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Agosto 2017 SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA Comisión Nacional de Energía Atómica AÑO XVII Nº 200 Edición aniversario Nº 200
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Agosto 2017
SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
Comisión Nacional de Energía Atómica
AÑO XVII Nº 200
Edición aniversario
Nº
200
Comité técnicoNorberto CoppariSantiago Jensen
Coordinación GeneralMariela Iglesia
Producción editorialSofía ColaceDiego CoppariPablo RimancusAgustín Zamora
Comité revisorMariela Iglesia
Diseño GráficoAndrés Boselli
Colaborador externoCarlos Rey
Elaborado por la Subgerencia de Planificación EstratégicaGerencia de Planificación, Coordinación y Control
Comisión Nacional de Energía Atómica
CONTENIDOINTRODUCCIÓN........................................................................................................................................................................1
OBSERVACIONES....................................................................................................................................................................1
DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA...............................................................................................................................2
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA....................................................................................................................................5
POTENCIA INSTALADA..........................................................................................................................................................6
GENERACIÓN NETA NACIONAL............................................................................................................................................7
APORTE DE LOS PRINCIPALES RÍOS Y GENERACIÓN NETA HIDRÁULICA.............................................................8
GENERACIÓN NETA DE OTRAS RENOVABLES.............................................................................................................10
GENERACIÓN NETA TÉRMICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES.............................................................................11
GENERACIÓN NETA NUCLEAR..........................................................................................................................................14
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MEM.............................................................................................15
EVOLUCIÓN DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES.......................................................................................17
IntroducciónEn agosto, la demanda neta de energía del MEM registró un aumento del 2,2% con respecto al valor alcanzado en el mismo mes del año pasado.
Agosto fue sensiblemente más caluroso que en años anteriores. En esta ocasión, la temperatura media del mes fue de 15,2 ºC, mientras que la del año pasado había sido de 13,8 ºC y la de la media histórica de 12,5 ºC.
En cuanto el aporte de los ríos, el caudal del río Uruguay fue levemente superior al histórico del mes; al igual que el río Paraná. Situación similar ocurrió para el río Futaleufú, el cual recibió aportes superiores a los históricos para este mes. Por otra parte, los ríos Limay, Collón Curá y Neuquén, pertenecientes a la Cuenca del Comahue, registraron aportes inferiores a sus históricos para agosto.
Como resultado de ello, la generación hidráulica aumentó un 19,3% en comparación al valor registrado en agosto de 2016.
En cuanto a la generación de Otras Renovables, este mes aportaron 212,2 GWh contra 198,3 GWh registrados en agosto del año anterior.
Por su parte, la generación nuclear del mes fue de 621,6 GWh, mientras que en agosto de 2016 había sido de 494,9 GWh.
Además, la generación térmica resultó un 4,8% inferior a la generada durante el mismo mes del año anterior.
En relación a las interconexiones con países vecinos, se registraron en el mes importaciones por 1,0 GWh contra 40,6 GWh del mismo mes del año pasado, y se registraron exportaciones de 17,1 GWh, mientras que en agosto del año anterior fueron iguales a cero.
Finalmente, el precio monómico de la energía para este mes fue de 1.238,7 $/MWh, equivalente a 71,1 U$S/MWh. Este y otros conceptos serán presentados en detalle en la sección relativa a precios de la Energía.
ObservacionesSe registró un aumento de la demanda residencial (de un 1,7%) y de la demanda industrial (del 6,9%), mientras que experimentó un descenso la demanda comercial (del 1,8%).
En materia de generación nucleoeléctrica, el día cinco del mes, se efectuó el reingreso de la central nuclear Atucha II luego de finalizar sus operaciones de mantenimiento programadas. En consecuencia, aumentó este tipo de generación de manera notable respecto al mes anterior (en un 146,5%) y también respecto al año anterior (25,6%).
En relación a los precios de la energía cabe destacar la disminución en el precio monómico. Esto se debe, principalmente, a una baja del 24% -en relación al mes anterior- en el componente Sobrecostos Transitorios de Despacho, el cual depende de la cantidad de combustibles líquidos utilizados, que fue muy baja durante agosto.
SÍNTESISMERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) Agosto 2017.
