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Informe

Mensual

Noviembre 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:

10 532 [GWh]

COSTO MONÓMICO MEDIO MES:

MONÓMICO MEDIO AÑO MÓVIL:

[$/MWh]

Noviembre 2019

Vs. Igual Mes 2018

26 320 [MW]

23 674 [MW]

-4.2% Año Móvil

[$/MWh]

8/2/2018 15:35

3728.3

3170.7

IND

ICE0

20/11/2019 14:52

4.9%

39 535 [MW]

5

La demanda de Noviembre 2019 presentó un crecimiento

del orden de 4.9%, siendo 10532 GWh para este mes

contra 10035 GWh para el mismo periodo del año anterior.

Todos los tipos de consumo presentaron una variación

positiva frente a Noviembre 2018. La demanda de

distribución (compra estacional que incluye a los grandes

usuarios bajo distribuidor) creció aproximadamente un

5.6%, y la gran demanda (GU compra directa al MEM)

presentó un incremento respecto al mismo mes del año

anterior alrededor de 2.2 %

Las temperaturas medias registradas en GBA

durante el presente periodo fueron en general

mayores a la media esperada y a igual mes del año

anterior.

Acompañando el comportamiento de la demanda, la

generación local presento un crecimiento frente al mes de

Noviembre 2018, siendo 10637 GWh para este mes contra

10388 GWh para el mismo periodo del año anterior.

La participación de la importación a la hora de satisfacer la

demanda sigue siendo baja; se importó 367 GWh para

Noviembre 2019, prácticamente de origen renovable o

excedentes hidráulicos.

Noviembre 2019 fue un mes donde en general las

temperaturas se ubicaron alrededor de 22.7°C de media,

estando por encima tanto de los valores históricos (20.3°C)

como lo registrado en Noviembre 2018 (21.4°C)

La generación hidráulica y térmica son las principales

fuentes utilizadas para satisfacer la demanda,

destacándose además el crecimiento en la participación

de las energías renovables. La generación hidráulica se

ubicó en el orden 2875 GWh en este mes de Noviembre

2019 contra 3891 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 fueron menores respecto a los caudales históricos.

YACYRETÁ presentó menores aportes en relación a los

valores históricos para Noviembre y al mismo mes del año

anterior, mientras que CTMSG presentó aportes superiores.

Para las cuencas del Comahue el comportamiento fue similar;

en los ríos C.Cura, Limay y Neuquén se presentaron aportes

inferiores a los valores históricos y a igual 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 un

incremento en su consumo respecto a igual

mes del 2018 en el orden de 10.2%.

En relación a los combustibles líquidos, los consumos de Fuel Oil

y Gas Oil presentaron incrementos respecto a Noviembre 2018,

mes en el que prácticamente no se habían registrado consumos.

En tanto que el consumo de carbón no registró consumos en

ambos períodos.

A Noviembre 2019 se tiene una

potencia instalada de 39535 MW, donde

el 62 % corresponde a fuente de origen

térmico, y alcanzando el 6% de

participación las energía renovables.

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 Noviembre 2019 la potencia máxima fue de

23674 MW, siendo el record histórico de Febrero 2018 de

26320 MW.

A partir de Noviembre 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 el 6% de la

potencia total instalada.

El costo monómico medio de generación del mes

alcanzó los 3728 $/MWh, frente a los 2444 $/MWh de

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

medio cerró en 3171 $/MWh.

El precio monómico estacional alcanzó los 2195

$/MWh según los precios en vigencia de la Resolución

N° 14/2019, sin los descuentos por Tarifa social y

relacionado con menores consumos frente a otros

periodos para la demanda Residencial, frente a los

1382 $/MWh medios vigentes en Noviembre 2018

según la Disposición SSEE N°75/2018.

