticas, eficiencia y posición en la áreas críticas, eficiencia y posición en la red. red.

• Carbón: Gestión propia del generador, se incorporaron SNICTV 11 y Carbón: Gestión propia del generador, se incorporaron SNICTV 11 y 12 con limitaciones, antes indisponibles.12 con limitaciones, antes indisponibles.

• FO: Mayoritariamente provista por el Estado Nacional, se superaron FO: Mayoritariamente provista por el Estado Nacional, se superaron consumos de 2005, operación compleja con varios proveedores, consumos de 2005, operación compleja con varios proveedores, PDVSA, YPF, ESSO, Agrocom. Se incorporaron centrales PDVSA, YPF, ESSO, Agrocom. Se incorporaron centrales mediterráneas como Pilar y Lujan de Cuyo. Situaciones mediterráneas como Pilar y Lujan de Cuyo. Situaciones complicadas en arranque, durante y final. Cancelaciones sin costos complicadas en arranque, durante y final. Cancelaciones sin costos adicionales.adicionales.

• GO: Reposición de stock’s (propios o prefinanciados) provisto por el GO: Reposición de stock’s (propios o prefinanciados) provisto por el Estado Nacional.Estado Nacional.

• Stock’s fin de invierno: FO prácticamente completo, GO en CC’s Stock’s fin de invierno: FO prácticamente completo, GO en CC’s superior al 80% de su capacidad.superior al 80% de su capacidad.

Evolución de Inyectados TRANSCOComparación 2004, 2005 y 2006

0

20

40

60

80

100

120

3-E

ne

17-E

ne

31-E

ne

14-F

eb

28-F

eb

14-M

ar

28-M

ar

11-A

br

25-A

br

9-M

ay

23-M

ay

6-Ju

n

20-J

un

4-Ju

l

18-J

ul

1-A

go

15-A

go

29-A

go

12-S

ep

26-S

ep

10-O

ct

24-O

ct

7-N

ov

21-N

ov

5-D

ic

19-D

ic

Mm

3/d

Inyección 2004 Inyección 2005 Inyección 2006

Capac. Nominal 2006 Capac. Nominal 2005

Inyección Diaria de Gas – Ene 04 a Sep 06Inyección Diaria de Gas – Ene 04 a Sep 06

Consumo Gas Usinas MEM (c/PAT) TotalConsumo Gas Usinas MEM (c/PAT) Total

Evolución de Consumos de Gas Térmicas MEM (c/PAT)Comparación 2005 y 2006

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

45000

50000

1Ene

15Ene

29Ene

12Feb

26Feb

12Mar

26Mar

9Abr

23Abr

7May

21May

4Jun

18Jun

2Jul

16Jul

30Jul

13Ago

27Ago

10Sep

24Sep

8Oct

22Oct

5Nov

19Nov

3Dic

17Dic

Mile

s m

3/d

2005 2006


Riesgo consumo F. Oil

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43


Miles de Ton / Sem

15%

Media85%

Stock

Real 2006

Evolución de Consumos de Líquido + Carbón Térmicas MEM (c/PAT)Comparación 2005 y 2006

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

1-E

ne

15-E

ne

29-E

ne

12-F

eb

26-F

eb

12-M

ar

26-M

ar

9-A

br

23-A

br

7-M

ay

21-M

ay

4-Ju

n

18-J

un

2-Ju

l

16-J

ul

30-J

ul

13-A

go

27-A

go

10-S

ep

24-S

ep

8-O

ct

22-O

ct

5-N

ov

19-N

ov

3-D

ic

17-D

ic

31-D

ic

Mil

es m

3/d

eq

uiv

. g

as

Líq+CM 2005 Líq+CM 2006

Consumo Usinas MEM Total - AlternativosConsumo Usinas MEM Total - Alternativos

Máximo diario alcanzado en los últimos años (23.9

Mm3/d)

Consumo Usinas MEM Total – fo + go 1992/2006Consumo Usinas MEM Total – fo + go 1992/2006

Fuel + Diesel Oil Mensual 92-06

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Ene

-92

Ene

-93

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

Ene

-05

Ene

-06

Mile

s d

e T

on

Miles Ton Miles TonAño Fuel Oil Gas Oil1992 1477 3211993 1326 1331994 620 741995 479 201996 614 541997 365 81998 830 71999 751 442000 374 342001 161 122002 39 122003 105 142004 829 762005 1131 52