1
Demanda de Energía y PotenciaA continuación se muestra la evolución de la “demanda neta”.
La “variación mensual” se calcula computando la demanda neta de los agentes, sin considerar las pérdidas en la red, respecto del mismo valor mensual del año anterior. El “año móvil” compara la demanda de los últimos 12 meses respecto de los 12 anteriores. El “acumulado anual”, en cambio, computa los meses corridos del año en curso, respecto de los mismos del año pasado.
En la siguiente figura se observa el promedio diario de la demanda agentes de los últimos cuatro años.
2
PROMEDIO DIARIO DEMANDA AGENTES420
400
380
360
340
320
300
280
GWh
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC387,2 350,9 315,8 319,8 335,8 363,4 366,6 338,4 326,9 345,4 344,8 362,2
377,6 380,9 372,5 334,2 337,7 375,1 384,1 359,0 351,8 345,9 340,6 384,2398,2 404,5 337,5 343,1 366,2 393,7 384,5 349,7 345,3 320,7 337,5 379,1 404,0 395,6 358,5 326,2 348,0 378,4 380,3 357,3
2014
2015
2016
2017
VARIACIÓN DEMANDA NETA
MENSUAL (%) AÑO MÓVIL (%) ACUMULADO 2017 (%)
2,2 -1,8 -1,4
C.A.B.A y Gran Buenos Aires
Buenos Aires sin GBA
Córdoba, San Luis
La Pampa, Neuquén, Río Negro
Mendoza, San Juan
Entre Ríos, Santa Fe
Chaco, Corrientes, Formosa, Misiones
Catamarca, Jujuy, La Rioja, Salta, Santiago del Estero, Tucumán
Chubut, Santa Cruz
Gran Buenos Aires (GBA)
Buenos Aires (BA)
Centro (CEN)
Comahue (COM)
Cuyo (CUY)
Litoral (LIT)
Noreste Argentino (NEA)
Noroeste Argentino (NOA)
Patagonia (PAT)
REGIÓN PROVINCIAS
DEMANDA POR REGIONES 2016-2017
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Ene-16
Feb-16
Feb-17
Ene-17
Mar-16
Mar-17
Abr-17
Abr-16
May-16
May-17
Jun-1
6
Jun-1
7
Jul-1
6
Jul-1
7
Ago-16
Ago-17
Sep-16
Sep-17
Oct-16
Oct-17
Nov-16
Nov-17
Dic-16
Dic-17
4
11
40
12
9
64
6
8
4
12
39
12
9
64
6
8
3
11
41
12
9
64
6
8
4
11
40
12
9
64
6
8
3
11
41
12
9
64
6
8
4
11
40
12
9
64
6
8
4
11
41
12
8
64
6
8
4
12
39
12
9
64
6
8
44
11
40
12
9
64
6
8
4
12
37
12
9
64
7
9
4
12
36
12
9
74
7
9
4
12
37
12
9
64
8
8
4
12
38
12
9
64
7
8
3
11
38
13
8
64
8
9
4
11
38
12
9
64
7
9
4
11
36
13
9
64
8
9
3
11
38
13
8
6
4
8
9
3
11
37
12
9
7
4
8
9
NOA NEA COM CUY CEN LIT GBA BAS PAT
3
11
37
13
9
64
8
9
%
3
En el gráfico anterior pueden observarse pequeñas diferencias provocadas por las distintas incidencias regionales de los factores climáticos.
A continuación se presenta la comparación interanual de la Demanda Eléctrica por tipos de Usuario, de acuerdo a la última información disponible. Cabe aclarar que desde abril de 2016, se han agrupado las categorías de consumo General, de Alumbrado Público y Comercio e Industria entre 10 y 300 kW.
3
11
37
13
9
6 48
9
A continuación, se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada tanto por región como por tipo de usuarios (sectores) expresada como porcentaje de la energía total demandada.
Fuente: ADEERA, últimos datos disponibles.
