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Junio 2019 SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA DE LA REPÚBLICA ARGENTINA Comisión Nacional de Energía Atómica AÑO XIX Nº 221
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Junio 2019
SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
Comisión Nacional de Energía Atómica
AÑO XIX Nº 221
Comité técnicoNorberto CoppariSantiago Jensen
Coordinación GeneralMariela Iglesia
Producción editorialSofía ColaceDiego Coppari Pablo Rimancus
Comité revisorMariela Iglesia
Diseño GráficoAndrés Boselli
Colaborador externoCarlos Rey
Elaborado por la Subgerencia de Planificación EstratégicaGerencia de Planificación, Coordinación y Control
Comisión Nacional de Energía Atómica
CONTENIDOINTRODUCCIÓN........................................................................................................................................................................1
OBSERVACIONES....................................................................................................................................................................1
DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA...............................................................................................................................2
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA.....................................................................................................................................4
POTENCIA INSTALADA..........................................................................................................................................................5
GENERACIÓN NETA NACIONAL............................................................................................................................................6
APORTE DE LOS PRINCIPALES RÍOS Y GENERACIÓN NETA HIDRÁULICA..............................................................7
GENERACIÓN NETA DE OTRAS RENOVABLES................................................................................................................9
GENERACIÓN NETA TÉRMICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES.............................................................................11
GENERACIÓN NETA NUCLEAR..........................................................................................................................................14
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MEM.............................................................................................15
EVOLUCIÓN DE LAS EXPORTACIONES E IMPORTACIONES.......................................................................................17
IntroducciónEn junio, la demanda neta de energía del MEM registró un descenso del 10,7% con respecto al valor alcanzado en el mismo mes del año pasado.
La temperatura media del mes fue de 14,6 °C, valor muy superior al de la media histórica del mes, el cual se ubica alrededor de los 11,6 °C. De forma similar, la temperatura media del año pasado para junio había sido de 11,3 °C.
En materia de generación hidráulica de las principales centrales, los aportes de los ríos Paraná, Futaleufú y los pertenecientes a la Cuenca del Comahue fueron inferiores a los históricos para el mes. En contraposición, el caudal del río Uruguay fue muy superior a su valor histórico de junio.
A raíz de ello, la generación hidráulica disminuyó un 11,1% en comparación al valor registrado en junio de 2018.
En cuanto a la generación de Otras Renovables, este mes aportaron 585,1 GWh contra 209,0 GWh registrados en junio del año anterior. Esta generación fue un 179,9% superior a la del 2018, y corresponde a un aumento de potencia instalada de un 126,3%.
Por su parte, la generación nuclear del mes fue de 742,1 GWh, mientras que en junio de 2018 había sido de 741,4 GWh.
Además, la generación térmica fósil resultó un 18,3% inferior a la del mismo mes del año anterior.
En relación a las interconexiones con países vecinos, se registraron en el mes importaciones por 225,7 GWh contra 11,3 GWh que fueron las del mismo mes del año pasado. Por otra parte, se registraron exportaciones cercanas a cero para junio de 2018 y 2019.
Finalmente, el precio monómico de la energía para este mes fue de 3.252,8 $/MWh, equivalente a 74,3 U$S/MWh*. 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, comercial e industrial de 15,4%, 6,8% y 6,3% respectivamente en comparación con el año anterior.
En materia de generación nucleoeléctrica, la central nuclear Atucha II operó durante todo el mes mientras que la central Atucha I detuvo sus operaciones del 14 al 19 de junio por tareas de mantenimiento.
Con respecto a la Central Nuclear Embalse, comenzó a entregar energía a la red desde febrero luego de concluir su plan de extensión de vida y detuvo sus operaciones del 16 al 18 de junio como consecuencia del apagón masivo que sufrió el sistema eléctrico.
* Dolar Mayorista promedio mensual del Banco Central de la República Argentina.
SÍNTESISMERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA (MEM) Junio 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.
Con respecto al apagón masivo ocurrido a nivel nacional durante el 16 de junio cabe aclarar que, debido a la corta duración del mismo, sus efectos no se ven reflejados en las estadísticas mensuales presentadas en este informe. Las causas del apagón son de público conocimiento y fueron anunciadas por la Secretaría de Energía. Esto será presentado en detalle en la Edición N° 43 del Boletín Energético de CNEA.
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. Esta demanda fue la más baja en los últimos cuatro años para el mes de junio.
