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Agosto 2019 SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA Comisión Nacional de Energía Atómica AÑO XIX Nº 224
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Agosto 2019
SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
Comisión Nacional de Energía Atómica
AÑO XIX Nº 224
Comité técnicoNorberto CoppariSantiago Jensen
Coordinación GeneralMariela Iglesia
Producción editorialSofía ColaceDiego Coppari Pablo RimancusAgustín Zamora
Comité revisorMariela Iglesia
Diseño GráficoAndrés Boselli
Colaborador externoCarlos Rey
Elaborado por la Subgerencia Planificación EstratégicaGerencia 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.............................................................................13
GENERACIÓN NETA NUCLEAR..........................................................................................................................................16
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MEM.............................................................................................17
EVOLUCIÓN DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES.......................................................................................19
IntroducciónEn agosto, la demanda neta de energía del MEM registró un descenso del 2,2% con respecto al valor alcanzado en el mismo mes del año pasado.
La temperatura media del mes fue de 12,4 °C, valor inferior al de la media histórica del mes, el cual se ubica alrededor de los 12,6 °C. De forma similar, la temperatura media del año pasado para agosto había sido de 12,9 °C.
En materia de generación hidráulica de las principales centrales, los aportes de los ríos Paraná, Uruguay, Futaleufú, Limay y Neuquén fueron inferiores a los históricos para el mes. Por el contrario, el caudal del río Collón Curá fue superior a su valor histórico de agosto.
A raíz de ello, la generación hidráulica disminuyó un 5,6% en comparación al valor registrado en agosto de 2018.
En cuanto a la generación de Otras Renovables, este mes aportaron 682,5 GWh contra 285,7 GWh registrados en el mismo mes de 2018. Esta generación fue un 138,9% superior a la del 2018, y corresponde a un aumento de potencia instalada de un 108,6%.
Por su parte, la generación nuclear del mes fue de 865,7 GWh, mientras que en agosto de 2018 había sido de 664,8 GWh.
Además, la generación térmica fósil resultó un 11,7% inferior a la del mismo mes del año anterior.
En relación a las interconexiones con países vecinos, se registraron en el mes importaciones por 350,3 GWh contra 11,4 GWh que fueron las del mismo mes del año anterior. Por otra parte, se registraron exportaciones cercanas a cero para agosto de 2018 y 2019.
Finalmente, el precio monómico de la energía para este mes fue de 3.900,0 $/MWh, equivalente a 74,0 U$S/MWh1. Este y otros conceptos serán presentados en detalle en la sección relativa a Precios de la Energía.
ObservacionesSe registró una disminución de las demandas residencial y comercial de 2,9% y 4,2% respectivamente en relación a las del año anterior. Por otra parte, se registró un aumento de la demanda industrial del 1,0% en comparación con agosto del 2018.
En materia de generación nucleoeléctrica, la central nuclear Atucha II se encontró detenida desde el 15 de julio hasta el 7 de agosto para someterse a actividades de mantenimiento. Por su parte, las centrales Atucha I y Embalse operaron con normalidad durante el mes.
* Dólar mayorista promedio mensual del Banco Central de la República Argentina.
SÍNTESISMERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) Agosto 2019.
1
En relación a la generación de Otras Renovables, esta aumentó considerablemente en los últimos meses debido principalmente a los ingresos de nueva generación eólica y fotovoltaica al sistema.
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 a partir del 2016 hasta la fecha.
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PROMEDIO DIARIO DEMANDA AGENTES420
400
380
360
340
320
300
GWh
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC398,2 404,5 337,5 343,1 366,2 393,7 384,5 349,7 345,3 320,7 337,5 379,1 404,0 395,5 358,5 326,2 348,0 378,3 380,2 358,0 344,6 329,9 345,2 387,9
398,4 407,3 362,8 349,8 344,0 397,5 406,7 378,1 326,4 319,5 334,5 350,1 377,4 382,4 326,5 319,2 335,0 355,1 388,0 369,8
2016
2017
2018
2019
VARIACIÓN DEMANDA NETA
MENSUAL (%) AÑO MÓVIL (%) ACUMULADO 2019 (%)
-2,2 -6,0 -6,3
A continuación se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada tanto por región eléctrica como por tipo de usuarios (sectores).