Jun-1
6
DEMANDA POR SECTOR 2016-2017
100
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
Ene-16
Feb-16
Feb-17
Ene-17
Mar-16
Mar-17
May-16
May-17
Jun-1
7
Abr-17
Abr-16
Jul-1
6
Jul-1
7
Ago-16
Ago-17
Sep-16
Sep-17
Oct-16
Oct-17
Nov-16
Nov-17
Dic-16
Dic-17
16
11
28
45
15
10
29
46
17
10
30
43
17
11
30
42
20
11
29
40
19
11
29
41
19
11
29
41
21
14
27
38
18
9
30
42
19
10
29
42
16
9
28
47
17
10
28
45
16
9
30
45
17
10
28
45
17
10
27
46
18
11
28
43
20
11
29
40
19
11
30
40
17
10
29
44
Residencial <10 kW Grandes Usuarios del MEM General + Alumbrado público + Comercio e Industria <300 kW
Industrial ≥300 kW
%
4
Como se muestra a continuación, la demanda máxima de potencia aumentó un 2,1%, tomando como referencia el mismo mes del 2016.
Demanda Máxima de Potencia
24.034 21.507 19.105 19.537 20.933 21.716 21.950 20.947 19.419 22.147 22.055 23.104
23.949 23.573 23.409 20.116 20.450 23.529 22.997 22.363 21.398 20.628 20.411 23.727
24.885 25.380 23.139 21.340 21.679 22.638 22.230 21.483 22.265 19.051 20.425 23.266
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA (NO INCLUYE EXPORTACIONES)MW
26.000
25.000
24.000
23.000
22.000
21.000
20.000
19.000
18.000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2014
2015
2016
2017
5
24.717 25.628 24.906 20.056 22.058 22.987 23.529 21.931
Potencia InstaladaLos equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) pueden clasificarse en tres grupos de mayor participación, de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico fósil (TER), Nuclear (NU) o Hidráulico (HID). Los térmicos a combustible fósil, a su vez, pueden subdividirse en cinco tipos tecnológicos, en función del ciclo térmico y combustible que utilizan para aprovechar la energía: Turbinas de Vapor (TV), Turbinas de Gas (TG), Ciclos Combinados (CC), Motores Diesel (DI) y Biogás (BG).
Existen en el país otras tecnologías de generación agrupadas en el concepto Otras Renovables, las cuales se están conectando al SADI progresivamente, como la Eólica (EOL) y la Fotovoltaica (FV). Sin embargo, esta última aún tiene baja incidencia en cuanto a capacidad instalada.
Por su parte la generación móvil no se encuentra localizada en un lugar fijo, sino que puede desplazarse de acuerdo a las necesidades regionales.
Si bien CAMMESA, a partir de marzo de 2016, en línea con la Ley de Energías Renovables N° 27.191, clasifica las hidráulicas menores a 50 MW como renovables, en la tabla siguiente se seguirán contabilizando bajo la categoría de hidráulicas. A continuación se muestra la capacidad instalada por regiones y tecnologías en el MEM, en MW.
Se realizaron las siguientes incorporaciones de potencia al SADI, totalizando una adición de potencia de 352,7 MW:
COM: Se incorporó el Pequeño Aprovechamiento Hídrico (PAH) Río Escondido de 7,2 MW de potencia.
CEN: Se incorporó una máquina térmica a biogás (BG) correspondiente a la Central Bioenergía Yanquetruz, adicionando un total de 1,5 MW a la región.
GBA: Se incorporaron motores diesel en la C.T. Pilar, adicionando una potencia equivalente a 99,3 MW.
6
Porcentaje 62,11 4,91 32,42 0,02 0,55
120,0 89,6 374,2 178,6 16,6 583,8 1.129,1 8,2 1.721,1
261,0 675,6 1.245,0 300,8 2.482,4 218,2 58,4 2.759,0
200,0 670,5 534,0 100,8 3,5 1.508,8 648,06 918,0 3.074,8
2.110,0 1.120,1 3.441,7 277,9 16,6 6.966,3 6.966,3
1.543,2 1.620,0 1.713,5 202,3 5.079,0 1.107,0 0,3 6.186,3
217,0 928,4 865,1 318,4 2.328,9 945,0 0,3 3.273,9
195,0 188,1 383,1 518,8 136,7 1.038,6
757,6 757,6 757,6
33,0 302,9 335,9 3.100,0 3.435,9
4.451,2 5.751,1 9.643,1 2.353,0 20,1 22.218,5 1.755,0 11.597,8 8,2 195,4 35.774,9*
CUYO
COM
NOA
CENTRO
GBA
BA
LIT
NEA
PAT
SIN
AREA TV TG CC DI BG TER NUC HID FV EOL TOTAL
GENERACIÓN MÓVIL
12,0 418,9 1.281,5 92,3 1.792,7 4.768,7 8,2 6.561,4
LIT:Se incorporaron motores diesel en la C.T. Pérez y la C.T. Cañada de Gómez, con potencias totales equivalentes a 81,1 y 67,2 MW respectivamente. Además, se adicionaron 40,2 MW de potencia en las máquinas DI de la C.T. Villa Ocampo (totalizando 50,2 MW) y 6,6 MW a la TG correspondiente a la C.T. Vuelta de Obligado (totalizando 566,6 MW).