2
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
398,4 407,3 362,8 349,8 344,0 397,5 406,7 378,1 326,4 319,5 334,5 350,1 377,4 382,4 326,5 319,1 334,9 355,0
2016
2017
2018
2019
VARIACIÓN DEMANDA NETA
MENSUAL (%) AÑO MÓVIL (%) ACUMULADO 2019 (%)
-10,7 -4,4 -7,3
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
DEMANDA POR REGIONES 2019
14.000
13.000
12.000
11.000
10.000
9.000
8.000
7.000
6.000
5.000
4.000
3.000
2.000
1.000
0
COM CUY NOA NEA CEN PAT LIT BA GBA
GWh
3
A continuación se presenta la comparación de la Demanda Eléctrica por tipos de Usuario, de acuerdo a la última información disponible. Cabe aclarar que desde el 2016 se han agrupado las categorías de consumo General, de Alumbrado Público y Comercio e Industria entre 10 y 300 kW.
A continuación se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada tanto por región eléctrica como por tipo de usuarios (sectores).
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
4.268
1.310
1.439
468
997
1.029
981
774
427
3.930
1.184
1.373
421
920
879
889
688
418
3.646
1.208
1.250
461
875
799
814
652
417
3.447
1.186
1.217
461
830
708
728
598400
3.961
1.267
1.271
484
931
650
771
622425
4.231
1.231
1.282
478
961
606
786
651423
Fuente: ADEERA.
Demanda Máxima de PotenciaComo se indica a continuación, la demanda máxima de potencia disminuyó un 5,2% tomando como referencia el mismo mes del 2018. El valor de este mes fue el más bajo para junio en los últimos cuatro años.
4
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
DEMANDA POR SECTOR 2019
Residencial <10 kW Grandes Usuarios del MEM Industrial ≥300 kW
General <10 kW + Alumbrado público <10 kW + Comercio e Industria ≥10 kW y <300 kW
ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC
GWh
16.000
14.000
12.000
10.000
8.000
6.000
4.000
2.000
0 0
1.792
1.107
3.489
5.522
1.720
1.128
3.136
4.644
1.847
1.091
3.027
4.060
1.840
1.110
2.845
3.690
0
1.849
1.074
3.056
4.306
1.715
1.067
3.018
4.752
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 un aumento de 225,8 MW.
BAS- Se repotenció el Parque Eólico (P.E.) De la Bahía, adicionando 7,2 MW al parque, totalizando así su potencia en 50,4 MW.
GBA- Se incorporaron máquinas TG pertenecientes a la Central Térmica (C.T.) Genelba, adicionando 187,6 MW.- Se repotenciaron máquinas TG pertenecientes a la C.T. Genelba Plus, adicionando 17,5 MW al parque, totalizando así su potencia en 182,1 MW.
CUY- Se produjo la incorporación del Parque Fotovoltaico (P.F.) Ullum IV, adicionando 13,5 MW a la red.
5
Porcentaje 63,12 4,47 28,75 0,84 2,73 0,09
120,0 89,6 347,2 40,0 596,8 - 1.129,1 185,9 - - 1.911,8
261,0 991,2 1.471,7 393,5 3.117,4 - 219,7 93,5 58,4 - 3.489,0
200,0 864,6 534,0 100,8 1.699,4 648,06 918,0 50,8 48,0 5,9 3.370,1
2.110,0 1.975,8 3.441,7 288,5 7.816,0 - - - - 21,9 7.837,9
1.543,2 2.261,9 1.713,5 288,0 5.806,6 1.107,0 - - 357,1 - 7.270,7
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
- 33,0 - 286,4 319,4 - 2.745,0 - - - 3.064,4
4.451,2 7.349,8 11.179,4 1.808,0 24.788,4 1.755,0 11.288,3 330,2 1.070,6 35,5 39.268,1
- 205,1 - - 205,1 - - 13,5 7,2 - 225,8
- 112,7 172,0 - 297,5 - - 139,5 320,3 12,8 792,8
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 39,6 - 6.888,0
Generación Neta NacionalLa generación total neta nacional vinculada al SADI (nuclear, hidráulica, térmica y otras renovables) fue un 11,9% inferior a la de junio de 2018. Esta generación fue la más baja para este mes en los últimos cuatro años.
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.
6
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 10.842,7
GENERACIÓN NETA DEL MEM - JUNIO 2019 GENERACIÓN NETA DEL MEM - ACUMULADO 2019
Fósil61,1%
Fósil62,5%
Hidráulica26,7% Hidráulica
27,5%
Otras Renovables4,9%
Nuclear6,8%
Nuclear5,1%
Otras Renovables5,4%
Aporte de los Principales Ríos y Generación Neta HidráulicaEn la siguiente tabla se presentan los aportes que tuvieron en junio 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 30 de junio de este año.
