Transcript Presentación AGUEERA en ASAGA

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
SOCIOS
FRIGORÍFICO CALCHAQUÍ
3M ARGENTINA S.A.
FRIGORIFICO INDUSTRIAL PEHUAJO
ACEITERA CHABAS S.A.
FRIGORIFICO PALADINI S.A.
ACEITES VEGETALES
GLOBE METALES S.A.
ACERBRAG S.A.
INTERPACK S.A.
ACEROS CUYANOS S.A.
INVISTA ARGENTINA S.A.
ACINDAR S.A.
KORDSA ARGENTINA S.A.
AEROPUERTOS ARGENTINA 2000 S.A.
LOMA NEGRA S.A.
AGA ARGENTINA S.A.
MANUFAC. DE FIBRAS SINTETICAS
AGUA Y SANEAMIENTOS ARG. S.A..
MASISA ARGENTINA S.A.
AIR LIQUIDE ARGENTINA S.A.
MASSALIN PARTICULARES S.A.
ALTO PARANÁ SA
MCC MINERA SIERRA GRANDE S.A.
ALUAR ALUMINIO ARGENTINO S.A.I.C.
MERCEDES BENZ ARGENTINA S.A.
ANDINA EMPAQUES ARGENTINA S.A.
METALMECANICA S.A.
ARCOR S.A.I.C.
MINERA ALUMBRERA LTDA.
ARZINC SA
NATURAL JUICE S.A.
BEKAERT TEXTILES
OLEAGINOSA MORENO HNOS. S.A.
BENITO ROGGIO TRANSPORTE SA
OPPFILM ARGENTINA SA
BIMBO DE ARGENTINA S.A.
OCCIDENTAL ARG. DE
BUNGE ARGENTINA S.A.
EXPLORATION
CEMENTOS AVELLANEDA S.A.
PAN
AMERICAN
ENERGY LLC.
CENCOSUD S.A.
PAPEL PRENSA S.A.
CHEVRON SAN JORGE S.R.L.
COMPAÑÍA ARG. DE LEVADURAS S.A.I.C. PAPELERA ENTRE RÍOS S.A.
PAPELES PM S.A.I.C.
COTEMINAS ARGENTINA S.A.
PBBPOLISUR S.A.
FATE 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 SA
SWIFT-ARMOUR S.A.
TAVEX ARGENTINA SA
TELEFÓNICA DE ARGENTINA S.A.
TRENES DE BUENOS AIRES S.A.
UNILEVER de ARGENTINA SA
VALOT S.A.
VIA FRUTTA SA
VIDRIERIA ARGENTINA S.A.
YPF SA
ZUCAMOR S.A.
Composición de la demanda
10<pot<300 kW
16%
Alumbrado público
4%
Menores a 10 kW
10%
GUDIs
10%
>300 kW
30%
Residenciales
40%
GUMAs
15%
GUMEs
5%
Demanda
Potencia media
16.0
Tasa de crecimiento: + 4,94 %
14.0
12.0
> 300 kW + 1,1 %
GW
10.0
8.0
6.0
Resto + 5 %
4.0
2.0
0.0
1992199319941995199619971998199920002001200220032004200520062007200820092010201120122013
Fuente: CAMMESA
Demanda GUMAS
Capacidad Instalada
MW
Relación
Pot. instalada/Pot.max
Potencia Instalada y potencia máxima
35.000
1,8
1,69
1,6
30.000
1,48
1,4
1,32
25.000
Capacidad 2013
Térmico
61%
Hidro
36%
Nuclear
3%
Otros
0,7%
Total
100%
1,2
20.000
1
Antigüedad parque Térmico
 Promedio gral: 19 años
0,8
15.000
0,6
 TV: ~ 37 años (24%)
 CC: ~ 13 años (49%)
10.000
0,4
Hidro
TV
Eólico
5.000
Nuclear
TG
Potencia máxima
CC
Motgdres (DO/GN)
Cap. Inst/Dda Máx.
