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ENERGIAS RENOVABLES EN EL MEM - Junio 2018
El presente documento contiene información estadística relacionada con
la generación de energía renovable en el MEM e información relacionada
con la gestión del Mercado a Término de Energías Renovables (MATER)
en el marco de lo establecido en la Resolución MEyM 281-E/2017.
El objeto es brindar a los Agentes y Participantes del MEM y a los actores
involucrados información ordenada para realizar un seguimiento de la
evolución de la generación de energía renovable y de las variables
relevantes que inciden en el desarrollo del MATER. El informe se
acompaña de una base de datos que contiene la información
correspondiente.
La puesta a disposición de este documento busca además lograr una
interacción con los actores del Mercado para lograr una síntesis de la
mejor información disponible.
Objeto - Contenidos
2
En este informe se incluyen, inicialmente, los siguientes contenidos:
IINFORME
1. Estadísticas de generación renovable por tecnología.2. Compras conjuntas – Base de datos de contratos Renovables3. Grandes Usuarios Habilitados a Optar – Base de datos.4. Grandes Usuarios MEM con Igual N° de CUIT5. Capacidades disponibles en PDIs y regiones.6. Solicitudes de Prioridades de Despacho Asignadas7. Prioridad de Despacho Asignadas8. Contratos vigentes MATER
BASE DE DATOS: ANEXO_INFORME_MATER.xlsxHoja 1: LISTADO GUH
Listado de Grandes Usuarios Habilitados en base a resultados Año 2017
Hoja 2: GU MEM Con igual N° de CUITListado de Grandes Usuarios MEM agrupados por igual N° de CUIT
Hoja 3: COMPRAS CONJ – FISICOSResultados Históricos y Proyectados de la generación de en contratos incluidos enlas Compras Conjuntas.
Hoja 4: COMPRAS CONJ – ECONOMICOSResultados Históricos y Proyectados de los costos de en contratos incluidos en las
Compras Conjuntas.Hoja 5: COMPRAS CONJ – FACTORES
Resultados Históricos y Proyectados de los Factores de Actualización e Incentivopara el calculo de remuneración de contratos incluidos en las Compras Conjuntas
Hoja 6: RENOVABLE MENSUALGeneración renovable en el MEM – Datos Históricos
Hoja 7: ANEXO 3.1Potencias Disponibles por PDI para el MATER – Capacidades Existentes
Hoja 8: ANEXO 3.2Potencias Disponibles por PDI para el MATER – Capacidades Existentes +Adicionales por inclusión de obras con ingreso previsto.
Hoja 9: SOLICITUDES PRIORIDAD DESP.Proyectos que han solicitado prioridad de despacho sobre la capacidad detransporte vigente en el Anexo 3 de MATER.
Hoja 10: PRIORIDAD DESP. ASIGNADAProyectos que han solicitado prioridad de despacho sobre la capacidad detransporte vigente en el Anexo 3 de MATER.
CONTENIDOS
3
ENERGÍA RENOVABLE GENERADA
ESTADÍSTICAS DE GENERACIÓN RENOVABLE POR TECNOLOGÍA PORCENTAJE DE CUMPLIMIENTO DE ENERGÍA RENOVABLE RESPECTO A LA
DEMANDA
Generación Renovable: En las siguientes tablas y gráficos se resumen losvalores actuales e históricos de la generación renovable en el MEM, así comosu participación en el abastecimiento de la demanda. En la base de datosadjunta se encuentran detallados estos valores.