2006 a 30Sep 1397 116

Fuel + Diesel Oil Mensual 92-06

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

Ene

-92

Ene

-93

Ene

-94

Ene

-95

Ene

-96

Ene

-97

Ene

-98

Ene

-99

Ene

-00

Ene

-01

Ene

-02

Ene

-03

Ene

-04

Ene

-05

Ene

-06

Mile

s d

e T

on

Miles Ton Miles TonAño Fuel Oil Gas Oil1992 1477 3211993 1326 1331994 620 741995 479 201996 614 541997 365 81998 830 71999 751 442000 374 342001 161 122002 39 122003 105 142004 829 762005 1131 52

2006 a 30Sep 1397 116

Consumo FO Usinas MEM 2003/2006 por Consumo FO Usinas MEM 2003/2006 por origenorigen

Consumo FO por origen - ton/mes

0

50000

100000

150000

200000

250000

300000

350000

400000

Ene

-03

Abr

-03

Jul-0

3

Oct

-03

Ene

-04

Abr

-04

Jul-0

4

Oct

-04

Ene

-05

Abr

-05

Jul-0

5

Oct

-05

Ene

-06

Abr

-06

Jul-0

6

Oct

-06

Propio PDVSA Glencore YPF Prefinanciado Esso Rhasa

Invierno 2006Invierno 2006• TransporteTransporte• Límite 4.900 MW corredor Comahue operativo (100% de la capacidad Límite 4.900 MW corredor Comahue operativo (100% de la capacidad

de transporte).de transporte).– Resonancia sub sincrónica Bahía Blanca, habilitación protecciones y Resonancia sub sincrónica Bahía Blanca, habilitación protecciones y

acuerdo con el Agente. acuerdo con el Agente.

– E/S capacitores serie de Olavarría. E/S capacitores serie de Olavarría.

• Corredor Yacyretá incorporación de capacitores shunt en estaciones Corredor Yacyretá incorporación de capacitores shunt en estaciones intermedias + actualización DAG intermedias + actualización DAG Límite del corredor 2.100 MW, Límite del corredor 2.100 MW, límite de seguridad (estabilidad y DAG < 1.200MW).límite de seguridad (estabilidad y DAG < 1.200MW).

• Instalación doble interruptores 500 kV en trafos 500/220 de E.T. Instalación doble interruptores 500 kV en trafos 500/220 de E.T. Ezeiza, complejo, protecciones, disponibilidad de capacidad de Ezeiza, complejo, protecciones, disponibilidad de capacidad de transformación y de compensadores sincrónicos. Mejora seguridad y transformación y de compensadores sincrónicos. Mejora seguridad y operación.operación.

• Incorporación del tercer Trafo de E.T. Almafuerte, mejora EPEC.Incorporación del tercer Trafo de E.T. Almafuerte, mejora EPEC.

• Incorporación de DAD en varias regiones (Centro, Cuyo y NOA).Incorporación de DAD en varias regiones (Centro, Cuyo y NOA).

• Áreas críticas se mantienen las conocidas, mejoran Centro y NOA Áreas críticas se mantienen las conocidas, mejoran Centro y NOA Norte.Norte.

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007• Demanda crecimiento del orden 5,5%, récord’s Demanda crecimiento del orden 5,5%, récord’s

esperados energía 371 GWh, potencia esperados energía 371 GWh, potencia 18100MW, anteriores 355,4 GWh y 17395 MW. 18100MW, anteriores 355,4 GWh y 17395 MW. Impacto A.A. ????Impacto A.A. ????

• Exportaciones/Importaciones:Exportaciones/Importaciones:Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia (según Uruguay Contrato c/respaldo + emergencia (según

situación de su sistema), Brasil solo emergencias.situación de su sistema), Brasil solo emergencias. Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay Uruguay + Brasil solo emergencia, Paraguay

demanda de Formosa.demanda de Formosa.

• Tendencias: Tendencias: temperaturas sin pronósticos que indiquen temperaturas sin pronósticos que indiquen

tendencias.tendencias.Hidrología ídem temperaturas, escurrimiento de Hidrología ídem temperaturas, escurrimiento de

nieve en Comahue del orden de la media o superior.nieve en Comahue del orden de la media o superior.

