programación estacional definitiva noviembre 2013 – abril 2014

Programación Estacional Definitiva

Noviembre 2013 – Abril 2014

Evolución de la Demanda

• Record de Verano 22169 MW. Record de Invierno 22552 MW.

•

Máximos de Potencia

Potencia Verano 2007

Invierno 2007

Verano 2008

Invierno 2008

Verano 2009

Invierno 2009

Verano 2010

Invierno 2010

Verano 2011

Invierno 2011

Record Verano 2012

Invierno 2012

Record Verano

2013

Record Invierno

2013

Potencia MW 17881 18345 17930 19126 18596 19566 19370 20843 20913 21564 21949 20978 22169 22552

Día Miercoles Jueves Miercoles Lunes Jueves Jueves Viernes Martes Jueves Lunes Jueves Jueves Viernes Lunes

Fecha 18-abr 14-jun 20-feb 23-jun 19-feb 23-jul 29-ene 03-ago 10-mar 01-ago 16-feb 07-jun 01-feb 22-jul

Temperatura °C 24.8 10.0 28.1 8.4 29.2 5.1 30.1 5.95 27.7 5.9 27.6 5.5 30.6 5.2

Hora 19.47 19.56 22.10 19.37 22.00 19.59 14.52 19.45 20.31 20.18 15.10 20.35 15.35 20.26

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

22000

24000

9035

9325

10104

10213

11243

11776

12269

12730

13754

14061

13481

14359

15032

16143

17395

18345

19126

19566

20843

21564

21949

22552

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

1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

MW Potencias Máximas Anuales

Verano

Verano

Verano

Máximos Diarios de Energía:

• Hábiles: Miércoles 30 de enero de 2013 con 455.7 GWh y 28.5 °C.

• Hábiles de Invierno: Lunes 22 de julio de 2013 con 451.9 GWh y 5.2 °C.

• Sábado: 16 de Febrero de 2013 con 415.5 GWh y 28.8 °C.

• Domingo: 21 de Julio 2013 con 382.5 GWh y 4.2°C.

4

7

10

13

16

19

22

25

28

31

310

320

330

340

350

360

370

380

390

400

410

420

430

440

450

460

OCT NOV DIC Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep

°CGWh Energías Días Hábiles Octubre/12 - Septiembre/13

Energía Temperatura Diaria Temperatura Media Histórica

451.9 GWh455.7 GWh

Consumos de Energía

• El crecimiento medio móvil anual se ubica en el 3.3%, estos valores no incluyen Patagonia y están ajustados a igual cantidad de tipo de días y temperatura media mensual (hasta Septiembre 2013).

-12.0%

-10.0%

-8.0%

-6.0%

-4.0%

-2.0%

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

ene-01

ene-02

ene-03

ene-04

ene-05

ene-06

ene-07

ene-08

ene-09

ene-10

ene-11

ene-12

ene-13

Demanda Neta de Energía Ajustada a Igual Cantidad de Tipo de Día y Temperaturas Medias (sin Patagonia)

Mensual Real Móvil Anual Ajustado

5.0

10.0

15.0

20.0

25.0

30.0

2000

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

41 43 45 47 49 51 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39

°CGWh

Energías y Temperaturas SemanalesSemana 41/2012 a 40/2013

Energías Semanales Temperaturas Medias Semanales

Record de Energía SemanalSemana 7: 2919.3 GWh

Consumos de Energía Semanal

Record de Energía SemanalSemana 7 de 2012: 2919,3 GWh

Previsiones Demanda

Resumen Previsiones de Energía:Para el semestre Noviembre – Abril 2014 los Agentes prevén un crecimiento del 5.5%.

Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

jun-02 oct-03 feb-05 jul-06 nov-07 abr-09 ago-10 dic-11 may-13 sep-14

GWh Demandas Netas Desestacionalizadas

Jun'02 - Set'08

Oct'08 - Abr'09

May'09 - Sep'13

Valores Previstos por los Agentes

Previsiones por Regiones y Tipos de Agentes:

Para el Semestre Nov’13 – Abr’14 los agentes Distribuidores prevén un crecimiento del 4.9%, mientras que los GUMAS un 8.3%.

