informe de eventos del mem

INFORME DE EVENTOS DEL MEM
TEMA: PRECIOS – INFORMACIÓN GENERAL
OBJETIVOS
El objetivo principal de este informe es describir los eventos ocurridos en el Mercado Eléctrico Argentino los
cuales directa o indirectamente afectan a las empresas Agentes.
EVENTOS DE NOVIEMBRE 2011
PRECIOS DE ENERGÍA Y SOBRECOSTOS
En Noviembre se registró una disminución en la demanda
de Potencia alcanzando los 19.508MW, un 11% menos
que en Octubre 2011.
por nuevas Centrales Térmicas a Gas las que deben
funcionar con combustibles alternativos debido a la
escasez del mismo.
La Demanda Neta de Energía en Noviembre 2011 fue de
9900,2GWh, un 5,64% más que Octubre y un 6,9% por
encima de lo registrado en el año 2010.
El 23 de Noviembre comenzaron las pruebas y ensayos previos
a la entrada en servicio comercial el PARQUE EOLICO RAWSON
(Prov. de Chubut) generador eólico Rawson Nº 1 (RAW1EO01).
El Precio de la Energía Eléctrica se mantuvo estable (-0,54%)
con respecto a Octubre. En comparación a Noviembre 2010, el
incremento fue de 5,9%.
La Generación Térmica se incremento un 18,3% respecto de
Octubre pero utilizando menos combustibles líquidos y más Gas
Natural lo que generó también una nueva disminución en el
costo del S.T.D. del 12,25%.
La temperatura media de Noviembre fue 5,3ºC mayor que
la del mes anterior, alcanzando los 22,6°C en Capital
Federal y GBA. Este registro es 2,2° mayor que la media
histórica del mes.
El costo del S.T.D. fue de 13,76$/MWh un 12,25% menos que en
Octubre 2011 y 7% menos que en Noviembre 2010.
Esto responde principalmente a una menor utilización de
Combustibles Líquidos y Carbón (Consumo Mínimo de FO en lo
que va del 2011) lo que fue reemplazo por Gas Natural y LNG
promediando un consumo de 47,22MMm³/d (+24,42% que
Octubre). Si bien el GO estuvo por encima de lo consumido en
Octubre el valor de Noviembre (30.262M³) está muy por debajo
de la media anual (180.249M³).
El impacto del costo del STD (-12,25%) en la facturación de las
empresas con Contrato del MEM fue compensada con un leve
incremento en los precios del resto de los sobrecostos que
componen el precio de la Energía.
Si bien el precio del STD muestra un comportamiento
acorde a su estacionalidad, es de esperar que en los
próximos años se incremente de manera exponencial.
Este supuesto se basa en que el crecimiento de la
demanda en los últimos años fue cubierta en su totalidad
El río Paraná registró aportes superiores a la media histórica en
un 27%. El río Uruguay con aportes altamente inferiores a la
media (-38,8%).
La Central Nuclear EMBALSE desde el día 24/10 permanece
indisponible por mantenimiento programado estacional
previsto hasta el día 13/12.
GENERACIÓN MENSUAL POR TIPO DE CENTRAL (GWh)
Térmica
Hidráulica
Nuclear
Eólica
Fotovoltaica
Importación
oct-11
5112,7
3750,6
501,6
1,4
0,2
4,8
nov-11
6048,8
3606,8
232,6
2,6
0,2
9,2
Variación
18,3%
-3,8%
-53,6%
85,7%
0,0%
91,7%
TOTAL
9371,3
9900,2
5,64%
CONSUMO DE COMBUSTIBLES
Gas Oil [M³]
Gas Natural [MMm³/d]
Fuel Oil [Tn]
Carbón [Tn]
oct-11
19061
37,95
26091
9570
nov-11
30261
47,22
11749
57528
Variación
58,76%
24,42%
-54,97%
501,13%
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Evolución Sobrecosto Transitorio de Despacho [$/MWh]
250
225
200
175
150
250,1
245,8
125
Prom.101,58$/MWh
100
64,5
oct-11
nov-11
jul-11
ago-11
jun-11
may-11
abr-11
15,7 13,8
mar-11
feb-11
26,926,1
ene-11
14,8 24,1
dic-10
oct-10
sep-10
jul-10
ago-10
jun-10
abr-10
feb-10
mar-10
ene-10
dic-09
oct-09
nov-09
4,1 1,1 1,5 2,5 1,6
nov-10
30,8
30,1 24,8
sep-09
jul-09
76,1
51,953,1
21,0
jun-09
may-09
abr-09
feb-09
mar-09
ene-09
0
33,4 36,6 33,6 37,0 35,3
93,4
78,6
60,7
may-10
75,0
25
140,3
Prom.55,96$/MWh
107,5
Prom.37,22$/MWh
ago-09
50
sep-11
75
188,7
180,9
154,3
En Julio se registró el pico histórico para el S.T.D. (250,10$/MWh) superando en un 168 % el máximo alcanzado en Julio de 2010.