5
FUENTE DE ENERGÍAAÑO
2011
AÑO
2012
AÑO
2013
AÑO
2014
AÑO
2015
AÑO
2016
AÑO
2017ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18
Total GWh
2018
BIODIESEL 32.5 170.2 2.2 1.6 0.0 0.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0
BIOMASA 97.6 127.0 133.9 113.7 154.7 193.0 242.6 10.7 13.6 6.6 6.4 19.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 57.1
EOLICO 16.0 348.4 446.9 613.3 593.0 546.8 615.8 56.2 45.7 50.2 59.2 62.8 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 274.1
HIDRO <= 50MW 1255.4 1452.6 1274.0 1456.9 1623.8 1820 1695.9 164.6 140.3 127.6 101.4 85.5 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 619.4
SOLAR 1.76 8.1 15.0 15.7 14.7 14.3 16.4 1.6 1.4 2.0 1.7 1.3 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 8.0
BIOGAS 0.0 35.6 108.5 103.0 83.6 57.5 64.1 8.2 6.8 10.1 11.3 12.7 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 49.1
Total GWh 1403.2 2141.9 1980.6 2304.3 2469.7 2632.5 2634.8 241.3 207.9 196.6 180.0 181.9 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 1007.7
DEMANDA MEM vs GEN
RENOVABLE
AÑO
2011
AÑO
2012
AÑO
2013
AÑO
2014
AÑO
2015
AÑO
2016
AÑO
2017ene-18 feb-18 mar-18 abr-18 may-18 jun-18 jul-18 ago-18 sep-18 oct-18 nov-18 dic-18 AÑO 2018
Demanda MEM [GWh] 116349 121293 125166 126467 132107 132961 132413 12337 11404 11246 10477 10618 0 0 0 0 0 0 0 56081
Ren MEM / Dem MEM 1.2% 1.8% 1.6% 1.8% 1.9% 2.0% 2.0% 2.0% 1.8% 1.7% 1.7% 1.7% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 0.0% 1.8%
1.2%
1.8%1.6%
1.8% 1.9%2.0% 2.0% 2.0%
1.8% 1.7% 1.7% 1.7% 1.8%
0.0%
0.5%
1.0%
1.5%
2.0%
2.5%Renov. MEM / Dem MEM
0.0% 5.7%
27.2%
61.5%
0.8%4.9%
FUENTES DE ENERGÍA RENOVABLES 2018
BIODIESEL
BIOMASA
EOLICO
HIDRO <= 50MW
SOLAR
Compras Conjuntas: En función de lo establecido por la Resolución del MEyMN° 281 del 2017, los contratos que forman parte del mecanismo de ComprasConjuntas son aquellos contratos con generadores de energía eléctrica apartir de fuentes renovables celebrados por CAMMESA en el marco de losdistintos procedimientos establecidos por el MEyM con el objetivo dealcanzar los porcentajes de participación de energías de fuentes renovablesen la demanda del MEM, según lo establecido por la Ley N° 27191.
En la base de datos adjunta se enumeran todos los contratos renovablesadjudicados a la fecha. Además se incluyen los valores de generación yremuneración del mes y una proyección de estos datos hasta el año 2022inclusive. Un resumen de los contratos y la potencia adjudicada se muestra enla siguiente tabla:
El resultado mensual de la energía abastecida por los contratos vigentes, elcosto medio MEM de la energía entregada por estos y el porcentaje querepresenta esta energía en el abastecimiento de la demanda del MEM fue:
