Del Mercado Eléctrico Mayorista

Transcripción

1 Informe Mensual Del Mercado Eléctrico Mayorista Setiembre 2015 Gerencia de Comercialización de Electricidad 1 1

2 1 DEMANDA ELÉCTRICA 1.1 Demanda Energía La demanda de energía de los Agentes del MEM de setiembre 2015 aumentó respecto al mismo mes del año anterior un 7,8%, equivalente a +759,9 GWh o ,4 MWmed. Tabla 1: Demanda neta Agentes Demanda [GWh] Var YoY [GWh] Var YoY [%] Var YoY [MWmed] Participación [%] MEM+MEMSP ,5 759,9 7,8% 1.055,4 95,7% Exportación 40,8 40,8 #DIV/0! 56,7 0,4% Bombeo 33,0 14,2 75,5% 19,7 0,3% Pérdidas Red 400,9 38,8 10,7% 53,9 3,6% Total ,2 853,7 8,4% 1.185,7 100,0% La temperatura media de septiembre 2015 fue de 14,0 C, la cual fue 0,4 C inferior al valor histórico (14,4 C) y a su vez fue 2,0 C inferior respecto al mismo mes del año anterior. Esta temperatura templada (con 2 días < 10 C y con solo 1 días > 20 C) y con mayor dispersión respecto mismo mes del año anterior, produjo una menor demanda de gas natural residencial y en contraposición un mayor consumo eléctrico residencial +20,1% por la utilización de calefacción en días puntuales. Figura 1: Demanda Residencial y Temperatura La variación respecto al mismo mes del año anterior de la demanda industrial con igual cantidad de días hábiles fue inferior en -0,8%. 1 2

3 Figura 2: Demanda Residencial e Industrial 1.2 Demanda Máxima de Potencia La demanda máxima de potencia (miércoles 09/09/2015 a las 20:14 hs) fue de MW, lo que representó un crecimiento del +10,2% en relación a la potencia máxima del mismo mes del año anterior ( MW). Cabe recordar, que en dicho día la temperatura media fue de 10,3 C cuando el día anterior fue de 15,4 y le continuaron días fríos de 9,3 y 7,6 C. Tabla 2: Demanda Maxima Potencia [MW] Var YoY [MW] Var YoY [%] Media Movil 12meses [MW] Demanda Potencia Máx ,2% Figura 3: Demanda Maxima de Potencia 1 3

4 2 OFERTA ELÉCTRICA 2.1 Abastecimiento de la Demanda En términos de abastecimiento de la demanda, la generación térmica aumento un 2,1% respecto mismo mes del año anterior, no obstante bajo su participación un 3,5% hasta lograr una participación del 57,2% de la generación total. Tabla 3: Composición de la Oferta Neta Tipo [GWh] Var YoY [%] [MWmed] Participación [%] Var YoY Participación [%] Térmica 6.300,5 2,1% 8.750,7 57,2% -3,5% Hidráulica 4.243,4 21,4% 5.893,6 38,5% 4,1% Nuclear 376,7 67,7% 523,2 3,4% 1,2% Eólica 49,1-14,9% 68,2 0,4% -0,1% Fotovoltaica 1,3-7,1% 1,8 0,0% 0,0% Importación 53,2-75,7% 73,9 0,5% -1,7% Total ,2 8,4% ,4 100,0% Figura 4: Composición de la oferta La generación hidráulica aumento un 21,4% respecto mismo mes año anterior y aumento su participación en 4,1%, ubicándose en 38,5% del total. La generación nuclear creció un 67,7% respecto mismo mes año anterior y aumento también su participación en 1,2% hasta lograr una participación del 3,4% del total (a pesar de que tanto en septiembre del año pasado como de este operaron las 2 centrales Atucha I y II, la generación fue mayor pasando de 311 MWmed a 523 MWmed). Las generaciones eólica y fotovoltaica bajaron un 14,9% y 7,1% respectivamente, respecto al mismo mes del año anterior, logrando una participación del 0,4% del total. Finalmente la importación también bajo un 75,7% o 165,7 GWh respecto mismo mes del año anterior, llegando a una participación, similar a Eólica y Fotovoltaica, de 0,5%. 2 4

