Julio 2016

SÍNTESIS DEL MERCADO ELÉCTRICO MAYORISTA
DE LA REPÚBLICA ARGENTINA
AÑO 16 Nº 187
Comisión Nacional
de Energía Atómica
Julio 2016
Comite técnico
Norberto Coppari
Santiago Jensen
Coordinación General
Mariela Iglesia
Producción editorial
Valeria Cañadas
Sofía Colace
Diego Coppari
Comite revisor
Mariela Iglesia
Diseño Gráfico
Andrés Boselli
Colaborador externo
Carlos Rey
Elaborado por la Subgerencia de Planificación Estratégica
Gerencia de Planificación, Coordinación y Control
Comisión Nacional de Energía Atómica
CONTENIDO
INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................................................................1
OBSERVACIONES...................................................................................................................................................................1
DEMANDA DE ENERGÍA Y POTENCIA...............................................................................................................................2
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA....................................................................................................................................5
POTENCIA INSTALADA.........................................................................................................................................................6
GENERACIÓN BRUTA NACIONAL.........................................................................................................................................7
APORTE DE LOS PRINCIPALES RÍOS Y GENERACIÓN HIDRÁULICA.........................................................................8
GENERACIÓN TÉRMICA Y CONSUMO DE COMBUSTIBLES........................................................................................10
GENERACIÓN BRUTA NUCLEAR........................................................................................................................................13
EVOLUCIÓN DE PRECIOS DE LA ENERGÍA EN EL MEM............................................................................................14
EVOLUCIÓN DE EXPORTACIONES E IMPORTACIONES...............................................................................................16
SÍNTESIS
MERCADO ELECTRICO MAYORISTA (MEM) Julio 2016.
Introducción
En julio, la demanda neta de energía del MEM registró un aumento del 0,1% con respecto al valor
alcanzado en el mismo mes del año pasado.
Por otra parte, la temperatura media del mes fue de 10,9 ºC, mientras que la del año pasado había sido
de 12,7 ºC, siendo este un julio con temperaturas más bajas que la media histórica, de 11,1 ºC.
En materia de generación hidráulica, la central hidroeléctrica de Salto Grande operó con un caudal
del río Uruguay levemente inferior al histórico del mes. En contraposición, la central hidroeléctrica
Yacyretá registró un aporte del río Paraná ligeramente superior al valor de referencia. Además, tanto
el río Futaleufú como los ríos Limay, Collón Curá y Neuquén, pertenecientes a la Cuenca del Comahue,
registraron aportes muy inferiores a sus históricos para el mes.
Como resultado de ello, la generación hidráulica disminuyó un 29,4% en comparación al valor registrado
en julio de 2015, y resultó un 34,8% inferior a lo previsto.
En cuanto a la generación eólica y a la fotovoltaica, incluidas en Otras Renovables, este mes aportaron
43,2 GWh contra 57,6 GWh registrados en julio del año anterior, a igual potencia instalada.
Por su parte, la generación nuclear bruta del mes fue de 728,8 GWh, mientras que en julio de 2015
había sido de 950,9 GWh.
Además, la generación térmica resultó un 15,1% superior respecto a la generada durante el mismo mes
del año anterior, y un 9,6% superior a la prevista.
En relación a las interconexiones con países vecinos, se registraron en el mes importaciones por 326,6
GWh contra 171,6 GWh del mismo mes del año pasado, y exportaciones con un valor de 0,4 GWh mientras
que en julio del año anterior no se registraron exportaciones.
Finalmente, el precio monómico de la energía para este mes fue de 1403,9 $/MWh. Este y otros conceptos
serán presentados en detalle en la sección relativa a precios de la Energía.
Observaciones
En julio de 2016 se registró un bajo crecimiento de la demanda a pesar de las bajas temperaturas
registradas durante el mes.
Como novedades de generación, durante el mes de julio las unidades turbinas de vapor (TV) tuvieron
pleno despacho que permitió consumir la totalidad de la oferta de fuel oil de origen nacional. El gas oil
fue requerido por despacho en ciclos combinados y turbinas de gas por máximo requerimiento térmico.
La generación nuclear de este mes experimentó una disminución respecto al año anterior aunque las
dos centrales en operación, Atucha I “Presidente Juan Domingo Perón” y Atucha II “Presidente Dr. Néstor
Carlos Kirchner”, mantuvieron un servicio ininterrumpido pero, a diferencia de lo ocurrido en julio del
año pasado, la Central Nuclear Embalse estuvo detenida por los trabajos de extensión de vida.