0,2
0
1993
1994
1995
1996
1997
1998
1999
2000
2001
2002
2003
2004
2005
2006
2007
2008
2009
2010
 Expansión relevante
 Líneas AT: +48% (Km)
0
1992
Sistema Alta Tensión 03-13
2011
2012
 Transformación: 49%
2013
Ingresos 2013: 104 MW, crecimiento potencia máxima 2013: 1.845 MW
Ingreso previsto neto 2014: 915 MW, crecimiento potencia máxima 2014: 240 MW
Ingresos previstos 2014
VUELTA OBLIGADO TG: 2x280 MW Junio 2014
Cierre CC TV: 300 MW junio 2015
ATUCHA II: 745 MW Septiembre 2014
CHIMBERA II: 8 MW segundo semestre 2014
RIO TURBIO TV: 2X 125 MW fines 2014
Evolución de la oferta
Consumo de combustibles
Combustibles para generación Evolución del
consumo
Precios Relativos US$/MMBTU
Gas Bolivia:
~11
Gas LNG:
~17
Gas Oil importado:
Fuel Oil importado:
~23
~17
Nuevo Plan Gobierno (Res 1/2013)
Desarrollo Gas Nuevo:
7,50
Importación de GNL y gas de Bolivia
Fte: CAMMESA
Balanza Energética
Balanza Energética
MMU$s
+ 8,000
+ 6,029
+ 6,000
+ 4,000
+ 2,000
+0
(2,000)
(2,738)
(4,000)
(6,000)
(5,597)
(8,000)
Import - Real (*)
Export - Real (*)
Saldo externo
Fuente: Indec (*) Acumulado hasta Septiembre 2013
2013
2012
2011
2010
2009
2008
2007
2006
2005
2004
2003
2002
2001
2000
1999
1998
1997
1996
1995
1994
1993
1992
1991
1990
(10,000)
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$)
Precio MEM en las tarifas
500
S. Ctos MEM
Imp Brasil
Costo Medio Msual (Monómico)
400
Est. Residencial
Est. Resid. 1,4 < 2,8 MWh bim
300
Est. Resid. > 2,8 MWh bim
Est. Gran Usuario <300kW
200
Est. Gran Usuario >300kW
100
Sep-13
May-13
Jan-13
Sep-12
May-12
Jan-12
Sep-11
May-11
Jan-11
Sep-10
May-10
Jan-10
Sep-09
May-09
Jan-09
Sep-08
May-08
Jan-08
Sep-07
May-07
Jan-07
Sep-06
May-06
Jan-06
Sep-05
May-05
Jan-05
Sep-04
May-04
Jan-04
Sep-03
May-03
Jan-03
Sep-02
May-02
0
Jan-02
[$/MWh]
Est. Resid. < 1 MWh bim
Subsidios
Evolución de los subsidios a la energía
5,000,000,000
4,500,000,000
4,000,000,000
3,500,000,000
Subsidios $
3,000,000,000
2,500,000,000
2,000,000,000
2013: $29.298.446.350
2012:$ 24.637.080.520
1,500,000,000
2011: $24.445.298.080
1,000,000,000
500,000,000
Dec-13
Nov-13
Oct-13
Sep-13
Aug-13
Jul-13
Jun-13
May-13
Apr-13
Mar-13
Feb-13
Jan-13
Dec-12
Nov-12
Oct-12
Sep-12
Aug-12
Jul-12
Jun-12
May-12
Apr-12
Mar-12
Feb-12
Jan-12
Dec-11
Nov-11
Oct-11
Sep-11
Aug-11
Jul-11
Jun-11
May-11
Apr-11
Mar-11
Feb-11
-
Jan-11
$
Sancionado $
Margen de distribución en la tarifa
final
Usuario Peaje Con Subsidios MT
150
0,0
11,9
0,0
7,2
130
0,0
6,9
0,0
7,8
110
49,0
Cargos redes
0,0
4,1
Energía
90
Potencia
Otros
18,0
18,0
2,0
2,0
70
[$/MWh]
124,5
30
2,8
7,5
10
23,0
22,0
EDESUR
EDENOR
-10
1,9
132,0
129,6
112,6
62,6
50
2,9
7,4
18,0
102,1
74,2
75,4
72,5
EDEA
EDEN
EDES
22,0
EDELAP
EPESF
EPEC
EDESAL
EDEMSA
RED
EDEMSA
BORNES
Tarifa final distribución (Usuario pleno)
400
Usuario Pleno con Subsidios
Cargos redes
350
Energía
49,0
Potencia
