desarrollo de situación actual y futura del mercado energético. asociación de grandes usuarios de...
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Desarrollo de situación actual y futura del mercado energético.
Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la
República Argentina.
AGUEERA.
Lic. Ovidio Holzer
Mayo 2014
AGUEERA
AGUEERA reúne al 70 % de la demanda de los GU del país
Representa, asesora y resguarda los intereses de sus Asociados
Promueve el desarrollo eficiente y sustentable del abastecimiento de energía
Es accionista de CAMMESA (20%) y forma parte de su Directorio
3M ARGENTINA S.A.ACEITERA CHABAS S.A.ACEITES VEGETALESACERBRAG S.A.ACEROS CUYANOS S.A.ACINDAR S.A.AEROPUERTOS ARGENTINA 2000 S.A.AGA ARGENTINA S.A.AGUA Y SANEAMIENTOS ARG. S.A..AIR LIQUIDE ARGENTINA S.A.ALTO PARANÁ SAALUAR ALUMINIO ARGENTINO S.A.I.C.ANDINA EMPAQUES ARGENTINA S.A.ARCOR S.A.I.C.ARZINC SABEKAERT TEXTILESBENITO ROGGIO TRANSPORTE SABIMBO DE ARGENTINA S.A.BUNGE ARGENTINA S.A.CEMENTOS AVELLANEDA S.A.CENCOSUD S.A.CHEVRON SAN JORGE S.R.L.COMPAÑÍA ARG. DE LEVADURAS S.A.I.C.COTEMINAS ARGENTINA S.A.FATE S.A.
FRIGORÍFICO CALCHAQUÍ FRIGORIFICO INDUSTRIAL PEHUAJO FRIGORIFICO PALADINI S.A. GLOBE METALES S.A.INTERPACK S.A.INVISTA ARGENTINA S.A.KORDSA ARGENTINA S.A.LOMA NEGRA S.A.MANUFAC. DE FIBRAS SINTETICAS MASISA ARGENTINA S.A.MASSALIN PARTICULARES S.A.MCC MINERA SIERRA GRANDE S.A.MERCEDES BENZ ARGENTINA S.A.METALMECANICA S.A.MINERA ALUMBRERA LTDA. NATURAL JUICE S.A.OLEAGINOSA MORENO HNOS. S.A.OPPFILM ARGENTINA SAOCCIDENTAL ARG. DE
EXPLORATIONPAN AMERICAN ENERGY LLC. PAPEL PRENSA S.A.PAPELERA ENTRE RÍOS S.A.PAPELES PM S.A.I.C.PBBPOLISUR S.A.
PETROBRAS ARGENTINA S.A.PETROKEN S.A.PEUGEOT CITRÖEN ARG. S.A.PRAXAIR ARGENTINA S.R.L.PRODUCTOS DE MAIZ S.A.PROFERTIL S.A.SADESA S.A.SAF ARGENTINA S.A.SCANIA ARGENTINA S.A.SHELL COMP. ARG DE PETROLEO SIDERCA S.A.SIPAR ACEROS S.A.SMURFIT KAPPA DE ARGENTINA SOTYL S.A.SPICER EJES PESADOS SASWIFT-ARMOUR S.A.TAVEX ARGENTINA SATELEFÓNICA DE ARGENTINA S.A.TRENES DE BUENOS AIRES S.A.UNILEVER de ARGENTINA SAVALOT S.A.VIA FRUTTA SAVIDRIERIA ARGENTINA S.A.YPF SAZUCAMOR S.A.