Durante el mes de agosto, en las regiones NOA-NEA se demandaron 1.476 GWh, los cuales representan una disminución del 7,6% respecto al año anterior, momento en el cual se demandaron 1.598 GWh. En las regiones CUY-CEN hubo una demanda de 1.666 GWh, representando una caída del 1,7% respecto a agosto de 2018, donde se demandaron 1.695 GWh. Por otra parte, las regiones COM-PAT experimentaron una demanda de 989 GWh, equivalente a un aumento del 6,9% respecto a agosto del año anterior,
2015 2016 2017 2018 2019
2015 2016 2017 2018 2019
2015 2016 2017 2018 2019
2015 2016 2017 2018 2019
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
3
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA REGIONES NOA-NEA
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA REGIONES COM-PAT EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA REGIONES BAS-GBA-LIT
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA REGIONES CUY-CENGWh
GWh GWh
GWh
2.500
2.300
2.100
1.900
1.700
1.500
1.300
1.100
900
700
2.500
2.300
2.100
1.900
1.700
1.500
1.300
1.100
900
700
2.500
2.300
2.100
1.900
1.700
1.500
1.300
1.100
900
700
8.500
8.300
8.100
7.900
7.700
7.500
7.300
7.100
6.900
6.700
6.500
6.300
6.100
5.900
5.700
5.500
5.300
5.100
4.900
momento en el que se demandaron 925 GWh*. Finalmente, para las regiones BAS-GBA-LIT se demandaron 7.332 GWh, valor correspondiente a una caída del 2,3% respecto al mismo mes del 2018, cuya demanda fue de 7.504 GWh.
A continuación se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada por sectores de consumo.
Durante agosto, el sector residencial demandó 5.228 GWh, experimentando una disminución del 2,9% respecto al 2018, momento en el cual se demandaron 5.382 GWh. En lo que respecta al sector comercial la demanda fue de 3.090 GWh, sufriendo una caída del 4,2% respecto a la de agosto del año anterior que fue de 3.225 GWh. Por otra parte, el sector industrial experimentó una demanda de 3.146 GWh, aumentando un 1,0% respecto al mismo mes del 2018, cuya demanda fue de 3.114 GWh*.
* El aumento tanto en el sector industrial como en las regiones COM-PAT se deben a la generación de ALUAR.
2015 2016 2017 2018 2019
2015 2016 2017 2018 20192015 2016 2017 2018 2019
4
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DICENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA SECTOR RESIDENCIAL
EVOLUCIÓN DE LA DEMANDA SECTOR COMERCIALEVOLUCIÓN DE LA DEMANDA SECTOR INDUSTRIAL
GWh
GWhGWh
7.000
6.800
6.600
6.400
6.200
6.000
5.800
5.600
5.400
5.200
5.000
4.800
4.600
4.400
4.200
4.000
3.800
3.600
3.400
3.200
3.000
2.800
2.600
2.400
2.200
2.000
4.000
3.800
3.600
3.400
3.200
3.000
2.800
2.600
2.400
2.200
2.000
4.000
3.800
3.600
3.400
3.200
3.000
2.800
2.600
2.400
2.200
2.000
Demanda Máxima de PotenciaComo se indica a continuación, la demanda máxima de potencia aumentó un 1,3% tomando como referencia el mismo mes del 2018. Este valor fue el más alto para agosto en los últimos cuatro años.
5
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
27.000
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
2016
2017
2018
2019
24.717 25.628 24.906 20.056 22.058 22.987 23.529 21.931 20.369 19.953 21.585 24.696
25.209 26.320 22.960 21.763 21.308 23.831 23.776 23.054 19.541 18.952 21.190 23.100 26.113 25.897 22.426 18.876 21.075 22.594 23.859 23.365
Potencia InstaladaLos equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) pueden clasificarse en cuatro grupos, de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico fósil (TER), Nuclear (NUC), Hidráulico (HID) u Otras Renovables. 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 Diésel (DI) y Biogás (BG).
Las Otras Renovables, como lo indica su nombre, componen la generación Eólica (EOL), la Fotovoltaica (FV), los biocombustibles y las hidráulicas de potencia menor a 50 MW.
