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Características del mercado eléctrico argentino. Octubre 2015 1
Características del mercado eléctrico
argentino.
Octubre 2015
1
INDICE
AGUEERA
Instituciones del Sector Eléctrico.
Características del sector
Despacho y formación de precios MEM.
Precios estacionales
VAD - Peaje
Resolución SE Nº 1281/06.
Resolución N° 95/2013.
Escenarios Energéticos 2035.
Ley de EE
2
3
4
• 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
5
3M ARGENTINA S.A.
ACEITERA CHABAS S.A.
ACEITES VEGETALES
ACERBRAG 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 SA
ALUAR ALUMINIO ARGENTINO S.A.I.C.
ANDINA EMPAQUES ARGENTINA S.A.
ARCOR S.A.I.C.
ARZINC SA
BEKAERT TEXTILES
BENITO ROGGIO TRANSPORTE SA
BIMBO 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.
FIBERCORD ARGENTINA S.A.
FRIGORÍFICO CALCHAQUÍ
FRIGORIFICO INDUSTRIAL PEHUAJO
FRIGORIFICO PALADINI S.A.
GLOBE METALES S.A.
INTERPACK 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.
NIDERA SA.
OLEAGINOSA MORENO HNOS. S.A.
OPPFILM ARGENTINA SA
OCCIDENTAL ARG. DE EXPLORATION
PAN 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.
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.
6
Página web: www.agueera.com.ar
7
Página web: www.agueera.com.ar
Ingreso como asociado
8
Página web: www.agueera.com.ar
Secretaría de Energía (SE)
• Define la política sectorial en concordancia con las pautas establecidas por el Poder
Ejecutivo Nacional.
• Conduce las acciones tendientes a aplicar la política sectorial.
• Elabora la prospectiva, escenarios de oferta y demanda.
• Dicta las normas a las que se ajustará el despacho.
• Protección ambiental.
• Resuelve en alzada los recursos presentados ante los entes reguladores.
• Sanciona Precios Estacionales y sus ajustes trimestrales.
• Elabora estadísticas.
• Autoriza nuevos accesos al MEM.
9
Instituciones del Sector Eléctrico.
Organismo Encargado del Despacho (OED): CAMMESA
Empresa privada sin fines de lucro cuyos accionistas por partes iguales son: El Estado
Nacional (MINPLAN/SE), AGEERA, ADEERA, ATEERA, AGUEERA.
Funciones:
• Realiza el despacho técnico y Económico del SADI.
• Maximizando la Seguridad del Sistema y la Calidad del Suministro.
• Minimizando los Precios Mayoristas en el Mercado Spot.
• Administra del Funcionamiento del Mercado a Término.
• Actúa como mandatario del Estado Nacional como consecuencia de situaciones que
pudieren generar riesgos de desabastecimiento y afectar la seguridad y la calidad habituales
del sistema eléctrico.
10
Instituciones del Sector Eléctrico.
Ente Nacional Regulador de la Electricidad (ENRE)
Funciones y Facultades
• Hace cumplir la ley 24.065 y controlar los contratos de concesión.
• Previene conductas anticompetitivas, monopólicas discriminatorias
• Instancia de arbitraje en el ámbito de su jurisdicción.
11
Instituciones del Sector Eléctrico.
Agentes del MEM.
Agentes:
• Generadores
• Transportistas
• Distribuidores
• Grandes Usuarios
• Autoproductores
– Autogeneradores
– Cogeneradores
Participantes:
• Comercializadores
12
13
0
5.000
10.000
15.000
20.000
25.000
30.000
35.000
2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
MW Potencia Instalada y potencia máxima
Motgdres (DO/GN) + Biogás TG TV CC Eólico + Solar Nuclear Hidro Potencia máxima
Características de la Oferta
14
MEM – 2015
Capacidad Instalada
Turbinas de Gas 4719 GW Turbinas de Vapor 4451 GW Ciclos Combinados 9227 GW Diesel 1481 GW Nuclear 1730 GW Hidro 11108 GW Renovables 195 GW
Total 32911 GW
Demanda Pico MAX 24000 GW
(verano 14) 34%
5% 1%
28% 14%
14%
4%
Térmica 60%
Potencia Instalada 2015
Hidro NuclearEólico + Solar CCTV TGMotgdres (DO/GN)
Características de la Oferta
15
0
20.000
40.000
60.000
80.000
100.000
120.000
140.000
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
GWh Generación anual por tipo
HIDRAÚLICA NUCLEAR TÉRMICA IMPORTACIÓN
Generación hidráulica 2014 (GWh).
16
25%
15% 45%
6% 9%
GENERACION HIDRAÚLICA 2014
Zona Comahue
Sto Grande
Yacyretá
Futaleufú
Resto Hidráulico
Generadores renovables.
17
BIODIESEL 3% BIOMASA
7%
EOLICO 23%
HIDRO <= 30MW
62%
SOLAR 1%
BIOGAS 4%
Consumo Combustibles Histórico.
18
0
2000
4000
6000
8000
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Mile
s d
e d
am³
Gas natural
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
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00
20
01
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20
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s d
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on
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das
Fuel oil
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1500
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2500
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Gas oil
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Mile
s d
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ela
das
Carbón
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30
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50
60
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1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
MMm³equiv/día
Carbón GO FO GN
Consumo Combustibles Histórico.