COMPRAS CONJUNTAS
(*) El costo MEM refleja el costo final de abastecimiento de los contratos, incluyendo los factoresde incentivo y actualización, así como el reconocimiento de costos MEM. 7
Contratos en Compras Conjuntas Totales
Potencia
Contratada
[MW]
Contratos R202 10 500
Contratos Renovar 1.0 29 1142
Contratos Renovar 1.5 30 1282
Contratos Renovar 2 - Fase 1 66 1409
Contratos Renovar 2 - Fase 2 22 634
Contratos Totales 157 4966
Mayo 2018:
Contratos en Compras Conjuntas Vigentes# Contratos
Vigentes
Energía
Entregada
[MWh]
Costo MEM
[u$s/MWh]
Contratos R202 0 0 0
Contratos Renovar 1.0 5 5372 141.7
Contratos Renovar 1.5 0 0 0
Contratos Renovar 2 - Fase 1 1 327 149
Contratos Renovar 2 - Fase 2 0 0 0
Contratos Totales 6 5699 142.1
% Compras Conjuntas En Demanda MEM 0.05%
Proyección de participación de las Compras Conjuntas en el cubrimiento de lademanda del MEM, teniendo en cuenta los contratos firmados hasta la fecha:
Proyección de ingreso de generación renovable dentro de compras conjuntaspara los contratos firmados hasta la fecha y su proyección de los preciosmedios de los contratos:
COMPRAS CONJUNTAS
8
0% 0%1%
4%
8% 8% 8%
0.0
2.0
4.0
6.0
8.0
10.0
12.0
0%
1%
2%
3%
4%
5%
6%
7%
8%
9%
2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022
Gen Renovable Compras Conjuntas [TWh] % Compras Conjuntas [%]
$0
$20
$40
$60
$80
$100
$120
$140
$160
0
200
400
600
800
1000
1200
ene-
18
feb
-18
mar
-18
abr-
18m
ay-1
8ju
n-1
8ju
l-1
8ag
o-1
8se
p-1
8o
ct-1
8n
ov-
18
dic
-18
ene-
19
feb
-19
mar
-19
abr-
19m
ay-1
9ju
n-1
9ju
l-1
9ag
o-1
9se
p-1
9o
ct-1
9n
ov-
19
dic
-19
ene-
20
feb
-20
mar
-20
abr-
20m
ay-2
0ju
n-2
0ju
l-2
0ag
o-2
0se
p-2
0o
ct-2
0n
ov-
20
dic
-20
ene-
21
feb
-21
mar
-21
abr-
21m
ay-2
1ju
n-2
1ju
l-2
1ag
o-2
1se
p-2
1o
ct-2
1n
ov-
21
dic
-21
ene-
22
feb
-22
mar
-22
abr-
22m
ay-2
2ju
n-2
2ju
l-2
2ag
o-2
2se
p-2
2o
ct-2
2n
ov-
22
dic
-22
EOL SFV BG BM PAH Costo Medio Mensual u$s/MWh Precio Medio Adjudicado u$s/MWh
GU MEM: Todos los GU MEM pueden contratarse y/o autogenerarse energíarenovable en los términos establecidos en la Res. MEyM 2081/17.
El conjunto de GUH – Grandes Usuarios Habilitados – queda definido poraquellos grandes usuarios GUMAs, GUMEs, GUDIs y Autogeneradores quetengan una potencia media anual mayor a 300KW.
En la base de datos adjunta al informe se muestra el listado completo de losGUH en base a los resultados anuales del 2017. Un resumen de la base GUHpara caracterizar su composición se muestra a continuación:
Participación de Demanda GUH respecto de la demanda GU.