5 2.2 Combustibles En términos de consumo de combustibles, el aumento de generación térmica del 2,1%, mencionado en el punto anterior, implicó un aumento del consumo agregado medido en MMm3/d de Gas Natural equivalente desde los 47,8 MMm3/d en septiembre 2014 a 48,7 MMm3/d, es decir una variación de +1,8% en el consumo total de combustibles. Figura 5: Consumo de GN Equivalente El gasoil y fueloil mostraron una variación positiva respecto mismo mes del año anterior, mientras que el carbón y gas natural decrecieron. Tabla 4: Consumo Combustibles Combustible GN [q/mes] Var YoY [q] Var YoY [%] Participación Var YoY Participación Equiv [MMm3/d] [%] [%] GN 33,0-2,82-7,9% 67,7% -9,6% FO 10,5 1,69 19,2% 21,5% 17,0% Carbón 0,7-1,20-63,8% 1,4% -64,4% GO 4,6 3,25 243,9% 9,4% 237,4% Total 48,7 0,93 1,9% 100% El gas natural bajo un 7,9% respecto a igual mes del año anterior a pesar de la mayor oferta de gas (mayores importaciones (+7,4 MMm3/d; Bolivia: +0,6 MMm3/d; LNG: +6,9 MMm3/d) y producción de gas nacional) que pareciera no se asignó al sector de generación, esto llevo a que la participación del gas natural en la matriz de consumo de combustibles decreciera, pasando del 74,9% en septiembre 2014 al 67,7% en septiembre de este año. Es decir que, entre las temperaturas templadas, la mayor utilización de fueloil y gasoil, y la mayor generación hidráulica y nuclear del mes se pudo suplir la baja en carbón y gas natural. 2 5

6 Figura 6: Consumo de Combustibles 3 PRECIOS Y COSTOS El precio spot regido por la Resolución Secretaria de Energía N 240/2003 durante agosto 2015 fue de 120 $/MWh. El precio que repaga parte de los costos (no incluyen transporte ni FONINVEMEM) asociados al sistema de generación aumento un 25,0% en dólares en relación a septiembre 2014 y tuvo un aumento de 39,9% en pesos, ubicándose en 52,9 USD/MWh o 500,6 $/MWh respectivamente. Tabla 5: Composición Costo del Sistema Composición Costo del Sistema [USD/MWh] Var YoY [USD/MWh] Var YoY [%] [$/MWh] Var YoY [$/MWh] Var YoY [%] Participación USD [%] Participación USD [%] en t-12 Precio Spot 12,7-1,5-10,7% 120,0-0,0% 24,0% 33,5% Sobrecosto Trans. Despacho 35,0 9,4 36,5% 331,4 114,5 52,8% 66,2% 60,6% Adicional Energía 0,3-0,1-24,3% 3,1-0,6-15,3% 0,6% 1,0% Adicional Potencia 1,3-0,1-3,7% 12,6 0,9 7,8% 2,5% 3,3% Sobrecostos Combustibles 3,5 2,9 439,2% 33,5 28,0 503,6% 6,7% 1,6% Total 52,9 10,6 25,0% 500,6 142,8 39,9% 100,0% 100,0% 3 6

7 Figura 7: Composición Precio Monómico De los componentes que conforman este precio monómico, el que mayor variación positiva tuvo (al igual que en meses anteriores) fue el Sobrecosto Combustibles, pasando de una participación del 1,6% en septiembre 2014 a 6,7% en septiembre de este año; el Sobrecosto Transitorio Despacho también presento una amplia variación en este mes, pasando de una participación de 60,6% a 66,2%. Estas variaciones no fueron compensadas en términos absolutos por otros componentes lo que llevo a un aumento interanual en USD de 25% del total. El Costo Marginal Operado (CMO) promedio del mes de septiembre 2015 fue de 169,1 USD/MWh mientras que en septiembre 2014 fue de 180,8 USD/MWh es decir que bajo un 6,4%, ubicándose también bastante por abajo del valor registrado en 2013 y Figura 8: Costo Marginal Operado 4 PARQUE TÉRMICO 4 7