El promedio del S.T.D. para los primeros 11 meses del año 2011 (101,58$/MWh), respecto del 2010 (61,84$/MWh), fue del 64,3%.
El consumo de combustibles para Noviembre 2011
muestra una importante disminución en el consumo de
Fuel Oíl, Gas Oíl y Carbón (por indisponibilidad de C.T.
San Nicolás) respecto de Octubre 2011. Para preservar
las reservas hidráulicas en función de la demanda se
llegaron a despachar todos los CC (Ciclos Combinados) y
las TV (Turbinas e Vapor) con Gas y Carbón, más
máquinas forzadas con Gas Oíl por requerimientos
locales, quedando algunas TG (Turbinas de Gas) y TV
disponibles fuera de servicio por cupos de gas.
GENERACION HIDRAULICA - PRINCIPALES CENTRALES
Centrales
SALTO GRANDE
YACYRETA
FUTALEUFU
ALICURA
P. DEL AGUILA
CHOCON
ARROYITO
C. COLORADO
P. P. LEUFU
Energía
Generada
[GWh]
330,00
1456,60
290,80
223,50
554,20
192,80
44,10
59,60
110,00
Dif. Respecto
Media
Esperada [%]
4,10
2,40
2,80
24,10
60,60
19,80
10,30
-29,00
71,90
Cota Inicial
[Mts.]
Cota Final
[Mts.]
35,10
83,32
491,96
704,78
591,19
379,85
---416,77
478,55
33,77
83,21
493,00
703,69
591,20
380,68
---418,73
478,85
APORTES DE LOS PRINCIPALES RIOS [m³/seg]
Medio
Medios del
Ríos
Histórico
Mes
URUGUAY
PARANA
FUTALEUFU
LIMAY
C. CURA
NEUQUEN
6004
12381
363
357
641
579
3675
15718
346
303
507
504
nov-11
Diferencia
-38,8%
27,0%
-4,7%
-15,1%
-20,9%
-13,0%
Aquí se detalla un cuadro con las Centrales Hidráulicas
más importantes, su generación y la diferencia respecto
a la media esperada. En los casos en que la Generación
está por encima de la esperada se resalta en verde, caso
contrario se indica en rojo.
Adicionalmente indicamos la cota en metros del embalse
lo que da una idea del aporte de los ríos y las lluvias a
cada uno de los embalses.
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EVOLUCION DE LA DEMANDA
En base a datos provistos por CAMMESA, detallamos en el siguiente cuadro los valores de Potencia y Energía registrados
en Noviembre de 2011, también la comparación interanual.
Noviembre 2010
Noviembre 2011
Variación
Dif. Año Anterior
Potencia Máxima [MW]
18.353
19.508
6,3%
1155
Demanda Bruta Energía [GWh]
9.258
9.900
6,9%
642
En los siguientes gráficos se desglosan los tipos de Generación y sus aportes al sistema y la evolución del 2011 de los
distintos tipos de Generación y la importación de energía.
Se puede observar a partir de Agosto menor generación de las Centrales Térmicas debido a una menor demanda y a una
mayor generación Hidráulica lo que originó la disminución de los combustibles líquidos aumentando considerablemente
la utilización de Gas Natural. La mayor disponibilidad de este combustible para generación se debe a un merma en el
consumo residencial lo que responde directamente a las temperaturas medias registradas en los últimos meses.
A partir de Noviembre se recupera la Generación Térmica a raíz de menor generación Hidráulica y Nuclear.