1
Demanda de Energía y Potencia
A continuación se muestra la evolución de la “demanda neta”.
VARIACIÓN DEMANDA NETA
MENSUAL (%)
AÑO MOVIL (%)
+0,1
ACUMULADO 2016 (%)
+3,2
+3,0
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 cuanto al promedio diario de la demanda agentes, este mes se registró un aumento del 0,1%, en
comparación con los datos de julio de 2015, como se observa en la siguiente figura. Este es el mayor
valor de los últimos cuatro años para el mes de Julio.
PROMEDIO DIARIO DEMANDA AGENTES
GWh
420
400
380
360
340
320
300
280
2013
2014
2015
2016
ENE
FEB MAR ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
359,3
387,3
376,8
397,9
351,2
350,7
381,1
405,2
330,1
335,8
337,7
366,2
345,4
363,5
375,7
393,7
359,9
366,6
384,1
384,6
351,8
339,2
358,8
339,2
326,3
351,7
324,1
344,8
345,7
333,9
344,8
340,5
396,1
361,6
381,6
314,7
315,6
372,5
337,4
310,3
320,0
334,2
342,8
2
A continuación, se presenta la demanda de energía eléctrica, analizada tanto por región como por tipo
de usuarios (sectores) expresada como porcentaje de la energía total demandada.
REGIÓN
PROVINCIAS
Gran Buenos Aires (GBA)
C.A.B.A y Gran Buenos Aires
Buenos Aires (BA)
Buenos Aires sin GBA
Centro (CEN)
Córdoba, San Luis
Comahue (COM)
La Pampa, Neuquén, Río Negro
Cuyo (CUY)
Mendoza, San Juan
Litoral (LIT)
Entre Ríos, Santa Fe
Noreste Argentino (NEA)
Chaco, Corrientes, Formosa, Misiones
Noroeste Argentino (NOA)
Catamarca, Jujuy, La Rioja, Salta, Santiago del Estero, Tucumán
Patagonia (PAT)
Chubut, Santa Cruz
DEMANDA PORCENTUAL POR REGIONES 2015-2016
100
4
3
4
90
11
11
11 11
11 11
36
38
38 38
40
13
13
13 13
30
9
8
8
6
4
4
4
3
4
3
4
4
5
5
4
12 12
12 11
11
11
11 11
11
12
12
12
11
38 38
36 37
39 40
40
41
41 41
40
39
38
36
39
13 12
13 12
12 12
12
12
12 12
12
12
12
12
12
8
8
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
9
8
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
6
4
8
8
8
7
7
8
6
6
6
6
5
6
6
6
4
6
6
7
7
8
9
8
9
9
8
8
8
8
8
8
8
8
8
8
9
9
3
4
4
4
4
4
80
70
60
CUY
CEN
BAS
PAT
5
-1
GBA
Di
c
5
t-1
5
5
p1
15
LIT
No
v1
COM
Oc
NEA
Se
NOA
o-
9
Ag
9
En
e
En -15
e16
Fe
b
Fe -15
b16
M
ar
M -15
ar
-1
6
0
6
4
8
Ju
l
Ju -15
l-1
6
10
7
4
7
M
ay
M -15
ay
-1
6
Ju
n
Ju -15
n16
20
Ab
%
rAb 15
r16
50
En el gráfico anterior pueden observarse pequeñas diferencias provocadas por las distintas incidencias
regionales de los factores climáticos.
A continuación se presenta la comparación interanual de la Demanda Eléctrica por tipos de Usuario, de
acuerdo a la última información disponible. Cabe aclarar que, desde abril de 2016, se han agrupado las
categorías de consumo General, de Alumbrado Público y Comercio e Industria entre 10 y 300 kW.
3
DEMANDA PORCENTUAL POR SECTORES 2015-2016
100
17 16
18
20
21
21
18
10
9
10
10
10
11
10
28 28
27 30
28
27
29
29
29
44 47
46 45
44
43
40
39
43
18 16
19 17
19 16
21
19
20
18
18 16
10 10
10 10
10 11
10
11
11
10
10
29 28
29 30
30 33
30
29
29
30
43 46
42 43
41 40
39
41
40
42
90
80
9
70
60
%
50
40
30
20
10
Residencial <10 kW
Grandes Usuarios del MEM
15
Di
c-
5
No
v1
5
Oc
t-1
15
pSe
En
e
En -15
e16
Fe
b
Fe -15
b16
M
ar
M -15
ar
-1
6
Ab
r1
Ab 6
r16
M
ay
M -15
ay
-1
6
Ju
nJu 15
n16
Ju
lJu 15
l-1
6
Ag
o15
0
General + Alumbrado público + Comercio e Industria <300 kW
Industrial ≥300 kW
Fuente ADEERA: últimos datos disponibles de julio del 2016.