8 En cuanto a la evolución de la Indisponibilidad del parque térmico para septiembre 2015 fue de 37,0%, lo que la ubica por arriba de la indisponibilidad histórica del mes del 28,1% y bastante superior a indisponibilidad de septiembre 2014 de 26,4%. Figura 9: Indisponibilidad Parque Termico Con respecto a la eficiencia del parque térmico en septiembre 2015 se observa una leve mejora en eficiencia respecto a septiembre 2014 ya que paso de a Kcal/KWh. Asimismo, si se toma la variación interanual también se observa una mejora de -0,4%; Esto puede estar dado por la mayor utilización de máquinas de base más eficientes. Figura 10: Eficiencia Parque Termico 5 CAUDALES Y EMBALSES Los caudales de los ríos Paraná, Collón Cura y Limay estuvieron por encima de los históricos para el mes de septiembre de

9 El río Uruguay termino con acumulado por arriba del histórico en 40,2% y en el mes de septiembre con menos 34,1%. Esta baja de caudal estaría explicando la baja de importación de energía desde Salto Grande. El río Paraná continúo a nivel acumulado por arriba del histórico en un 1,3% en el mes quedo por arriba del histórico en 1,4%. Los ríos Collón Cura y Limay si bien en el mes quedo por arriba del histórico en 25,8% todavía continúan a nivel acumulado por abajo del histórico en 8,8%. Figura 11: Caudales de Ríos En septiembre, tras el aumento de caudales de Collón Cura más Limay y una mayor generación hidráulica, se observó una recuperación de la cota de embalse en Piedra del Águila, un incremento por arriba de la FAC y mantenimiento por debajo de FAC en Chocón. 5 9

10 Figura 12: Cotas de Embalses 6 REGULACIÓN Y GOBIERNO Congreso Nacional, o Ley 27191/2015 (boletín oficial 15/10/2015) - LEY N SU MODIFICACION REGIMEN DE FOMENTO NACIONAL PARA EL USO DE FUENTES RENOVABLES DE ENERGIA DESTINADA A LA PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA... ARTÍCULO 2 Sustitúyense los incisos a) y b) del artículo 4 de la ley , Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, por los siguientes: a) Fuentes Renovables de Energía: Son las fuentes renovables de energía no fósiles idóneas para ser aprovechadas de forma sustentable en el corto, mediano y largo plazo: energía eólica, solar térmica, solar fotovoltaica, geotérmica, mareomotriz, undimotriz, de las corrientes marinas, hidráulica, biomasa, gases de vertedero, gases de plantas de depuración, biogás y biocombustibles, con excepción de los usos previstos en la ley b) El límite de potencia establecido por la presente ley para los proyectos de centrales hidroeléctricas, será de hasta cincuenta megavatios (50 MW). ARTÍCULO 8 Establécese que todos los usuarios de energía eléctrica de la República Argentina deberán contribuir con el cumplimiento de los objetivos fijados en la ley , modificada por la presente, y en el Capítulo II de esta ley, del modo dispuesto en este Capítulo. 6 10