Si bien CAMMESA, a partir del 2016, en línea con la Ley de Energías Renovables N° 27.191, clasifica las hidráulicas de hasta 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.
Este mes, se registraron modificaciones de capacidad instalada en el SADI, totalizando una disminución de 129,1 MW.
BA- Se retiraron motores diésel en la región, sustrayendo una potencia equivalente a 40,5 MW.
CEN- Se retiraron motores diésel en la región, sustrayendo una potencia equivalente a 55,6 MW.- Ingresaron motores diésel correspondientes a la Central Bioeléctrica Río Cuarto 1 Ren 2, adicionando un total de 1,6 MW.- Se retiraron TGs pertenecientes a la Central Térmica (C.T.) EPEC Generación, sustrayendo 7,5 MW a la región.
COM- Ingresó el Parque Eólico (P.E.) Genneia S.A., adicionando un total de 11,7 MW.
GBA- Se retiraron motores diésel en la región, sustrayendo una potencia equivalente a 9,5 MW.
6
Porcentaje 62,70 4,45 28,66 1,06 3,04 0,09
120,0 89,6 347,2 40,0 596,8 - 1.129,1 192,4 - - 1.918,3
263,0 991,2 1.471,7 365,1 3.091,0 - 219,7 173,5 58,4 - 3.542,6
200,0 857,1 534,0 46,8 1.637,9 683,06 918,0 50,8 48,0 5,9 3.343,6
2.110,0 1.975,8 3.441,7 279,0 7.806,5 - - - - 21,9 7.828,4
1.543,2 2.311,1 1.713,5 247,5 5.815,3 1.107,0 - - 371,5 - 7.293,8
217,0 361,8 1.883,7 318,6 2.781,1 - 945,0 - -, 7,7 3.733,8
- 271,0 301,1 - 572,1 - 562,8 - 567,5 - 1.702,4
- 12,0 - 304,5 316,5 - 2.745,0 - - - 3.061,5
4.453,2 7.370,5 11.179,4 1.693,8 24.696,9 1.790,0 11.288,3 416,7 1.198,1 35,5 39.425,5
2,0 -28,5 - -114,3 -140,8 - - - 11,7 - -129,1
2,0 133,4 145,0 -114,3 166,1 - - 226,0 447,8 12,8 852,7
CUYO
COM
NOA
CEN
GBA
BA
LIT
NEA
PAT
TOTAL SIN
REGIÓN TV TG CC DI TER NUC HID FV EOL BG TOTAL
DIF. RESPECTOMES ANTERIORACUMULADO 2019
- 1 500,9 1.486,5 92,3 2.079,7 - 4.768,7 -8,2 152,7 - 7.001,1
NEA- Se repotenciaron motores diésel en la región, adicionando una potencia equivalente a 1,3 MW.- Se produjo el ingreso de motores diésel, aumentando la potencia de la región en 16,8 MW.- Se retiraron TGs pertenecientes a la C.T. EMSA Generación, sustrayendo 21 MW.
NOA- Se retiraron y repotenciaron motores diésel en la región, sustrayendo una potencia equivalente a 28,4 MW.- Ingresó la TV perteneciente a la C.T. Ingenio Leales, adicionando un total de 2 MW.
Generación Neta NacionalLa generación total neta nacional vinculada al SADI (nuclear, hidráulica, térmica y Otras Renovables) fue un 4,1% inferior a la de agosto de 2018.
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 incorporadas hasta el momento.
7
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
2016
2017
2018
2019
12.807,9 11.396,4 11.404,4 9.988,1 10.978,4 11.772,8 12.178,8 11.469,1 10.684,8 10.586,8 10.726,4 12.472,1
12.743,0 11.764,3 11.623,6 10.847,7 11.001,2 12.304,8 13.026,6 12.088,3 10.245,6 10.369,1 10.388,3 11.079,3
11.728,0 10.971,1 10.227,2 9.741,3 10.446,1 10.848,0 12.328,3 11.589,5
GENERACIÓN NETA DEL MEM - AGOSTO 2019 GENERACIÓN NETA DEL MEM - ACUMULADO 2019
Fósil58,8% Fósil
62,2%
Hidráulica27,8%
Hidráulica27,3%
Otras Renovables5,0%
Nuclear7,5%
Nuclear5,5%
Otras Renovables5,9%
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 históricos del mes.