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 Noviembre 2019

Potencia Instalada Distribución por Región [MW]

TOTAL:

3,562

3,061

1,982 3,082

18,894

6,990

0

1,964

HABILITADACOMERCIALMENTE:

IND

ICE

AUTOGENERACIÓN DECLARADA MEM:

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]

39 535 [MW]

39 535 [MW]

791 [MW]

11

Potencia Instalada Distribución por Tecnología

[MW]

Potencia Instalada Distribución por Región

Nea8%

Comahue17%

Centro8%

Cuyo5%

Patagonia5%Gba - Litoral - Buenos Aires

48%

Noa9%Unidades Móviles

0%

IND

ICE

nov-19

39 535 [MW]

Térmico Hidráulico Nuclear Renovable

24 496 [MW] 10 812 [MW] 1 755 [MW] 2 472 [MW]

TV TG CC DI

4 251 [MW] 7 345 [MW] 11 245 [MW] 1 655 [MW]

Solar Eólico Hid. <= 50 Bio Gas Bio Masa

434 [MW] 1 500 [MW] 498 [MW] 39 [MW] 2 [MW]

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

BM 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 2

BG 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 17 22 23 39

EO 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7 109 162 187 187 187 227 750 1,500

FV 0 0 0 0 0 0 0 0 0 1 6 8 8 8 8 8 191 434

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 1,655

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 4,251

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 7,345

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 11,245

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 10,812

0

5,000

10,000

15,000

20,000

25,000

30,000

35,000

40,000

45,000

MW

IND

ICE

REGION TV TG CC DITérmico

TotalHidráulica Nuclear Solar Eólica

Hidro <=

50 MWBiomasa Biogas

Renovable

TotalTOTAL

CUYO 120 87 413 40 659 957 0 194 0 172 0 0 366 1 982

COM 0 501 1 487 81 2 068 4 725 0 0 153 44 0 0 197 6 990

NOA 261 999 1 472 363 3 094 101 0 185 58 119 2 3 367 3 562

CENTRO 0 826 534 47 1 406 802 648 56 48 116 0 6 226 3 082

GBA-LIT-BAS 3 870 4 650 7 039 820 16 380 945 1 107 0 433 0 0 30 463 18 894

NEA 0 12 0 304 316 2 745 0 0 0 0 0 0 0 3 061

PATA 0 271 301 0 572 538 0 0 807 47 0 0 854 1 964

U. Móviles 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

TOTAL 4 251 7 345 11 245 1 655 24 496 10 812 1 755 434 1 500 498 2 39 2 472 39 535

% TERMICO 17% 30% 46% 7% 100%

% TOTAL 62% 27% 4% 6% 100%

13

87% 6% 2%

90% 10%

57% 33% 10%

87% 5% 6%

46% 30% 21%

68% 30%

30% 29% 41%

IND

ICE

5%

2%

46% 30% 21% 2% 2%

68% 30% 2%

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 nov-19 nov-18

80% 82% 81%

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

Móvil

DISPONIBILIDAD TÉRMICA [%] 81 79 78 77 81 77 81 81 85 86 84 83 82 80

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

%

Tecnología nov-19 Año Móvil

CC 80% 85%

TG 86% 84%

TV 80% 75%

DI 92% 88%

15

Generación

16

Generación Neta Local [GWh]

Variación

Mensual Año Móvil

Detalle por Fuente [GWh]

Generación Local (sin importación)

2.4% -5.8 %

6 147

2 875

761

853

10 637

nov-19 nov-18

10 637 10 388

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

ICE

Generación Bruta 10 801 [GWh]

CONSULTAS_GENERACION.xlsx




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 11 728 10 971 10 227 9 741 10 446 10 848 12 324 11 584 10 622 10 593 10 637

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

8.0%

-26.1%

102.2%

99.0%

2.4%

(GWh)Medio

Año Móvilnov-19 nov-18 nov-17

TÉRMICA 6 648 6 147 5 692 5 804

HIDRÁULICA 3 019 2 875 3 891 4 170

NUCLEAR 617 761 376 507

RENOVABLE 615 853 428 246

TOTAL 10 900 10 637 10 388 10 726

Variación % nov 19 Vs

nov 18

Variación % Año Móvil

-10.2%

-9.4%

7.5%

137.4%

-5.8 %

IND

ICE

19

Gráfico que muestra evolución de la generación neta

de origen térmico con paso mensual año actual vs año

anterior [GWh]