GRANDES USUARIOS HABILITADOS Y CARGOS
10
93%
19%27% 25%
100%
64%70%
84%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
Gran Usuario Mayor(GUMA) y AG
GRAN DEMANDA ENDISTRIBUIDOR
Gran Usuario Menor(GUME)
Total
# GUH / Agentes Demanda GUH / Demanda GU
Tipo de AgenteCantidad de
Agentes
Demanda
2017 [GWh]
Potencia Media
x Agente 2017
[MW]
Gran Usuario Mayor (GUMA) y AG 405 19 979 5.63
GRAN DEMANDA EN DISTRIBUIDOR 1 098 8 021 0.83
Gran Usuario Menor (GUME) 586 3 410 0.66
Totales 2 089 31 410 1.72
GUH 2017
GUH que han informado la opción de salir de las compras conjuntas:Hasta el mes de noviembre se registraron 33 grandes usuarios que haninformado la opción de salir de las compras conjuntas:
GRANDES USUARIOS HABILITADOS Y CARGOS
11
Id Agente Nemo AGENTE DESCRIPCION Tipo de Agente
Demanda
TOTAL 2017
[MWh]
Potencia
Media 2017
[MW]
Opción de
Salida CC
Fecha de
salida CC
54 LOMAEAKZ LOMA NEGRA - PTA CATAMARCA Gran Usuario Mayor (GUMA) 137 841.8 15.735 Si 1/2/2018
73 YPF-VZMZ YPF S.A-YAC.VIZCACHER.EX ASTRA Gran Usuario Mayor (GUMA) 289 787.4 33.081 Si 1/8/2018
94 YPF-13MZ YPF REFINERIA L. DE CUYO Gran Usuario Mayor (GUMA) 241 311.6 27.547 Si 1/8/2018
289 LEDESMYA LEDESMA SAAI Autogenerador 6 478.2 0.985 Si 1/4/2018
315 YPF-RPIY YPF REFINERIA LA PLATA Gran Usuario Mayor (GUMA) 482 656.2 55.098 Si 1/8/2018
424 COCAPOCY COCA COLA FEMSA POMPEYA Gran Usuario Mayor (GUMA) 43 767.0 4.996 Si 31/8/2018
539 YPF-LPIY YPF PETROQUIM. LA PLATA S.A. Gran Usuario Mayor (GUMA) 161 138.1 18.395 Si 1/8/2018
1401 YPFMLFON YPF - TERM LA MANTANZA Gran Usuario Menor (GUME) 3 270.3 0.373 Si 1/8/2018
1437 MERADSCN MERANOL Gran Usuario Menor (GUME) 12 014.9 1.372 Si 31/8/2018
2782 YPF-MACN YPF - MORSE AVELLANEDA S/N Gran Usuario Menor (GUME) 6 866.6 0.784 Si 1/8/2018
2801 PROFBB2Z PROFERTIL S.A.- Pta. B.Blanca Gran Usuario Mayor (GUMA) 259 516.8 29.625 Si 1/8/2018
4380 YPF-IR2Z YPF S.A.-EB I.Rico - PRINGLES Gran Usuario Mayor (GUMA) 18 267.1 2.085 Si 1/8/2018
4381 YPF-CH3Z YPF S.A. - EB Chillar - AZUL Gran Usuario Mayor (GUMA) 10 989.2 1.255 Si 1/8/2018
4382 YPF-CA3Z YPF S.A. - EB Cachari - AZUL Gran Usuario Mayor (GUMA) 8 554.8 0.977 Si 1/8/2018
4383 YPF-LF3Z YPF S.A. - EB Las Flores Gran Usuario Mayor (GUMA) 12 148.8 1.387 Si 1/8/2018
4810 LOMAOL3Z LOMA NEGRA - PTA. OLAVARRIA Gran Usuario Mayor (GUMA) 162 758.7 18.580 Si 1/2/2018
5062 YPF-P2QY YPF - Yacimiento El Porton 2 Gran Usuario Mayor (GUMA) 4 376.5 0.668 Si 1/8/2018
5423 YPF-TBCY YPF S.A. - Edif. Torre Blanca Gran Usuario Mayor (GUMA) 7 388.2 0.843 Si 1/8/2018
7112 ALUAMAUZ ALUAR SA Gran Usuario Mayor (GUMA) 2 521 557.4 287.849 Si 1/7/2019
7127 YPFLHEZZ YPF LAS HERAS Gran Usuario Mayor (GUMA) 280 401.6 32.009 Si 1/8/2018
7270 YPF-SCCY YPF S.A. - Edif. Sede Central Gran Usuario Mayor (GUMA) 8 351.3 0.953 Si 1/8/2018
7663 CAPECGCN CAPEA LANUS S.A.I.YF. Gran Usuario Menor (GUME) 9 067.9 1.035 Si 31/8/2018
7664 CAPEICCN CAPEA BUERAS S.A.I.YF. Gran Usuario Menor (GUME) 7 572.6 0.865 Si 31/8/2018
8520 COCAMGCN CICAN - SAAVEDRA - MTE.GRANDE Gran Usuario Menor (GUME) 16 901.3 1.929 Si 31/8/2018