DEMANDAS - Previsiones de Energía

El 2005 presentó un crecimiento del 5.8 %.2005 2006 Crecimiento

MEM 58543 61838 5.6%

Patagonia 3002 3054 1.7%

Total País 61545 64892 5.4%

MEM 29236 30879 5.6%

Patagonia 1560 1595 2.2%

Total País 30796 32474 5.4%

MEM 87779 92717 5.6%

Patagonia 4562 4649 1.9%

Total País 92341 97366 5.4%

Período Enero - Agosto

Período Septiembre - Diciembre

Total anual con 8 meses reales El crecimiento de la demanda durante el año 2006 con 8 meses reales, se ubica en un 5.6%.

Los Agentes prevén para el trimestre Nov-Ene/07 un crecimiento del 5.5%.

Los crecimientos previstos para los años 2007 y 2008 son del orden del 4.5%.

Descripcion 2005/2006 2006/2007 Crecimiento Participación

NOA 1828 1888 3.3% 8%

NEA 1274 1321 3.7% 5%

CUYO 1566 1643 4.9% 7%

CENTRO 2049 2191 6.9% 9%

LITORAL 3096 3280 5.9% 14%

GBA 9251 9773 5.6% 40%

COMAHUE 903 1001 10.9% 4%

BAS 3097 3199 3.3% 13%MEM 23064 24295 5.3%

GBA + BAS 12348 12972 5.1% 53%

Resto Pais 10716 11323 5.7% 47%

Trimestre Noviembre - Enero

Menor crecimiento que el resto del país.

Mayor crecimiento producto de mayores demandas en Empresas de la región

DEMANDAS - Previsiones por DEMANDAS - Previsiones por RegionesRegiones

Descripcion 2005/2006 2006/2007 Crecimiento Participación

Distribuidores 18996 19939 5.0% 82.1%

GUMAs 3983 4267 7.1% 17.6%

Autogeneradores 85 89 4.7% 0.4%

Total 23064 24295 5.3%

Trimestre Noviembre - Enero

Para el trimestre Nov-Ene los agentes Distribuidores prevén un crecimiento del 5,0% mientras que los GUMAS un 7.1%.

DEMANDAS - Previsiones por Tipos de DEMANDAS - Previsiones por Tipos de AgentesAgentes

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

• Oferta:Oferta:

• Hidráulica sin pronósticos que indiquen Hidráulica sin pronósticos que indiquen tendencia, embalses estacionales de tendencia, embalses estacionales de Comahue siguiendo evolución cota máxima Comahue siguiendo evolución cota máxima FON FON similar 2005. similar 2005.

• Reservas hidráulicas críticas, Alicurá, Reservas hidráulicas críticas, Alicurá, Futaleufú, Salto Grande y Río Grande a Futaleufú, Salto Grande y Río Grande a partir de enero se prevén con plena partir de enero se prevén con plena disponibilidad. disponibilidad.

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

• Oferta:Oferta:

• Nuclear Atucha indisponible hasta fines de diciembre 2006, Nuclear Atucha indisponible hasta fines de diciembre 2006, Embalse posterga su MAPRO estacional a mediados de marzo.Embalse posterga su MAPRO estacional a mediados de marzo.

• Térmico, su operación será mayoritariamente con gas, las Térmico, su operación será mayoritariamente con gas, las posibilidades de consumo de combustibles alternativas se posibilidades de consumo de combustibles alternativas se incrementa en el segundo trimestre, requerimiento por demanda incrementa en el segundo trimestre, requerimiento por demanda y control de reservas Hidro.y control de reservas Hidro.

• CC’s se prevé una convocatoria prácticamente plena de este CC’s se prevé una convocatoria prácticamente plena de este parque. Se estima reingreso de TG de Puerto durante diciembre parque. Se estima reingreso de TG de Puerto durante diciembre 2006. Operación con G.O. solo ante contigencias gas2006. Operación con G.O. solo ante contigencias gas

• TV’s se estima una utilización creciente durante el período con TV’s se estima una utilización creciente durante el período con igual tendencia en el consumo de combustibles alternativos. igual tendencia en el consumo de combustibles alternativos. Duda, disponibilidad de consumir carbón Duda, disponibilidad de consumir carbón impacto en la impacto en la estimación del consumo de FO. estimación del consumo de FO.