Gráfico que muestra la participación % de cada fuente

de energía en el mes actual


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

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

2019 7 559 7 645 6 231 5 825 6 067 6 625 7 873 6 819 6 040 6 339 6 147

0

1 000

2 000

3 000

4 000

5 000

6 000

7 000

8 000

9 000

10 000

GW

h

Térmica; 58Hidráulica; 27

Nuclear; 7

Renovable; 8IN

DIC

E

20

Datos por Tecnología

Variación Generación Neta por Tecnología mensual

de los últimos 3 años [GWh]

(GWh)Medio


Ciclos Combinados 5 030 4 598 4 503 4 643

Turbovapor 404 432 216 291

Turbina a gas 1 056 972 865 624

Motor Diesel 159 145 109 246

Total Térmico Convencional6 648 6 147 5 692 5 804

Hidráulica 3 019 2 875 3 891 4 170

Nuclear 617 761 376 507

Eólica 387 564 225 56

Solar 60 109 24 2

Hidráulica Renovable 123 128 143 158

Biomasa 24 30 23 22

Biogas 20 22 14 8

TOTAL 10 900 10 637 10 388 10 726

Ciclos Combinados 2.1% -3.9%

Turbovapor 100.1% -47.4%

Turbina a gas 12.4% -10.9%

Motor Diesel 33.7% -27.5%

Hidráulica -26.1% -9.4%

Nuclear 102.2% 7.5%

Eólica 150.7% 280.3%

Solar 355.6% 916.9%

Hidráulica Renovable -10.4% 3.7%

Biomasa 33.4% 14.9%

Biogas 54.0% 77.6%

TOTAL 2.4% -5.8%

TÉRMICO

RENOVABLE


Variación % nov

19 Vs nov 18

IND

ICE

21

Gráfico que muestra evolución de la generación neta

por tecnología con paso mensual año actual [GWh]


Biogas 14 14 21 22 23 22 24 23 22 23 22

Biomasa 10 15 16 13 19 33 33 33 37 34 30

Hidráulica Renovable 161 132 124 138 105 83 79 106 135 130 128

Solar 41 44 51 50 42 41 54 67 86 96 109

Eólica 288 233 309 331 331 410 421 448 530 522 564

Nuclear 200 301 527 640 837 742 737 866 874 712 761

Hidráulica 3 454 2 587 2 948 2 722 3 021 2 891 3 103 3 221 2 900 2 737 2 875

Motor Diesel 203 205 92 99 177 169 189 130 130 192 145

Turbina a gas 1 382 1 293 801 870 957 1 172 883 898 947 1 501 972

Turbovapor 523 830 329 467 267 253 443 207 258 464 432

Ciclos Combinados 5 452 5 318 5 009 4 388 4 667 5 030 6 359 5 584 4 704 4 182 4 598

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]

IND

ICE

23 IND

ICE

Datos por tecnologías renovables de los últimos años

Tecnología

Renovable [GWh]

Total

2016

Total

2017

Total

2018ene-19 feb-19 mar-19 abr-19 may-19 jun-19 jul-19 ago-19 sep-19 oct-19 nov-19 dic-19

Biogas 58 64 145 14 14 21 22 23 22 24 23 22 23 22

Biomasa 193 243 252 10 15 16 13 19 33 33 33 37 34 30

Solar 14 16 108 41 44 51 50 42 41 54 67 86 96 109

Hidro Renovable 1 820 1 696 1 432 161 132 124 138 105 83 79 106 135 130 128

Eólico 547 616 1 413 288 233 309 331 331 410 421 448 530 522 564

TOTAL 2 632 2 635 3 350 515 437 520 554 521 590 611 678 809 805 853

2.0% 2.0%2.5%

4.4%4.1%

5.1%

5.8%

5.0%5.5%

5.1%

5.9%

7.9% 7.8%8.1%

0.0%

1.0%

2.0%

3.0%

4.0%

5.0%

6.0%

7.0%

8.0%

9.0%

AÑ

O 2

01

6

AÑ

O 2

01

7

AÑ

O 2

01

8

ene-

19

feb

-19

mar

-19

abr-

19

may

-19

jun

-19

jul-

19

ago

-19

sep

-19

oct

-19

nov-

19

dic-

19

Biogas Biomasa Solar Hidro Renovable Eólico TOTAL

Gráfico que muestra la participación de las diferentes

tecnologías renovables para el cubrimiento de la

demanda [%]