Nota: * En base al acuerdo con la República del Paraguay, el vertido mínimo en la central de Yacyretá es de 1.000 m3/s.
La generación hidráulica disminuyó un 11,1% con respecto al valor registrado en junio de 2018. Este fue el valor más bajo para el mes en los últimos cuatro años. A continuación se presenta su evolución.
MEDIOS DEL MES DE JUNIO (m3/s) RÍOS
2017 2018 2019
URUGUAY
PARANÁ
LIMAY
COLLÓN CURÁ
NEUQUÉN
FUTALEUFÚ
6.650 11.823
173
269 175 267
RÍO PARANÁCaudal real: 10.000 m3/sCaudal medio histórico:12.902 m3/sCaudal máximo turbinado:11.600 m3/s
RÍO URUGUAYCaudal real: 2.400 m3/sCaudal medio histórico:5.719 m3/sCaudal máximo turbinado:8.300 m3/s
YACYRETÁ SALTO GRANDECota Max: 83,50 m C.Max: 35,50 m
C.Hoy: 83,01 m C.Hoy: 34,68 mC.Min: 75,00 m C.Min: 31,00 m
Turbinado: 7.800 m3/s Turbinado: 751 m3/sVertido: 1.000 m3/s* Vertido: 0 m3/s
7
MEDIOSHISTÓRICOS
(m3/s)
5.71912.902
281547367342
21.13617.772
153205145254
2.7849.882187298202279
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 30/06/19
Los caudales son los entrantes medios mensuales
Río Limay173 m3/s
Río Collón Curá269 m3/s Río Neuquén
175 m3/s
Río Negro446 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: 704,30 m
C.Hoy: 488,17 m
C.Min: 692,00 m
C.Min: 465,00 m
C.Max: 592,00 mC.Hoy: 580,90 m
C.Min: 564,00 m
C.Max: 317,00 m
C.Max: 381,50 m
C.Max: 479,00 m
C.Hoy: 376,40 m
C.Hoy: 478,40 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: 413,90 m
C.Hoy: 413,50 m
C.Hoy: 339,30 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 410,50 m
C.Min: 336,50 m
C.Hoy: 313,80 mC.Min: 310,50 m
Nota. C = Cota.
Fuente: CAMMESA
8
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
Río Futaleufú255 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 179,9% superior a la del mismo mes del año 2018. Esta generación fue la más alta para el mes de junio en los últimos cuatro años principalmente debido a la incorporación de nuevos parques eólicos y centrales fotovoltaicas en los últimos meses.
A continuación se presenta la participación de las diferentes tecnologías en la generación de Otras Renovables.
EÓLICA67,7%
9
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
600
550
500
450
400
350
300
250
200
150
100
50
0ENE 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
514,5 437,8 520,3 554,3 521,1 585,1
BIOMASA6,1%
FOTOVOLTAICA7,2%
BIOGÁS4,0%
HIDRO ≤ 50 MW15,0%
Generación de Otras Renovables Junio 2019
En la siguiente tabla se presenta la potencia del mes de junio 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.
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Chubut
Santa Cruz
Santa Cruz
Córdoba
La Pampa
Promedio
25,2
25,2
8,0
0,25
100,0
100,8
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
1.070,7
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
28,5
8,2
14,9
0,0
41,2
48,3
48,8
41,6
46,2
51,3
38,4
39,6
50,0
31,9
8,4
51,3
58,3
51,5
53,7
52,7
49,8
47,1
48,2
44,4
49,3
45,6
Arauco 1
Arauco 2
El Jume
Necochea
Corti
La Castellana
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
Total
Nombre del Potencia Ubicación ENE FEB MAR ABR MAY JUN JUL AGO SEP OCT NOV DIC Disponibilidad Parque Promedio(MW) % % % % % % % % % % % %
NOA BAS PAT CEN COM
10
Santiagodel Estero
Generación Neta Térmica y Consumo de CombustiblesLa generación térmica de origen fósil resultó un 18,3% inferior a la del mismo mes del año 2018. Esta generación fue la más baja para el mes de junio en los últimos cuatro años.
En la tabla a continuación se presentan los consumos de estos combustibles para junio de los años 2018 y 2019.
Este mes la oferta del gas natural aumentó en un 12,3% respecto a junio de 2018. En contraposición, los consumos de carbón, gas oil y fuel oil experimentaron una fuerte disminución, de un 73,5%, 88,5% y 80,9% respectivamente.
