Desarrollo de situación actual y futura del mercado energético.

Presentación del tema: "Desarrollo de situación actual y futura del mercado energético."— Transcripción de la presentación:

1 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

2 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

3 SOCIOS PETROBRAS ARGENTINA S.A. 3M 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. 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. FRIGORÍFICO CALCHAQUÍ FRIGORIFICO INDUSTRIAL PEHUAJO FRIGORIFICO PALADINI S.A. GLOBE METALES S.A. INTERPACK S.A. INVISTA ARGENTINA S.A. KORDSA ARGENTINA 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. 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.

4 Composición de la demanda

5 Demanda Tasa de crecimiento: + 4,94 % Fuente: CAMMESA

6 Demanda GUMAS

7 Capacidad Instalada Antigüedad parque Térmico Promedio gral: 19 años TV: ~ 37 años (24%) CC: ~ 13 años (49%) Sistema Alta Tensión 03-13 Expansión relevante Líneas AT: +48% (Km) Transformación: 49% Ingresos 2013: 104 MW, crecimiento potencia máxima 2013: MW Ingreso previsto neto 2014: 915 MW, crecimiento potencia máxima 2014: 240 MW

8 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

9 Evolución de la oferta

10 Consumo de combustibles

11 Combustibles para generación Evolución del consumo
Precios Relativos US$/MMBTU Gas Bolivia: ~11 Gas LNG: ~17 Gas Oil importado: ~23 Fuel Oil importado: ~17 Nuevo Plan Gobierno (Res 1/2013) Desarrollo Gas Nuevo: 7,50

12 Importación de GNL y gas de Bolivia
Fte: CAMMESA

13 Balanza Energética Balanza Energética
Fuente: Indec (*) Acumulado hasta Septiembre 2013

14 Precio MEM

15 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 GUMA con subsidio con tope 320 $/MWh 342 313 312 62 69 75 (US$/MWh) GUMA con subsidio con Contrato Plus 71 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 ($/MWh) 14,8 14,1 14,6 (US$/MWh) Tipo de cambio 5,5 4,6 4,2 ($/US$)

16 Precio MEM en las tarifas

17 Subsidios

18 Margen de distribución en la tarifa final

19 Tarifa final distribución (Usuario pleno)

20 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

21 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.

22 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 GU La energía excedente no paga Sobrecostos Transitorios de Despacho El contrato con generación nueva (plus) permite neutralizar el impacto de este cargo

23 Cargo por Demanda Excedente
PRECIOS TOPE VIGENTES: GUDI: 455 $/MWh GUMA/GUME: 320 $/MWh

24 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.

25 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 .

26 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

27 Contratos de Grandes Usuarios

28 Nota SE 5129: Optimización del Despacho
La nota SE 5129/13 establece que durante el verano 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.

29 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

30 Evolución de los STD en verano
En relación a los costos, en los meses de verano la optimización implicó un aumento en los STD de aproximadamente 50 $/MWh.

31 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.

32 Despacho y consumo de combustibles

33 Aportes Hidráulicos

34 Para el trimestre mayo-julio se espera un STD de 407 $/MWh
Precios estimados Para el trimestre mayo-julio se espera un STD de 407 $/MWh

35 Precios estimados

36 Perspectiva de Capacidad Instalada

37 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.

38 Asociación de Grandes Usuarios de Energía Eléctrica de la República Argentina. AGUEERA
Muchas Gracias AGUEERA tel: (54 11) Ovidio Holzer