24

Datos principales Centrales Hidráulicas

Variación Generación Neta mensual de los

últimos 3 años

(GWh)Medio


Alicurá 143 219 275 262

Arroyito 44 37 40 40

Planicie Banderita 43 11 62 59

Chocón 166 142 158 157

Futaleufú 202 158 270 250

Pichi 69 79 63 129

Piedra del Águila 328 396 303 648

Río Grande 38 29 53 30

Salto Grande Argentina 416 548 573 470

Yacyretá 1 374 1 047 1 857 1 811

Resto Hidráulico 318 339 379 472

TOTAL 3 142 3 003 4 034 4 328

(GWh)Variación % nov

19 Vs nov 18


2019 vs 2018

Alicurá -20.4% -13.5%

Arroyito -8.7% -7.8%

Planicie Banderita -82.8% -30.4%

Chocón -9.7% -12.9%

Futaleufú -41.6% -17.8%

Pichi 25.1% -8.8%

Piedra del Águila 30.6% -8.8%

Río Grande -46.3% 12.8%

Salto Grande Argentina -4.4% 25.7%

Yacyretá -43.6% -14.5%

Resto Hidráulico -10.5% -4.4%

TOTAL -26.1% -9.0% IND

ICE

Resto Hidráulico incluye Hidráulico Renovable

25

Gráfico que muestra evolución de la generación

neta total de las principales centrales

hidroeléctricas con paso mensual año actual vs

año anterior [GWh]


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

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

2019 3 151 2 350 2 739 2 560 2 919 2 777 2 978 3 040 2 714 2 533 2 664

0

500

1 000

1 500

2 000

2 500

3 000

3 500

4 000

4 500

GW

h

IND

ICE

26

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 702.8 703.1 692.0 705.0

ARROYITO 313.2 314.2 310.5 317.0

BANDERITA 417.0 417.9 410.5 422.5

CHOCHON 377.5 378.1 367.0 381.5

FUTALEUFU 485.1 491.4 465.0 494.5

PICHI 478.3 478.6 477.0 479.0

PIEDRA DEL AGUILA 588.7 591.2 564.0 592.0

RIO GRANDE 875.1 875.1 866.0 876.0

SG ARG 35.1 34.7 31.0 35.5

YACYRETA 82.8 82.9 75.0 83.5

IND

ICE

RÍO Caudal Hist. nov-19 nov-18 nov-17

Paraná 12 760 10 147 17 073 18 304

Uruguay 5 508 8 687 8 044 6 197

C.Cura 601 598 636 648

Neuquén 545 289 459 505

Limay 351 319 365 330

Futaleufú 358 380 512 328

27

Cuenca del Comahue:

Cotas al final del período y caudales medios

Neuquén

289 m3/seg

Collon Cura PLANICIE BANDERITA

598 m3/seg BarralesCota final: 417.9 msnm

Rio Limay Cota Máx.: 422.5 msnm

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

MenucoRio Limay + C.Cura Cota final: 413.4 msnm

ALICURA 917 m3/seg Cota Máx.: 413.5 msnm

Cota final: 703.1 msnm Cota Mín.: 410.5 msnm

Cota Máx.: 705.0 msnm EL CHAÑARCota Mín.: 692.0 msnm Cota final: 339.1 msnm

PIEDRA Cota Máx.: 340.3 msnm

Cota final: 591.2 msnm Cota Mín.: 336.5 msnm

Cota Máx.: 592.0 msnm

Cota Mín.: 564.0 msnm PICHICota final: 478.6 msnm

Cota Máx.: 479.0 msnm Río Negro

Cota Mín.: 477.0 msnm CHOCON 483 m3/seg

Cota final: 378.1 msnm


Cota Mín.: 367.0 msnm ARROYITOCota final: 314.2 msnm


Cota Mín.: 310.5 msnm

IND

ICE

28

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]

nov-19 nov-18

23 674 21 335 11.0%20/11/2019 14:52 21/11/2018 21:07


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 23 774 23 054 19 664 18 952 21 335 23 100

