Transcript Variables Relevantes MEM Noviembre 2014.

Variables Relevantes
Mercado Eléctrico
Argentino
Gerencia de Análisis y Control Global
13 de Noviembre de 2013
Variables relevantes del Mercado Eléctrico
Temas

El Sistema – Potencia Instalada – Transporte Balance Energético

Demanda vs PBI, segmentación, Combustibles Costos

Generación renovable
Evolución en el año 2013 y los primeros 9 meses de 2014
Mercado Eléctrico Mayorista
MEM– 2013
Capacidad Instalada
Turbinas de Gas
Turbinas de Vapor
Ciclos Combinados
Diesel
Nuclear
Hidro
Renovable
4,1 GW
4,4 GW
9,2 GW
1,3 GW
1,0 GW
11.1 GW
0,2 GW
Total
31,4 GW
Demanda Pico MAX
24,0 GW
(verano 14)
Agentes del Mercado  más de 50
empresas de Generación, 60 de
Distribución, 10 de Transporte y 2300
Grandes Consumidores
500 kV 14.300 km
330/220/132 kV 17.900 km
Demanda de
Energía
Demanda por Región
Capital Federal,
Buenos Aires, Litoral
y Centro representan
más del 70% de la
demanda total
Demanda total 2013: 125 220 GWh
Demanda Distribuidores y GUMA – GUME
% sobre Demanda Total
56.4 %
23.9 %
19.7 %
Demanda total 2013: 125 220 GWh
Demanda de Energía vs PBI – Crecimiento [%]
Demanda Total MEM
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
Demanda MEM Enero a Septiembre
Valor 2014
Valor 2013
Variación
Área
GWh
GWh
GWh
%
TOTAL PAÍS
94202
92887
1316
1.4%
GBA
36638
36540
99
0.3%
Resto País
57564
56347
1217
2.2%
 Para los primeros 9 meses del año se tiene un crecimiento en la demanda
eléctrica alrededor del 1.4%, impulsado principalmente por Resto País al
comparar con el área GBA.
Demanda Total MEM
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
 A esta misma altura del año anterior se tenia un crecimiento de 2.8% frente
a los 1.4% que hoy se observa.
Demanda por tipo de Comsumo
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
Demanda por tipo de consumo
Valor Actual
Valor 2013
Tipo de consumo
GWh
GWh
GWh
%
Menor o igual a 10 kW
51392
50147
1245
2.5%
Entre 10 KW y 300 KW +
GUME menor a 300 KW:
14285
14273
12
0.1%
Mayor o igual a 300 kW +
GUMEs mayor a 300 KW +
GUMAs + AUTO
28526
28467
59
0.2%
Demanda TOTAL
94202
92887
1316
1.4%
[Residencial + Comercio Chico]
Variación
[Comercio Grande e Industria Chica]
[Gran Demanda Industrial]
Demanda por tipo de Comsumo
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
Gran Demanda Industrial por Rama
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
Variación
RAMA
Enero a
Septiembre '13
Enero a
Septiembre '14
GWh
%
ALIMENTACIÓN, COMERCIOS
Y SERVICIOS
10227
10237
10
0.1%
INDUSTRIAS
12621
12636
15
0.1%
PETROLEOS Y MINERALES
2606
2611
5
0.2%
Total (sin ALUAR)
25455
25485
30
0.1%
Industria ALUAR SA
1493
1521
28
1.9%
Total
26948
27006
58
0.2%
(*) Gran Demanda formada por más de 6000 agentes entre GUMAs, GUMEs y GUDIs, que
representan más del 97% de la gran demanda total
Gran Demanda Industrial por Rama
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
0%
Enero a
Septiembre
2014
Enero a
Septiembre