8579 YPF-PMCY YPF Sede Puerto Madero Gran Usuario Mayor (GUMA) 13 076.5 1.493 Si 1/8/2018
17405 OROPCPZZ OROPLATA S.A. Gran Usuario Mayor (GUMA) 103 295.1 11.792 Si 1/8/2018
17885 AGUIPAYN MINERA AGUILAR S.A. Gran Usuario Menor (GUME) 3 243.5 0.370 Si 31/8/2018
17999 YPF-U3MN YPF S.A. Gran Usuario Menor (GUME) 4 637.2 0.529 Si 1/8/2018
18113 YPF-SOMY YPF S.A.Pta bombeo El Sosneado Gran Usuario Mayor (GUMA) 12 322.5 1.407 Si 1/8/2018
18460 YPF-ESXN YPF S.A. - EST. BOM. ESPINILLO Gran Usuario Menor (GUME) 4 172.4 0.476 Si 1/8/2018
18638 TOYOZA1Z TOYOTA Pta Zarate Gran Usuario Mayor (GUMA) 74 499.8 8.505 Si 31/8/2018
18667 YPF-RTMY YPF Rio TUNUYAN Gran Usuario Mayor (GUMA) 3 411.9 0.390 Si 1/8/2018
19188 YPF-RNQZ YPF YACIMIENTO RIO NEUQUEN Gran Usuario Mayor (GUMA) 10 236.3 1.169 Si 1/8/2018
Cargo de Comercialización y de Administración: Tanto el Cargo deComercialización como el de Administración se aplican a cada GUH por unporcentaje de su demanda equivalente al % de Compras Conjuntas del Mes,calculado como la Energía total mensual abastecida por los contratos en CCsobre la demanda del mes, descontada de esta última la energía de los GUHque hayan optado por salir de las CC. Este porcentaje puede ser comomáximo el valor de objetivo de cubrimiento con energías renovablesestablecidos por la ley N° 27191.
Estos cargos se comenzarán a aplicar junto con las transacciones económicasde Enero de 2019 para los GU incluidos en el listado de GUH, realizado enbase a los consumos registrados durante el año 2018.
Cargo de Administración: El valor del precio a aplicar a cada GUH es el valordefinido en la Res. MEyM 281/17 .
Cargo de Administración en u$s/MWh
2017-2018 2019 - 2020 2021 – 2022 2023 - 2024 2025 - 2030
0 0.05 0.05 0.05 0
GRANDES USUARIOS HABILITADOS Y CARGOS
12
Cargo de Comercialización: El valor del precio a aplicar a cada GUH secalculará en forma mensual y será función de la potencia media mensualregistrada por el GUH y del valor máximo establecido en cada periodo bianualdefinido en la Res. MEyM 281/17 .
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
0 4 8
12
16
20
24
28
32
36
40
44
48
52
56
60
64
68
72
76
80
84
88
92
96
10
0
C com apl = % de C com max
Pmed mes= Emes / hsmes
20MW
El precio del cargo resulta variable en función de la potencia media mensualde cada GUH. Se presentan, a modo de ejemplo, algunos valores de cargos aaplicar para diferentes potencias medias de los GUH y periodos bianualesestablecidos en la ley N° 27191 :
Cargo de Comercialización MAX en u$s/MWh
2017-2018 2019 - 2020 2021 – 2022 2023 - 2024 2025 - 2030
0 6 10 14 18
GRANDES USUARIOS HABILITADOS Y CARGOS
13
Cargo de Comercialización APLICADO en u$s/MWh
Pmedia Mes [MW] = Energía mes / hs mes
2017-2018
2019 -2020
2021 –2022
2023 -2024
2025 -2030
50 0 6.0 10.0 14.0 18.0
20 0 6.0 10.0 14.0 18.0
10 0 3.6 6.0 8.4 10.8
5 0 2.4 4.0 5.6 7.2
1 0 1.4 2.4 3.4 4.3
0.5 0 1.3 2.2 3.1 4.0
POTENCIA DISPONIBLE POR PDI
15
En el anexo 3 del presente informe se adjuntan las capacidades actualesdisponibles por PDI para el mercado privado de energías renovables.