4
Demanda Máxima de Potencia
Como se muestra a continuación, la demanda máxima de potencia disminuyó un 3,3%, tomando como
referencia el mismo mes del 2015.
DEMANDA MÁXIMA DE POTENCIA (NO INCLUYE EXPORTACIONES)
MW
26000
25000
24000
23000
22000
21000
20000
19000
18000
17.000
16.000
15.000
ENE
FEB
2013
21.982
2014
24.034
23.949
24.885
2015
2016
MAR
ABR MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
22.169 19.523
18.443
20.035
21.270
22.552
21.773
21.711
19.484
20.436
23.794
21.507 19.105
23.573 23.409
25.380 23.139
19.537
20.116
21.340
20.933
20.450
21.679
21.716
23.529
22.638
21.950
22.997
22.230
20.947
22.363
19.419
21.398
22.147
20.628
22.055
20.411
23.104
23.727
5
Potencia Instalada
Los equipos instalados en el Sistema Argentino de Interconexión (SADI) pueden clasificarse en tres grupos,
de acuerdo al recurso natural y a la tecnología que utilizan: Térmico fósil (TER), Nuclear (NU) o Hidráulico
(HID). 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 Diesel (DI) y Biogas (BG).
Existen en el país otras tecnologías de generación agrupadas en el concepto Otras Renovables, las cuales
se están conectando al SADI progresivamente, como la Eólica (EOL) y la Fotovoltaica (FV). Sin embargo, ésta
última aún tiene baja incidencia en cuanto a capacidad instalada.
Por su parte la generación móvil no se encuentra localizada en un lugar fijo, sino que puede desplazarse de
acuerdo a las necesidades regionales.
La siguiente tabla muestra la capacidad instalada por regiones y tecnologías en el MEM, en MW.
AREA
TV
TG
CC
120
90
374
CUYO
314 1282
COM
261
992
829
NOA
200
511
534
CENTRO
GB-LI-BA 3.870 1.995 6.020
46
NEA
195
188
PAT
GENERACIÓN
MÓVIL
SIN
DI
BG
NUC HID
584
1.072
68
1.664
4.692
283
2.365
217
101
1.345
648
918
12.436
1.107
945
534
17
299
558
4.451
TER
4.142 9.227 1.843
FV
EOL
1.664
8
6.355
50
Porcentaje
0,3
345
2.745
383
519
14.489
3.090
137
1.039
558
19.680 1.755
60,11
2.633
2.911
558
17
TOTAL
5,36
11.108
33,93
8
187
0,03
0,57
32.738
Potencia en Marcha de Prueba:
Es aquella que no cuenta aún con habilitación comercial pero que ha superado las 240 hs. de disponibilidad,
desde el inicio de los ensayos hasta el último día del período del presente informe (MW).
REGION
CENTRAL
TECNOLOGÍA POTENCIA (MW)
LIT
C.T. Vuelta de Obligado
TG
542,1
BA
Guillermo Brown
TG
591,5
TOTAL
1.133,6
Este mes se registraron las siguientes incorporaciones de potencia instalada en el SADI.
COMAHUE
A partir del 15/07/2016 se produjo la Habilitación de operación comercial en el MEM de la TG04 del
Generador Central Térmica Loma de la Lata, totalizando una Potencia adicional de 105 MW.
NOA
A partir del 23/07/2016 se produjo la Habilitación de operación precaria en el MEM de las máquinas
correspondientes a las Centrales de EDELAR: Chepes hasta 1,68 MW, Portezuelo hasta 2,56 MW, Tello hasta
2,64 MW, Olpas hasta 1,76 MW y Los Robles hasta 0,88 MW, totalizando un ingreso de 9,52 MW a la región.
6
Generación Bruta Nacional
La generación total bruta nacional vinculada al SADI (nuclear, hidráulica, térmica, eólica y fotovoltaica)
fue un 2,5% inferior a la de julio del 2015.
