Junio 2019: Breve análisis del Mercado Eléctrico:
El precio spot monómico(base) de la energía (potencia + energía) en el Mercado Mayorista de junio 2019, creció un 19,17 % respecto a mayo 2019. Comparado con Junio 2018, creció un 26,73 %.
En 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 variación de energía demandada en el sistema ha sido; - 4,4 %, durante el año móvil.
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. La temperatura media del año pasado para junio había sido de 11,3 °C.
La generación hidráulica disminuyó un 11,1% en comparación al valor registrado en junio de 2018.
La generación hidráulica disminuyó un 11,1% en comparación al valor registrado en junio de 2018.
La generación nuclear del mes fue de 742,1 GWh, mientras que en junio de 2018 había sido de 741,4 GWh
La generación de Otras Renovables, durante junio aportaron 585,1 GWh vs. 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%.
La demanda de Potencia eléctrica de junio (22.594 MW), decreció 5,19 % respecto al mismo mes del año anterior. El valor de febrero 2018(26.320 MW)es el record histórico del MEM.
La generación total NETA nacional (****) vinculada al SADI (10.842,7GWh) decreció un 11,88 % respecto a junio 2018.
(****) Nuclear + hidráulica + térmica + eólica + solar.
Generación por fuente: En el mes de junio 2019 la generación se distribuyó del siguiente modo: Térmica:61,1% de la producción, hidro: 26,7%, nuclear: 6,8%, renovables:5,4 %.
Térmica: Durante el mes de junioel consumo de gas natural aumentó en un 12,3% respecto a junio de 2018. Por otro lado los consumos de carbón, gas oil y fuel oil experimentaron una fuerte disminución; un 73,5%, un 88,5% y un 80,9% respectivamente
Hidráulica: Durante el mes de junio 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.
Generación Neta de Otras Renovables: La generación de Otras Renovables (eólica, fotovoltaica, hidroeléctricas menores a 50 MW, biomasa y biogás) aportaron durante junio; 585,1 GWh contra los 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%.
Nuclear: LaCentral Nuclear Embalse, que había comenzado a entregar energía a la red desde febrero 2019, luego de concluir su plan de extensión de vida, 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.
Importación:En junio 2019 se importaron de Uruguay 15,8 GWh., Brasil 199,1 GWh y 10,7 GWh de Paraguay.
Exportación:0,003 GWh a Paraguay
Demanda Excedente: Aquellos usuarios que pagan excedentes por consumir por encima de su Demanda Base (2005) ver:
VALORIZACION DE LOS EXCEDENTES A JUNIO 2019.
Ver notas relacionadas:
Los Usuarios cuya demanda de potencia está por debajo de 300 KW pagan solamente el precio sancionado.
Mediante el contenido de la Nota SE Nº 287/08 y sucesivas, la Secretaria de Energía trata de inducir a los Usuarios, cuya potencia es igual o superior al 300 KW, pasen a comprar su energía (Demanda Base) en el MEM, ya sea directamente un Generador o mediante el Distribuidor, actuando este por cuenta y orden del Usuario.
GRAFICO; EVOLUCION DEL COSTO DE LA ENERGIA EN EL MERCADO SPOT VS. PRECIO SANCIONADO (ENERO 2000 – JUNIO 2019)
Fuente: CAMMESA
GRAFICO (I)
3. Por Res SSEE 14/19, los GUDI´s (más de 300 KW de potencia) deben pagar por potencia y por energía acorde la siguiente tabla (AGUEERA)
GRAFICO (II) (ENERO 2000 – JUNIO 2019)
El gráfico compara los costos promedio año móvil; monómico total y costos Spot Base; vs. precio a distribuidores (línea naranja).
ANTECEDENTES
Febrero 2017: Mediante resoluciones del MINEM/ENRE se establecieron nuevos valores de los siguientes ítems:
Afecta el precio del MEM. Para los que compren a CAMMESA a partir del mes de febrero de 2017.
El mayor costo se trasladaría en el cargo Adicional STD y sería:
Febrero-Abril: 30 $/MWh - Mayo-octubre: 55 $/MWh adicionales
Noviembre en adelante: 80 $/MWh adicionales
Los que reciben el servicio Pleno del Distribuidor, el mayor costo quedará supeditado a la decisión del MINEM respecto a su traslado al Precio Estacional de la Energía. Podría ser en el trimestre que inicia en noviembre 2017 y/o febrero 2018.