Estas capacidades se actualizaran en cada informe en función de lasampliaciones de transporte que se incorporen al SADI, como así también seajustarán en función del desarrollo de procesos de contratación centralizadaque requieran asignar capacidad.
A pedido de los interesados por incorporar proyectos a la red, se podrásolicitar la inclusión de un nuevo PDI con su capacidad asociada.
En función de los establecido en la Disposición SSER N°1/2018 Art. 22, se haincorporado, a partir del informe de Febrero 208, un Anexo 3.2 en el que seamplían capacidades de algunas áreas de la red por sobre las indicadas en elAnexo 3.1., debido a la incorporación de obras futuras con un ingreso previstodentro de los próximos 2 años.
El interesado que obtenga la prioridad de despacho sobre la capacidad detransporte futura asume exclusivamente el riesgo propio la no construccióny/o habilitación de dicha capacidad en los plazos requeridos para el desarrollode su proyecto y no tendrá derecho a reclamo alguno frente al ESTADONACIONAL, sus entes descentralizados, CAMMESA y cualquier entidad públicao privada vinculada con la construcción de la obra por la demora y/o noconstrucción y/o no habilitación de la capacidad de transporte prevista.
Para los PDI’s indicados con “#” en el anexo 3.2, en el caso de requerirdesempate en el proceso de asignación de prioridad de despacho, seconsiderará como COD del proyecto la fecha indicada al pie del mismo.
POTENCIA DISPONIBLE POR PDI
16
Las obras incluidas son:
ET Brandsen 132/33 kV y ALIMENTADOR BRANDSEN 33KV
ET Ramallo 220/132kV T2
CUYO
ET Solar Ullum 132 kV
DT Solar Ullum - Albardon/Chimbas 132 kV
ET Bauchaceta
LAT Nueva San Juan – Bauchaceta 132 kV
BAS
ET La Castellana + DT 132kV
ET Villalonga 132kV
ET Puán 132kV
ET San José 2.5MVA sobre LMT 33kV Ampajango - Sta Maria
CENTRO
ET VILLA MARÍA NORTE 132/13.2 KV
LAT 132 KV GENERAL DEHEZA - PROMAIZ
ET PROMAIZ 132/66/13.2 KV
LAT 132kV Maranzana - Levalle
NOA
Configuración definitiva de la ET La Rioja Sur
EM San Martin con nuevos campos de entrada y salida de líneas
DT San Martín - Divisadero - Valle Viejo 132kV
EM PIQUETE 63 132kV
LÍNEA 132 KV NONOGASTA - PIQUETE 63
LÍNEA 132 KV MALLIGASTA - PIQUETE 63
EM Altiplano 345 kV
Durante el segundo trimestre de 2018, con fecha tope el 29 de junio, serecibirán solicitudes de prioridad de despacho, las cuales se analizarán enforma individual para verificar el cumplimento de los requisitos establecidosen la Resolución MEyM 281/17.
Fechas relevantes segundo trimestre:
SOLICITUDES DE PRIORIDAD DE DESPACHO
18
Límite para la presentación de solicitud de prioridad de despacho 29/6/2018
CAMMESA informará los proyectos que requieran realizar un desempate en el proceso de asignación de prioridad
5/7/2018
Acto de presentación de la información requerida para desempate 24/7/2018
Asignación de prioridad de despacho 30/7/2018
Límite para la presentación de caución (a confirmar) 13/8/2018
El resultado de las asignaciones de prioridad de despacho para las solicitudespresentadas hasta la fecha, según los criterios establecidos por la Res. MEyMN° 281/17 y por la Disp. SSER N° 1/2018, son
SOLICITUDES DE PRIORIDAD DE DESPACHO
20
Periodo de
AsignaciónProyecto RAZÓN SOCIAL SOLICITUD
Potencia
Asignada
[MW]
PDI ID PDI DESCRIPCIÓN Comentario COD
1° Trim.