NOA:Se incorporó una TG de 49,6 MW de potencia perteneciente a la C.T. Independencia.
Generación Neta NacionalLa generación total neta nacional vinculada al SADI (nuclear, hidráulica, térmica, eólica y fotovoltaica) fue un 2,5% superior a la de agosto del 2016 y un 6,0% inferior a la del mes anterior.
A continuación, se presenta la relación entre las distintas fuentes de generación:
La generación de Otras Renovables, que surge de las gráficas precedentes, comprende la generación eólica, fotovoltaica, de hidroeléctricas menores a 50 MW, y de centrales a biogás y biomasa incorporada hasta el momento. Cabe destacar que el mayor porcentaje de dicho valor corresponde a la generación hidráulica menor a 50 MW, a la que le sigue la hidráulica menor a 30 MW, y luego la eólica.
12.354,0 10.162,6 10.104,1 9.866,1 10.736,7 11.298,2 11.631,2 10.829,3 9.958,9 10.809,0 10.532,9 11.532,1
11.946,1 10.954,9 11.866,6 10.295,4 10.826,5 11.833,1 12.203,1 11.478,0 10.982,7 10.704,9 10.094,7 12.193,5
12.629,4 12.013,7 10.827,4 10.542,0 11.540,8 11.883,8 12.053,2 11.167,0 10.708,6 10.501,2 10.480,8 12.248,2
GENERACIÓN TOTAL NETAGWh
13.500
13.000
12.500
12.000
11.500
11.000
10.500
10.000
9.500
9.000ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2014
2015
2016
2017
7
12.807,9 11.396,4 11.404,4 9.986,4 10.976,8 11.712,7 12.177,4 11.444,8
GENERACIÓN NETA DEL MEM - AGOSTO 2017 GENERACIÓN NETA DEL MEM - ACUMULADO 2017
Fósil64,9%
Fósil67,8%
Hidráulica27,8%
Hidráulica26,8%
Otras Renovables1,9%
Otras Renovables1,8%
Nuclear5,4%
Nuclear3,6%
Aporte de los Principales Ríos y Generación Neta HidráulicaEn la siguiente tabla se presentan los aportes que tuvieron en agosto los principales ríos, respecto a sus medios históricas del mes.
Tal como se indicó en versiones anteriores de esta síntesis, a partir de un caudal de aproximademente 13.000 m3/s para el Río Paraná y de aproxidamente 8.300 m3/s para el Río Uruguay, los aumentos de caudal ya no se traducen en una mayor generación de las centrales respectivas, ya que al superar la capacidad de turbinado de las mismas deben volcarse los excesos de agua por los vertederos.
A continuación se muestra la situación de Yacyretá y Salto Grande al 31 de agosto de este año.
La generación hidráulica aumentó un 19,3% respecto del registrado en agosto de 2016, año que fue extremademente seco, y un 9,9% respecto al mes anterior. A continuación se presenta su evolución a lo largo de los últimos cuatro años.