Consumo Combustibles. Evolución del consumo.
20
Precios Relativos US$/MMBTU (2015)
Gas Bolivia: ± 7,8 Gas Oil importado: ± 17/23 Gas local: ± 2,68 Gas Plus: ± 5,2
Gas LNG: ± 11,8 Fuel Oil importado: ± 13/17 Nuevo Plan Gobierno (Res 1/2013)
Desarrollo Gas Nuevo: ± 7,50
0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%
100%
20
03
20
04
20
05
20
06
20
07
20
08
20
09
20
10
20
11
20
12
20
13
20
14
20
15M
illo
nes
de
m³
equ
ival
ente
/día
Combustibles generación
Carbón GO FO GN
Líquidos + Bolivia + GNL.
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0
200
400
600
800
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1800
0
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200
300
400
500
600
700
800
900
mile
s d
e d
am³
Mile
s d
e to
n
Consumo de combustibles en centrales térmicas
GN GO FO
Nota SE 5129: Optimización del Despacho
GN Local.
22
0
10000
20000
30000
40000
50000
60000
0
100000
200000
300000
400000
500000
600000
700000
2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
Mill
on
es d
e m
³
Gas natural nacional
Producción Reservas comprobadas
GN Importado
0
5
10
15
20
25
30
35
ene
-09
abr-
09
jul-
09
oct
-09
ene
-10
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10
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oct
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-13
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-14
abr-
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-14
ene
-15
abr-
15
jul-
15
Msm
3/d
Inyección GNL
GNL B. Blanca GNL Escobar
0,000
2,000
4,000
6,000
8,000
10,000
12,000
14,000
16,000
18,000
20,000
ene-1
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0
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sep-1
0
no
v-10
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1
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1
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1
no
v-11
ene-1
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2
no
v-12
ene-1
3
mar-1
3
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3
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3
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3
no
v-13
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4
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4
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4
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4
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no
v-14
ene-1
5
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5
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5
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5
Msm
3/d
Importación de Bolivia
23
Transporte
24
TRANSENER
TRANSPA
TRANSCOMAHUE
TRANSBA
TRANSNEA TRANSNOA
DISTROCUYO
Geográfico Línea de Transporte 500 kV (actual)
Transporte.
25
Transporte
Evolución capacidad de transporte
0
2000
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0
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25000
20042005200620072008200920102011201220132014
Km
Km
Longitud del sistema de transporte
Región Patagonia Región NOARegión NEA Región Buenos AiresRegión Comahue Región CuyoAlta tensión
26
Evolución capacidad de transformación
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
18000
0
2000
4000
6000
8000
10000
12000
14000
16000
2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
MV
A
MV
A
Potencia de transformación
Región Patagonia Región NOARegión NEA Región Buenos AiresRegión Comahue Región CuyoAlta tensión
Demanda
27
La demanda de energía eléctrica varía siguiendo patrones diarios, semanales, mensuales y estacionales, a los que se superponen variaciones al azar.
Esto hace que la capacidad de producción debe exceder en todo momento a la demanda, en particular en el instante de máxima demanda “pico de carga”.
Los costos de interrupciones del suministro (blackouts) son considerables en términos:
Económicos Políticos Seguridad
La demanda de energía eléctrica presenta muy baja elasticidad precio.
28
Composición de la demanda.
Compra SPOT + Ahesión CAMMESA
8,10%
Ctos Plus y Ctos Base
remanentes GUMAS 6,47%
Ctos Plus y Ctos Base remanentes GUMES
2.92%
Res.Menor 1000 kWh bim 34%
Res.Entre 1000 y 1400 kWh bim
5%
Res.Entre 1400 y 2800 kWh bim
5%
Res.Mayor 2800 kWh bim
1%
Mayores de 300 kW
10% General + Alumbrado Público
27%
Distribuidora 82,51%
Demanda de Energía
Crecimiento de la Demanda
0
2
4
6
8
10
12
14
16
GW
Potencia media
Resto + 4,45%
> 300 kW + 1,04 %
Fuente: Elaboración propia en base a datos de CAMMESA
29
-15,00%
-10,00%
-5,00%
0,00%
5,00%
10,00%
15,00%
1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
Crecimiento de la energía vs variación del PBI
Crecimiento de laenergía
Variación PBI
Fuente: CAMMESA.
Crecimiento interanual de la potencia máxima bruta.
30
-6,00%
-4,00%
-2,00%
0,00%
2,00%
4,00%
6,00%
8,00%
10,00%
0
5000
10000
15000
20000
25000
30000
1992 1994 1996 1998 2000 2002 2004 2006 2008 2010 2012 2014
% MW
Potencia máxima Variación
Fuente: CAMMESA.
31
0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
1,60
1,80
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 2014
Cap Instalada/Potencia Máxima
MW
Potencia Instalada y Potencia Máxima
Hidro Nuclear Eólico + Solar
CC TV TG
Motgdres (DO/GN) + Biogás Potencia máxima Cap Instalada/Potencia Máxima
Demanda por regiones.
32
11,86%
8,63% 3,90%
6,39%
38,38%
12,39%
6,31% 8,24%
3,92%
2014
BAS
CEN
COM
CUY
GBA
LIT
NEA
NOA
PAT
33
Despacho y formación de precios.
34
Curvas de carga 2014.
35
El despacho eléctrico busca el óptimo del conjunto: satisfacer la demanda y minimizar los costos de operación del sistema.