SOCIOS
Composición de la demanda
Residenciales40%
Menores a 10 kW10%
10<pot<300 kW16% Alumbrado público
4%
GUDIs10%
GUMAs15%
GUMEs5%
>300 kW30%
Demanda
Fuente: CAMMESA
Tasa de crecimiento: + 4,94 %
Demanda GUMAS
Capacidad Instalada
Antigüedad parque Térmico
Promedio gral: 19 años
TV: ~ 37 años (24%)
CC: ~ 13 años (49%)
Sistema Alta Tensión 03-13
Expansión relevante
Líneas AT: +48% (Km)
Transformación: 49%
Ingresos 2013: 104 MW, crecimiento potencia máxima 2013: 1.845 MWIngreso previsto neto 2014: 915 MW, crecimiento potencia máxima 2014: 240 MW
Potencia Instalada y potencia máxima
1,48
1,69
1,32
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW
0
0,2
0,4
0,6
0,8
1
1,2
1,4
1,6
1,8
Relación Pot. instalada/Pot.max
Hidro Nuclear CCTV TG Motgdres (DO/GN)Eólico Potencia máxima Cap. Inst/Dda Máx.
Térmico 61%Hidro 36%Nuclear 3%Otros 0,7%Total 100%
Capacidad 2013
Ingresos previstos 2014
VUELTA OBLIGADO TG: 2x280 MW Junio 2014Cierre CC TV: 300 MW junio 2015
RIO TURBIO TV: 2X 125 MW fines 2014
CHIMBERA II: 8 MW segundo semestre 2014
ATUCHA II: 745 MW Septiembre 2014
Evolución de la oferta
Consumo de combustibles
Combustibles para generación Evolución del consumo
Precios Relativos US$/MMBTUGas Bolivia: ~11 Gas LNG: ~17
Gas Oil importado: ~23 Fuel Oil importado: ~17
Nuevo Plan Gobierno (Res 1/2013)Desarrollo Gas Nuevo: 7,50
Importación de GNL y gas de Bolivia
Fte: CAMMESA
+ 6,029
(2,738)
(5,597)
(10,000)
(8,000)
(6,000)
(4,000)
(2,000)
+ 0
+ 2,000
+ 4,000
+ 6,000
+ 8,000
1990
1991
1992
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
2011
2012
2013
Import - Real (*) Export - Real (*) Saldo externo
MMU$s
Balanza Energética
Balanza Energética
Fuente: Indec (*) Acumulado hasta Septiembre 2013
Precio MEM
Síntesis Precio MEM GU
Precio de la energía ponderando base y excedente.
Usuarios con subsidio
Usuario: 80 % Base + 20 % Excedente 2013 2012 2011 Demanda Base 304 271 269 ($/MWh)
Demanda Excedente 492 479 481 ($/MWh)
GUMA con subsidio con tope 320 $/MWh 342 313 312 ($/MWh)
GUMA con subsidio con tope 320 $/MWh 62 69 75 (US$/MWh)
GUMA con subsidio con Contrato Plus 62 71 75 (US$/MWh)
Precio de la energía ponderando base y excedente.
Usuarios sin subsidio 2013 2012 2011
Cargo por importación de Brasil + Cargo por Ctos MEM 81,0 64,1 60,6 ($/MWh)Cargo por importación de Brasil + Cargo por Ctos MEM 14,8 14,1 14,6 (US$/MWh)
Tipo de cambio 5,5 4,6 4,2 ($/US$)
Precio MEM en las tarifas
Subsidios
Margen de distribución en la tarifa final
Usuario Peaje Con Subsidios MT
23,0 22,0
124,5112,6
129,6
22,0
74,2 75,4 72,5
132,0
102,1
7,4 7,5
7,2
7,8
11,9
62,6
2,0 2,01,9
6,9
4,1
2,9 2,8
0,0
0,0
0,0
49,0
18,0 18,018,0
0,0
0,0
-10
10
30
50
70
90
110
130
150
EDESUR EDENOR EDELAP EPESF EPEC EDESAL EDEA EDEN EDES EDEMSARED
EDEMSABORNES
[$/M
Wh
]
Cargos redes
Energía
Potencia
Otros
Tarifa final distribución (Usuario pleno)Usuario Pleno con Subsidios
28,6 27,8
128,2 116,8133,3
28,9
91,5 96,3 84,8
122,895,9
110,1 111,5
109,6116,6
116,1
282,4
127,2 126,6124,1
112,1
109,310,6 10,3
0,0 0,0
0,0
49,0
28,7 28,728,7
0,0
0,0
0
50
100
150
200
250
300
350
400
EDESUR EDENOR EDELAP EPESF EPEC EDESAL EDEA EDEN EDES EDEMSARED
EDEMSABORNES
[$/M
Wh
]
Cargos redes
Energía
Potencia
Otros
A la tarifa de distribución del cuadro tarifario se debe agregar:
Cargo demanda excedente (Res. SE Nº 1281/06; 720 $/MWh promedio 2013, con tope 455 ó 320 $/MWh)PURECargos provinciales
Tarifa final distribución
Resolución SE 1281/06
La Demanda Nueva debe enfrentar los costos reales de generación -> “ Costo Marginal Real “.