MEDIOS MEDIOS RÍOS DEL MES HISTÓRICOS (m3/seg) (m3/seg)
URUGUAY
PARANÁ
LIMAY
COLLÓN CURÁ
NEUQUÉN
FUTALEUFÚ
5.865 5.215 11.633 11.258 212 356
331 579 167 333 322 314
RÍO PARANÁCaudal real: 12.400 m3/sCaudal medio histórico:12.687 m3/sCaudal máximo turbinado:13.000 m3/s
RÍO URUGUAYCaudal real: 5.965 m3/sCaudal medio histórico:5.014 m3/sCaudal máximo turbinado:8.300 m3/s
YACYRETÁ SALTO GRANDEC.Max: 83,50 m C.Max: 35,50 m C.Hoy: 82,79 m C.Hoy: 35,12 mC.Min: 75,00 m C.Min: 31,00 m
Turbinado: 11.400 m3/s Turbinado: 6.051 m3/sVertido: 1.000 Vertido: 0 m3/s
8
3.355,3 2.506,3 2.826,0 2.023,0 3.461,5 3.740,5 3.764,5 4.106,9 3.545,8 3.841,7 3.685,3 3.441,8
3.241,2 2.565,4 2.698,7 2.448,7 2.459,3 3.484,7 4.065,8 4.185,8 4.102,0 4.069,4 3.011,6 3.507,7
3.392,1 3.050,4 2.768,5 2.831,0 3.454,1 3.060,5 2.815,6 2.668,7 2.840,6 2.995,5 3.107,7 3.207,2
GENERACIÓN NETA HIDRÁULICAGWh
5.000
4.500
4.000
3.500
3.000
2.500
2.000
1.500ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2014
2015
2016
2017
En el siguiente cuadro se puede apreciar la situación a fin de mes en todos los embalses de la región del Comahue (y los caudales promedio del mes).
EMBALSES DEL COMAHUE - COTAS - CAUDALES AL 31/08/17
Los caudales son los entrantes medios mensuales
Limay322 m3/s
Collón Curá331 m3/s Neuquén
167 m3/s
Río Negro334 m3/s
ALICURÁ
PIEDRA DEL ÁGUILA
Barrales
PLANICIE BANDERITA
EL CHAÑAR
Mari Menuco
CHOCÓN ARROYITO
PICHI PICÚN LEUFÚ
C.Max: Nivel Máximo Normal a fin de MesC.Hoy: Nivel Real a fin de MesC.Min: Nivel Mínimo Extraordinario
C.Max: 705,00 mC.Hoy: 704,00 mC.Min: 692,00 m
C.Max: 592,00 mC.Hoy: 588,00 m
C.Min: 564,00 m
C.Max: 317,00 m
C.Max: 381,50 m
C.Max: 479,00 m
C.Hoy: 373,00 m
C.Hoy: 479,00 m
C.Min: 367,00 m
C.Min: 477,00 m
C.Max: 422,50 m
C.Max: 413,50 m
C.Max: 340,03 m
C.Hoy: 412,00 m
C.Hoy: 412,00 m
C.Hoy: 340,00 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 336,05 m
C.Hoy: 314,00 mC.Min: 310,05 m
Fuente: CAMMESA
9
3.281,4 2.993,1 3.074,8 2.813,2 3.199,4 3.240,5 2.897,9 3.183,7
10
Generación Neta de Otras RenovablesLa generación de Otras Renovables resultó un 7,0% superior a la del mismo mes del año 2016 y experimentó un aumento del 14,2% respecto al mes anterior. Cabe destacar que dicho valor es el más alto de los últimos cuatro años para el mes de agosto.
213,3 176,0 219,4 191,0 164,6 135,3 139,6 184,5 212,7 212,0 221,1 234,1
225,2 204,4 223,5 212,6 185,3 161,6 153,0 182,8 224,8 236,7 254,6 277,6
272,3 252,3 263,6 219,2 167,7 165,8 186,4 198,3 228,9 227,9 226,4 250,3
GENERACIÓN NETA DE OTRAS RENOVABLESGWh
350
300
250
200
150
100
50
0ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2014
2015
2016
2017 247,9 212,9 220,7 208,5 200,5 177,9 185,8 212,2
Generación Neta Térmica y Consumo de CombustiblesDebido a la alta generación hidroeléctrica, la generación térmica de origen fósil resultó un 4,8% inferior a la del mismo mes del año 2016 y un 16,0% respecto al mes anterior.
En la tabla a continuación se presentan los consumos de estos combustibles, para agosto de los años 2016 y 2017.
Este mes se observa un aumento en la oferta de gas natural en un 19,9%, mientras que el resto de los combustibles sufrieron caídas en su demanda. En el caso del fuel oil la reducción fue de un 86,2%, para el gas oil un 52%, y por último para el carbón un 44,5%.