2019 26 113 25 897 22 426 18 876 21 075 22 594 23 859 23 365 22 079 19 908 23 674

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

29

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 VariaciónIN

DIC

E

30

Demanda

31

Variación

MensualVariación

Año Móvil

Variación Demanda Neta [GWh]

Evolución, con paso mensual, año actual contra año anterior

y demanda prevista [GWh]


2018 12 350 11 404 11 247 10 493 10 665 11 926 12 608 11 721 9 792 9 904 10 035 10 863

2019 11 699 10 707 10 120 9 572 10 382 10 646 12 004 11 461 10 213 10 371 10 532

Demanda Prevista 12 484 11 435 11 065 10 460 10 903 11 530 12 073 11 347 10 396 10 360 9 920 11 002

0

2 000

4 000

6 000

8 000

10 000

12 000

14 000

nov-19 nov-18

10 532 10 035 -4.2%

Temperaturas:

TEMPERATURA nov-19 nov-18 °C

Media 22.7 21.4 °C

Máxima 29.3 28.0 °C

Mínima 17.5 14.2 °C

Media Histórica 20.3 °C

IND

ICE

4.9%

32

Evolución, con paso mensual, de variación mes contra

mes, año actual contra año anterior y variación año móvil

[GWh]

Composición de Demanda por Tipo de Usuario MEM

Demanda Grandes Usuarios y Demanda Distribuidores (*)

84 83 81 80 81 83 84 82 80 79 81

16 17 19 20 19 17 16 18 20 21 19

0

20

40

60

80

100

120


Distribuidores Grandes Usuarios

IND

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

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


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 -6.1 -10.0 -8.8 -2.7 -10.7 -4.8 -2.2 4.3 4.7 4.9

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 -1.7 -2.9 -3.0 -4.4 -5.4 -6.0 -5.3 -4.8 -4.2

-0.7 0.0-0.4

0.5 0.91.6

2.4 2.6 2.21.8 1.4

0.4

0.0-0.8

-1.7

-2.9 -3.0 -4.4 -5.4 -6.0-5.3

-4.8 -4.2

-12.0

-10.0

-8.0

-6.0

-4.0

-2.0

0.0

2.0

4.0

6.0

8.0

10.0

33

Tipos de Usuarios

Residenciales(*)

Incluye a la demanda de Distribuidores clasificada como:- RESIDENCIAL TOTAL- ELECTRODEPENDIENTES

IND

ICE

De acuerdo a la aplicación de la Resolución SGE N° 366/2018 se establecieron clasificaciones de la demanda de los distribuidores. Estas 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.

34

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 (GUMEs)- La Demanda de Grandes Usuarios Mayores (GUMAs)

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.

43%

29%

29%

35

Composición de la Demanda paso mensual (*)

45% 43% 39% 38% 42% 45% 48% 45% 42% 41% 41%

29% 29%30% 30%

29%28%

26%27%

29% 29% 30%

26% 27% 30% 32% 29% 27% 25% 27% 29% 31% 29%

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


Composición de la Demanda - Acumulado 2019

IND

ICE

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

36

Detalle por Área de Demanda

0%

10%

20%

30%

40%

50%

60%

70%

80%

90%

100%


GRAN BS.AS.