2014
ACTIVIDAD
Enero a Septiembre 2014 vs 2013
Gran Demanda Industrial por Rama
Variación
Enero a
Enero a
Septiembre '13 Septiembre '14
GWh
%
CARGAS Y PUERTOS
108
103
-5
-4.2%
COMERCIO Y SERVICIOS (PRINCIPALMENTE
SUPERMERCADOS Y OTROS CENTROS COMERCIALES)
3477
3477
0
0.0%
INDUSTRIA DE LA ALIMENTACIÓN Y ARTÍCULOS DE
CONSUMO MASIVO
4837
4784
-53
-1.1%
SECTOR DE SERVICIOS PÚBLICOS Y TRANSPORTE
(AGUA Y TRANSPORTE EN GBA)
1805
1873
67
3.7%
INDUSTRIA AUTOMOTRIZ
701
608
-93
-13.3%
INDUSTRIA DE DERIVADOS DE PETRÓLEO
1161
1232
71
6.1%
INDUSTRIA DE LA CONSTRUCCIÓN (ELABORACIÓN DE
CEMENTO Y CANTERAS)
1373
1350
-23
-1.7%
INDUSTRIA DE LA MADERA Y EL PAPEL
1390
1385
-5
-0.4%
INDUSTRIA DE PRODUCTOS METÁLICOS NO
AUTOMOTORES
2893
3084
191
6.6%
INDUSTRIA TEXTIL
1012
988
-25
-2.4%
INDUSTRIAS QUÍMICAS, DEL CAUCHO, PLÁSTICO Y
OTROS MATERIALES MINERALES NO METÁLICOS
4091
3990
-101
-2.5%
EXTRACCIÓN DE MINERALES
814
807
-6
-0.8%
EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO
1793
1804
11
0.6%
Total (sin ALUAR)
25455
25485
30
0.1%
Industria ALUAR SA
Total
1493
26948
1521
27006
28
58
1.9%
0.2%
POTENCIA
INSTALADA
GENERACION
Potencia Instalada
ÁREA
TV
CUYO
COMAHUE
NOA
CENTRO
GBA-LI-BAS
NEA
PATAGONICO
GENERACIÓN
MÓVIL
SIN
120
TG
CC
90
374
208 1283
301 1001 829
200 511 547
3820 2046 5984
59
160 188
DI
NUC
FT
584
73 1564
263 2394
72 1330 648
424 12274 362
242 301
348
8
330
TER
25
139
330
4441 4074 9205 1404 19124 1010
EO
HI
TOTAL
1071
4681
217
918
945
2745
519
1663
6244
2636
2896
13581
3046
1006
330
8
Potencia Instalada => 31.4 GW
165 11095 31402
Evolución Potencia Instalada
Ingreso Previsto 2015
Principales Proyectos
Provincia
Tipo Generación
Central
Santa Cruz
Santa Fe
Buenos Aires
Buenos Aires
Buenos Aires
Santiago del
Estero
Buenos Aires
Chubut
Chubut
Chubut
Santa Cruz
San Juan
TV
Cierre Ciclo Combinado
Cierre Ciclo Combinado
TG
TG
RIO TURBIO
BRIG. LOPEZ
ENS. BARRAGAN
GUILL. BROWN
GUILL. BROWN
Potencia
[MW]
240
150
300
300
300
Eólico
EL JUME
8
En desarrollo
100
50
50
12
25
60
En desarrollo
En desarrollo
En desarrollo
En desarrollo
En desarrollo
ago-15
280
oct-15
Santa Fe
Eólico
Eólico
Eólico
Eólico
Eólico
Hidráulico
PAMPA I
MALASPINA I
PUERTO MADRYN I
VALLE HERMOSO
KOLUEL KAYKE
PUNTA NEGRA
VUELTA DE
Cierre Ciclo Combinado
OBLIGADO
Total
Fecha Ingreso Previsto
mar-15
mar-15
mar-15
abr-15
may-15
1875
PAMPA (CHUBUT)
EO 100 MW
RIO TURBIO (SANTA CRUZ)
TV 2x120 MW
CC V. OBLIGADO (TIMBUES)
TG 2x280 MW 2014
TV 1x 260 MW 2015
Balance Energético Anual 2013
Energía Generada 2013:
129 820 GWh
19
Generación 2014
Variación
GWh
Enero - Sept Enero GWh
2013
Sept 2014
%
EOLICO Y SOLAR
309
460
151
48.8%
HIDRAULICO
29172
29816
645
2.2%
IMPORTACION
107
743
636
592.6%
NUCLEAR
4690
3928
-762
-16.2%
TERMICO
61912
62737
824
1.3%
GENERACIÓN
TOTAL
96191
97685
1494
1.6%
20
Generación Térmica 2014
Tipo de combustible
GWh
GAS
NATURAL
CARBON
FUEL OIL GAS OIL BIOCOMBUSTIBLES
MINERAL
TOTAL GEN
TERMICO
Enero - Sept
2013
42588
1494
6333
