Consejo Nacional de Energía

Transcripción

1 Consejo Nacional de Energía Informe Mensual del Mercado Eléctrico Junio 217 (Información de Carácter Oficial) Dirección de Mercado Eléctrico Julio 217 San Salvador

2 US$/MWh US$/MWh Composición del Precio de la Energía Junio 217 El precio total de la energía trasladable a tarifa esta compuesto por el precio de la energía que es vendida en el mercado Spot (MRS) y la energía que es vendida en el mercado de contratos de largo plazo (CLP), a este precio se adiciona la componente del cargo por capacidad (CPC) y la componente de los cargos del sistema (CSIS) MRS CLP CLP+MRS ENERGÍA EN CLP Y MRS GWh, 32% GWh, 68% CLP Valorización de la energía retirada por las distribuidoras para el cálculo del precio de la energía MRS CLP MRS MRS+CLP CSIS Potencia Energía Total Durante el mes de Junio del 217, las distribuidoras retiraron el 68. % de su demanda de energía del mercado de contratos a un precio de US$ /MWh, mientras que el 32. % fue retirado del mercado Spot (MRS) a un precio de US$ /MWh. El precio global de la energía en el mes de Junio fue de US$ /MWh, lo que representa una Disminución del 3.25% respecto al precio del trimestre anterior (US$ /MWh)

3 US$/MWh Detalle de Cargos del Sistema (CSIS) Junio 217 Los cargos del sistema (CSIS) son costos complementarios a la producción de energía eléctrica que son traspasados directamente a la demanda. Dichos costos están asociados a los servicios necesarios para garantizar el transporte, la calidad, seguridad y eficiencia económica del suministro, así como para la recuperación de aquellos costos relacionados con aspectos administrativos y operativos del sistema, como los servicios prestados por la UT, la SIGET y otros similares Cargo FLDDP PTRANSMIS COMP_EFI REACTIVOS ACVOLTAJE FLEMG UT SIGET CCT CUST US$/MWh Total CSIS Evolución Consolidad de los CSIS * Los cargos CUST y PTRANSMIS están referenciados al eje secundario

4 Mercado Spot - Costo Marginal Operativo Junio 217 Distribución de Marginalidad por Unidad Distribución de Marginalidad por Operador acaj-m6 tpto-g1 taln-g2 15se-g1 taln-g1 acaj-g2 nepo-g1 berl-u4 soya-g1 5nov-u7 acaj-m5 acaj-m3 acaj-m4 5nov-u4 5nov-u3 holc-m1 acaj-m1 cgra-g1 5nov-u % 9.44% 9.3% 8.6% 7.92% 7.36% 5.42% 3.19% 2.8% 2.8% 1.81% 1.53% 1.39%.97%.83%.42%.14%.14% 26.25% INE 27% NEJAPA 2% HOLCIM 2% TERMOPUERT O 6% TEXTUFIL 12% DUKE 33% Distribución Porcentual del CMO 6% 65.5% 4% 2% % 1.34% 33.6% Total 9-15

5 lcab-g1 chap-g1 lang-g1 anta-g1 cassa-g1 berl-u1 berl-u2 berl-u3 ahua-u2 ahua-u1 ahua-u3 berl-u4 5nov-u7 5nov-u6 5nov-u5 5nov-u4 5nov-u3 5nov-u2 5nov-u1 guaj-u1 cgra-g1 15se-g1 acaj-g2 taln-g1 tpto-g1 acaj-m3 acaj-m2 acaj-m5 acaj-m1 acaj-m6 acaj-m4 holc-m1 taln-g2 nepo-g1 text-g3 soya-g1 text-g1 text-m5 gcsa-g1 text-g2 bore-g1 hilc-g1 acaj-u1 acaj-u2 acaj-u5 acaj-u4 $/MWh Lista de Merito para el Despacho Basado en Costos de Producción Junio 217 Se presentan los costos variables que se dan en el predespacho semanal de la primera y de la última semana del mes en análisis Semana 1 Semana Unidad

6 US$/Mwh US$/BBL US$/MWh Evolución Histórica del Precio de la Energía El precio de la energía en el mes de Junio 217 es de US$ /MWh, lo que representa una disminución del 3.25% respecto al precio del trimestre anterior (US$ /MWh) Promedio_Periodo Precio_Mensual Tarifa_Vigente Precio_Mensual_ Energía Precio_Bunker 2 1

7 US/MWh US$/BBL US$/MWh Estimación de Precios de Energía por Recurso y Operador 25 Estimación del precio de venta de la energía por tipo de recurso Hidro Geo Resto SFV Estimación del precio de venta de la energía de los PM térmicos Talnique Duke Nejapa Cassa Precio Bunker

8 Demanda de Energía y Potencia de El Salvador Demanda de Energía Demanda de Potencia [GWh] Mes Variación Enero % Febrero % Marzo % Abril % Mayo % Junio % Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre *No se incluyen Perdidas de Transmisión [MW] Mes Variación Enero % Febrero % Marzo % Abril % Mayo % Junio % Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre % *Demanda Calculada

9 Generación para el Abastecimiento de la Demanda Fotovoltaica,., % Biomasa,., % Importación Neta, 65.4, 12% Hidroeléctrica, 117.7, 22% Fotovoltaica, 8.9, 2% Importación Neta, 137.2, 26% Hidroeléctrica, 153.5, 29% Biomasa,., % Térmica, 23.3, 43% Geotérmica, 119.6, 23% Térmica, 18.5, 2% Geotérmica, 124.8, 23% Junio 216 Junio 217 La importación neta incluye la energía inadvertida que se transa entre países, para efectos de cuantificar la demanda nacional Recurso Generación (GWh) Generación (%) jun-16 jun-17 jun-16 jun-17 Hidroeléctrica % 28.8% Geotérmica % 23.4% Térmica % 2.4% Biomasa...%.% Fotovoltaica. 8.9.% 1.7% Importación Neta % 25.7% Total % 1% * Valores Negativos indican que la transacciones fueron de Exportación Neta