LITORAL

BUENOS AIRES

CENTRO

NOROESTE

NORESTE

CUYO

COMAHUE

PATAGONICA

IND

ICE

37

Detalle por Área de Demanda - Acumulado 2019

GRAN BS.AS.; 38%

LITORAL; 12%BUENOS AIRES; 12%

CENTRO; 9%

NOROESTE; 8%

NORESTE; 7%

CUYO; 6%COMAHUE; 4% PATAGONICA; 5%

IND

ICE

38

Combustibles

39

Variación Consumo de combustible por tipo

Tipo combustibleMedio Año

Móvilnov-19 nov-18 nov-17 Unidad

GAS NATURAL 1 428 1 364 1 238 1 235 Miles Dam3

FUEL OIL 15 2 0 0 Miles Ton

GAS OIL 34 30 11 32 Miles M3

CARBÓN MINERAL 15 3 0 0 Miles Ton

BIODIESEL 0 0 0 0 Miles Ton

IND

ICE

Tipo combustibleVariación % nov 19

Vs nov 18

Variación % Año

Móvil

GAS NATURAL 10.2% -6.3%

FUEL OIL 2284.6% -68.8%

GAS OIL 186.1% -55.2%

CARBÓN MINERAL 0.0% -75.4%

BIODIESEL 0.0% 0.0%

40

Gráfico que muestra la participación de cada

combustible en el mes actual (Gas Natural Equivalente)

GAS NATURAL97.5%

FUEL OIL0.1%

GAS OIL2.2%

CARBÓN MINERAL0.2%

IND

ICE

Consumos Acumulados por combustible por tipo

Tipo combustibleAcumulado Enero a

Noviembre 2019

Acumulado Enero a

Noviembre 2018

Acumulado Enero a

Noviembre 2017Unidad

GAS NATURAL 15 690 16 597 15 438 Miles Dam3

FUEL OIL 186 565 1 256 Miles Ton

GAS OIL 384 855 1 350 Miles M3

CARBÓN MINERAL 174 657 603 Miles Ton

BIODIESEL 0 0 0 Miles Ton

41

Gráfico que muestra evolución del consumo de gas natural

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


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

2018 1,828 1,674 1,690 1,661 1,557 1,210 1,358 1,541 1,498 1,342 1,238 1,443

2019 1,682 1,684 1,371 1,296 1,328 1,368 1,489 1,404 1,258 1,446 1,364

0

200

400

600

800

1,000

1,200

1,400

1,600

1,800

2,000

Mil

es d

e D

am

3


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 44 43 43 46 48 45 42 47 45

0

10

20

30

40

50

60

70

Mil

lon

es d

e m

3/d

ia

Evolución del consumo de gas natural

[Millones de m3 / Dia]

IND

ICE

42

Gráfico que muestra evolución del consumo de fuel oil con

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


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

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

2019 5 28 0 0 0 37 58 23 24 9 2

0

50

100

150

200

250

300

Mil

es d

e To

nel

ad

as

Evolución del consumo de carbón mineral con paso

mensual año actual vs años anteriores [Mil. Ton]


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

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

2019 0 20 0 0 19 27 59 0 38 9 3

0

20

40

60

80

100

120

Mil

es d

e To

nel

ad

as

IND

ICE

43

Gráfico que muestra evolución del consumo de gas oil

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


2017 55 64 39 17 49 417 507 122 28 21 32 46

2018 40 38 22 22 14 360 289 37 12 8 11 20

2019 27 29 7 6 10 42 116 51 38 28 30

0

100

200

300

400

500

600

Mil

es d

e m

3

Evolución del consumo de biodiesel con paso

mensual año actual vs años anteriores [Mil. Ton]


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

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

2019 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0

0

0

0

0

1

1

1

1

1

1

Mil

es d

e To

nel

ad

as

IND

ICE

44

Balance de Energía

45

Oferta vs Demanda MEM

Noviembre 2019 [GWh]

6 147

2 875

761

367

853

8 495

2 036

394

27

50

11 003IN

DIC

E

46

BALANCE: Demanda MEM Noviembre 2019 vs

años anteriores [GWh]

DEMANDA (GWh)Variación % nov

19 Vs nov 18

Variación Año Móvil % nov

19 Vs nov 18

Distribuidor 5.6% -4.0%

Gran Usuario 2.2% -4.9%

Bombeo 62.0% 24.7%

Exportación 100.0% -6.8%

Pérdidas 7.6% 3.6%

TOTAL Requerido 5.6% -3.9%

DEMANDA (GWh)Medio


Distribuidor 8 752 8 495 8 042 8 208

Gran Usuario 1 962 2 036 1 993 2 148

Bombeo 33 27 17 17

Exportación 22 50 0.0 0.0

Pérdidas 369 394 367 372

TOTAL 11 137 11 003 10 419 10 745

IND

ICE

47

BALANCE: Oferta MEM Noviembre 2019 vs años

anteriores [GWh]