36
Despacho y formación de precios.
•El precio de la energía está determinado por el Mercado como convergencia de la oferta y la demanda.
•El Mercado está referido a un punto localizado geográficamente donde se ubica el baricentro de la demanda.
•La compra y venta de energía están referidos a “precios de nodo” basados en el precio de Mercado y la distancia y la calidad en el vínculo entre el punto de compra/venta y el centro de carga del Mercado.
•Los distribuidores y Grandes Usuarios declaran su demanda prevista estacional.
•Los oferentes declaran su oferta y precios.
•Costos Marginales: Se ordena la generación desde la máquina generadora más económica posible hacia la más cara.
•La última máquina despachada fijaría precio de mercado (Precio Spot)
Bajo este esquema, el Precio Spot = Costo Marginal Operativo (CMO)
37
Máquina
Costo
Específico
Medio
Potencia
Generada
Potencia
Disponible
Reserva
Rotante
LDCUTV12 1449,52 54 60 6
SNICTV11 1447,57 34 34 0
SNICTV14 1444,5 50 50 0SNICTV12 1440,76 32 32 0NECOTV04 1162,03 45 50 5BBLATV30 1159,41 297 310 13NPUETV05 1125,32 105 110 5COSTTV07 1064,22 226 238 12
NPUETV06 1005,26 241 250 9
PNUETV09 993 238 250 12
SNICTV15 676,06 213 213 0
PTR1TG23 449,11 9 9 0
CRIVTG21 438,8 11 11 0
LEVATG02 437,23 9 20 11ROCATG01 428,49 115 119 4MDPATG21 417,99 9 9 0PINATG10 389,93 5 5 0,1PINATG09 389,93 5 5 0,2PINATG07 389,93 4 5 1PINATG08 389,93 4 5 1
SOLATG01 378,29 20 21 1
BRAGTG02 377,49 23 25 1,9
BRAGTG01 377,49 22 25 2,9
PHUITG01 377,03 25 25 0EBARTG01 354,87 268 275 7EBARTG02 354,87 266 275 9SMTUTV01 220,52 52 55 3TUCUTG02 219,71 128 134 6TUCUTV01 219,57 127 133 6TUCUTG01 219,41 118 124 6TANDTG01 214,71 183 192 9TANDTG02 214,71 179 197 18AESPTV01 212,98 167 175 8AESPTG01 212,98 160 168 8AESPTG02 212,98 160 168 8
GEBATV01 211,76 209 222 13
GEBATG01 211,76 199 212 13GEBATG02 211,76 197 212 15TIMBTV01 207,05 197 197 0TIMBTG02 207,05 156 164 8
TIMBTG01 207,05 155 252 97
LDCUTG24 157,87 21 21 0
LDCUTG23 157,87 20 20 0
SHELTG01 150,06 6 6 0CERITV01 37,05 10 10 0HUEMDI01 0 3 3 0SMANDI01 0 1 1 0Totales 9354 9832 478
A Costo SpotMERCADO
Despacho de
Generación Térmica
28-9-2015
38
Res. SE Nº 240/03: modifica la mecánica de sanción de precios.
• Excluye en la formación del precio spot al Valor del Agua.
• Arma un listado “teórico”, donde no existen restricciones en el suministro de gas.
• Define un precio spot que surge de la última unidad térmica a gas -operando o no hasta
cubrir los MW de generación más reservas asignados.
Limite del precio spot: 120 $/MWh
Las unidades hidráulicas que operen por encima del precio spot reciben únicamente el
spot.
Diferencia (precio spot; costos reales): Sobrecostos Transitorios de Despacho que paga la
demanda (socializados)
Formación Precio SPOT. Res. SE Nº 240/03.
Res. SE 240/03 Spot a 120 $/MWh y costos medios a STD
39
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
$/M
Wh
Potencia Generada MW
A Costo Spot
Spot:120 $/MWh
STD
40
STD
Res. SE 240/03 Spot a 120 $/MWh y costos medios a STD
41
Evolución mensual precio monómico.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
-02
mar
-02
may
-02
jul-
02
sep
-02
no
v-0
2en
e-0
3m
ar-0
3m
ay-0
3ju
l-0
3se
p-0
3n
ov-
03
ene
-04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep
-04
no
v-0
4en
e-0
5m
ar-0
5m
ay-0
5ju
l-0
5se
p-0
5n
ov-
05
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-06
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-06
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-06
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06
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-06
no
v-0
6en
e-0
7m
ar-0
7m
ay-0
7ju
l-0
7se
p-0
7n
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07
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-08
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ar-0
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l-0
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p-0
9n
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09
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-10
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-10
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11
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-12
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3m
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l-1
3se
p-1
3n
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13
ene
-14
mar
-14
may
-14
jul-
14
Precio Monómico $
Potencia Energía Pérdidas Sobrecostos Importación Brasil + SCMEM
Precio monómico.
• ENERGIA: precio spot ponderado por curva de carga (120 $/MWh).
• Energía adicional: pérdidas del sistema.
• Sobrecosto de combustible: Incluye el Impuesto a la Transferencia de Combustibles (ITC), la Tasa sobre el Gas Oil (TSGO), Recargo sobre el Gas Natural (RGN).
• STD: diferencia entre el precio de la energía por despacho según res. SE Nº 240/03 y
costo operativo de cada máquina despachada de precio superior al precio spot.