Esto se debe a las altas temperaturas registradas en el mes de agosto respecto a las medias históricas, y por ende, se redujo el consumo de gas para uso residencial y comercial.
Dicha situación provocó que el consumo energético proveniente de combustibles fósiles en el MEM durante el mes de agosto de 2017, resultara un 9,4% inferior al del mismo mes del año anterior.
En el siguiente gráfico, se puede observar la evolución mensual de cada combustible en unidades equivalentes de energía. Por otra parte, la tabla inferior a la figura presenta la misma evolución, pero en unidades físicas (masa y volumen).
8.864,1 7.548,5 7.378,4 6.984,8 7.299,8 7.397,2 7.605,7 6.596,9 6.562,8 6.907,9 6.922,0 7.913,7
7.931,1 7.586,6 8.324,4 7.284,7 7.848,8 7.609,7 7.120,4 6.512,9 6.279,2 6.155,7 6.213,9 7.450,1
8.285,6 8.050,9 7.204,7 6.787,3 7.169,9 7.968,1 8.376,8 7.805,1 7.110,8 6.537,0 6.506,8 8.264,6
GENERACIÓN NETA TÉRMICAGWh
9.500
9.000
8.500
8.000
7.500
7.000
6.500
6.000
5.500
5.000
4.500ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2014
2015
2016
2017
54.087
34.444
120.812
1.454.413
97.468
249.853
251.611
1.213.469
Carbón [t]
Fuel Oil [t]
Gas Oil [m3]
Gas Natural [dam3]
COMBUSTIBLE AGOSTO 2016 AGOSTO 2017
11
8.641,4 7.556,2 7.599,0 6.722,9 7.377,9 8.105,2 8.841,7 7.427,4
63.141 65.072 51.950 93.018 64.875 57.175 75.167 54.087
160.116 182.665 194.801 109.616 44.072 253.859 152.604 34.444
54.636 63.716 39.288 17.162 48.742 415.778 507.534 120.812
1.805.795 1.495.149 1.522.431 1.410.761 1.545.120 1.118.009 1.291.091 1.454.413
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL MEM 2017
kcal 1,8E+13
1,6E+13
1,4E+13
1,2E+13
1E+13
8E+12
6E+12
4E+12
2E+12
0
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Carbón (t)
F.O. (t)
G.O. (m3)
Gas N (dam3)
12
La relación entre los distintos tipos de combustibles fósiles consumidos en agosto, en unidades calóricas, ha sido:
Consumo de Combustibles Fósiles Agosto 2017 Consumo de Combustibles Fósiles Acumulado 2017
Carbón 2,1%
Carbón 2,3%
G.O. 7,5%
G.O. 8,9%
Gas N 88,0%
Gas N 79,8%
F.O.2,4%
F.O.9,0%
El siguiente gráfico muestra las emisiones de CO2 derivadas de la quema de combustibles fósiles en los
equipos generadores vinculados al MEM durante los últimos tres años, en millones de toneladas.
4,4 3,9 3,9 3,4 3,5 4,2 4,5 3,4
4,1 4,0 4,5 3,9 4,4 4,4 4,0 3,5 3,3 3,4 3,2 3,8
4,3 4,4 3,6 3,5 3,9 4,4 4,8 4,1 3,6 3,3 3,2 4,3
EMISIONES DE CO2 EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
Mill
ones
de
t
5,0
4,5
4,0
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2015
2016
2017
13
Agosto evidenció una disminución del 15,9% en las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto al valor registrado en el mismo mes de 2016, y del 24,3% respecto al mes anterior, debido a la baja en el consumo de combustibles liquídos.
Generación Neta NuclearEn la gráfica siguiente se pueden observar, mes a mes, los valores de generación nuclear obtenidos desde el año 2014 hasta la fecha, en GWh.
Como puede apreciarse, en los meses de mayor requerimiento eléctrico (invierno y verano), su generación es generalmente cercana al máximo que su potencia instalada le permite, realizando sus mantenimientos programados en los meses de menor demanda. Esto puede evidenciarse en los años anteriores.
Con respecto a la Central Nuclear Embalse, esta continúa detenida, completando las tareas incluídas en su Plan de Extensión de Vida.