Tal como se indicó en versiones anteriores de esta síntesis, a partir de un caudal de aproximadamente 13.000 m3/s para el río Paraná y de 8.300 m3/s para el río Uruguay, los posibles aumentos 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.
Nota: * En base al acuerdo con la República del Paraguay, el vertido mínimo en Yacyretá es de 1.000 m3/s.
La generación hidráulica disminuyó un 5,6% con respecto al valor registrado en agosto de 2018. A continuación se presenta su evolución.
MEDIOS DEL MES DE AGOSTO (m3/s) RÍOS
2017 2018 2019
URUGUAY
PARANÁ
LIMAY
COLLÓN CURÁ
NEUQUÉN
FUTALEUFÚ
4.395 9.131 294
678 256 227
RÍO PARANÁCaudal real: 9.400 m3/sCaudal medio histórico:11.254 m3/sCaudal máximo turbinado:11.600 m3/s
RÍO URUGUAYCaudal real: 2.212 m3/sCaudal medio histórico:5.183 m3/sCaudal máximo turbinado:8.300 m3/s
YACYRETÁ SALTO GRANDECota Max: 83,50 m C.Max: 35,50 m
C.Hoy: 82,94 m C.Hoy: 33,45 mC.Min: 75,00 m C.Min: 31,00 m
Turbinado: 7.800 m3/s Turbinado: 1.165 m3/sVertido: 1.000 m3/s* Vertido: 0 m3/s
8
MEDIOSHISTÓRICOS
(m3/s)
5.18311.254
352573329305
5.86511.633
212331167322
2.47810.748
267347161175
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
2016
2017
2018
2019
EMBALSES DE LAS CUENCAS DEL COMAHUE Y PATAGÓNICA - COTAS - CAUDALES AL 31/08/19
Los caudales son los entrantes medios mensuales
Río Limay294 m3/s
Río Collón Curá678 m3/s Río Neuquén
256 m3/s
Río Negro418 m3/s
ALICURÁ
FUTALEUFÚ
PIEDRA DEL ÁGUILA
Barrales
PLANICIE BANDERITA
EL CHAÑAR
Mari Menuco
EL 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 m
C.Max: 494,50 m
C.Hoy: 704,10 m
C.Hoy: 483,52 m
C.Min: 692,00 m
C.Min: 465,00 m
C.Max: 592,00 mC.Hoy: 583,20 m
C.Min: 564,00 m
C.Max: 317,00 m
C.Max: 381,50 m
C.Max: 479,00 m
C.Hoy: 377,30 m
C.Hoy: 478,90 m
C.Min: 367,00 m
C.Min: 477,00 m
C.Max: 422,50 m
C.Max: 413,50 m
C.Max: 340,30 m
C.Hoy: 415,10 m
C.Hoy: 413,50 m
C.Hoy: 339,70 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 336,50 m
C.Hoy: 313,50 mC.Min: 310,50 m
Nota. C = Cota.
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 3.154,5 3.761,4 4.170,0 3.814,0
3.521,9 3.117,4 3.191,8 3.037,3 2.922,6 3.250,4 3.612,5 3.412,0 2.769,5 3.455,4 3.891,1 3.768,8
3.453,7 2.587,4 2.948,3 2.721,9 3.021,0 2.891,0 3.103,1 3.222,1
Río Futaleufú240 m3/s
En el siguiente esquema se puede apreciar las cotas a fin de mes en todos los embalses de la región del Comahue y el río Futaleufú, además de los caudales promedios del mes.
Generación Neta de Otras RenovablesLa generación de Otras Renovables (eólica, fotovoltaica, hidroeléctricas menores a 50 MW, biomasa y biogás) resultó un 138,9% superior a la del mismo mes del año 2018. Esta generación fue la más alta para el mes de agosto en los últimos cuatro años principalmente debido a la incorporación de nuevos parques eólicos y centrales fotovoltaicas en el último año.
A continuación se presenta la participación de las diferentes tecnologías en la generación de Otras Renovables.
