Gerencia de Análisis y Control Global 13 de Noviembre de 2013 Gerencia de Análisis y Control Global 13 de Noviembre de 2013 Variables Relevantes Mercado Eléctrico Argentino

Variables relevantes del Mercado Eléctrico Temas El Sistema – Potencia Instalada – Transporte - Balance Energético Demanda vs PBI, segmentación, Combustibles - Costos Generación renovable Evolución en el año 2013 y los primeros 9 meses de 2014

MEM– 2013 Capacidad Instalada Turbinas de Gas 4,1 GW Turbinas de Vapor 4,4 GW Ciclos Combinados 9,2 GW Diesel 1,3 GW Nuclear 1,0 GW Hidro 11.1 GW Renovable 0,2 GW Total 31,4 GW Demanda Pico MAX24,0 GW (verano 14) Agentes del Mercado  más de 50 empresas de Generación, 60 de Distribución, 10 de Transporte y 2300 Grandes Consumidores Mercado Eléctrico Mayorista 500 kV km 330/220/132 kV km

Demanda de Energía

Demanda por Región Demanda total 2013: GWh Capital Federal, Buenos Aires, Litoral y Centro representan más del 70% de la demanda total

56.4 % 19.7 % 23.9 % Demanda Distribuidores y GUMA – GUME % sobre Demanda Total Demanda total 2013: GWh

Demanda de Energía vs PBI – Crecimiento [%]

Demanda MEM Enero a Septiembre Valor 2014Valor 2013Variación Área GWh % TOTAL PAÍS % GBA % Resto País % Para los primeros 9 meses del año se tiene un crecimiento en la demanda eléctrica alrededor del 1.4%, impulsado principalmente por Resto País al comparar con el área GBA. Demanda Total MEM Enero a Septiembre 2014 vs 2013

A esta misma altura del año anterior se tenia un crecimiento de 2.8% frente a los 1.4% que hoy se observa. Demanda Total MEM Enero a Septiembre 2014 vs 2013

Demanda por tipo de consumo Valor ActualValor 2013Variación Tipo de consumoGWh % Menor o igual a 10 kW [Residencial + Comercio Chico] % Entre 10 KW y 300 KW + GUME menor a 300 KW: [Comercio Grande e Industria Chica] % Mayor o igual a 300 kW + GUMEs mayor a 300 KW + GUMAs + AUTO [Gran Demanda Industrial] % Demanda TOTAL % Demanda por tipo de Comsumo Enero a Septiembre 2014 vs 2013

Demanda por tipo de Comsumo Enero a Septiembre 2014 vs 2013

Variación RAMA Enero a Septiembre '13 Enero a Septiembre '14 GWh% ALIMENTACIÓN, COMERCIOS Y SERVICIOS % INDUSTRIAS % PETROLEOS Y MINERALES % Total (sin ALUAR) % Industria ALUAR SA % Total % (*) Gran Demanda formada por más de 6000 agentes entre GUMAs, GUMEs y GUDIs, que representan más del 97% de la gran demanda total Gran Demanda Industrial por Rama Enero a Septiembre 2014 vs 2013

Enero a Septiembre % Gran Demanda Industrial por Rama Enero a Septiembre 2014 vs 2013

Variación ACTIVIDAD Enero a Septiembre '13 Enero a Septiembre '14 GWh% CARGAS Y PUERTOS % COMERCIO Y SERVICIOS (PRINCIPALMENTE SUPERMERCADOS Y OTROS CENTROS COMERCIALES) % INDUSTRIA DE LA ALIMENTACIÓN Y ARTÍCULOS DE CONSUMO MASIVO % SECTOR DE SERVICIOS PÚBLICOS Y TRANSPORTE (AGUA Y TRANSPORTE EN GBA) % INDUSTRIA AUTOMOTRIZ % INDUSTRIA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO % INDUSTRIA DE LA CONSTRUCCIÓN (ELABORACIÓN DE CEMENTO Y CANTERAS) % INDUSTRIA DE LA MADERA Y EL PAPEL % INDUSTRIA DE PRODUCTOS METÁLICOS NO AUTOMOTORES % INDUSTRIA TEXTIL % INDUSTRIAS QUÍMICAS, DEL CAUCHO, PLÁSTICO Y OTROS MATERIALES MINERALES NO METÁLICOS % EXTRACCIÓN DE MINERALES % EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO % Total (sin ALUAR) % Industria ALUAR SA % Total % Gran Demanda Industrial por Rama Enero a Septiembre 2014 vs 2013

POTENCIA INSTALADA GENERACION

Potencia Instalada Potencia Instalada => 31.4 GW ÁREATVTGCCDITERNUCFTEOHITOTAL CUYO COMAHUE NOA CENTRO GBA-LI-BAS NEA PATAGONICO GENERACIÓN MÓVIL 330 SIN