La tasa de crecimiento prevista por los Agentes para el semestre es del 5.5%. El mismo semestre del año anterior registró un crecimiento del 2.0%, de esta manera el crecimiento considerando 2013 con respecto al 2011 sería del 7.5%

El área (GBA + BAS) prevé un crecimiento del 5.7%., mientras que el resto del país un 5.3%.

2012 2013

NOA 5207 5439 4.5%

NEA 4136 4387 6.1%

CUY 4026 4219 4.8%

CEN 5235 5501 5.1%

LIT 7598 7953 4.7%

GBA 22792 24034 5.4%

COM 2468 2647 7.3%

BAS 7131 7592 6.5%

PAT 2278 2434 6.9%

Total 60871 64206 5.5%

GBA + BAS 29924 31626 5.7%

Resto 30948 32580 5.3%

Demandas Netas de Energías

GWh

Nemo Crecimiento

2013 Vs 2012

Semestre Nov-Abr

2012 2013

Distribuidores 50937 53446 4.9% 83%

GUMAs + Autogeneradores

9934 10760 8.3% 17%

Total 60871 64206 5.5%

Semestre Nov-Abr 2014

Nemo Crecimiento ParticipacionGWh


Hipótesis:Optimización del Despacho acorde a lo estipulado en Nota S.E. N° 5129 del 3 de Septiembre de 2013

Aportes hidráulicos: Para el Comahue se consideraron crónicas concordantes con la previsión de aportes Primavera/Verano de la AIC. Para el río Paraná se consideró la mitad más rica de las crónicas históricas. Uruguay y Futaleufú todas las crónicas.

Disponibilidad térmica: Embalse limitada al 80% hasta su parada prolongada prevista para principios de Junio de 2014. Nuevo Puerto TV 5 E/S principios de enero 2014 y TV 6 F/S a fines del mismo mes. Tucumán TG01 indisponible hasta fines de Octubre. Pilar TG11 F/S hasta diciembre 2013. Las dos unidades de Pluspetrol F/S todo el período.

Gas: Disponibilidad similar al mismo periodo del año anterior.

Fuel Oil: Oferta nacional considerada del orden de las 150.000 ton mensuales .

Gas Oil: Sin restricción para los consumos previstos.

IMP/EXP Brasil: No se consideró.

Energías Renovables: Se consideró E/S el Parque Eólico Loma Blanca IV para el período (50 MW).

Utilización de Embalses: Operatoria de embalses de acuerdo a las Normas de Manejo de Aguas, preservando reservas.


14000

16000

18000

20000

22000

24000

26000

07-1

0-13

14-1

0-13

21-1

0-13

28-1

0-13

04-1

1-13

11-1

1-13

18-1

1-13

25-1

1-13

02-1

2-13

09-1

2-13

16-1

2-13

23-1

2-13

30-1

2-13

06-0

1-14

13-0

1-14

20-0

1-14

27-0

1-14

03-0

2-14

10-0

2-14

17-0

2-14

24-0

2-14

03-0

3-14

10-0

3-14

17-0

3-14

24-0

3-14

31-0

3-14

07-0

4-14

14-0

4-14

21-0

4-14

28-0

4-14

ACAJTV07AESPTG01AESPTG02AESPTV01APARTV01ARGETG01ATUCNUCLBBLATV29BBLATV30BLOPTG01BSASTG01BSASTV01COSTTV01COSTTV02COSTTV03COSTTV04COSTTV07

DSUDTG09DSUDTG10EBARTG01EBARTG02

EMBANUCLENSETG01GBELTG01GBELTG02GBELTV01

GEBATG01GEBATG02GEBATG03GEBATV01

GUEMTG01GUEMTV13LDCUTG25LDCUTV15NPUETV05NPUETV06

PILATG11PILATG12PILATV10

PNUETV07PNUETV08PPNOTG01PPNOTG02ROCATG01SMTUTG01SMTUTG02SMTUTV01

SNICTV15SORRTV13TANDTG01TANDTG02TANDTV01TIMBTG02TUCUTG01TUCUTG02TUCUTV01

Programación Estacional Definitiva Nov 13 - Abr 14 Cronograma de mantenimientos – Térmicas más de 80 MW

Despacho y consumo de combustibles:


Real Previsto Real PrevistoNoviembre-Enero 2012

Noviembre-Enero 2013



Alto 10405 Alto 49.6Medio 9788 Medio 46.2Bajo 9185 (Mm3/dia) Bajo 41.7Alto 5409 Alto 496