EÓLICA64,6%
10
272,3 252,3 263,6 219,2 167,7 165,8 186,4 198,3 231,4 227,9 226,4 250,3
GENERACIÓN NETA DE OTRAS RENOVABLESGWh
750
700
650
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
2016
2017
2018
2019
245,3 210,4 218,1 205,9 197,9 175,2 183,0 209,4 239,3 255,9 245,8 248,5
241,3 207,9 196,6 180,3 181,9 209,0 228,1 285,7 323,2 382,6 428,5 488.5
514,5 437,8 520,3 554,3 521,1 590,1 615,4 682,5
BIOMASA5,1%
FOTOVOLTAICA10,3%
BIOGÁS3,6%
HIDRO ≤ 50 MW16,4%
Generación de Otras Renovables Agosto 2019
En la siguiente tabla se presenta la potencia del mes de agosto y la disponibilidad porcentual de los parques eólicos del país en el año.
POTENCIA Y DISPONIBILIDAD EÓLICA 2019
La Rioja
La Rioja
La Rioja
Bs. As.
Bs. As.
Bs. As.
Bs. As.
Bs. As
Bs. As.
Bs. As
Bs. As.
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Santa Cruz
Santa Cruz
Córdoba
La Pampa
R. Negro
R. Negro
Promedio*
21,6
13,2
16,7
0,0
53,7
53,7
-
60,2
-
-
-
41,0
42,0
52,3
29,7
8,4
64,6
68,3
56,5
63,6
53,8
-
-
-
45,8
-
-
-
50,2
27,5
8,2
14,6
0,0
26,3
49,4
-
47,7
49,5
-
-
41,3
42,3
49,2
31,0
9,0
49,1
52,5
51,7
53,4
50,9
44,2
-
-
44,7
-
-
-
42,1
32,2
9,0
16,4
0,0
41,7
49,5
-
56,7
51,5
-
-
38,2
40,7
49,9
31,8
0,7
40,3
52,5
49,7
51,6
55,5
51,3
37,3
-
41,5
-
-
-
43,8
29,5
7,7
16,7
0,0
39,7
46,6
-
49,2
48,8
-
-
37,4
37,1
48,5
32,7
1,3
50,8
58,1
50,4
51,2
50,2
48,4
52,0
51,2
49,0
49,3
-
-
45,4
33,0
5,8
12,6
0,0
39,7
46,6
-
40,2
26,2
41,9
41,4
32,5
33,8
47,0
30,6
16,6
48,2
56,1
45,6
46,1
46,7
48,4
44,3
44,1
49,0
49,3
-
-
41,3
27,1
5,0
12,1
0,0
48,8
49,4
-
39,4
31,9
50,6
61,2
40,1
41,7
53,0
35,7
4,2
54,9
65,1
51,5
56,1
59,1
57,0
54,6
49,5
46,1
49,3
-
-
48,9
28,0
9,6
11,8
0,0
49,8
51,4
43,4
54,2
121,1
22,4
65,5
36.6
37,4
51,4
31,8
0,0
53,0
58,7
47,1
48,7
54,0
56,5
49,5
47,2
44,6
47,0
40,8
-
46,2
35,5
13,8
12,4
0,0
43,3
46,1
52,4
49,2
54,5
25,9
50,7
40,2
42,2
54,2
34,9
0,0
48,6
58,6
53,5
60,1
57,6
68,2
51,6
51,8
46,1
52,6
43,1
39,0
47,0
29,3
9,0
14,2
0,0
42,5
48,4
47,9
49,6
54,8
35,2
54,7
38,4
39,6
50,7
32,3
8,4
51,2
58,4
51,2
53,8
53,5
53,4
48,2
48,8
44,6
49,5
42,0
39,0
45,5
Arauco 1
Arauco 2
El Jume
Necochea
Corti
La Castellana
La Castellana 2
Villalonga 1
Villalonga 2
Pampa Energía
De la Bahía
Rawson 1
Rawson 2
Rawson 3
L. Blanca
El Tordillo
Diadema
M. Behr
Madryn 1
Garayalde
Chubut Nor 1
Aluar I
Bicentenario 1
Bicentenario 2
Achiras
La Banderita
Pomona 1
Genneia SA
Total
Nombre del Potencia Ubicación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Disponibilidad Parque Promedio(MW) % % % % % % % % % % % %
NOA BA PAT CEN COM
11
Santiagodel Estero
25,2
25,2
8,0
0,25
100,0
100,8
14,4
51,8
3,45
50,4
50,4
52,5
31,2
25,1
50,0
3,0
6,3
99,0
71,1
24,2
28,8
50,4
100,8
25,2
48,0
39,6
101,4
11,7
1.198,2
* Disponibilidad mensual media ponderada por potencia.