11435
62
61912
Enero - Sept
2014
45458
1647
7696
7890
46
62737
Variación %
7%
10%
22%
-31%
-26%
1%
Balance Energético Anual
22
Potencias Máximas
23
Seguimiento Generación Térmica
Seguimiento Generación Hidráulica
Seguimiento
2014
Datos
Renovables
GENERACION
[GWh]
BIODIESEL
BIOGAS
BIOMASA
EOLICO
HIDRO <= 30MW
SOLAR
Total MW med
32
0
98
16
877
2
1024
170
36
127
348
1069
8
1759
2
108
134
447
896
15
1602
AÑO 2014
(9 meses)
2
79
77
449
723
11
1341
Demanda MEM
[GWh]
116349
121293
125220
94185
Ren MEM / Dem MEM
0.9%
1.4%
1.3%
1.4%
AÑO 2011 AÑO 2012 AÑO 2013
CONSUMO DE
COMBUSTIBLES
COMBUSTIBLES
 Consumos
por tipo de combustible
Variación
UNIDAD
Enero a
Sep '13
Enero a
Sep '14
Unidad
%
Mm3/d
35,8
38,0
2.2
6%
CARBON MINERAL
Miles Ton
742
818
76
10%
FUEL OIL
Miles Ton
1714
2078
364
21%
GAS OIL
Miles M3
2435
1662
-774
-32%
BIODIESEL
Miles Ton
1
0.4
-0.6
-64%
COMBUSTIBLE
GAS NATURAL
Seguimiento 2014: Gas Natural [Millones de m3 /día]
Gas
Mm3/d
Enero a Sep. 2013
Enero a Sep. 2014
35,8
38,0
Seguimiento 2014:
Fuel Oil [toneladas semanales]
Fuel Oil
Miles ton
Enero a Sep. 2013
Enero a Sep. 2014
1 714
2 078
Seguimiento 2014:
Gas Oil [m3 semanales]
Gas Oil
Miles m3
Enero a Sep. 2013
Enero a Sep. 2014
2 435
1 662
Combustibles: Datos Operativos y Económicos
 Variables
Relevantes
Variable
Unidad
2013
2014
$/u$s
5,2
8,2
Gas Oil
u$s/m3
815
825
Fuel Oil
u$s/ton
665
570
Gas Oil (a sep)
M m3
2,44
1,66
Fuel Oil (a sep)
K ton
1,71
2,08
U$S COMB
MM U$S
3 126
2 555
$ar COMB
MM $
16 254
20 952
Tasa de cambio
COSTOS Y
PRECIOS DE LA
ENERGÍA
Seguimiento 2014 – Costo Mensual por conceptos [$/MWh]
COMBUSTIBLES
2013
anual
Ene a Sep
210.2
229.6
2014
Ene a Sep
314.1
OyM
95.4
96.3
123.9
Contratos MEM
83.8
81.1
125.0
SUMA COSTOS
389.4
406.9
563.0
Seguimiento 2014 - Costo Mensual por Combustible [$/MWh]
2013
2014
anual
Ene - Sep
Ene - Sep
GAS NAT Precio Ref.
53.83
48.9
72.3
GAS NAT PLUS/Cont.
CARBON MINERAL
FUEL OIL
GAS OIL
BIOCOMBUSTIBLE
8.5
5.5
53.7
88.3
0.3
7.6
6.5
55.0
111.2
0.4
29.4
7.1
94.7
110.6
0.0
229.6
314.1
SUMA 210.2
Costo Medio Esperado 2014 [$/MWh]
Precio Monómico Medio
Precio Monómico Medio
Energía
$/MWh
Sobrecostos Pot +
Mon Adic Brasil
+ Adic
Res+ Serv Base + Cont MEM
PM Spot
Adic
Dem
Exc
Mon
Total
Mon
Dist
2012(anual)
120
126
14
260
56
16
332
83
2013(anual)
120
155
14
289
81
20
389
95
2014 (a
120
270
14
404
120
39
563
96
sept.)
 El modificación de la tasa de cambio impacto directamente en los
costos de los combustibles (sobrecostos) y en los contratos MEM. El
monómico medio equivalente para 2013 fue de 75 u$s/MWh, bajando a
69 u$s/MWh en 2014.
 La diferencia entre costos (563 $/MWh) e ingresos distribuidoras (96
$/MWh) por la demanda de distribuidoras (100 TWh/año) representaría
buena parte de los subsidios => (563-96) x 100 = 47 m MM $ar
Precio Monómico Medio
Muchas Gracias por su atención…
ING. EMILIANO MARINOZZI / ING. MARCOS BENETTI
[email protected] [email protected]
GERENCIA DE ANALISIS Y CONTROL GLOBAL