Evolución Potencia Instalada

Ingreso Previsto 2015 Principales Proyectos CC V. OBLIGADO (TIMBUES) TG 2x280 MW 2014 TV 1x 260 MW 2015 PAMPA (CHUBUT) EO 100 MW RIO TURBIO (SANTA CRUZ) TV 2x120 MW ProvinciaTipo GeneraciónCentral Potencia [MW] Fecha Ingreso Previsto Santa CruzTVRIO TURBIO240mar-15 Santa FeCierre Ciclo CombinadoBRIG. LOPEZ150mar-15 Buenos AiresCierre Ciclo CombinadoENS. BARRAGAN300mar-15 Buenos AiresTGGUILL. BROWN300abr-15 Buenos AiresTGGUILL. BROWN300may-15 Santiago del Estero EólicoEL JUME8En desarrollo Buenos AiresEólicoPAMPA I100En desarrollo ChubutEólicoMALASPINA I50En desarrollo ChubutEólicoPUERTO MADRYN I50En desarrollo ChubutEólicoVALLE HERMOSO12En desarrollo Santa CruzEólicoKOLUEL KAYKE25En desarrollo San JuanHidráulicoPUNTA NEGRA60ago-15 Santa FeCierre Ciclo Combinado VUELTA DE OBLIGADO 280oct-15 Total1875

19 Balance Energético Anual 2013 Energía Generada 2013: GWh

20 Generación 2014 Variación GWh Enero - Sept 2013 Enero - Sept 2014 GWh% EOLICO Y SOLAR % HIDRAULICO % IMPORTACION % NUCLEAR % TERMICO % GENERACIÓN TOTAL %

Generación Térmica 2014 Tipo de combustible GWh GAS NATURAL CARBON MINERAL FUEL OILGAS OILBIOCOMBUSTIBLES TOTAL GEN TERMICO Enero - Sept Enero - Sept Variación %7%10%22%-31%-26%1%

22 Crecimiento sostenido aprox 5% anual Balance Energético Anual

23 Potencias Máximas

Seguimiento Generación Térmica

Seguimiento Generación Hidráulica

Seguimiento 2014 Datos Renovables GENERACION [GWh] AÑO 2011AÑO 2012AÑO 2013 AÑO 2014 (9 meses) BIODIESEL BIOGAS BIOMASA EOLICO HIDRO <= 30MW SOLAR Total MW med Demanda MEM [GWh] Ren MEM / Dem MEM 0.9%1.4%1.3%1.4%

CONSUMO DE COMBUSTIBLES

Consumos por tipo de combustible COMBUSTIBLES Variación COMBUSTIBLEUNIDAD Enero a Sep '13 Enero a Sep '14 Unidad% GAS NATURAL Mm3/d 35,838,02.26% CARBON MINERAL Miles Ton % FUEL OIL Miles Ton % GAS OIL Miles M % BIODIESEL Miles Ton %

Seguimiento 2014: Gas Natural [Millones de m 3 /día] Gas Mm3/d Enero a Sep ,8 Enero a Sep ,0

Seguimiento 2014: Fuel Oil [toneladas semanales] Fuel Oil Miles ton Enero a Sep Enero a Sep

Seguimiento 2014: Gas Oil [m 3 semanales] Gas Oil Miles m3 Enero a Sep Enero a Sep

Variables Relevantes VariableUnidad Tasa de cambio$/u$s5,28,2 Gas Oilu$s/m Fuel Oilu$s/ton Gas Oil (a sep)M m32,441,66 Fuel Oil (a sep)K ton1,712,08 U$S COMBMM U$S $ar COMBMM $ Combustibles: Datos Operativos y Económicos

COSTOS Y PRECIOS DE LA ENERGÍA

Seguimiento 2014 – Costo Mensual por conceptos [$/MWh] anualEne a Sep COMBUSTIBLES OyM Contratos MEM SUMA COSTOS

Seguimiento Costo Mensual por Combustible [$/MWh] anualEne - Sep GAS NAT Precio Ref GAS NAT PLUS/Cont CARBON MINERAL FUEL OIL GAS OIL BIOCOMBUSTIBLE SUMA

Costo Medio Esperado 2014 [$/MWh]

Precio Monómico Medio

El modificación de la tasa de cambio impacto directamente en los costos de los combustibles (sobrecostos) y en los contratos MEM. El monómico medio equivalente para 2013 fue de 75 u$s/MWh, bajando a 69 u$s/MWh en La diferencia entre costos (563 $/MWh) e ingresos distribuidoras (96 $/MWh) por la demanda de distribuidoras (100 TWh/año) representaría buena parte de los subsidios => (563-96) x 100 = 47 m MM $ar $/MWh Energía Sobrecostos + Adic Pot + Res+ Serv Mon Base Adic Brasil + Cont MEM Adic Dem Exc Mon Total Mon Dist PM Spot 2012 (anual) (anual) (a sept.)

Precio Monómico Medio

Muchas Gracias por su atención… ING. EMILIANO MARINOZZI / ING. MARCOS BENETTI GERENCIA DE ANALISIS Y CONTROL GLOBAL