• Adicional STD: cargo que abona toda la demanda del MEM en forma socializada.
Corresponde, entre otros- a gastos de movimiento de combustibles de CAMMESA
como alquiler de tanques, etc. Se agregan res SE 95/13, 529/14 y 482/15.
• Potencia: Reservas, Servicios y de Despacho.
• Cargo Transitorio FONINVEMEM: 3.60 $/MWh
• Sobrecostos Contratos MEM
• Cargo Demanda Excedente (res SE 1281/06)
• Cargo de Sustentabilidad y garantía (15 $/MWh)
42
Los Contratos de Abastecimiento MEM se pueden clasificar en:
• Res. SE N°1193/05 “FONINVEMEM” Fondo de Inversiones para incrementar la oferta, concretándose la instalación dos ciclos combinados de 800MW c/u
• Res. SE N°1836/07 “ENARSA” Generación Distribuida entre 500 y 800 MW
• Res. SE N°220/07 Incorporación oferta térmica entre 1.500 y 2.000MW
• Res. SE N°200/09 “NASA” Contrato para financiar Atucha II (700 MW)
• Res. SE N°712/09 (MPFlPyS N° 794/09 – Lic. ENARSA EE 01/2009 “GENREN”) Provisión Energía Eléctrica a partir de Fuentes Renovables
• Res SE Nº108/11 Contratos de abastecimiento MEM a partir de fuentes renovables.
• Res. SE N°762/09 “Programa Nacional Grandes Obras Hidroeléctricas” Incorporación Oferta Hidráulica diversificación matriz energética
43
CARGO SOBRECOSTOS CONTRATOS MEM
(Nota SSEE 943/11, actividades SIN SUBSIDIO según lo establecido en el Anexo 2 de la Res. SE 1301/11).
Mercado
44
CAMMESA
Administrador
MERCADOSPOT
MERCADO DECONTRATOS
MERCADOELECTRICOMAYORISTA
DEMANDANTES
DISTRIBUIDORES
EXPORTACIONES(Brasil/Uruguay)
CLIENTESLIBRES
GENERADORESPRIVADOS c/contrato
GENERADORESPRIVADOS
IMPORTACIONES
GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL
(Nucleares)
GENERADORESBINACIONALES
(Yacyretá / S. Grande)
OFERENTES
PrecioHorario
PrecioEstacional
PrecioContrato
CAMMESA
Administrador
MERCADOSPOT
MERCADO DECONTRATOS
MERCADOELECTRICOMAYORISTA
DEMANDANTES
DISTRIBUIDORES
EXPORTACIONES(Brasil/Uruguay)
CLIENTESLIBRES
GENERADORESPRIVADOS c/contrato
GENERADORESPRIVADOS
IMPORTACIONES
GENERADORES DEL ESTADO NACIONAL
(Nucleares)
GENERADORESBINACIONALES
(Yacyretá / S. Grande)
OFERENTES
PrecioHorario
PrecioEstacional
PrecioContrato
Mercado
45
79%
4%
16%
1%
Demanda 2014
Distribuidor
GUME
GUMA
Programación del despacho.
46
PROGRAMACION ESTACIONAL
Horizonte : 3 años
Período programado : 6 meses
Ajuste: trimestral
PROGRAMACION SEMANAL
Horizonte : 2 semanas
Período programado: 1 semana
PROGRAMACION DIARIA
Horizonte : 1 día
Período programado: 1 día
OPERACION EN TIEMPO
REAL Y REDESPACHO
Horizonte: hasta las 24 Hs
PRECIOS HORARIOS
DEL MERCADO SPOT
PRECIOS
ESTACIONALES
Previsión para cada
semana del período
Despacho para cada
día de la semana
Despacho
horario
Redespacho del
resto del día
Fondo de estabilización (compensador)
Precio Estacional
47
• Precios previstos semestralmente para el mercado spot, con ajuste trimestral.
• Destinado a la compra de distribuidores.
• Inicio de las reprogramaciones: 1º febrero, mayo, agosto y noviembre.
• Calculado por CAMMESA según distintas probabilidades de ocurrencia (hidrología, temperatura y demanda).
• Precio de la energía para tres bandas horarias:
•Valle: de 23 a 24 y de 24 a 5 hs (6 hs)
•Pico: de 18 a 23 hs (5 hs)
•Resto: de 5 a 18 hs (13 hs)
• Aprobado por la SE.
•Hasta el año 2002 el precio estacional acompañó el precio spot de la energía.
•A partir de febrero de 2004 se sancionan precios estacionales distintos para cada categoría de usuarios.
Fondo de Estabilización.
• Acumula la diferencia entre lo recaudado por compras de energía de los distribuidores a precio estacional y el costo real abonado a los generadores.
Precio Estacional definido según la res. SE 1301/11, por categoría de usuarios. (vigente)
48
E < 1000 kWh/bimestre
1000 < E < 1400 kWh/bim
1400 < E < 2800 kWh/bim
2800 kWh/bimestre < E
A Públ AP Alumbrado Público
E < 4000 kWh/bimestre
4000 kWh/bimestre < E
10 < P < 300 kW Grandes Usuarios
300 kW < P Grandes Usuarios
Tipo de
Suministro
Grandes
Usuarios
70,22
100,3
Servicios
Generales
38
61,1
70,22
Resid
encia
l
P < 10 kW
P < 10 kW
Potencia Energía $/MWh
31,1
60
90
150
Usuarios sin subsidio: 320 $/MWh
Resolución SE 2016/12 (vigente).