GENERACIÓN TOTAL BRUTA
GWh
13500
13000
12500
12000
11500
11000
10500
10000
9500
9000
2013
2014
2015
2016
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
11.987,2 10.608,7 10.566,5 10.108,7 11.039,5 11.174,2 12.003,9 11.739,4 11.074,3 10.881,4 10.708,2 13.264,0
12.933,4 10.672,3 10.584,2 10.321,8 11.207,1 11.778,4 12.146,3 11.311,1 10.424,6 11.286,3 11.027,0 12.045,1
12.550,3 11.553,7 12.519,1 10.815,8 11.401,5 12.202,0 12.810,6 12.022,1 11.464,8 11.156,4 10.621,2 12.374,1
13.248,5 12.538,1 11.340,6 11.029,4 11.539,2 12.316,3 12.494,0
A continuación, se presenta la relación entre las distintas fuentes de generación:
GENERACIÓN BRUTA DEL MEM - JULIO 2016
Fósil
70,2%
GENERACIÓN BRUTA DEL MEM - ACUMULADO 2016
Fósil
66,7%
Hidráulica
Hidráulica
26,9%
23,7%
Otras
Renovables
0,3%
Nuclear
5,8%
Otras
Renovables
0,4%
Nuclear
6,0%
La generación de Otras Renovables, que surge de las gráficas precedentes, comprende la generación
eólica y fotovoltaica incorporada hasta el momento. Cabe destacar que el mayor porcentaje de dicho
valor corresponde a la generación eólica.
Corresponde aclarar que, dentro de la generación de Otras Renovables, no se toma en cuenta a la
efectuada con biocombustibles ni a la de las hidráulicas menores a 50 MW, ya que se incluyen en
generación térmica fósil y en hidráulica, respectivamente.
7
Aporte de los Principales Ríos y Generación Hidráulica
En la siguiente tabla se presentan los aportes que tuvieron en julio los principales ríos, respecto a sus
medias históricas del mes.
RIOS
URUGUAY
PARANÁ
FUTALEUFU
LIMAY
COLLON CURA
NEUQUEN
MEDIOS
DEL MES
(m3/seg)
MEDIO
HISTORICO
(m3/seg)
5.609
14.168
63
52
100
108
5.979
12.099
319
350
626
355
Tal como se indicó en versiones anteriores de esta síntesis, a partir de un caudal de 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 las mismas deben volcarse
los excesos de agua por los vertederos.
A continuación se muestra la situación de Yacyretá y Salto Grande al 31 de julio de este año.
RÍO PARANÁ
Caudal real:
13.600 m3/s
Caudal medio histórico:
12.680 m3/s
Caudal máximo turbinado:
13.000 m3/s
YACYRETA
C.Max: 83,50 m
C.Hoy: 83,24 m
C.Min: 75,00 m
Turbinado: 12.600 m3/s
Vertido: 1.000 m3/s
RÍO URUGUAY
Caudal real:
3
2.929 m /s
Caudal medio histórico:
5.019 m3/s
Caudal máximo turbinado:
8.300 m3/s
SALTO GRANDE
C.Max: 35,50 m
C.Hoy: 34,83 m
C.Min: 31,00 m
Turbinado: 2.070 m3/s
Vertido: 0 m3/s
El valor de generación hidráulica disminuyó en julio en un 29,4%, respecto de aquel registrado en el
mismo mes del 2015. Entre los factores que resultaron determinantes para dicha disminución se
encuentra la influencia del Río Uruguay, así como la de los ríos de la Cuenca del Comahue junto con
el Futaleufú, sumada al hecho de que Yacyretá operó sin dos de sus turbinas durante todo el mes y
registró indisponibilidad de una tercera hasta el 18 de julio.
Cabe destacar, además, que el valor registrado de generación hidroeléctrica fue el más bajo de los
últimos cuatro años para el mes de julio. A continuación se presenta la evolución en dicho período de
tiempo.
8
GWh
GENERACIÓN BRUTA HIDRÁULICA
5500
5000
4500
4000
3500
3000
2500
2000
1500
1000
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
2013
3.459,2
2.567,6
2.986,2
2.872,7
3.090,8
3.038,9
3.776,7
3.630,8
4.306,8
3.755,4
3.689,2 3.914,6
2014
3.355,3
2.506,3
2.826,0
3.023,0
3.461,5
3.739,9
3.764,5
4.106,9
3.545,8
3.841,7
3.685,3 3.441,8
3.451,1
2016 3.669,8
2.803,2
3.308,8
2.961,1
3.030,1
2.651,9
3.064,7
2.640,5
3.465,2
3.612,6
3.196,9
4.186,6
2.956,3
4.330,9
4.283,0
4.277,0
3.271,0 3.792,0
2015
NOV
DIC
En el siguiente cuadro se puede apreciar la situación a fin de mes en todos los embalses de la región del
Comahue (y los caudales promedios del mes).