Se considera como Demanda Nueva a toda la demanda con ingreso posterior al año 2005 (Año BASE).
Inicio de aplicación de la metodología => noviembre de 2006.
Cargo por Demanda Excedente
Se aplica a los Grandes Usuarios con demandas mayores o iguales a 300 kW de potencia.
Los Grandes Usuarios pueden ser GUMAS, GUMES o GUDIS (Nueva categoría: Grandes Usuarios de Distribuidor –a partir de la res SE/95 no pueden continuar-).
La cantidad de usuarios alcanzados es de alrededor de 5.000 GU
La energía excedente no paga Sobrecostos Transitorios de Despacho
El contrato con generación nueva (plus) permite neutralizar el impacto de este cargo
Cargo por Demanda Excedente
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
nov-
06
feb-
07
may
-07
ago-
07
nov-
07
feb-
08
may
-08
ago-
08
nov-
08
feb-
09
may
-09
ago-
09
nov-
09
feb-
10
may
-10
ago-
10
nov-
10
feb-
11
may
-11
ago-
11
nov-
11
feb-
12
may
-12
ago-
12
nov-
12
Precio Tope GUDI:
Precio Tope GUMAS / GUMES:
Precio Real
PRECIOS TOPE VIGENTES:GUDI: 455 $/MWh
GUMA/GUME: 320 $/MWh
Resolución SE 95/13
Cambia la forma de remuneración de los generadores: Se modifica la retribución de cada unidad y de los contratos que continúen vigentes.
Concentra en CAMMESA la provisión de los combustibles. No se reconocerá en los precios de la energía el costo de combustibles, ya sea que se trate de combustibles líquidos o de gas natural. Se respetan los contratos existentes a la fecha de la resolución entre los generadores y sus proveedores de combustibles hasta su extinción .
Suspensión de nuevos Contratos en el Mercado a Término para la demanda base.
No afecta el Mercado de Energía Plus. No será de aplicación a los Autogeneradores del MEM que aporten
excedentes circunstanciales relacionados con su actividad industrial o bien que cuenten con Acuerdos o Convenios de Abastecimiento con otras plantas consumidoras de su propiedad (misma razón social) que actúan en el MEM como Grandes Usuarios, incluyendo los Autogeneradores Distribuidos.
Sustituto de los contratos
Los GU cuyos contratos sean alcanzados deben adquirir el volumen contractual a CAMMESA.
Las normas no prevén respaldo físico para estos volúmenes de energía.
El valor de compra de la energía de los Grandes Usuarios al OED será el costo de la energía en el Mercado Spot más los cargos mensuales correspondientes, con más 15 $/MWh correspondientes al Cargo por Sustentabilidad y Garantía creado por dicha Res SE 95/13 .