Otros
300
250
0,0
0,0
0,0
28,7
28,7
0,0
28,7
0,0
[$/MWh]
200
109,6
150
116,1
116,6
112,1
282,4
127,2
10,6
10,3
110,1
111,5
126,6
109,3
124,1
100
128,2
50
28,6
116,8
133,3
122,8
91,5
96,3
EDEA
EDEN
84,8
95,9
28,9
27,8
0
EDESUR EDENOR
EDELAP
EPESF
EPEC
EDESAL
EDES
EDEMSA EDEMSA
RED
BORNES
Tarifa final distribución
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)
PURE
Cargos provinciales
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
1000
900
Precio Tope GUDI:
800
Precio Tope GUMAS / GUMES:
700
Precio Real
600
500
400
300
200
100
PRECIOS TOPE VIGENTES:
GUDI: 455 $/MWh
GUMA/GUME: 320 $/MWh
nov-12
ago-12
may-12
feb-12
nov-11
ago-11
may-11
feb-11
nov-10
ago-10
may-10
feb-10
nov-09
ago-09
may-09
feb-09
nov-08
ago-08
may-08
feb-08
nov-07
ago-07
may-07
feb-07
nov-06
0
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 $/MWh
correspondientes al Cargo por Sustentabilidad y Garantía
creado por dicha Res SE 95/13 .
Remuneración de la Generación

La retribución de cada unidad será en
función de:



La tecnología de operación (TV, TG, CC,
Hidro) y de su tamaño.
Disponibilidad histórica propia y de la
tecnología.
Desestimiento o no de reclamos judiciales
(*) B.Oficial del 26/3/2013
GWh
2 000
400
0
ene-12
feb-12
mar-12
abr-12
may-12
jun-12
jul-12
ago-12
sep-12
oct-12
nov-12
dic-12
ene-13
feb-13
mar-13
abr-13
may-13
jun-13
jul-13
ago-13
sep-13
oct-13
nov-13
dic-13
ene-14
feb-14
mar-14
abr-14
may-14
jun-14
jul-14
ago-14
sep-14
oct-14
nov-14
dic-14
ene-15
feb-15
mar-15
abr-15
may-15
jun-15
jul-15
ago-15
sep-15
oct-15
nov-15
dic-15
Contratos de Grandes Usuarios
EVOLUCION PREVISTA DE CONTRATOS [GWh]
1 800
1 600
1 400
1 200
1 000
GUME [GWh]
GUMA [GWh]
800
CANTIDAD DE CONTRATOS
600
HISTORIA
200
N°
4 000
3 500
3 000
PROYECCION
2 500
2 000
1 500
1 000
500
0
Nota SE 5129: Optimización del
Despacho


La nota SE 5129/13 establece que durante el verano 2013-2014 y en
adelante la optimización del despacho de generación y combustibles se debe
realizar considerando valores de costos reales de adquisición que resulten
representativos en cada período de gestión. La misma establece que, dado
que el costo real de adquisición del Fuel Oil Nacional y del Carbón Nacional
(aprox. 13 US$/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
STD Verano
100.00
90.00
STD Verano
80.00
70.00
$
60.00
50.00
40.00
30.00
20.00
10.00
0.00
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
Despacho Generación (MW med)
Real
Previsto
Real
Previsto
Mayo-Julio
2013
Mayo-Julio 2014
Mayo-Julio
2013
Mayo-Julio
2014
Alto
TERMICO
9692
Medio
Bajo
Alto
HIDRAULICO
4392
Medio
Bajo
Alto
NUCLEAR
711
Medio
Bajo
Alto
INTERCAMBIO
0
Medio
Bajo
E.Renovables
Consumos Combustibles
47.1
Alto
Medio
Bajo
10932
10224
9461
5324
4539
3757
571
571
571
0
0
0
112
85
51
Alto
GAS
26.2
(Mm3/dia)
Medio
Bajo
Alto
FUEL OIL
765
(Miles Tn)