• TG’s intención de despacho similar TV’s, no se prevé el consumo TG’s intención de despacho similar TV’s, no se prevé el consumo de GO para el sistema, eventualmente se producirá en áreas de GO para el sistema, eventualmente se producirá en áreas críticas.críticas.

Participación en la Generación

35%

60%

5%

HidráulicoTérmicoNuclear

Principales Resultados:

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Litoral-Nea45%

Comahue35%

Cuyo9%

Centro2%

Patagonia8%

NOA1%

Generación Hidráulica


Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Principales Resultados:Variabilidad de la Demanda

Cubrimiento Demanda Media

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr

MW Medios

Hidr Medio Term Medio Nucl Medio Dem Min Dem Max

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Variabilidad HidráulicaTOTAL

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000


MW Medios

Min Max Med

COMAHUE

0500

1000150020002500300035004000


MW Medios

SALTO GRANDE

0100200300400500600700800900


MW Medios

YACYRETA

0

500

1000

1500

2000

2500


MW Medios

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Variabilidad TérmicaTOTAL

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000


MW Medios

Min Max Med

CC's

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000


MW Medios

TV's

0

500

1000

1500

2000

2500

3000


MW Medios

TG's

0

200

400

600

800

1000

1200


MW Medios

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Evolución Esperada de Piedra del Aguila

564

569

574

579

584

589

594

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr

msnm

Atenuación 15% 85% Med Niv Mínimo msaa

Evolución Esperada de Chocón

367

369

371

373

375

377

379

381

383

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17


msnm


Evolución Esperada de P.Banderita

410

412

414

416

418

420

422

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17


msnm


Evolución Esperada de Futaleufú

464

467

470

473

476

479

482

485

488

491

494

497

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17


msnm


Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007• Combustibles:Combustibles:

• Gas: Requerimiento máximo de gas del orden de los Gas: Requerimiento máximo de gas del orden de los 43.000 dam3/d, OIE’s presentada en MEG por 43.000 dam3/d, OIE’s presentada en MEG por aproximadamente 20 MMm3, CAMMESA 6.2 MMm3. Sin aproximadamente 20 MMm3, CAMMESA 6.2 MMm3. Sin ofertas ofertas IAP’s. Volumen total similar año anterior + IAP’s. Volumen total similar año anterior + crecimiento.crecimiento.

• FO por corrimiento MAPRO de CN Embalses, situación FO por corrimiento MAPRO de CN Embalses, situación embalses de Comahue y con disponibilidad de consumo embalses de Comahue y con disponibilidad de consumo de carbón de carbón baja requerimiento de este combustible en baja requerimiento de este combustible en primer trimestre, aumenta en el segundo.primer trimestre, aumenta en el segundo.

• GO sin previsión significativa en el período, requerimiento GO sin previsión significativa en el período, requerimiento ante situaciones de contingencias del sistema o de ante situaciones de contingencias del sistema o de suministro de gas.suministro de gas.

Disponibilidad de gas ajustada con los volúmenes disponibles durante el año 2006.

Consumos de gas previstos Valores Medios y franja 85% y 15% P.E.

10

15

20

25

30

35

40

45

36 37 38 39 40 41 42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17

Set'06 Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr

Mm3/día

Max Medio Min Real 05/06

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Principales Resultados:Consumo Previsto F. Oil

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

51

52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

17


Miles de Ton / Sem

15%

Media

85%

Real 05/06

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007

Principales Resultados:Acumulado FO - Prev. 2006/07

0

250

500

750

1000

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

51

52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

17


Miles de Ton

15% Media 85%

Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007


Programación Nov – Abr Programación Nov – Abr 20072007

Consumo Previsto de G. Oil

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

20

36

37

38

39

40

41

42

43

44

45

46

47

48

49

50

51

52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

11

12

13

14

15

16

17


Miles de Ton / Sem

15%

Media

85%

Real 05/06

Combustibles: Combustibles: verano 06verano 06invierno 07invierno 07

Consumo CarbónConsumo CarbónRequerimiento de Carbón por crónica y semana - Oct'06 a Dic'07