Particularmente este mes la generación nucleoeléctrica registró un incremento del 25,6% con respecto al valor registrado el año pasado. A su vez, aumentó en un 146,5% en comparación con el mes anterior, ya que la central Atucha II retomó el 5 de agosto la operación comercial luego de estar parada por tareas programadas.
652,9 568,4 324,4 263,1 397,4 591,2 724,5 546,7 256,5 482,3 357,7 623,7
548,5 598,5 619,9 349,5 333,1 416,1 863,9 596,4 376,7 243,1 614,7 958,1
679,4 660,0 590,4 704,6 749,1 689,4 674,4 449,9 528,3 740,8 639,8 526,2
GWh
1.100
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
GENERACIÓN NETA NUCLEAR
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC2014
2015
2016
2017
14
637,2 634,1 509,8 241,9 193,9 241,5 252,2 621,6
Evolución de Precios de la Energía en el MEMDesde el año 2015 junto con el precio monómico1 mensual de grandes usuarios, se ha comenzado a presentar el ítem que contempla los contratos de abastecimiento, la demanda de Brasil y la cobertura de la demanda excedente.
Los contratos de abastecimiento contemplan el prorrateo en la energía total generada en el MEM, de la diferencia entre el precio de la energía informado por CAMMESA y lo abonado por medio de contratos especiales con nuevos generadores, como por ejemplo los contratos de energías renovables establecidos por el GENREN y resoluciones posteriores.
Por su parte los valores de los “sobrecostos transitorios de despacho” y el “sobrecosto de combustible” constituyen la incidencia en ese promedio ponderado de lo que perciben exclusivamente los que consumen combustibles líquidos, dado que en la tarifa se considera que todo el sistema térmico consume únicamente gas natural.
Estos conceptos junto con el de “energía adicional” están asociados al valor de la energía y con el valor de la potencia puesta a disposición (“Adicional de Potencia”) componen el “precio monómico”.
A partir del año 2016 se ha incorporado a la Síntesis Mensual del MEM la evolución del precio estacional medio.
Este representa el valor medio que pagan las distribuidoras por la energía que reciben, siendo a su vez trasladado a los usuarios finales de acuerdo a su consumo, tal como lo indican las siguientes tablas.
En función de lo determinado por la Resolución 256/2017 del Ministerio de Energía y Minas, los precios de referencia estacionales desde el 1 de mayo hasta el 31 de octubre del año 2017, son:
A su vez los usuarios residenciales (menos de 10 kW) que consuman menos que en el mismo periodo del año pasado tendrán los siguientes valores de acuerdo a la magnitud del ahorro.
Por otra parte a los usuarios residenciales (menos de 10 kW) a los que se les haya otorgado la tarifa social no abonarán los primeros 150 kWh mensuales.
1 Incluye la potencia más todos los conceptos relacionados con la energía en el Centro de Cargas del Sistema, sin contemplar cargos de Transporte ni Distribución, servicios que los usuarios deben pagar desde el Nodo Ezeiza hasta su punto de consumo.
1070,11
1065,61
1060,95
640,00
634,00
617,00
$/MWh $/MWh
Pico
Resto
Valle
MÁS DE 300 kW MENOS DE 300 kW
480,00
475,00
463,00
320,00
317,00
310,00
$/MWh $/MWh
Pico
Resto
Valle
MÁS DE 10 Y MENOS DE 20% MÁS DE 20%
15
Si superan los 150 kWh abonarán el excedente de la siguiente forma dependiendo si el consumo es inferior respecto del mismo mes del año anterior.
En el siguiente gráfico se muestra cómo fue la evolución de los ítems que componen el precio monómico y el valor medio del precio estacional durante los últimos 13 meses.