EMBALSES DEL COMAHUE - COTAS - CAUDALES AL 31/07/16
Collón Curá
167 m3/s
Limay
Neuquén
171 m3/s
60 m3/s
C.Max: 705,00 m
C.Hoy: 702,42 m
C.Min: 692,00 m
C.Max: 422,50 m
C.Hoy: 412,53 m
C.Min: 410,50 m
Barreales
ALICURÁ
PLANICIE BANDERITA
C.Max: 413,50 m
C.Hoy: 412,53 m
C.Min: 410,50 m
Mari Menuco
C.Max: 592,00 m
C.Hoy: 578,75 m
C.Min: 564,00 m
EL CHAÑAR
PIEDRA DE ÁGUILA
PICHI PICÚN LEUFÚ
167 m3/s
Río Negro
315 m3/s
C.Hoy: 478,88 m
C.Max: Nivel Maximo Normal a fin de Mes
C.Hoy: Nivel Real a fin de Mes
C.Min: Nivel Minimo Extraordinario
Los caudales son los entrantes medios mensuales
CHOCÓN
ARROYITO
C.Max: 317,00 m
C.Hoy: 313,58 m
C.Min: 310,50 m
C.Max: 381,50 m
C.Hoy: 376,06 m
C.Min: 367,00 m
Fuente: CAMMESA
9
Generación Térmica y Consumo de Combustibles
Como consecuencia de la menor generación hidroeléctrica y nucleoeléctrica, la generación térmica de
origen fósil resultó un 15,1% superior a la del mismo mes del año 2015, siendo el valor registrado el
mayor de los últimos cuatro años para el mes de julio.
GENERACIÓN BRUTA TÉRMICA
GWh
9500
9000
8500
8000
7500
7000
6500
6000
5500
5000
4500
ENE
FEB
MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
2013
7.862,6
7.443,5
7.035,4
6.792,9
7.494,2
7.456,9
7.552,7
2014
8.864,1
7.548,5
7.378,4
6.984,8
7.299,8
7.397,2
2015
8.436,4
8.050,8
8.834,0
7.732,9
8.340,8
8.073,7
2016
8.788,1
8.465,4
7.619,2
7.150,5
7.149,8
8.333,9
8.766,5
SEP
OCT
NOV
DIC
7.428,3 6.095,6
6.665,9
6.705,8 8.828,6
7.605,7
6.596,9 6.562,8
6.907,9
6.922,0 7.913,7
7.615,5
6.979,9 6.718,7
6.556,5
6.625,4 7.888,8
Dicha situación provocó que el consumo energético proveniente de combustibles fósiles en el MEM
durante el mes de julio de 2016, resultara un 20,0% superior al del mismo mes del año anterior.
En el consumo de combustibles se evidencia en este mes un aumento en el 40,8% para el gas oil, un
3,4% en el consumo de fuel oil, y un 15,6% en la oferta de gas natural. En cambio, se registró un leve
decrecimiento del consumo de carbón, de un 3,7%.
En la tabla a continuación se presentan los consumos de estos combustibles, para julio de los años 2015
y 2016.
COMBUSTIBLE
JULIO 2015
JULIO 2016
Carbón [t]
90.070
86.776
Fuel Oil [t]
302.925
313.335
Gas Oil [m3]
500.689
704.920
Gas Natural [dam3]
771.182
891.715
En el siguiente gráfico, se puede observar la evolución mensual de cada combustible en unidades
equivalentes de energía. Por otra parte, la tabla inferior de la figura presenta la misma evolución, pero
en unidades físicas (masa y volumen).
10
CONSUMO DE COMBUSTIBLES EN EL MEM 2016
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)
66.613
91.378
12.183
8.097
FO (t)
188.876
265.792 168.387
224.727
305.377
66.639
121.652
339.694 619.464 704.920
GO (m3)
58.130
Gas N (dam3)
51.222
33.699
19.343
86.776
266.782 313.335
1.725.967 1.591.933 1.474.916 1.235.690 1.016.846 939.576 891.715
La relación entre los distintos tipos de combustibles fósiles consumidos en julio, en unidades calóricas,
ha sido:
Consumo de Combustibles Fósiles Julio 2016
Gas N
43,9 %
G.O.