Remuneración de la Generación
La retribución de cada unidad será en función de: La tecnología de operación (TV, TG, CC, Hidro)
y de su tamaño. Disponibilidad histórica propia y de la
tecnología. Desestimiento o no de reclamos judiciales
(*) B.Oficial del 26/3/2013
Contratos de Grandes Usuarios
0
500
1 000
1 500
2 000
2 500
3 000
3 500
4 000
0
200
400
600
800
1 000
1 200
1 400
1 600
1 800
2 000
ene-
12fe
b-12
mar
-12
abr-
12m
ay-1
2ju
n-12
jul-1
2ag
o-12
sep-
12oc
t-12
nov-
12di
c-12
ene-
13fe
b-13
mar
-13
abr-
13m
ay-1
3ju
n-13
jul-1
3ag
o-13
sep-
13oc
t-13
nov-
13di
c-13
ene-
14fe
b-14
mar
-14
abr-
14m
ay-1
4ju
n-14
jul-1
4ag
o-14
sep-
14oc
t-14
nov-
14di
c-14
ene-
15fe
b-15
mar
-15
abr-
15m
ay-1
5ju
n-15
jul-1
5ag
o-15
sep-
15oc
t-15
nov-
15di
c-15
EVOLUCION PREVISTA DE CONTRATOS [GWh]
GUME [GWh]
GUMA [GWh]
CANTIDAD DE CONTRATOS
PROYECCION
HISTORIA
GWh N°
Nota SE 5129: Optimización del Despacho
La nota SE 5129/13 establece que durante el verano 2013-2014 y en adelante la optimización del despacho de generación y combustibles se debe realizar considerando valores de costos reales de adquisición que resulten representativos en cada período de gestión. La misma establece que, dado que el costo real de adquisición del Fuel Oil Nacional y del Carbón Nacional (aprox. 13 US$/MBtu) es menor al del GNL importado (aprox 18 US$/MBtu), que estos dos combustibles locales se despachen primero en las TV, disminuyendo así el costo total a nivel país.
Anteriormente se le asignaba al GNL el costo del GN (2,68 US$/MBtu) y se lo despachaba primero, no representando este despacho los costos reales del sistema. Mediante esta optimización se obtendrá un ahorro de divisas en los meses de verano, ya que en los meses de invierno (por mayor demanda de gas por parte del sector residencial y menor disponibilidad de gas a nivel país), tanto el GNL como el FO y el Carbón necesitan ser despachados.
Nota SE 5129: Optimización del Despacho
El despacho se vió así modificado respecto a años anteriores, utilizándose más Fuel Oil en períodos fuera del invierno. Esta sustitución de fuel oil por gas (a precio de 2,68 U$S/MMBTu) se ve reflejada en un aumento del costo de la energía en el MEM y en una reducción del monto de subsidio de ENARSA por el GNL
Evolución de los STD en verano
En relación a los costos, en los meses de verano la optimización implicó un aumento en los STD de aproximadamente 50 $/MWh.
Previsión Invierno 2014.Programación Estacional
La tasa de crecimiento prevista por los Agentes para el período, respecto al mismo período del año anterior es del 3,4%.
Semestre Mayo – Octubre 2014
Se prevé el ingreso de una de las TG de la CT Vuelta de Obligado (2 TG x 280 MW) para mediados de Junio y la otra para mediados de Julio.
Despacho y consumo de combustibles
Real Previsto Real PrevistoMayo-Julio
2013Mayo-Julio 2014
Mayo-Julio 2013
Mayo-Julio 2014
Alto 10932 Alto 30.6Medio 10224 Medio 28.0Bajo 9461 (Mm3/dia) Bajo 24.7Alto 5324 Alto 1081
Medio 4539 Medio 1060Bajo 3757 (Miles Tn) Bajo 1054Alto 571 Alto 295
Medio 571 Medio 295Bajo 571 (Miles Tn) Bajo 295Alto 0 Alto 1924
Medio 0 Medio 1319Bajo 0 (Miles m3) Bajo 749Alto 112
Medio 85Bajo 51
9692TERMICO
Despacho Generación (MW med)
1597
CARBON
GASOIL
765
GAS 26.2
FUEL OIL
711
Consumos Combustibles
47.1E.Renovables
INTERCAMBIO 0
HIDRAULICO 4392
NUCLEAR 308
Aportes Hidráulicos