En consecuencia, el consumo energético proveniente de combustibles fósiles en el MEM durante el mes de junio de 2019 resultó un 22,0% 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
26.985
37.714
41.310
1.358.661
101.862
197.446
360.667
1.210.131
Carbón [t]
Fuel Oil [t]
Gas Oil [m3]
Gas Natural [dam3]
COMBUSTIBLE JUNIO 2018 JUNIO 2019
11
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
387 19.690 0 0 18.550 26.985
4.436 28.318 0 0 11 37.714
26.487 29.036 6.523 6.425 10.356 41.310
1.677.466 1.681.958 1.369.708 1.296.489 1.327.801 1.358.661
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)
12
La relación entre los distintos tipos de combustibles fósiles consumidos en junio, en unidades energéticas, ha sido:
Consumo de Combustibles Fósiles Junio 2019 Consumo de Combustibles Fósiles Acumulado 2019Carbón 0,5%
Carbón 1,2%
G.O. 2,9%
G.O. 1,4%
Gas N 92,9%
Gas N 97,2%
F.O.0,9%
F.O.3,0%
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 4,2 4,5 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
3,4 3,5 2,7 2,6 2,7 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 junio 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 29,1%. Como consecuencia de esto, las emisiones producidas resultan ser las más bajas para el mes de junio de los últimos tres años.
13
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.
Con respecto a la Central Nuclear Embalse, comenzó a entregar energía a la red desde febrero luego de concluir su plan de extensión de vida y detuvo sus operaciones del 16 al 18 de junio como consecuencia del apagón masivo que sufrió el sistema eléctrico.
Por su parte, la central nuclear Atucha II operó durante todo el mes mientras que la central Atucha I detuvo sus operaciones del 14 al 19 de junio por tareas de mantenimiento.
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
14
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
Evolución de Precios de la Energía en el MEMDesde el año 2015 junto con el precio monómico1 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 mayo hasta el 31 de julio 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.
1 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.
15
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
16
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.
301,0 265,7 334,4 479,0 426,7 406,0 421,6 354,4 403,8 448,1 452,2 424,7 403,1
240,0 240,0 240,0 240,0 240,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0 480,0
134,6 142,4 47,2 36,0 36,6 39,9 37,9 38,4 47,3 43,2 35,9 32,8 68,5
41,8 42,4 28,9 34,6 36,3 31,4 38,4 29,7 31,8 29,3 33,3 37,4 55,3
1.126,6 1.223,7 936,0 1.036,0 1.042,6 694,2 769,4 761,7 862,4 739,5 811,3 986,1 1.330,1
556,9 537,7 682,9 1.013,4 857,8 755,9 753,5 580,1 711,4 919,6 1.035,3 863.2 845,2
7,5 6,8 14,8 25,9 29,3 37,0 42,8 42,4 40,7 63,8 76,9 68,5 70,6
960,3 966,1 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
ÍTEMS DEL PRECIO MONÓMICO
$/MWh
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
0Jun-18 Jul-18 Ago-18 Sep-18 Oct-18 Nov-18 Dic-19 Ene-19 Feb-19 Mar-19 Abr-19 May-19 Jun-19
Precio de Energía
Adicional de Potencia
Sobrecosto de Combustible
Energía Adicional
Sobrecosto Trans. Despacho
Sobrecostos CA MEM + Brasil + Demanda Excedente
Compra Conjunta
Precio estacional medio
2.408,4 2.459,0
2.248,2
2.864,92.924,9 2.892,7
3.252,8
2.669,3
2.444,42.543,5 2.577,4
2.723,5
2.286,7
17
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 junio de 2019.
Comentarios: División Prospectiva Nuclear y Planificación Energética. CNEA.
Norberto Ruben Coppari Santiago Nicolás Jensen Mariani [email protected] [email protected]
Subgerencia de Planificación Estratégica.Gerencia de Planificación, Coordinación y Control.
Comisión Nacional de Energía Atómica.Julio de 2019.
393,8 110,3 236,4 142,0 324,0 15,80,6 0,3 0,1 - - 199,1
13,1 10,0 10,3 9,7 8,8 10,7
-12,3 -32,9 -3,5 - - -- - - - - -- - - - - -
- - - -0,01 -0,001 -0,003- - - - - -
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
18
Exportaciones
https://www.cnea.gob.ar/es/publicaciones/
Comisión Nacional de Energía AtómicaAv. Libertador 8250 (C1429BNP), CABA
Centro Atómico ConstituyentesAv. General Paz 1499 (B1650KNA), San Martín, Buenos Aires
Tel: 54-011-6772-7422/7526/7641Fax: 54-011-6772-7526
e-mail:[email protected]