35,4%
Consumo de Combustibles Fósiles Acumulado 2016
Gas N
67,8 %
Carbón
2,7 %
F.O.
18,0%
G.O.
15,2%
Carbón
1,6 %
F.O.
15,4%
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.
11
EMISIONES DE CO2 EN LA GENERACIÓN ELÉCTRICA DEL
SISTEMA INTERCONECTADO NACIONAL
5,0
4,5
4,0
Millones de t
3,5
3,0
2,5
2,0
1,5
1,0
0,5
0,0
ENE
FEB
MAR ABR
MAY JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2014
4,4
3,7
3,5
3,4
3,8
4,0
4,1
3,3
3,2
3,5
3,4
3,8
2015
4,1
4,0
4,5
3,9
4,4
4,4
4,0
3,4
3,3
3,4
3,2
3,8
2016
4,3
4,4
3,7
3,5
3,9
4,4
4,8
Julio evidenció un aumento del 19,8% en las emisiones de gases de efecto invernadero con respecto
al valor registrado en el mismo mes de 2015, ya que se generó más energía eléctrica con máquinas
térmicas y, a pesar de que hubo una mayor oferta de gas natural (que posee un menor factor de emisión),
se utilizó una cantidad superior de combustibles fósiles líquidos.
12
Generación Bruta Nuclear
En la gráfica siguiente se pueden observar, mes a mes, los valores de generación nuclear obtenidos
desde el año 2013 hasta la fecha, en GWh.
GENERACIÓN BRUTA NUCLEAR
GWh
1100
1000
900
800
700
600
500
400
300
200
100
0
ENE
FEB MAR
ABR
MAY
JUN
JUL
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
2013
632,6
568,8
511,9
419,7
423,2
641,8
640,5
635,0
630,2
411,7
263,5
460,3
2014
652,9
568,4
324,4
263,1
397,4
591,2
724,5
546,7
256,5
482,3
357,7
623,7
2015
601,2
652,1
676,4
381,3
369,2
457,5
950,9
653,9
409,0
263,9
676,6
1054,9
2016
739,0
717,0
639,0
760,7
749,1
742,1
728,8
Como puede apreciarse, en los meses de mayor requerimiento eléctrico (invierno y verano), su generación
es siempre cercana al máximo que su potencia instalada le permite, realizando sus mantenimientos
programados en los meses de menor demanda.
Por otra parte cabe destacar que desde el año 2012, la generación nuclear experimentó un descenso
que se debió a los trabajos de extensión de vida útil de la central de Embalse, la cual operó al 80%
de su capacidad instalada y estuvo detenida por períodos largos de tiempo, para preservar horas de
funcionamiento para los momentos en que fuera requerida para cubrir la demanda. El 31 de diciembre
se detuvo totalmente para entrar en la última fase del proyecto. Esto se evidencia en la gráfica anterior
entre los años 2013 y 2014. Sin embargo esta situación pudo revertirse a partir del ingreso paulatino de
la central Atucha II “Presidente Dr. Néstor Carlos Kirchner”, iniciado a mediados del año 2014.
Particularmente este mes la generación nucleoeléctrica registró un descenso del 23,4% comparado con
el mismo mes del año anterior, debido a que el año pasado la central Embalse se encontraba operando.
13
Evolución de Precios de la Energía en el MEM
Desde 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 (CA), la demanda de Brasil y la
cobertura de la demanda excedente.
Los contratos de abastecimiento 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 que
consumen combustibles líquidos, dado que en la tarifa se considera que todo el sistema térmico
consume únicamente gas natural.
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 de Febrero de 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 indican las siguientes tablas.
En función de lo determinado por la Resolución 41/2016 del Ministerio de Energía y Minas, los precios
de referencia estacionales entre el 1 de mayo y hasta el 31 de octubre del año 2016, son:
MÁS DE 300 KW
MENOS DE 300 KW
$/MW
$/MW
Pico
773,02
321,39
Resto
768,72
317,09
Valle
763,89
312,26
A su vez los usuarios residenciales (menos de 10 kW) que consuman menos que en el mismo periodo
del año pasado tendrán los siguientes valores de acuerdo a la magnitud del ahorro.