Medio 4993 Medio 457Bajo 4552 (Miles Tn) Bajo 432Alto 590 Alto 231

Medio 590 Medio 231Bajo 590 (Miles Tn) Bajo 231Alto 0 Alto 180

Medio 0 Medio 166Bajo 0 (Miles m3) Bajo 152Alto 129

Medio 104Bajo 76

9862TERMICO

Despacho Generación (MW med)

140

CARBON

GASOIL

241

GAS 50.5

FUEL OIL

658

Consumos Combustibles

46.2E.Renovables

INTERCAMBIO 0

HIDRAULICO 4345

NUCLEAR 171


9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

18000

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

Nov Dic Ene Febr Mar Abr

2014

MW-mediosDemanda Total MEM

Alto Medio Bajo Real 2012/13


5000

5500

6000

6500

7000

7500

8000

8500

9000

9500

10000

10500

11000

11500

12000

12500

13000

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


2014

MW-medios

Generación Termica Total (Incluye Nuclear)



0

10

20

30

40

50

60

70

Combustibles Previsto (MMm3 equivalente)Nov 2013 - Abr 2014

Gas Nacional + Bol CM FO Nacional GNL Resultante GNL Adicional o FO Importado GNL Adicional y/o GO


0

5

10

15

20

25

30

35

40

45

50

55

60

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


2014

Mm3/díaConsumos de gas previstos



0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

100

110

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


2014

Miles de Ton / SemConsumo Previsto F. Oil

Alto

Medio

Bajo

Real 2012/13


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

3000

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


2014

Miles de TonConsumo Acumulado F.Oil



0

25

50

75

100

125

150

175

200

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


2014

Miles de m3 / Sem

Consumo Previsto de G. Oil

Alto

Medio

Bajo

Real2012/13


0

250

500

750

1000

1250

1500

1750

2000

2250

2500

2750

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


2014

Miles de m3 Consumo Acumulado G.Oil

Alto

Medio

Bajo

Real 2012/13


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

5500

6000

6500

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


2014

MW-mediosGeneración HidráulicaTotal



0

500

1000

1500

2000

2500

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


2014

MW-mediosGeneración Hidráulica Comahue



0

100

200

300

400

500

600

700

800

900

1000

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


2014

MW-mediosGeneración Hidráulica Salto Grande



0

500

1000

1500

2000

2500

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


2014

MW-medios Generación Hidráulica Yacyretá



692

694

696

698

700

702

704

706

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


2014

msnm Evolución Esperada de Alicura

Alto Bajo Atenuación Med Niv Mínimo Real 2012/13


564

566

568

570

572

574

576

578

580

582

584

586

588

590

592

594

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


2014

msnm Evolución Esperada de Piedra del Aguila



367

368

369

370

371

372

373

374

375

376

377

378

379

380

381

382

383

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


2014

msnm Evolución Esperada de Chocón



410

412

414

416

418

420

422

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


2014

msnm Evolución Esperada de P.Banderita

Alto Bajo Atenuación

Med Niv Mínimo

464

467

470

473

476

479

482

485

488

491

494

497

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


2014

msnm Evolución Esperada de Futaleufú



Mantenimiento de toda la Central semanas 11 y 12 condiciona cota de operación del embalse

Principales Resultados: Valores orientativos


Pico Resto Valle Medio10% 120.00 120.00 120.00 120.00

25% 120.00 120.00 120.00 120.00

40% 120.00 120.00 120.00 120.00

50% 120.00 120.00 120.00 120.00

70% 120.00 120.00 120.00 120.00

80% 120.00 120.00 120.00 120.00

P.Exc.Nov'13 - Ene'14

Monómicos Medios Resultantes Nov'13 - Ene'14A Distribuidores SPOT SPOT SPOT

$/MW-mes $/MWh $/MWh $/MWh $/MWhProbabilidad de Excedencia 10% 10% 50% 80%

Energía 120.00 120.00 120.00 120.00SCTD + Adicional SCTD 256.44 80.67 74.02 71.24

Energía Adicional 9.23 3.28 3.28 3.28Sobrecosto Combustible 15.72 7.70 7.65 7.60

Sobrecosto Contratos Abast. MEM 228.01Potencia Despachada 4600 6.90 6.90 6.90 6.90Reserva de Potencia 3919 7.55 1.25 1.25 1.25