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31 32 33 34 35 36 37 38 39 40 41 42 43 44
May Jun Jul Ago Set Oct
MW-mediosGeneración HidráulicaTotal
Alto Medio Bajo Real 2013
Precios estimados
Monómicos Medios Resultantes May'14 - Jul'14A Distribuidores SPOT SPOT SPOT
$/MW-mes $/MWh $/MWh $/MWh $/MWhProbabilidad de Excedencia 10% 10% 50% 80%
Energía 120.00 120.00 120.00 120.00SCTD + Adicional SCTD 414.99 452.51 406.93 372.72
Energía Adicional 16.10 3.32 3.32 3.32Sobrecosto Combustible 20.42 4.97 4.94 4.90
Sobrecosto Contratos Abast. MEM 480.54Potencia Despachada 4552 6.87 6.87 6.87 6.87Reserva de Potencia 5526 10.41 1.29 1.29 1.29
Servicios Asociados a la Potencia 14171 28.75 2.22 2.22 2.22Servicio Reserva Instantánea 25 0.05 0.00 0.00 0.00
TOTAL 1098.13 591.17 545.57 511.32
Para el trimestre mayo-julio se espera un STD de 407 $/MWh
Precios estimadosEstimación Resultado Trimestral Total de Fondos y Cuentas (Millones de $)
a partir del estado de Fondos según nota S.E. 4391 del 06/ 08/ 13
Para diferentes Precios Sancionados y Precios Resultantes en el Trimestre Trimestre: May'14 - Jul'14 Definitiva
Pico Resto Valle Total7,000 14,432 6,189 27,620
Precio Sancionado ($/MWh) Precio Resultante en el Trimestre ($/MWh)
Pr.Exc. 10% 25% 40% 50% 70% 80%
Energía 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00
SCTD Spot Dem Base 452.51 439.63 413.32 406.93 388.72 372.72
E.Adic.+SCComb+ SCAMEM(*) 117.39 117.38 117.37 117.37 117.35 117.33
Potencia 10.38 10.38 10.38 10.38 10.38 10.38
Monómico 700.28 687.39 661.07 654.67 636.45 620.42
10% 120.00 414.99 517.09 46.07 1,098.15 10,989 11,345 12,072 12,249 12,752 13,195
25% 120.00 414.99 517.08 46.07 1,098.14 10,989 11,345 12,072 12,249 12,752 13,195
40% 120.00 414.99 517.06 46.07 1,098.13 10,989 11,345 12,072 12,248 12,752 13,194
50% 120.00 414.99 517.06 46.07 1,098.13 10,989 11,345 12,072 12,248 12,752 13,194
70% 120.00 414.99 517.05 46.07 1,098.11 10,988 11,344 12,071 12,248 12,751 13,19480% 120.00 414.99 517.02 46.07 1,098.09 10,987 11,343 12,070 12,247 12,750 13,193
96.00 -16,690 -16,334 -15,607 -15,431 -14,927 -14,485
(*)SCAMEM Previsto ($/MWh)= 109.1 Pr.Exc. ($/MWh) 10% 25% 40% 50% 70% 80%SCAMEM Cobrado($/MWh) = 480.5 SCTD Spot Dem Exc 1656.31 1626.31 1579.31 1561.84 1518.84 1479.68
Demanda Fuera de Contrato [GWh]
E.A
dic.
+S
CC
omb+
S
CA
ME
M C
obra
do
SC
TD
Ene
rgía
Sanción Actual Res. SE. N° 2016/2012
Pr.
Exc
.
Mo
nó
mic
o
Pot
enci
a
Perspectiva de Capacidad Instalada
Algunas reflexiones
El sistema hoy presenta: Crecimiento de la demanda impulsado desde el estamento residencial. Crecimiento en el costo de los energéticos. Fuerte distorsión tarifaria. Un sistema que no se auto sostiene sin subsidios. Necesidad de fuertes inversiones. Marco legal del sector afectado por decisiones coyunturales.
….. El sector necesita de políticas de largo plazo que lo lleven a la autosuficiencia y diversificación de la matriz energética y que impulsen el desarrollo de la oferta de generación, transporte y distribución en forma sustentable en el tiempo.
La disponibilidad de energía a precios competitivos es esencial para el desarrollo argentino y por ende del sector industrial.
Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la
República Argentina. AGUEERA
Muchas Gracias
[email protected]: (54 11) 4311 7000
Ovidio Holzer [email protected]