MÁS DE 10 Y MENOS DE 20%
MÁS DE 20%
$/MW
$/MW
Pico
251,39
201,39
Resto
247,09
197,09
Valle
242,26
192,26
Por otra parte a los usuarios residenciales (menos de 10 kW) a los que se les haya otorgado la tarifa
social no abonarán los primeros 150 kWh mensuales.
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.
14
Si superan los 150 kWh abonarán el excedente de la siguiente forma dependiendo si el consumo es
inferior respecto del mismo mes del año anterior.
MENOR AL AÑO ANTERIOR
Pico
Resto
Valle
MAYOR AL AÑO ANTERIOR
$/MW
$/MW
31,39
27,26
22,26
321,39
317,09
312,26
En el siguiente gráfico se muestra como fue la evolución de los ítems que componen el precio monómico
y el valor medio del precio estacional durante los últimos trece meses.
ITEMS DEL PRECIO MONÓMICO
1500
1.403,9
1400
1300
1.258,6
1200
1.153,8
1100
1.037,2
1000
900
904,9 893,2
834,4
788,0
800
683,2 685,0 697,4
700
606,3
600
659,8
500
$/MWh
400
300
200
100
0
Jul -15 Ago-15 Sep-15 Oct-15 Nov-15 Dic-15 Ene-16 Feb-16 Mar-16 Abr-16 May-16 Jun-16 Jul-16
Precio de Energía
120,0
Adicional de Potencia
10,3
91,0
Sobrecosto de Combustible
Energía Adicional
2,9
Sobrecosto Trans. Despacho 441,7
Sobrecostos CA MEM +
168,5
Brasil + Dem Exc
Precio estacional medio
95,5
120,0
120,0
120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0 120,0
10,7
47,9
12,6
33,5
12,3
38,6
12,3
14,6
10,4
16,2
11,0
16,4
3,3
3,7
3,9
3,1
11,4
18,2
12,8
14,4
13,9
12,1
12,8 12,2
90,2 130,6
3,1
3,5
2,5
2,0
3,3
3,1
334,2
331,4
351,6 265,3 283,1 322,7
167,1
184,4
171,6 190,4 226,2 314,7 348,9 334,2 259,7
95,4
95,3
95,2
95,4
95,1
95,6
3,0
12,6
147,9
3,2
403,2 408,3 629,0 681,9 792,5 860,4
328,0 347,5 343,5
246,9 200,3 259,8
334,7 330,9 319,3
15
Evolución de las Exportaciones e Importaciones
Si 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 hidráulico), 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 hidráulico
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
y fue la modalidad de importación de este mes.
A continuación se presenta la evolución de las importaciones y exportaciones con Brasil, Paraguay, Chile
y Uruguay, en GWh durante los meses corridos del año 2016.
16
EVOLUCIÓN IMPORTACIONES/EXPORTACIONES 2016
400
360
320
280
240
200
160
GWh
120
80
Importaciones
40
0
40
80
Exportaciones
120
Imp
Exp
140
Chile
Uruguay
Brasil
Paraguay
Chile
Uruguay
Brasil
Paraguay
ENE FEB
MAR ABR
MAY JUN
JUL
151,5
15,8
3,5
0,007
22,4
6,6
5,7
1,6
1,7
27,2
114,5
36,2
10,7
-0,3
-0,1
1,6
60,3
254,7
9,8
0,001
36,6
54,1
15,5
16,5
1,8
1,1
65,8
0,03
2,8
175,5
4,9
31,8
185,1
140,0
24,5
AGO
SEP
OCT
NOV
DIC
Origen de la información: Datos propios y extraídos de Informes de CAMMESA de Julio de 2016.
Comentarios: División Prospectiva Nuclear y Planificación Energética. CNEA.
Norberto Ruben Coppari
coppari@cnea.gov.ar
Santiago Nicolás Jensen Mariani
sjensen@cnea.gov.ar
Comisión Nacional de Energía Atómica.
Agosto de 2016.
17
Av. Libertador 8250 (C1429BNP), CABA
Centro Atómico Constituyentes
Av. General Paz 1499 (B1650KNA), San Martín, Buenos Aires
Tel: 54-011-6772-7422/7526/7641
Fax: 54-011-6772-7526
e-mail:
sintesis_mem@cnea.gov.ar
http://www.cnea.gov.ar/Sintesis-mercado-electrico-mayorista