Medio
Bajo
Alto
CARBON
308
(Miles Tn)
Medio
Bajo
Alto
GASOIL
(Miles m3)
1597
Medio
Bajo
30.6
28.0
24.7
1081
1060
1054
295
295
295
1924
1319
749
Aportes Hidráulicos
Generación HidráulicaTotal
MW-medios
7000
6500
6000
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
Alto
500
Medio
Bajo
Real 2013
0
15
16
17
18
19
20
May
21
22
23
24
Jun
25
26
27
28
29
Jul
30
31
32
33
Ago
34
35
36
37
Set
38
39
40
41
42
Oct
43
44
Precios estimados
Para el trimestre mayo-julio se espera un STD de 407 $/MWh
Monómicos Medios Resultantes
Probabilidad de Excedencia
Energía
SCTD + Adicional SCTD
Energía Adicional
Sobrecosto Combustible
Sobrecosto Contratos Abast. MEM
Potencia Despachada
Reserva de Potencia
Servicios Asociados a la Potencia
Servicio Reserva Instantánea
TOTAL
May'14 - Jul'14
A Distribuidores
SPOT
$/MW-mes
$/MWh
$/MWh
10%
10%
120.00
120.00
414.99
452.51
16.10
3.32
20.42
4.97
480.54
4552
6.87
6.87
5526
10.41
1.29
14171
28.75
2.22
25
0.05
0.00
1098.13
591.17
SPOT
$/MWh
50%
120.00
406.93
3.32
4.94
SPOT
$/MWh
80%
120.00
372.72
3.32
4.90
6.87
1.29
2.22
0.00
545.57
6.87
1.29
2.22
0.00
511.32
Precios estimados
Estimación Resultado Trimestral Total de Fondos y Cuentas (Millones de $)
a partir del estado de Fondos según nota S.E. 4391 del 06/08/13
Para diferentes Precios Sancionados y Precios Resultantes en el Trimestre
Trimestre:
May'14 - Jul'14
Definitiva
Demanda Fuera de Contrato [GWh]
Pico
7,000
Valle
6,189
Total
27,620
Precio Resultante en el Trimestre ($/MWh)
Monómico
Potencia
E.Adic.+SCComb+
SCAMEM Cobrado
SCTD
Energía
Pr.Exc.
Precio Sancionado ($/MWh)
Resto
14,432
Pr.Exc.
10%
25%
40%
50%
70%
80%
Energía
120.00
120.00
120.00
120.00
120.00
120.00
SCTD Spot Dem Base
452.51
439.63
413.32
406.93
388.72
372.72
E.Adic.+SCComb+ SCAMEM(*)
117.39
117.38
117.37
117.37
117.35
117.33
10.38
10.38
10.38
10.38
10.38
10.38
700.28
687.39
661.07
654.67
636.45
620.42
Potencia
Monómico
10%
120.00 414.99 517.09
46.07 1,098.15
10,989
11,345
12,072
12,249
12,752
13,195
25%
120.00 414.99 517.08
46.07 1,098.14
10,989
11,345
12,072
12,249
12,752
13,195
40%
120.00 414.99 517.06
46.07 1,098.13
10,989
11,345
12,072
12,248
12,752
13,194
50%
120.00 414.99 517.06
46.07 1,098.13
10,989
11,345
12,072
12,248
12,752
13,194
70%
80%
120.00 414.99 517.05
120.00 414.99 517.02
46.07 1,098.11
46.07 1,098.09
10,988
10,987
11,344
11,343
12,071
12,070
12,248
12,247
12,751
12,750
13,194
13,193
-16,690
-16,334
-15,607
-15,431
-14,927
-14,485
Sanción Actual Res. SE. N° 2016/2012
(*)SCAMEM Previsto ($/MWh)=
SCAMEM Cobrado($/MWh) =
109.1
480.5
96.00
Pr.Exc. ($/MWh)
SCTD Spot Dem Exc
10%
25%
40%
50%
70%
80%
1656.31 1626.31 1579.31 1561.84 1518.84 1479.68
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
AGUEERA
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www.agueera.ar
tel: (54 11) 4311 7000
Ovidio Holzer
[email protected]