OFERTA (GWh)Variación % nov

19 Vs nov 18

Variación Año Móvil % nov

19 Vs nov 18

TÉRMICA 8.0% -10.2%

HIDRÁULICA -26.1% -9.4%

NUCLEAR 102.2% 7.5%

RENOVABLE 99.0% 137.4%

IMPORTACION 1109.4% 1666.2%

TOTAL 5.6% -3.9%

OFERTA (GWh)Medio


TÉRMICA 6 648 6 147 5 692 5 804

HIDRÁULICA 3 019 2 875 3 891 4 170

NUCLEAR 617 761 376 507

RENOVABLE 615 853 428 246

IMPORTACION 237 367 30 18

TOTAL 11 137 11 003 10 419 10 745

IND

ICE

48

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 9 787 8 877 8 151 7 619 8 409 8 795 10 065 9 405 8 198 8 226 8 495 0

Gran Usuario 1 912 1 830 1 969 1 954 1 973 1 851 1 939 2 056 2 015 2 145 2 036 0

Bombeo 21 26 22 5 48 56 44 62 31 36 27 0

Exportacion 12 33 4 0 0 0 0 0 93 70 50 0

Pérdidas 404 326 329 316 349 371 396 411 355 377 394 0

TOTAL 12 135 11 092 10 474 9 893 10 779 11 074 12 445 11 934 10 692 10 854 11 003 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 7 645 6 231 5 825 6 067 6 625 7 873 6 819 6 040 6 339 6 147 0

HIDRÁULICA 3 454 2 587 2 948 2 722 3 021 2 891 3 103 3 221 2 900 2 737 2 875 0

NUCLEAR 200 301 527 640 837 742 737 866 874 712 761 0

RENOVABLE 515 438 520 554 521 590 611 678 809 805 853 0

IMPORTACION 407 121 247 152 333 226 120 350 70 261 367 0

TOTAL 12 135 11 092 10 474 9 893 10 779 11 074 12 445 11 934 10 692 10 854 11 003 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 98 105 108 112 111 116 121 126 130 131 137 138 137 138 122

Demanda (Dem. Int + Expor) 78 83 90 94 100 104 108 107 112 117 122 126 127 133 134 133 134 118

% 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% 3.4%

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

49

Balance Energía Bruta: Noviembre 2019 [GWh]

IND

ICE

DEMANDA (GWh) OFERTA (GWh)

Distribuidor 8 495 6 257 Gen. Termica

Gran Usuario 2 036 2 875 Gen. Hirdraulica

Pérdidas + Consumos Aux. 559 815 Gen. Nuclear

Bombeo 27 854 Gen. Renovables

Exportación 50 367 Importacion

11 168 11 168

50

Precios de la Energía

51

Costo Medio de Generación MEM Mensual [$/MWh]

Precio Medio Estacional [$/MWh]

Medio Año

Móvilnov-19

nov-19

nov-18

nov-18

2194.9 1382.2

Medio Año

Móvil

3728.3 2444.4 3170.7

2010.9 IND

ICE

52

Precio Medio Mensual

Detalle Por Cargo [$/MWh]

IND

ICE

nov-19Medio

Año Móvil

Componente Energía Precio Energía 720.0 500.0

Energía Adicional 48.4 42.3

Sobrecostos de Combustibles 66.6 62.2

Sobrecostos Transitorios de Despacho 916.3 1050.2

Cargos Demanda Excedente 29.1 33.1

Contratos Abastecimiento MEM + Cuenta Brasil 1229.4 907.1

Compra Conjunta MEM 165.7 88.1

Componente Potencia Potencia Despachada 6.8 6.7

Potencia Servicios Asociados 12.4 11.3

Potencia Reserva Corto Plazo

+ Servicios Reserva Instantánea3.6 2.7

Potencia Reserva Mediano Plazo 529.9 466.8

Precio Monómico 3728.3 3170.7

Cargos TransporteTransporte Alta Tensión

+Distribución Troncal (Acuerdo)0.0 0.0

Transporte Alta Tensión 68.1 67.9

Transporte Distribución Troncal 36.7 35.2

Precio Monómico +

Transporte3833.0 3273.8

Precio Mónomico Estacional

Precio Monómico ponderado Estacional

(Energía + Potencia)