Energía Eléctrica [GWh]
8000
10.662
7000
3000
4500
2000
3000
1000
1500
Demanda Total
NUCLEAR
ago-11
0
TERMICA
IMPORTACION
nov-11
6000
oct-11
4000
sep-11
7500
jul-11
5000
jun-11
Generación Hidráulica
Generación Nuclear
Fotovoltaica
10500
9000
ene-11
Importaciones
Generación Térmica
Eólica
12000
6000
may-11
6.048,8
61,1%
9.453
11.010
10.739
10.527
9.903
9.900
9.416 9.371
9.231
abr-11
3.606,8
36,4%
10.206
mar-11
0,2
0,0%
232,6
2,3%
Evolución de Generación, Importación y Dem. Total [GWh]
9,2
0,1%
feb-11
2,6
0,0%
0
HIDRAULICA
Evolución de consumos de combustibles. En la zona sombreada se puede observar los meses críticos de mayor consumo
de combustibles líquidos y menor disponibilidad de gas para la Generación Eléctrica.
G.N. [M³]
G.O. [M³]
F.O. [Tn]
Carbón [Tn]
oct-11
Consumo de Fuel Oil y Carbón [Tn]
nov-11
sep-11
ago-11
jul-11
jun-11
may-11
abr-11
mar-11
0
feb-11
dic-10
ene-11
oct-10
nov-10
sep-10
jul-10
ago-10
jun-10
abr-10
may-10
feb-10
50000
0
mar-10
200000
dic-09
100000
ene-10
400000
oct-09
150000
nov-09
200000
600000
sep-09
800000
jul-09
250000
ago-09
300000
1000000
jun-09
1200000
abr-09
350000
may-09
400000
1400000
feb-09
1600000
mar-09
450000
ene-09
Consumo de Gas Oil y Gas Natural [M3]
Evolución de Consumo de Combustibles para Generación de Energía Eléctrica
1800000
3 per. media móvil (G.N. [M³])
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EVOLUCION DE PRECIOS Y CARGO DE EXCEDENTE
El Cargo por Demanda Excedente se mantuvo en los 320$/MWh para los Grandes Usuarios Menores y Mayores (GUMEs
y GUMAs) y de 455$/MWh para los Grandes Usuarios del Distribuidor (GUDIs), según la Nota SSEE N° 0638/11.
A continuación se muestra la evolución del Precio de la Energía para la Demanda Base y la Excedente, cualquier
incremento del Cargo por Demanda Excedente tiene un impacto directo en dicho precio. Este Cargo registró un
crecimiento acumulado de 135$/MWh desde febrero de 2010 para los GUMEs y 230$/MWh para los GUDIs,
acumulando una variación acumulada del 73% y 102% respectivamente.
Para los agentes que consumen Energía Excedente, en virtud del crecimiento del Precio de la Energía para dicha
Demanda, se hace imprescindible realizar un Estudio de Factibilidad para evaluar la conveniencia de un Contrato de
Energía Plus que abastezca el costo la Demanda Excedente. Los objetivos de este contrato son la disminución del gasto
mensual, Respaldar la Demanda para no sufrir eventuales restricciones al consumo y detener la acumulación de deuda
con CAMMESA en la Cuenta de Excedente de Grandes Usuarios.
Evolución Precio Demanda Base y Excedente [$/MWh]
P.E.Promedio
Sobrecosto Combustible
Energía Adicional
FONINVEMEM
S.T.D.
Precio Demanda Excedente
nov-11
oct-11
sep-11
0
jul-11
0
ago-11
30
jun-11
25
abr-11
60
may-11
50
feb-11
90
mar-11
75
dic-10
120
ene-11
100
oct-10
150
nov-10
125
sep-10
180
jul-10
150
ago-10
210
jun-10
175
abr-10
240
may-10
270
200
feb-10
225
mar-10
300
ene-10
250
dic-09
330
oct-09
275
nov-09
360
sep-09
300
jul-09
390
ago-09
325
jun-09
420
abr-09
350
may-09
450
feb-09
375
mar-09
480
ene-09
400
S.T.D. Adic.