Asigna a cada distribuidora UN Precio de Referencia
Estacional Subsidiado equivalente al Precio medio de
compra Resultante.
Se mantiene el precio medio NO subsidiado en 320
$/MWh.
4
9
REALES Ejemplo
$/MWh $/MWh
E < 1000 kWh/bimestre 31,1
1000 < E < 1400 kWh/bim 60
1400 < E < 2800 kWh/bim 90
2800 kWh/bimestre < E 150
A Públ AP Alumbrado Público 38
E < 4000 kWh/bimestre 61,1
4000 kWh/bimestre < E 70,22
10 < P < 300 kW Grandes Usuarios 70,22
300 kW < P Grandes Usuarios 100,3 85,26
Potencia Energía
Grandes
Usuarios
Distribuidora $/MWh
"A" "B" "…"
Servicios
Generales P < 10 kW
Residencial P < 10 kW
Tipo de
Suministro
Res SE 2016 Res SE 1301/11
46,91
65,6
60,3 72,8 ..
50
Precio monómico vs precio sancionado
0
100
200
300
400
500
600
700
8000
1/0
1/2
00
2
01
/05
/20
02
01
/09
/20
02
01
/01
/20
03
01
/05
/20
03
01
/09
/20
03
01
/01
/20
04
01
/05
/20
04
01
/09
/20
04
01
/01
/20
05
01
/05
/20
05
01
/09
/20
05
01
/01
/20
06
01
/05
/20
06
01
/09
/20
06
01
/01
/20
07
01
/05
/20
07
01
/09
/20
07
01
/01
/20
08
01
/05
/20
08
01
/09
/20
08
01
/01
/20
09
01
/05
/20
09
01
/09
/20
09
01
/01
/20
10
01
/05
/20
10
01
/09
/20
10
01
/01
/20
11
01
/05
/20
11
01
/09
/20
11
01
/01
/20
12
01
/05
/20
12
01
/09
/20
12
01
/01
/20
13
01
/05
/20
13
01
/09
/20
13
01
/01
/20
14
01
/05
/20
14
01
/09
/20
14
01
/01
/20
15
01
/05
/20
15
$/M
Wh
Cargo FONINVEMEM
FNEE
Potencia
Pérdidas
Sobrecostos
Energía Spot
GUDI>300 kW
GUDI<300 kW
Residencial
Res <1000 kWhbim
Res entre 1000 y1400 kWhbim
Res entre 1400 y2800 kWhbim
Res mayor a 2800 kWhbim
GUDI>300kW sin subsidio
Precio único sancionado
51
Evolución mensual precio monómico y estacional.
0
100
200
300
400
500
600
700
800
ene
-02
mar
-02
may
-02
jul-
02
sep
-02
no
v-0
2en
e-0
3m
ar-0
3m
ay-0
3ju
l-0
3se
p-0
3n
ov-
03
ene
-04
mar
-04
may
-04
jul-
04
sep
-04
no
v-0
4en
e-0
5m
ar-0
5m
ay-0
5ju
l-0
5se
p-0
5n
ov-
05
ene
-06
mar
-06
may
-06
jul-
06
sep
-06
no
v-0
6en
e-0
7m
ar-0
7m
ay-0
7ju
l-0
7se
p-0
7n
ov-
07
ene
-08
mar
-08
may
-08
jul-
08
sep
-08
no
v-0
8en
e-0
9m
ar-0
9m
ay-0
9ju
l-0
9se
p-0
9n
ov-
09
ene
-10
mar
-10
may
-10
jul-
10
sep
-10
no
v-1
0en
e-1
1m
ar-1
1m
ay-1
1ju
l-1
1se
p-1
1n
ov-
11
ene
-12
mar
-12
may
-12
jul-
12
sep
-12
no
v-1
2en
e-1
3m
ar-1
3m
ay-1
3ju
l-1
3se
p-1
3n
ov-
13
ene
-14
mar
-14
may
-14
jul-
14
Precio Monómico $
Potencia Energía
Pérdidas Sobrecostos
Importación Brasil + SCMEM sancionado
Déficit del Fondo de Estabilización
Evolución de los subsidios.
52
-
1.000.000.000
2.000.000.000
3.000.000.000
4.000.000.000
5.000.000.000
6.000.000.000
7.000.000.000
8.000.000.000
9.000.000.000
en
e-1
2
mar
-12
may
-12
jul-
12
sep
-12
no
v-1
2
en
e-1
3
mar
-13
may
-13
jul-
13
sep
-13
no
v-1
3
en
e-1
4
mar
-14
may
-14
jul-
14
sep
-14
no
v-1
4
en
e-1
5
mar
-15
may
-15
jul-
15
$
Evolución de los subsidios a la energía
Subsidios $
Sancionado $
2012: $ 24.637.080.520 2013: $ 29.299.046.180
2014: $ 42.847.442.677
2015: $ 31.525.377.792
53
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
industria endistribuidora
CS 0%crecimiento
industria endistribuidora
SS 0%crecimiento
industria endistribuidora
CS 25%crecimiento
industria endistribuidora
CS nueva
industria enMEM CS 0%crecimiento
industria enMEM SS 0%crecimiento
industria enMEM CS 25%crecimiento
industria enMEM CS nueva
(Cto Plus)
$/M
Wh
Cto Plus
Deuda
Tope
SCMEM
Sin subsidio
Tarifa subsidiada
Dispersión tarifaria para un mismo usuario industrial (Costo de la energía – NO incluye distribución ó tpte)
54
Res SE 672/09
VAD: Valor Agregado de Distribución
Usuarios conectados a una distribuidora.