A continuación se presenta la potencia de agosto y la disponibilidad porcentual de los parques fotovoltaicos del país en el año.
12
POTENCIA Y DISPONIBILIDAD FOTOVOLTAICA 2019
La Rioja
San Juan
San Juan
San Juan
San Juan
San Juan
San Juan
Catamarca
Salta
La Rioja
La Rioja
La Rioja
Catamarca
Catamarca
Catamarca
Catamarca
Catamarca
Catamarca
San Luis
San Luis
San Luis
Promedio*
28,0
31,0
31,6
0,2
24,2
24,8
-
-
18,3
23,4
-
32,0
-
-
25,4
23,4
22,3
35,2
-
34,6
11,3
28,5
29,8
21,4
12,2
16,6
23,2
-
-
20,4
16,8
3,0
29,0
-
-
24,3
30,4
29,6
33,5
25,9
33,2
14,0
25,7
27,3
28,6
21,6
21,9
20,3
-
-
13,4
14,0
12,1
23,8
0,6
-
29,0
29,6
29,5
23,3
23,5
25,4
15,1
24,3
26,1
27,4
24,6
24,2
18,8
-
-
16,2
11,9
13,3
23,1
18,8
17,2
24,7
25,4
25,2
22,8
21,4
25,0
15,5
19,5
21,8
21,8
20,2
14,2
16,2
-
-
11,7
16,8
13,8
18,7
19,9
19,4
17,4
17,6
17,4
15,2
14,8
16,2
12,8
21,2
23,1
22,8
18,5
18,1
16,9
-
-
14,9
16,4
13,9
17,3
18,7
18,3
16,9
16,8
16,7
16,2
15,5
16,9
12,5
21,2
23,3
21,3
21,0
18,4
17,1
9,5
16,0
15,0
18,4
14,9
19,7
19,2
20,3
16,5
16,7
15,2
15,7
16,3
18,1
16,5
26,2
28,8
28,5
28,4
25,8
21,3
16,4
8,7
19,3
23,6
23,0
23,6
26,3
26,0
24,6
24,8
23,7
22,4
22,6
25,1
20,2
24,3
26,4
25,4
18,3
20,4
19,8
3,9
3,0
16,2
17,7
11,8
23,4
12,9
12,6
22,4
23,1
22,5
23,0
17,5
24,3
14,7
C. Honda 2
C. Honda 1
Chimberas 1
Cord. Solar
Las Lomitas
S. Juan I y II
Ullúm IV Sol.
Cafayate
P. S. Chepes
Nonogasta
P. de los Llanos
P. S. Saujil
P. S. Tinogasta I
P. S. Tinogasta II
P. S. Ullum 1
P. S. Ullum 2
P. S. Ullum 3
C. del Oeste
La Cumbre 2 M.
La Cumbre
Total
Nombre del Potencia Ubicación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Disponibilidad Parque Promedio(MW) % % % % % % % % % % % %
CUY NOA CEN
3,0
2,0
2,0
80,0
1,7
1,7
13,5
80,0
2,0
35,0
12,0
22,5
15,0
7,0
25,0
25,0
32,0
24,8
4,0
22,0
416,7
* Disponibilidad mensual media ponderada por potencia.
Generación Neta Térmica y Consumo de CombustiblesLa generación térmica de origen fósil resultó un 11,7% inferior a la del mismo mes del año 2018. Esta generación fue la más baja para el mes de agosto en los últimos cuatro años.
En la tabla a continuación se presentan los consumos de estos combustibles para agosto de los años 2018 y 2019.
Este mes el consumo del gas oil aumentó en un 36,5% respecto a agosto de 2018. En contraposición, los consumos de fuel oil y gas natural experimentaron una disminución de un 62,8% y 9,8% respectivamente. Por otra parte, no hubo consumo de carbón durante este mes.