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

SE

40

SE

41

SE

42

SE

43

SE

44

SE

45

SE

46

SE

47

SE

48

SE

49

SE

50

SE

51

SE

52

SE

01

SE

02

SE

03

SE

04

SE

05

SE

06

SE

07

SE

08

SE

09

SE

10

SE

11

SE

12

SE

13

SE

14

SE

15

SE

16

SE

17

SE

18

SE

19

SE

20

SE

21

SE

22

SE

23

SE

24

SE

25

SE

26

SE

27

SE

28

SE

29

SE

30

SE

31

SE

32

SE

33

SE

34

SE

35

SE

36

SE

37

SE

38

SE

39

SE

40

SE

41

SE

42

SE

43

SE

44

SE

45

SE

46

SE

47

SE

48

SE

49

SE

50

SE

51

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

[ t ]

Baja indeterminación por despacho en el consumo de Carbón.

Considera como grupos disponibles a consumir carbón las TV’s 11, 12 y 15 de C.T. San Nicolás

Consumo Fuel OilConsumo Fuel Oil

Alta aleatoriedad en los consumos de FO en el período oct/06 a abr/06, incremento de los valores medios desde marzo, importante rampa abril – mayo hasta alcanzar consumos sostenidos semanales en ele orden de las 85.000t logística.

Requerimiento de F.O. por crónica y semana - Oct'06 a Dic'07

0

10000

20000

30000

40000

50000

60000

70000

80000

90000

SE

40S

E41

SE

42S

E43

SE

44S

E45

SE

46S

E47

SE

48S

E49

SE

50S

E51

SE

52S

E01

SE

02S

E03

SE

04S

E05

SE

06S

E07

SE

08S

E09

SE

10S

E11

SE

12S

E13

SE

14S

E15

SE

16S

E17

SE

18S

E19

SE

20S

E21

SE

22S

E23

SE

24S

E25

SE

26S

E27

SE

28S

E29

SE

30S

E31

SE

32S

E33

SE

34S

E35

SE

36S

E37

SE

38S

E39

SE

40S

E41

SE

42S

E43

SE

44S

E45

SE

46S

E47

SE

48S

E49

SE

50S

E51


[ t ]


Con sumos de FO may - dic /07 por probabilidad de excedencia

400000

600000

800000

1000000

1200000

1400000

1600000

1800000

2000000

0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100%

Valores acumulados de:Provisión FO con contratos (Firmes y Opcionales) y de consumos por crónica.

0

100,000

200,000

300,000

400,000

500,000

600,000

700,000

800,000

900,000

1,000,000

Set Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr

FO Opcional

FO Firme

Mediana

Promedio


Probabilidad que el consumo de FO acumulado se ubique en un entorno de volumen propuesto en millones de toneladas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

0 a 0,5

0,5 a 1,0

1,0 a 1,5

1,5 a 2,0

2,0 a 2,5

Consumo Gas OilConsumo Gas OilRequerimiento de G.O. por crónica y semana - Oct'06 a Dic'07

0

5000

10000

15000

20000

25000

30000

35000

40000

SE

40S

E41

SE

42S

E43

SE

44S

E45

SE

46S

E47

SE

48S

E49

SE

50S

E51

SE

52S

E01

SE

02S

E03

SE

04S

E05

SE

06S

E07

SE

08S

E09

SE

10S

E11

SE

12S

E13

SE

14S

E15

SE

16S

E17

SE

18S

E19

SE

20S

E21

SE

22S

E23

SE

24S

E25

SE

26S

E27

SE

28S

E29

SE

30S

E31

SE

32S

E33

SE

34S

E35

SE

36S

E37

SE

38S

E39

SE

40S

E41

SE

42S

E43

SE

44S

E45

SE

46S

E47

SE

48S

E49

SE

50S

E51


[ t ]

Consumos muy puntuales hasta marzo, incrementa riesgo en abril, mayor riesgo may – jul/07, alta incertidumbre en el volumen total.

Consumo Gas OilConsumo Gas Oil

Probabilidad de que el consumo de GO acumulado se ubique en un entorno de volumen propuesto en miles de toneladas

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%

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

0 a 50

50 a 100

100 a 150

150 a 200

200 a 250

250 a 300

de 300 a 350

más de 350

CAMMESACAMMESA

Documents

Visita Funcionarios Secretaría de Energía y CNEA 12 de octubre 2007