Servicios Asociados a la Potencia 6900 15.35 2.28 2.28 2.28Servicio Reserva Instantánea 18 0.04 0.01 0.01 0.01

TOTAL 659.24 222.09 215.40 212.56

Principales Resultados: Valores orientativos


Estimación Resultado Trimestral Total de Fondos y Cuentas (Millones de $) a partir del estado de Fondos según nota S.E. 4391 del 06/ 08/ 13

Para diferentes Precios Sancionados y Precios Resultantes en el Trimestre Trimestre: Nov'13 - Ene'14 Provisoria

Pico Resto Valle Total6,492 14,788 6,558 27,838

Precio Sancionado ($/MWh) Precio Resultante en el Trimestre ($/MWh)

Pr.Exc. 10% 25% 40% 50% 70% 80%

Energía 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00

SCTD Spot Dem Base 80.67 77.04 74.75 74.02 72.05 71.24

E.Adic.+SCComb+ SCAMEM(*) 92.24 92.23 92.21 92.20 92.17 92.14

Potencia 10.45 10.45 10.45 10.45 10.45 10.45

Monómico 303.36 299.72 297.40 296.67 294.67 293.83

10% 120.00 256.44 253.14 29.85 659.42 9,912 10,013 10,078 10,098 10,154 10,177

25% 120.00 256.44 253.13 29.85 659.41 9,912 10,013 10,078 10,098 10,154 10,177

40% 120.00 256.44 253.10 29.85 659.38 9,911 10,012 10,077 10,097 10,153 10,176

50% 120.00 256.44 253.09 29.85 659.38 9,911 10,012 10,077 10,097 10,153 10,176

70% 120.00 256.44 253.07 29.85 659.35 9,910 10,011 10,076 10,096 10,152 10,17680% 120.00 256.44 253.04 29.85 659.32 9,909 10,011 10,075 10,096 10,151 10,175

96.00 -5,772 -5,671 -5,607 -5,586 -5,531 -5,507

(*)SCAMEM Previsto ($/MWh)= 81.3 Pr.Exc. ($/MWh) 10% 25% 40% 50% 70% 80%SCAMEM Cobrado($/MWh) = 228.0 SCTD Spot Dem Exc 686.55 634.29 618.86 613.64 606.56 606.56

SC

TD

Ene

rgía

Sanción Actual Res. SE. N° 2016/2012

Pr.

Exc

.

Mo

nó

mic

o

Pot

enci

a

Demanda Fuera de Contrato [GWh]

E.A

dic.

+S

CC

omb+

S

CA

ME

M C

obra

do

Monómico Medio Resultante + Transporte


Probabilidad de ExcedenciaEnergía

SCTD + Adicional SCTDEnergía Adicional

Sobrecosto Combustible Sobrecosto Contratos Abast. MEM

Potencia DespachadaReserva de Potencia

Servicios Asociados a la PotenciaServicio Reserva Instantánea

Sin Ac. Inst. Con Ac. Inst.

Transp. Alta Tensión 1.36 2.71Transp. Distro 1.82 3.70

TOTAL Monómicos Medios + Transporte 218.57 221.81

6.901.252.280.01

Monómicos Medios Resultantes + Transporte

50%120.0074.02

Nov'13 - Ene'14SPOT

$/MWh

3.287.65


RESUMEN DE OBSERVACIONES REALIZADAS

A LA PROGRAMACION ESTACIONAL NOVIEMBRE 2013 – ABRIL 2014

EMPRESA OBSERVACIÓN PROPUESTA DE RESPUESTA

Central Dock SudEndesa Costanera

Observan la Programación Estacional en lo que respecta a la Remuneración Variable No

Combustible instruida por la Resolución 95/2013 y utilizada en el calculo de CVP y del Monómico

Medio resultante, por no ajustarse a los costos del presente año 2013 de acuerdo a lo solicitado por dichas Empresas a la SE, solicitando una nueva

publicación con los costos actualizados y el quebranto asociado.

La Programación fue realizada de acuerdo al marco regulatorio e instrucciones de la autoridad

regulatoria vigentes.Se remitirán las observaciones a la autoridad regulatoria a sus efectos.

programación estacional definitiva noviembre 2013 – abril 2014

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