En consecuencia, el consumo energético proveniente de combustibles fósiles en el MEM durante el mes de agosto de 2019 resultó un 14,1% 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).
8.285,6 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
2016
2017
2018
2019
0
23.373
50.488
1.389.623
90.263
62.840
36.988
1.540.945
Carbón [t]
Fuel Oil [t]
Gas Oil [m3]
Gas Natural [dam3]
COMBUSTIBLE AGOSTO 2018 AGOSTO 2019
13
8.643,9 7.558,7 7.601,7 6.727,2 7.387,2 8.115,7 8.845,7 7.454,4 6.680,9 5.953,2 5.803,5 7.758,9
8.341,2 7.867,0 7.730,1 7.055,0 7.144,2 8.103,7 8.474,2 7.725,0 6.841,0 6.137,7 5.692,3 6.608,9
7.559,4 7.645,4 6.231,0 5.825,0 6.067,3 6.624,4 7.873,2 6.819,1
387 19.690 0 0 18.550 26.985 58.741 0
4.612 28.150 0 1 11 37.333 57.926 23.373
26.664 29.030 6.655 6.369 10.375 42.028 115.686 50.488
1.681.598 1.683.515 1.372.776 1.296.649 1.327.299 1.365.984 1.468.556 1.389.623
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL MEM 2019
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)
14
La relación entre los distintos tipos de combustibles fósiles consumidos en agosto, en unidades energéticas, ha sido:
Consumo de Combustibles Fósiles Agosto 2019 Consumo de Combustibles Fósiles Acumulado 2019
Carbón 0,7%
Carbón 0,0%
G.O. 3,5%
G.O. 2,4%
Gas N 94,6%
Gas N 95,5%
F.O.1,4%
F.O.1,9%
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 4,3 4,6 3,4 3,1 2,7 2,5 3,7
4,1 3,8 3,7 3,4 3,2 4,2 4,2 3,6 3,0 2,7 2,5 2,9
3,5 3,6 2,8 2,6 2,7 3,0 3,5 3,0
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
2017
2018
2019
Sumado a la disminución en la generación térmica respecto a agosto del 2018, este mes hubo una importante participación del gas natural. En consecuencia, se evidenció una disminución considerable en las emisiones de gases de efecto invernadero respecto al año anterior, correspondiente a un 17,4%. Como consecuencia de esto, las emisiones producidas resultan ser las más bajas para el mes de agosto de los últimos tres años.
15
Generación Neta NuclearEn la gráfica siguiente se pueden observar, mes a mes, los valores de generación nuclear obtenidos desde el año 2016 hasta la fecha, en GWh.
Particularmente este mes, la generación nucleoeléctrica aumentó un 30,2% respecto a agosto de 2018. Este valor fue el más alto para este mes en los últimos cuatro años.
Con respecto a la Central Nuclear Embalse, comenzó a entregar energía a la red desde febrero del corriente año luego de concluir su plan de extensión de vida y durante el mes de agosto operó con normalidad.
Por su parte, la central nuclear Atucha II se encontró detenida desde el 15 de julio hasta el 7 de agosto para someterse a actividades de mantenimiento. Además, las centrales Atucha I y Embalse operaron con normalidad durante el mes.
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
1.000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
GENERACIÓN NETA NUCLEAR
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC2016
2017
2018
2019
16
637,2 634,1 509,8 241,9 193,9 241,5 252,2 621,6 610,0 616,3 507,1 650,7
638,6 572,1 505,1 575,1 752,5 741,4 706,4 664,8 312,0 395,8 376,5 212,6
200,4 300,5 527,4 640,1 836,7 742,1 736,7 865,7
Evolución de Precios de la Energía en el MEMDesde el año 2015 junto con el precio monómico2 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 (CA) 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 generadores que consumen combustibles líquidos, dado que en la tarifa se considera que todo el sistema térmico consume únicamente gas natural.
Con respecto al nuevo ítem en el precio monómico “Compra Conjunta”, este presenta la incidencia en el total de la energía comercializada por CAMMESA de las compras de energía renovable que esta compañía realiza a cuenta de los usuarios con una demanda mayor a trescientos kilovatios (300 kW).