+ Otros Ingresos

2194.9 2010.9

53

Precio Medio Mensual de los últimos 3 años y

promedio año móvil [$/MWh]

IND

ICE

Medio Año

Móvilnov-19 nov-18 nov-17

Componentes Energía 604.5 835.0 551.3 263.1

Componentes Potencia

+ Reserva487.6 552.7 406.0 173.3

Cargo Demanda Excedente

+ Cuenta Brasil

+ Contratos Abastecimiento MEM

940.2 1258.6 755.9 356.7

Sobrecosto Transitorio de Despacho 1050.2 916.3 694.3 401.0

Compra Conjunta MEM 88.1 165.7 37.0 1.0

Precio Monómico Medio 3170.7 3728.3 2444.4 1195.1

Cargos transporte 103.1 104.8 100.6 14.0

Precio Monómico Medio + Transp. 3273.8 3833.0 2545.0 1209.1

Precio Mónomico Estacional 2010.9 2194.9 1382.2 609.5

54

Gráfico que muestra evolución del precio monómico medio

(con transporte) en paso mensual año actual vs años

anteriores [$/MWh]


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

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

2019 2384 2674 2830 3032 2997 3354 3417 4000 4182 3938 3833

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

$/M

Wh

0

400

800

1200

1600

2000

2400

2800

3200

3600

4000

4400

ene-1

3

mar-

13

may-1

3

jul-13

sep

-13

nov-13

ene-1

4

mar-

14

may-1

4

jul-14

sep

-14

nov-14

ene-1

5

mar-

15

may-1

5

jul-15

sep-15

nov-15

ene-1

6

mar-

16

may-1

6

jul-16

sep-16

nov-16

ene-1

7

mar-

17

may-1

7

jul-17

sep

-17

nov-17

ene-1

8

mar-

18

may-1

8

jul-18

sep

-18

nov-18

ene-1

9

mar-

19

may-1

9

jul-19

sep-19

nov-19

$/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

55

Importación/Exportación

56

Medio Año Móvil

Importación

Exportación

nov-19

366.8

Importación vs Exportación MEM Noviembre [GWh]

49.8

Importación vs Exportación MEM Noviembre 2019 vs

años anteriores por país [GWh]

(GWh)Medio Año

Móvilnov-19

Brasil 0.0 0.00Paraguay 0.0 11.7Uruguay 0.0 355.1Chile 0.0 0.0IMPORTACIÓN

TOTAL0.0 366.8

Import

ación

Brasil 21.8 49.8Paraguay 0.0 0.0Uruguay 0.0 0.0Chile 0.0 0.0EXPORTACIÓN

TOTAL21.8 49.8

Export

ació

n

237.0

21.8

IND

ICE

La participación de la importación a la hora de satisfacer la

demanda sigue siendo baja; se importó 367 GWh para

Noviembre 2019, prácticamente de origen renovable o

excedentes hidráulicos.

57

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

58

Agentes

59

Actores vigentes en el MEM en Noviembre 2019

GENERACIÓN Cantidad

Generadores 398Autogeneradores 27Cogeneradores 8Total 433

GRANDES USUARIOS Cantidad

Grandes Usuarios Mayores (GUMA) 396Grandes Usuarios Menores (GUME) 2 182Grandes Usuarios Particulares (GUPA) 24Grandes Usuarios en Distrubución Mayores a 300kW (GUDI) 6 065Total 8 667

DISTRIBUCIÓN Cantidad

Distribuidores de Energía 28Cooperativas Eléctricas Agentes del MEM 47Distribuidores Menor (DIME) 1Cooperativas No Agentes del MEM 537Total 613

TRANSPORTE Cantidad

Transportista en Alta Tensión 1Transportista en Distribución Troncal 7Transportista PAFT 44Total 52

IND

ICE

60

CAMMESA

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

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

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