10 Inyección Acumulada Anual por Participante del Mercado a Junio 217 Inyección Acumulada Anual por Participante del Mercado a Junio 217 LAGEO DUKE CEL INE TERMOPUERTO CHAPARRASTIQUE ELANGEL CASSA LACABAÑA ANTARES NEJAPA TEXTUFIL CESSA GECSA BOREALIS HILCASA Todas las unidades en GWh GWh PM Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sept Oct Nov Dic Total % ANTARES % LAGEO % DUKE % CEL % INE % TERMOPUERTO % CHAPARRASTIQUE % ELANGEL % CASSA % LACABAÑA % TEXTUFIL % NEJAPA % CESSA % GECSA % BOREALIS % HILCASA % Total [GWh] % GWh

11 Detalle de Importaciones y Exportaciones Junio 217 Exportación Importación Exportación Total Programada 1,74.2 Inadvertida 757. Importación Total 138,93.3 Programada 138,442. Inadvertida Importación Neta 137,983.1 Programada 136,737.8 Inadvertida Toda la Información en MWh

12 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 /6/217 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 /6/217 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 /6/217 $/MWh msnm GWh Cerrón Grande (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua) Evolución Embalse Cerrón Grande msnm Inyección Mensual - Cerrón Grande ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Costo de Oportunidad de Cerrón Grande Información del predespacho diario Junio Cerrón Grande Costo de Oportunidad $/MWh Máximo Mínimo 58.6 Promedio 71.9

13 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 1/6/217 11/6/217 12/6/217 13/6/217 14/6/217 15/6/217 16/6/217 17/6/217 18/6/217 19/6/217 2/6/217 21/6/217 22/6/217 23/6/217 24/6/217 25/6/217 26/6/217 27/6/217 28/6/217 29/6/217 3/6/217 $/MWh msnm GWh Guajoyo (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua) 432 Evolución Embalse Guajoyo 12. Inyección Mensual - Guajoyo msnm Costo de Oportunidad de Guajoyo Información del predespacho diario ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic Junio Guajoyo Costo de Oportunidad $/MWh Máximo 73. Mínimo 62.4 Promedio 66.9

14 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 1/6/217 11/6/217 12/6/217 13/6/217 14/6/217 15/6/217 16/6/217 17/6/217 18/6/217 19/6/217 2/6/217 21/6/217 22/6/217 23/6/217 24/6/217 25/6/217 26/6/217 27/6/217 28/6/217 29/6/217 3/6/217 $/MWh msnm GWh 5 de Noviembre (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua) Evolución Embalse 5 de Noviembre msnm Inyección Mensual - 5 de Noviembre Costo de Oportunidad de 5 Noviembre Información del predespacho diario 1.. Junio ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic de Noviembre Costo de Oportunidad $/MWh Máximo 84.8 Mínimo. Promedio 63.5

15 1/6/217 2/6/217 3/6/217 4/6/217 5/6/217 6/6/217 7/6/217 8/6/217 9/6/217 1/6/217 11/6/217 12/6/217 13/6/217 14/6/217 15/6/217 16/6/217 17/6/217 18/6/217 19/6/217 2/6/217 21/6/217 22/6/217 23/6/217 24/6/217 25/6/217 26/6/217 27/6/217 28/6/217 29/6/217 3/6/217 $/MWh msnm GWh 15 de Septiembre (Cota, Generación y Costo de Oportunidad del Agua Evolución Embalse 15 de Septiembre Inyección Mensual - 15 de Septiembre msnm Costo de Oportunidad de 15 Septiembre Información del predespacho diario Junio. ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic de Septiembre Costo de Oportunidad $/MWh Máximo 75.3 Mínimo. Promedio 67.1

16 $/bbl $/barril Anexo: Precios semanales del Bunker utilizado por los generadores Junio Precios de Bunker Declarados por los Generadores para la Generación de Energía Eléctrica 49. DUKE- ACAJUTLA DUKE- DIESEL BOREALIS GECSA HILCASA HOLCIN NEJAPA Promedio * Los precios incluyen costos de internación y el efecto del manejo de inventario DUKE- SOYA INE TEXTUFIL TERMO- PUERTO Semana Semana Semana Semana Precio Platt s del Bunker Junio Año Mes Platt s($/bbl) 216 noviembre diciembre enero febrero marzo abril mayo junio 41.57

17 ANEXO Descripción de los Cargos del Sistema (CSIS) Fuente: ANEXO del Reglamento de Operación del Sistema de Transmisión y del Mercado Mayorista Basado en Costos de Producción (ROPCP) ACVOLTAJE: Valor mensual unitario del costo de arranque en cero voltaje CCT: Cargo Complementario de Transmisión Regional COMPEFI: Costo unitario correspondientes a compensaciones por eficiencia CUST: Cargo por Uso del Sistema de Transmisión FLDDP: Factor de Liquidación por Diferencia de Precios FLEMG: Factor de Liquidación por Emergencias PTRANSMIS: Cargo por Uso del Sistema de Transmisión REACTIVOS: Costo unitario por las compensaciones por necesidades de control de tensión y aportes de energía reactiva SIGET: Tasa de Actualización por Registro en la SIGET que generadores e importadores deben pagar anualmente por energía comercializada. UT: Cargo por administración del Mercado Mayorista A la suma de todos estos cargos se le conoce como cargos del sistema (CSIS)

18 Dirección de Mercado Eléctrico