2018
PE. LA BANDERITA
2
PARQUES EÓLICOS
VIENTOS DEL SUR S.A.10.80 1100
LÍNEA 132 KV GENERAL ACHA -
PUELCHES
Asignado por
Desempate22/7/2019
1° Trim.
2018PE. POMONA II GENNEIA S.A. 11.70 1120
LÍNEA 132 KV CHOELE CHOEL -
BELTRAN
Asignado por
Desempate27/3/2019
1° Trim.
2018
PE. LOS TEROS -
ALTLUZ DEL CERRO S.A.-YPF 72.20 1133
LÍNEA 132KV OLAVARRIA -
TANDIL
Asignado por
Desempate16/5/2019
1° Trim.
2018
PE. ENERGETICA I -
FASE IIENERGETICA ARGENTINA 19.15 1140
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA -
TORNQUIST
Asignado por
Desempate10/2/2019
1° Trim.
2018PE. DE LA BAHÍA
PARQUES EÓLICOS DEL
FIN DEL MUNDO SA20.51 1160
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA -
MONTE HERMOSO - CORONEL
DORREGO
Asignado por
Desempate9/12/2018
1° Trim.
2018PE. VILLALONGA II GENNEIA S.A. 3.45 1210
LÍNEA 132 KV CARMEN DE
PATAGONES - LURO
Asignado por
Desempate31/1/2019
1° Trim.
2018
PE. LA GENOVEVA
IICP RENOVABLES S.A. 41.80 1241
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA -
CORONEL PRINGLES
Asignado por
Desempate5/2/2019
1° Trim.
2018PE. LAS ARMAS
PARQUES EÓLICOS
ARGENTINOS SA50.00 2000
LÍNEA 132 KV LAS ARMAS -
MADARIAGA
Asignado por
Desempate10/6/2019
1° Trim.
2018
PE. DEL
BICENTENARIO II
PARQUE EÓLICO DEL
BICENTENARIO S.A.21.60 3070
LÍNEA 132 KV PETROQUÍMICA -
PUERTO DESEADO
Asig, Art. 24 -
Disp. SSER 1/1830/3/2019
1° Trim.
2018PE. ALUAR I ALUAR ALUMINIO S.A.I.C. 50.40 3191
ARRIBO 3 - T3 132 KV PLANTA
ALUAR
Asig, Art. 24 -
Disp. SSER 1/181/12/2018
1° Trim.
2018
PSFV. NONOGASTA
VI
ENERGIAS SUSTENTABLES
S.A - 360 Energy13.00 4043
LÍNEA 132 KV NONOGASTA -
MALLIGASTA
Re Asignado por
Desempate9/12/2019
1° Trim.
2018
PSFV. PARQUE DE
LOS LLANOS
EMPRESA FEDERAL DE
ENERGÍA SA12.00 4081 CHAMICAL
Re Asignado por
Desempate23/2/2019
1° Trim.
2018PSFV. SAN CARLOS SYBAC SOLAR IV S.A. 7.00 4331 LÍNEA 33 KV CAFAYATE - CACHI
Asignado por
Desempate20/2/2019
1° Trim.
2018PE. ACHIRAS II CP ACHIRAS II 49.40 5030
LÍNEA 132 KV VILLA MERCEDES -
MARANZANA II
Asignado por
Desempate15/9/2019
1° Trim.
2018
PSFV. SOLAR DE
LOS ANDES
GENERADORA SOLAR
SANTA ROSA S.A.5.00 6170 EL MARCADO
Asignado por
Desempate3/12/2018
1° Trim.