11 A tales efectos, cada sujeto obligado deberá alcanzar la incorporación mínima del ocho por ciento (8%) del total del consumo propio de energía eléctrica, con energía proveniente de las fuentes renovables, al 31 de diciembre de 2017, y del veinte por ciento (20%) al 31 de diciembre de El cumplimiento de estas obligaciones deberá hacerse en forma gradual, de acuerdo con el siguiente cronograma: 1. Al 31 de diciembre de 2017, deberán alcanzar como mínimo el ocho por ciento (8%) del total del consumo propio de energía eléctrica. 2. Al 31 de diciembre de 2019, deberán alcanzar como mínimo el doce por ciento (12%) del total del consumo propio de energía eléctrica. 3. Al 31 de diciembre de 2021, deberán alcanzar como mínimo el dieciséis por ciento (16%) del total del consumo propio de energía eléctrica. 4. Al 31 de diciembre de 2023, deberán alcanzar como mínimo el dieciocho por ciento (18%) del total del consumo propio de energía eléctrica. 5. Al 31 de diciembre de 2025, deberán alcanzar como mínimo el veinte por ciento (20%) del total del consumo propio de energía eléctrica. El consumo mínimo fijado para la fecha de corte de cada período no podrá ser disminuido en el período siguiente. ARTÍCULO 9 Los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Agentes Distribuidores, con demandas de potencia iguales o mayores a trescientos kilovatios (300 kw) deberán cumplir efectiva e individualmente con los objetivos indicados en el artículo precedente. A tales efectos, podrán autogenerar o contratar la compra de energía proveniente de diferentes fuentes renovables de generación a fin de cumplir con lo prescripto en este artículo. La compra podrá efectuarse al propio generador, a través de una distribuidora que la adquiera en su nombre a un generador, de un comercializador o comprarla directamente a CAMMESA bajo las estipulaciones que, para ello, establezca la Autoridad de Aplicación. Los contratos suscriptos por los sujetos indicados en el párrafo anterior no podrán fijar un precio promedio mayor a ciento trece dólares estadounidenses o su equivalente en moneda nacional, por cada megavatiohora comercializado entre las partes (U$S 113/MWh). Cumplidos dos (2) años desde la entrada en vigencia de la reglamentación de la presente ley y hasta la finalización de la Segunda Etapa del Régimen de Fomento Nacional para el Uso de Fuentes Renovables de Energía Destinada a la Producción de Energía Eléctrica, la Autoridad de Aplicación podrá modificar el precio 6 11

12 máximo establecido precedentemente si las condiciones de mercado lo justifican, aplicable para los nuevos contratos que se celebren. ARTÍCULO 10. A los efectos de lo establecido en el artículo anterior no son aplicables a los Grandes Usuarios y a las Grandes Demandas comprendidos en el mismo ni a los generadores que utilicen las fuentes renovables de energía, ninguna norma vigente al momento de la entrada en vigencia de la presente ley o que se dicte en el futuro, que de cualquier manera limite, restrinja, impida o prohíba, transitoria o permanentemente, la celebración de los contratos de suministro previstos en el artículo 6 de la ley ARTÍCULO 11. Por los incumplimientos en las obligaciones de consumo de la porción de energía eléctrica renovable correspondiente a los porcentajes indicados en el artículo 8, los Grandes Usuarios del Mercado Eléctrico Mayorista y las Grandes Demandas que sean Clientes de los Prestadores del Servicio Público de Distribución o de los Agentes Distribuidores, como penalidad por dicho incumplimiento deberán abonar sus faltantes a un precio equivalente al Costo Variable de Producción de Energía Eléctrica correspondiente a la generación cuya fuente de combustible sea gasoil de origen importado, calculado como el promedio ponderado de los doce (12) meses del año calendario anterior a la fecha de incumplimiento. El monto a aplicar como penalidad será determinado por la Autoridad de Aplicación. La reglamentación establecerá el procedimiento a seguir para determinar la existencia del incumplimiento y, en su caso, la aplicación de la penalidad, respetando el derecho de defensa de los sujetos obligados. MINISTERIO DE ECONOMÍA Y FINANZAS PÚBLICAS - SECRETARÍA DE POLÍTICA ECONÓMICA Y PLANIFICACIÓN DEL DESARROLLO - LA COMISIÓN DE PLANIFICACIÓN Y COORDINACIÓN ESTRATÉGICA DEL PLAN NACIONAL DE INVERSIONES HIDROCARBURÍFERAS, o Resolución 185/2015 (boletín oficial 29/09/2015) Art. 1 Créase el Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas Sin Inyección que como Anexo forma parte integrante de la presente, destinado a incentivar la inyección de gas natural al mercado interno de empresas sin registros en esta actividad Art. 2 El Programa de Estímulo a la Inyección de Gas Natural para Empresas Sin Inyección tendrá vigencia desde su publicación en el Boletín Oficial de la República Argentina y hasta el 31 de diciembre del año