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NOVEDADES DEL MEM
La Resolución SE 1301/2011 promulgada el 7 de noviembre y publicada en el Boletín Oficial del 10 de noviembre,
reconfigura la estructura de precios mayoristas eléctricos del MEM, incrementando sustancialmente el precio del
mismo. La decisión de cada Ente Regulador con jurisdicción sobre cada distribuidora determinará qué consumidores
serán los que terminen pagando este incremento del Precio Estacional
A continuación se detallan los análisis realizados:
La Resolución incluye la aprobación de la Programación Estacional de Verano del Mercado Eléctrico Mayorista para el
período del 01/11/2011 y el 30/04/2012. Durante el desarrollo de esta nueva Normativa se menciona que una parte de
la demanda industrial de electricidad estaría en condiciones de afrontar costos más reales. También se evidencia que los
costos de generación de energía del último período anual móvil fueron de 320 AR$/MWh
™ Así, se promulgan valores para los Precios de referencia estacionales para la energía “no subsidiada” en el MEM, que
son en promedio un 134% superiores a los anteriores (Precio promedio de referencia pasa de 106,71 AR$/MWh a
aproximadamente 240 AR$/MWh). Si bien los nuevos Precios Estacionales a cobrar desde el 1° de diciembre son
inferiores a los 320 AR$/MWh de costo, se acercan a este nivel. El mayor efecto se centra en el ajuste notable a
consumidores residenciales – sujeto a cómo los aloque cada Ente Regulador – ya que el precio promedio a este
segmento no llegaba al 10% de los costos reales de generación.
™ Los incrementos finales a consumidores del segmento industrial se vinculan principalmente con el tipo de servicio al
que están vinculados con las distribuidoras, sean estos por provisión integral de energía eléctrica como en el caso de
usuarios directos de Distribuidora. Para aquellos que actúan como GUMA, GUME o GUDI por Cuenta y Orden, el
efecto no debería ser relevante ya que sólo se verán afectados mínimamente en el servicio de peaje.
™ El peaje es un valor agregado de la distribución (VAD) por lo que los precios estacionales tienen una incidencia
mucho menor que la tarifa plena (Energía+Peaje). El precio del peaje lo debe negociar cada Distribuidora con su Ente
Regulador y está estrechamente relacionado con las instalaciones que posee cada una de ellas. Este costo tiene una
relación directa con la Potencia y una incidencia menor de la Energía.
™ La Resolución no menciona ajustes o incrementos en relación a los Cargos o al Precio Spot de la Energía, con un tope
histórico en 120 AR$/MWh, por lo que los contratos a término de provisión de energía (MEM) se verían afectados en
sus valores.
™ Los incrementos establecidos en la Resolución serán de aplicación de acuerdo a la actividad desarrollada, para la
cual se apela al Codificador de Actividades establecido en una Resolución General de la AFIP Nº 485/1999. En el
Anexo II de la Resolución se listan los códigos alcanzados por estos incrementos.
™ La Resolución contempla un registro de excepción a la aplicación de los incrementos para aquellas empresas que
"justifiquen y acrediten no poder afrontar" estos nuevos precios.
™ En principio, el universo de actividades alcanzadas por esta quita de subsidios es reducido aunque existe intención
de extenderlos a casi todas las actividades.
™ La quita de subsidio al consumo eléctrico fue determinada en esta primera etapa para las empresas de telefonía
móvil de alcance nacional, de servicios esparcimiento relacionados con juegos de azar y apuestas, aeronavegación,
transporte fluvial, entidades bancarias, financieras, de seguros, crédito y empresas de minería, de extracción de
petróleo y gas. Como mencionamos en nuestro brochure, en este contexto no es difícil imaginar un futuro cercano
donde el gobierno disminuya progresivamente los subsidios en Energía y genere un ajuste de tarifas para sincerar
costos, desalentar la demanda superflua, equilibrar la carga entre sectores sociales y reducir el Gasto Público.
™ La Secretaría de Energía ha emitido la Nota 8337/11 la cual impacta directamente a todas las empresas bajo la órbita
de la RES 1301/11 que ingresen al MEM para evitar los aumentos de precios de los Distribuidores. Esta Nota instruye
a CAMMESA a calcular e incluir en el Sobrecosto Transitorio de Desapcho (STD) un costo adicional que compense las
importaciones de Energía de Brasil y otros.
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