Res. SE Nº 672/06 establece que tanto la tarifa como la calidad de suministro de
las jurisdicciones que cumplan ciertos requisitos, será la de su Contrato de
Concesión. Requisitos:
• existencia de un Marco Regulatorio local ajustado a los principios tarifarios y regulatorios de la Ley Nº 24.065;
• existencia de una autoridad regulatoria y
• tarifa de peaje establecida en su estructura tarifaria y que la misma se ajuste a los principios de la Ley Marco, avalada por la autoridad regulatoria respectiva y que no presente tratamiento discriminatorio para igual demanda de igual tensión dentro de la misma jurisdicción.
• Para las distribuidoras que no cumplan con las condiciones previas rige la tarifa y la calidad según el nuevo Anexo 27 de Los Procedimientos.
Así no existe valor máximo para la tarifa de peaje ni calidad mínima de la prestación.
55
Prestación Adicional de la Función Técnica del Transporte - PEAJE
Prestación Adicional de la Función Técnica del Transporte – PEAJE
56
23,0 22,0
153,1 153,0
169,9
29,9
74,2 75,4 72,5
132,0
102,1
30,4
7,4 7,5
7,2 7,8
11,9
87,7 2,0 2,0 1,9
6,9
4,1
0,0 2,9 2,8
0,0 0,0
0,0
5,7
75,4 75,4 75,4
0,0
0,0
0,0
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200ED
ES
UR
ED
EN
OR
ED
ELA
P
EP
ES
F
EP
EC
ED
ES
AL
ED
EA
ED
EN
ED
ES
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EM
SA
RED
ED
EM
SA
BO
RN
ES
En
erg
ía S
an
Ju
an
Co
nverg
en
ci
a
[$
/M
Wh
]
Usuario Peaje Con Subsidios MT
Cargos redes
Energía
Potencia
Otros
57
Tarifa final: incluye precio estacional, tpte y margen de la distribuidora
28,6 27,8
158,2 157,2 173,1
39,1
91,5 96,3 84,8
122,8 95,9
34,0
110,1 111,5
109,6 116,6 116,1
443,2
127,2 126,6 124,1
112,1
109,3
133,6
10,6 10,3
0,0 0,0 0,0
5,7
114,9 114,9 114,9
0,0
0,0
0,0
0
100
200
300
400
500
600
ED
ESU
R
ED
EN
OR
ED
ELAP
EPESF
EPEC
ED
ESAL
ED
EA
ED
EN
ED
ES
ED
EM
SA R
ED
ED
EM
SA
BO
RN
ES
Energ
ía S
an
Juan
Converg
encia
[$/M
Wh]
Usuario Pleno con Subsidios
Cargos redes
Energía
Potencia
Otros
Programa de convergencia de tarifas eléctricas y reafirmación
del federalismo eléctrico en la República Argentina.
• Las provincias se comprometen a retrotraer los cuadros tarifarios vigentes al 31/12/2013 por 365 días. Nueva convergencia 2015.
• Informar a la SE los VAD aplicados por las distribuidoras de su jurisdicción.
• Realización conjunta de estudios para establecer los VAD de referencia por regiones.
• Realización de estudios sobre los subsidios aplicados a los usuarios.
• Implementar planes de reducción de pérdidas técnicas y no técnicas.
• Suscribir planes de pagos entre las distribuidoras y CAMMESA
• Financiamiento de obras por el Estado Nacional.
2 años de congelamiento del VAD en algunas provincias
58
Programa de convergencia de tarifas eléctricas y reafirmación del federalismo eléctrico en la República Argentina.
59
Varias provincias otorgaron incrementos tarifarios en el período. El último caso, fue el
aumento de los cargos fijos en la provincia de Buenos Aires.
Distribuidoras Provinciales y Municipales
Tarifa Res.39/15 Res. 34/15
Oct 2015(Anexo I) Aumento Dic 2015 (Anexo II) Aumento
T3MT1 14 $/Mes 21 $/Mes 50% 32 $/Mes 129%
T3MT2 14 $/Mes 21 $/Mes 50% 32 $/Mes 129%
Peaje MT 9 $/Mes 14 $/Mes 56% 21 $/Mes 133%
EDELAP
Tarifa Res.39/14 Res. 34/15
Oct 2015(Anexo I) Aumento Dic 2015 (Anexo II) Aumento
T3MT
PP>300 15,49 $/kW-mes 23 $/kW-mes 48% 35 $/kW-mes 126%
PPFP>300 13,15 $/kW-mes 20 $/kW-mes 52% 30 $/kW-mes 128%
T3AT
PP>300 4,19 $/kW-mes 6 $/kW-mes 43% 9 $/kW-mes 115%
PFP>300 3,7 $/kW-mes 6 $/kW-mes 62% 9 $/kW-mes 143%
Peaje MT
PP>300 15398,94 $/MW-mes 23098 $/MW-mes 50% 34647 $/MW-mes 125%
PFP>300 13129,52 $/MW-mes 19694 $/MW-mes 50% 29541 $/MW-mes 125%
Peaje AT
PP<300 4236,9 $/MW-mes 6355 $/MW-mes 50% 9533 $/MW-mes 125%
PFP<300 3681,72 $/MW-mes 5523 $/MW-mes 50% 8285 $/MW-mes 125%
Resolución SE Nº 1281/06.