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 indica la siguiente tabla.
En función de lo determinado por la Resolución 14/2019 del Ministerio de Hacienda, los precios de referencia estacionales desde el 1 de agosto hasta el 30 de noviembre del 2019, son:
Por otra parte, a través del Consenso Fiscal suscripto el 13 de septiembre de 2018, aprobado mediante la Ley N° 27.469, se acordó que a partir del 1° de enero de 2019 cada jurisdicción definirá la tarifa eléctrica diferencial en función de las condiciones socioeconómicas de los usuarios residenciales. De esta manera, queda sin efecto la Resolución N° 1.091 del 30 de noviembre de 2017 de la ex Secretaría de Energía Eléctrica y sus modificatorias en relación a las tarifas sociales.
2 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.
17
2.902,00
2.771,00
2.639,00
1.985,00
1.892,00
1.800,00
1.852,00
1.764,00
1.676,00
$/MWh $/MWh $/MWh
Pico
Resto
Valle
MENOS DE 300 kW
NO RESIDENCIAL RESIDENCIALMÁS DE 300 kW
18
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.
334,4 479,0 426,7 406,0 421,6 354,4 403,8 448,1 452,2 424,7 403,1 449,7 682,1
240,0 240,0 240,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0
47,2 36,0 36,6 39,9 37,9 38,4 47,3 43,2 35,9 32,8 68,5 128,9 96,4
28,9 34,6 36,3 31,4 38,4 29,7 31,8 29,3 33,3 37,4 55,3 53,5 51,7
936,0 1.036,0 1.042,6 694,2 769,4 761,7 862,4 739,5 811,3 986,1 1.330,1 1.472,1 1.357,8
682,9 1.013,4 857,8 755,9 753,5 580,1 711,4 919,6 1.035,3 863.2 845,2 661,8 1.118,1
14,8 25,9 29,3 37,0 42,8 42,4 40,7 63,8 76,9 68,5 70,6 72,6 113,9
1.343,8 1.347,6 1350,5 1.358,9 1.346,5 1.486,1 2.083,7 2.081,0 2.072,5 2.113,9 2.106,6 2.081,0 2.154,7
ÍTEMS DEL PRECIO MONÓMICO
$/MWh
4.000
3.800
3.600
3.400
3.200
3.000
2.800
2.600
2.400
2.200
2.000
1.800
1.600
1.400
1.200
1.000
800
600
400
200
0Ago-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dic-19 Ene-19 Feb-19 Mar-19 Abr-19 May-19 Jun-19 Jul-19 Ago-19
Sobrecosto de Combustible
Adicional de Potencia
Energía Adicional
Sobrecosto Trans. Despacho
Precio de Energía
Sobrecostos CA MEM + Dem Brasil + Demanda Excedente
Compra Conjunta
Precio estacional medio
2.248,2
2.864,92.924,9 2.892,7
3.252,83.318,6
3.900,0
2.669,3
2.444,42.543,5 2.577,4
2.723,5
2.286,7
19
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 hídrico), 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 hídrico 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 2019.
Origen de la información: Datos propios y extraídos de Informes de CAMMESA de agosto de 2019.
Comentarios: División Prospectiva Nuclear y Planificación Energética. CNEA.
Norberto Ruben Coppari Santiago Nicolás Jensen Mariani [email protected] [email protected]
Subgerencia Planificación Estratégica.Gerencia Planificación, Coordinación y Control.
Comisión Nacional de Energía Atómica.Septiembre de 2019.
393,8 110,3 236,4 142,0 324,0 15,8 98,6 341,40,6 0,3 0,1 - - 199,1 11,4 -
13,1 10,0 10,3 9,7 8,8 10,7 10,1 8,9
-12,3 -32,9 -3,5 - - - - -- - - - - - - -- - - - - - - -
- - - -0,01 -0,001 -0,003 -0,004 -- - - - - - - -
EVOLUCIÓN IMPORTACIONES/EXPORTACIONES 2019 GWh
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0
-50
Importaciones
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
Exp
Imp
ChileUruguayBrasilParaguayChileUruguayBrasilParaguay
20
Exportaciones
https://www.cnea.gob.ar/es/publicaciones/
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