visita funcionarios secretaría de energía y cnea 12 de octubre 2007
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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 – Evolución 2006
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 – Evolución 2006
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 – Evolución 2006
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 – Evolución 2006
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 – Evolución 2006
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
CAUDALES – Evolución 2006
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
Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06
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
Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre
msnm
Atenuación 15% 90% Med Niv Mínimo msaa Real 2006
Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06
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
Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre
msnm
Atenuación 15% 90% Med Niv Mínimo msaa Real 2006
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
Situación MEM – Consumo Total FO Real vs Prev. MO06
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
Mayo Junio Julio Agosto Setiembre Octubre
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
Principales Resultados:
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
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
Min Max Med
COMAHUE
0500
1000150020002500300035004000
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
SALTO GRANDE
0100200300400500600700800900
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
YACYRETA
0
500
1000
1500
2000
2500
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007
Variabilidad TérmicaTOTAL
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
Min Max Med
CC's
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
TV's
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
MW Medios
TG's
0
200
400
600
800
1000
1200
Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr
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
Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
msnm
Atenuación 15% 85% Med Niv Mínimo msaa
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
Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
msnm
Atenuación 15% 85% Med Niv Mínimo msaa
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
Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
msnm
Atenuación 15% 85% Med Niv Mínimo msaa
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
Set'06 Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
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
Set'06 Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
Miles de Ton
15% Media 85%
Verano 2006 - 2007Verano 2006 - 2007
Principales Resultados:
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
Set'06 Oct Nov Dic Ene'07 Febr Mar Abr
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
OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC
[ t ]
Consumo Fuel OilConsumo Fuel Oil
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
Consumo Fuel OilConsumo Fuel Oil
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
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OCT NOV DIC ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SET OCT NOV DIC
[ 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
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Oct Nov Dic Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Set Oct Nov Dic
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más de 350
CAMMESACAMMESA