60
•Define prioridad de abastecimiento para usuarios <300 kW ante déficits de oferta,
independiente de la existencia de contratos.
•Asigna Generación del Estado, Hidroeléctrica no contratada y Spot a Demandas
Pequeñas (< 300 kW).
•Usuarios >300 kW pueden respaldar su consumo con
•contratos con generadores existentes (demanda base 2005)
•Servicio Energía Plus para el crecimiento de consumo (demanda excedente).
•Cargo Excedente para incrementos de consumos de usuarios >300 kW sin Contrato Plus
•Excepciones a retiro de demanda por Res SE 25/07, 588/07, 764/07, 24/08, 268/08.
•Los GU deben mantener su condición de Agente.
GU MEM GU DISTRIBUIDORA
Oferta Energía Plus (870 MW)
61
C. T. Güemes. 103 MW
Ecoenergía (Petrobras).
13,2 MW
Genelba Plus (Petrobras). 164,55 MW
Generación Mediterránea.
120 MW Molinos Rio Plata Autog. S.L.. 27 MW
Solalban Energía S.A.. 120,8 MW
AES Termoandes.
305 MW
Implicancias económicas (Cargo por demanda excedente).
62
Cargo
promedio del Costo Adicional de las
unidades generadores que resultó
necesario despachar para cubrir
estos incrementos de demanda.
Tope (nota 567/07)
A este Cargo demanda excedente se
aplica un tope (450 $/MWh para
GUMAS y GUMES y 455 $/MWh para
GUDIS)
Deuda:
la diferencia con el costo real se
acumula en una cuenta individual.
Los GUMAS, GUMES y GUDI ≥ 300 kW que registren demandas por sobre su DEMANDA BASE y
las mismas no cuenten con respaldo de ENERGÍA PLUS, deberán abonar por este excedente lo
siguiente:
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
feb
-08
may
-08
ago
-08
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$/M
Wh
Promedio Cargo por Dda Exc. [$/MWh]
Tope Cargo por Dda Exc. [$/MWh]
Cuentas por Cargos Excedentes
63
DTE: CCEE.txt
Adaptación de la demanda base
Nota SE 1374/06:“Criterios para la Res 1281”
64
Se podrá requerir una adaptación si las condiciones de demanda no son representativas de real patrón de consumo (mantenimientos extraordinarios, condiciones de producción extraordinarios, etc)
• La adaptación no podrá incrementar la energía total anual de la Demanda Base original
•La modificación no podrá producir un aumento en la potencia demandada de ningún bloque
horario por sobre el valor medio correspondiente a dicho bloque de Demanda Base original
Nota SE 70/07:
•Unificación de la base en distintos puntos de consumo
•Demanda base de años precedentes si 2005 no es representativa
Autogenerador distribuido (Res. 269/08)
65
•Consumidor de electricidad que además genera energía, pero los puntos
de consumo y generación se vinculan en el SADI en diferentes nodos.
•Se netea la generación y demanda de los distintos puntos, sin contratos
entre los puntos.
•Generación habilitada comercialmente con posterioridad a septiembre de
2006.
•Potencia instalada no inferior a 1 MW y la energía anual generada ser
mayor al 50% de la demanda.
•Vende en el MEM la generación excedente ó compra el faltante,
entendido como el neto de todas las generaciones y todos los consumos.
Resolución SE 95/13, 529/14 y 482/15.
• Cambia la forma de remuneración de los generadores. Función de:
La tecnología de operación (TV, TG, CC, Hidro) y de su tamaño.
Disponibilidad histórica propia y de la tecnología.
Desistimiento o no de reclamos judiciales.
Aportes para costos fijos, costos variables no combustibles, Remuneración Adicional de los Agentes Generadores Comprendidos, Mantenimientos no Recurrentes, recursos para las inversiones del FONINVEMEM 2015-2018.
• Concentra en CAMMESA la provisión de los combustibles.
• Suspensión de nuevos Contratos en el Mercado a Término para la demanda base. No afecta el Mercado de Energía Plus. Los GU adquieren la energía a CAMMESA.
• Crea el Cargo de Sustentabilidad y Garantía. 15 $/MWh
• No será de aplicación a los Autogeneradores del MEM
• Los extracostos se trasladan a la demanda vía Ad. STD
66
Impuestos y Tasas sobre la Energía Eléctrica
Fondo Nacional de la Energía Eléctrica (FNEE):
3 $/MWh +- 20%
• Por ley Nº 25.957 del año 2004, a partir de febrero de 2005, el FNEE se ajusta por la variación del precio de la energía tomando como base el período mayo-julio 2003.
• Hoy: 5.4686 $/MWh (desde noviembre 05)
PFT (500 kV): 1.08 $/MWh
CFEE: 4.34 $/MWh FEDEI: 40%
FCT: 60%
Energía eólica y renovables: 0.0384 $/MWh
• Se factura sobre toda la demanda de energía, NO se recupera con la venta de energía al spot.