14,3 14,1 14,9 14,8 13,8 14,1 88,6 84,8 95,1 130,2 121,6 133,1 144,3
120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 240,0
61,8 29,3 12,0 15,8 17,4 17,8 21,8 16,3 13,8 19,4 101,6 120,8 37,8
4,2 5,1 4,1 4,3 4,6 4,6 10,4 10,6 8,8 6,8 5,3 5,5 5,7
690,7 627,4 570,8 572,5 653,9 629,0 538,1 519,8 499,5 463,6 663,2 702,3 536,8
254,6 257,9 222,7 238,3 230,0 237,7 198,5 198,4 193,1 194,1 238,8 228,0 274,0
320,4 333,3 336,5 336,1 328,7 333,2 442,5 603,7 609,2 581,3 575,7 576,0 575,1
ÍTEMS DEL PRECIO MONÓMICO$/MWh
1.500
1.400
1.300
1.200
1.100
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0Ago-16 Sep-16 Oct-16 Nov-16 Dic-16 Ene-17 Feb-17 Mar-17 Abr-17 May-17 Jun-17 Jul-17 Ago-17
Precio de Energía
Adicional de Potencia
Sobrecosto de Combustible
Energía Adicional
Sobrecosto Trans. Despacho
Sobrecostos CA MEM + Brasil + Demanda Excedente
Precio estacional medio
1.145,6
1.053,8
944,5 965,7
1.039,7
96,00
92,00
88,00
320,00
317,00
310,00
$/MWh $/MWh
Pico
Resto
Valle
MENOR AL AÑO ANTERIOR MAYOR AL AÑO ANTERIOR
16
1.023,2
1.097,41.070,0
1.050,3 1.054,2
1.370,51.429,7
1.238,7
Evolución de las Exportaciones e ImportacionesSi bien puede resultar una paradoja importar y exportar al mismo tiempo, a veces se trata solo de una situación temporal, donde en un momento se importa y en otro se exporta (según las necesidades internas o las de los países vecinos), mientras que en otros casos se trata de energía en tránsito. Se habla de energía en tránsito cuando Argentina, a través de los convenios de integración energética del MERCOSUR, facilita sus redes eléctricas para que Brasil le exporte electricidad a Uruguay. De ese modo el ingreso de energía a la red está incluido en las importaciones y, a su vez, los egresos hacia Uruguay están incluidos en las exportaciones.
Cuando Argentina requiere energía de Brasil, esta ingresa al país mediante dos modalidades: como préstamo (si es de origen hidráulico), o como venta (si es de origen térmico). Si se realiza como préstamo, debe devolverse antes de que comience el verano, coincidiendo con los mayores requerimientos eléctricos de Brasil.
En el caso de Uruguay, cuando la central hidráulica binacional Salto Grande presenta riesgo de vertimiento (por exceso de aportes del río Uruguay), en lugar de descartarlo, se aprovecha ese recurso hidríco para generar electricidad, aunque dicho país no pueda absorber la totalidad de lo que le corresponde. Este excedente es importado por Argentina a un valor equivalente al 50% del costo marginal del MEM argentino, como solución de compromiso entre ambos países, justificado por razones de productividad. Este tipo de importación representa un caso habitual en el comercio de electricidad entre ambos países.
A continuación se presenta la evolución de las importaciones y exportaciones con Brasil, Chile, Paraguay, y Uruguay, en GWh durante los meses corridos del año 2017.
17
Origen de la información: Datos propios y extraídos de Informes de CAMMESA de agosto de 2017.
Comentarios: División Prospectiva Nuclear y Planificación Energética. CNEA.
Norberto Ruben Coppari Santiago Nicolás Jensen [email protected] [email protected]
Comisión Nacional de Energía Atómica.Septiembre de 2017.
4,0 12,4 127,1 113,1 182,4 - - -108,8 29,5 3,7 - - 6,5 0,1 -12,6 10,9 11,3 9,6 9,5 9,7 5,5 1,0
0,1 -24,0 -22,6 - -0,02 - 0,1 -17,6- - - - - - - -- -0,1 - - - - - -
- - - - -0,003 - - -0,03 25,03 10,58 - - - - -
EVOLUCIÓN IMPORTACIONES/EXPORTACIONES 2017 GWh
280
240
200
160
120
80
40
0
40
80
120
Importaciones
Exportaciones
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Exp
Imp
ChileUruguayBrasilParaguayChileUruguayBrasilParaguay
18
http://www.cnea.gov.ar/Sintesis-mercado-electrico-mayorista
Av. Libertador 8250 (C1429BNP), CABA
Centro Atómico ConstituyentesAv. General Paz 1499 (B1650KNA), San Martín, Buenos Aires
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