2018PSFV. TAMBERÍAS
LATINOAMERICANA DE
ENERGIA S.A.3.00 6302
LÍNEA 33 KV CALINGASTA VIEJA -
TAMBERÍAS
Asignado por
Desempate27/4/2020
1° Trim.
2018
PSFV. TOCOTA
SOLAR IISLA POWER S.A. 50.00 6311 BAUCHAZETA
Asignado por
Desempate3/3/2019
1° Trim.
2018
PSFV. LOS
DIAGUITAS
LATINOAMERICANA DE
ENERGIA S.A.2.00 6440 ALBARDON
Asignado por
Desempate3/3/2019
4° Trim.
2017P.E. DE LA BAHÍA
PARQUES EÓLICOS DEL
FIN DEL MUNDO S.A.28.00 1160
LÍNEA 132 KV BAHÍA BLANCA -
MONTE HERMOSO - CORONEL
DORREGO
Asignado por
Desempate11/11/2018
4° Trim.
2017P.E. La Castellana II CENTRAL PUERTO S.A. 15.75 1240 CHAÑARES
Asignado por
Desempate4/1/2019
4° Trim.
2017
P.E. PAMPA
ENERGÍAGREENWIND S.A. 50.40 1250 BAHÍA BLANCA 132 kV
Asignado por
Desempate11/11/2018
4° Trim.
2017
P.E. MANANTIALES
BEHR
YPF ENERGÍA ELÉCTRICA
S.A.99.00 3011
LÍNEA 132 KV DIADEMA - PAMPA
DE CASTILLO
Asig, Art. 24 -
Disp. SSER 1/1822/1/2020
4° Trim.
2017P.E. RAWSON III GENNEIA S.A. 24.00 3150 RAWSON
Asig, Art. 24 -
Disp. SSER 1/1822/1/2020
4° Trim.
2017P.S. NONOGASTA V
ENERGÍAS SUSTENTABLES
S.A.14.97 4043
LÍNEA 132 KV NONOGASTA -
MALLIGASTAAsignado 22/1/2020
4° Trim.
2017P.S. Saujil III
ENERGÍAS SUSTENTABLES
S.A.8.00 4150 SAUJIL Asignado 22/1/2020
4° Trim.
2017
P.S. CAFAYATE
SOLARCAFAYATE SOLAR S.A. 3.00 4320 CAFAYATE Asignado 22/1/2020
4° Trim.
2017P.E. Achiras II CP ACHIRAS II S.A.U. 30.00 5030
LÍNEA 132 KV VILLA MERCEDES -
MARANZANA IIAsignado 22/1/2020
716.1
CONTRATOS PACTADOS EN EL MATER
22
Generador: Parque Eólico Rawson III
Gran Usuario Habilitado: Loma Negra CIASA
Puntos de Consumo:
MNEMO TIPO AGENTE PUNTO DE CONSUMO
LOMALA3Z GUMA Planta L’Amali
LOMAEAKZ GUMA Planta Catamarca
LOMASECY GUMA Planta Lomaser
LOMAOL3Z GUMA Planta Olavarría
LOMARA1Z GUMA Planta Ramallo
LOMAZAQY GUMA Planta Zapala
LOMASJJZ GUMA Planta San Juan
LOMABA3A AUTOGENERADOR Planta Barker
LOMASB3A AUTOGENERADOR Planta Sierras Bayas
Modalidad Energía Contratada: Generación real con tope en la Demanda Base del GranUsuario.
Inicio: Enero 2018Plazo: 1 año
Generador: Parque Eólico Rawson III
Gran Usuario Habilitado: Loma Negra CIASA
Puntos de Consumo:
MNEMO TIPO AGENTE PUNTO DE CONSUMO
LOMAEAKZ GUMA Planta Catamarca
LOMAOL3Z GUMA Planta Olavarría
OROPCPZZ GUMA OROPLATA S.A.
Modalidad Energía Contratada: Generación real con tope mensual.