• Valor actualizado 35,06 $/MWh
67
PUREE
68
El objetivo de este programa es incentivar el uso eficiente de la energía eléctrica mediante la aplicación de bonificaciones y cargos en función del comportamiento en el consumo del cliente.
Programa de Uso Racional de la Energía Eléctrica. (Res. SE N° 552/04)
69
Perspectivas
70
71
72
Escenarios Energéticos 2035.
73
Escenarista:
Escenarios Energéticos 2035.
74
Premisas adoptadas:
• Bajo costo medio para que Argentina sea competitiva en la región.
• Matriz energética más diversificada.
• Seguridad en el abastecimiento mediante incremento en nivel de reservas (+20 % respecto 2013) y reemplazo de máquinas antiguas por nuevas.
• Aumento de Eficiencia:. Reemplazo de GO por GN y reemplazo de máquinas.
• Inversiones constantes en el período de análisis (2015/2035).
Escenarios Energéticos 2035.
75
Potencia instalada al 2035:
-
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20.000
30.000
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50.000
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2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035
Potencia Instalada (MW)
Hidroelectrica Nuclear CC TV TG Motores Carbon
Eolico Solar Biomasa Residuos Geotermico Biodiesel Biogas
Crecimiento de la demanda: 86%. Crecimiento de potencia instalada: 94%
Mejora los márgenes de reservas
Escenarios Energéticos 2035.
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Diversificación de las fuentes de generación eléctrica:
Escenarios Energéticos 2035.
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Aumento de la confiabilidad del parque térmico:
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MW Margen de Reserva y Retiro de Potencia (MW)
RETIRO DE POTENCIA INSTALADA MARGEN DE RESERVA
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5
10
15
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19
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08
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12
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16
20
20
20
24
20
28
20
32
Antigüedad del parque térmico
Antigüedad del parquetérmico
Antigüedad del parquetérmico sin retiro
Años
Disminución sustancial de los costos de combustibles (mayor eficiencia).
-
20.000
40.000
60.000
80.000
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120.000
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95
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19
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33
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h
TCO
2
tCO2 emitidas por la generación térmica
GWh tCO2
Escenarios Energéticos 2035.
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Menor impacto ambiental de la generación térmica
-
500
1.000
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33
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Kcal/kWh
0
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14
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16
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32
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33
20
34
20
35
Mill
on
es
Emisiones (MMTnCO2eq)
Emisiones Demanda
Emisones Generación Energía Eléctrica
Emisiones Fugitivas
Ley 27.191. Modificación de la 26.190 Energías renovables.
Ley 26.190 Fomento ER
• Sancionada en 2006.
• Se declara de interés nacional la producción de energía eléctrica a través de fuentes alternativas como así también la investigación y la fabricación de equipos para esta finalidad.
• Establecía lograr un 8% de ER para el año 2016.
• Establecía un feed in tarif para la generación renovables, que se recauda a través del FNEE.
Ley 27.191 Modificación de la ley 26.190
Proyecto presentado por el senador Marcelo Guinle (Chubut) . Sancionado el 23/09/2015.
Otorga:
• Beneficios impositivos a los desarrolladores (amortización acelerada, estabilidad fiscal, devolución IVA, exenciones, etc.)
• Fideicomiso con aportes del estado en función del ahorro de uso de combustibles fósiles.
• Líneas de créditos a desarrolladores en función del componente nacional.
79
Ley 27.191
Establece:
• La demanda está obligada a contratar determinados % de energías renovables.
• A los usuarios de ≥ 300 kW se les controla en forma individual el cumplimiento del % de energía renovable.
• Usuarios residenciales y <300 KW, las distribuidoras asumirían el compromiso. En un primer momento, lo asume CAMMESA.
Porcentajes exigidos
• al 31 de diciembre de 2017 8%
• al 31 de diciembre de 2018 12%
• al 31 de diciembre de 2020 16%
• al 31 de diciembre de 2022 18%
• al 31 de diciembre de 2025 20%
Establece multas a los GU que no cumplan con los objetivos fijados (equivalente al precio de generación con gas oil importado). La multa se destina al fideicomiso.
Resta reglamentación.
80
SMEC. Notificaciones del ENRE vía Internet.
Res. ENRE 277/2008
• Estableció un sistema de notificaciones a los GUMAS del MEM vía internet.
• Notificación de las resoluciones originadas por incumplimientos del SISTEMA DE MEDICION COMERCIAL (SMEC).
• El sistema permite designar dos destinatarios de las notificaciones.
81
Para evitar que una notificación del ENRE quede
sin leerse, y el proceso continúe hasta la
sanción de una multa, les recomendamos
chequear si las direcciones de correo
electrónico y los colaboradores responsables de
las mismas, se encuentran operativas.
https://notificaciones.enre.gov.ar/
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.
82
Escenarios Energéticos 2035.
84
Potencia instalada al 2035:
Escenarios Energéticos 2035.
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Potencia instalada al 2035:
Evolución mensual precio monómico y estacional.
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$/MWh Precio Anual Promedio
Energía Spot Sobrecostos
Pérdidas Potencia
Estacional Sancionado
Déficit del Fondo de Estabilización
Evolución mensual precio monómico.
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Potencia
Pérdidas
Sobrecostos
Energía Spot
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300
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$/MWh Precio Anual Promedio
Energía Spot
Sobrecostos
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