TRANSENER, DISTROCUYO, TRANSCOMAHUE, EPEN, TRANSBA, TRANSNEA, TRANSNOA Y TRANSPA.
TRANSENER: 1070% - TRANSNOA: 1086% -TRANSCOMAHUE y EPEN: 933% - TRANSNEA:1070% - TRANSBA:1820% - DISTROCUYO:1842% - TRANSPA:1465%.
Para el período comprendido entre el 01/02/17 y el 30/04/17.
Tiene Alcance Nacionaly aplica sobre:
De modo Directo: Sobre los grandes usuarios mayores y menores (GUMA y GUME) que compran en el Mercado Eléctrico Mayorista (MEM):
De modo Indirecto: Sobre los usuarios Plenos de las Distribuidoras: Usuarios <300 KW - Usuarios >300 kW (GUDI)
El valor es diferente según que su potencia este debajo o por encima de 300 KW.
(*) Con subsidio - (**) Sin subsidio
Como resultado de las Audiencias Públicas en las que se trató la RTI (Revisión Tarifaria Integral) de ambas Distribuidoras Federales;
b.1)Usuarios de pequeñas demandas (TARIFA Nro. 1): Son aquellos cuya demanda máxima es inferior a 10 kW
b.2) Usuarios de medianas demandas (TARIFA Nro. 2) : Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos es igual o superior a 10 kW (kilovatios) e inferior a 50 kW
b.3)Usuarios de grandes demandas (TARIFA Nro. 3): Son aquellos cuya demanda máxima promedio de 15 minutos consecutivos, es de 50 kW o más.
A su vez esta categoría se subdivide en:
b.3.1)TARIFA Nro. 3 - (Grandes Demandas con potencias convenidas = o > a 50 kW y < 300 kW).
b.3.2)TARIFA Nro. 3 - (Grandes Demandas con potencias convenidas = o > a 300 kW).
La Distribuidora deberá permitir a los Grandes Usuarios ubicados en su zona de concesión que efectuaren contratos con Generadores (a la fecha reemplazados por CAMMESA), el uso de sus instalaciones de Distribución, debiendo adecuarlas con el propósito de efectuar la correcta prestación del servicio.
(*) En caso que el usuario tomara una potencia superior a la convenida, LA DISTRIBUIDORA facturará la potencia realmente registrada, más un recargo del 50%de la capacidad de suministro excedida respecto a la convenida. Si el exceso superara el 50% de la capacidad de suministro contratada, el recargo será del 100%sobre el exceso registrado.
Enero 2016:
Mediante la RESOLUCIÓN MEYM Nº6/2016 (Tiene Alcance Nacional)se produjo el INCREMENTO EN EL PRECIO ESTACIONAL DEL MEM (*) para el periodo (Febrero – Abril 2016) afecta de modo distinto a:
(*) Al valor del precio Estacional se le debe adicionar el costo del Transporte en AT y VAD de la Distribuidora para formar la taifa.
- Nota S.E. N° 5954/13 Implementa Res SE Nº 95/13:Incorpora a los GUDI que tienen contratos con la Distribuidora por cuenta y orden los que al finalizar su contrato tiene que decidir si van de lleno al MEM (adhiere al formulario de CAMMESA) pasando a ser un GUME pleno o retornan a la distribuidora.
- Res S.E Nº 408/13 Establece la aplicación, durante el periodo comprendido entre el 1° de junio de 2013 al 31 de julio de 2013, y entre el 1 de agosto y el 31 de septiembre 2013 los precios de referencia estacionales que se definen en los Anexos I y II, de dicha Res. De modo tal que disminuye el precio para los Residenciales de menos de 10 KW de potencia y más de 1.000 KWh/bimestre.
- En el mes de Mayo 2013,se incorporó el gráfico que compara los costos promedio año móvil monómico total costos Spot Base y Total vs. precio distribuidores. (Ver Gráfico II)
- La Res SE Nº 95/13(click aquí) del 22/3/2013 retroactiva al 1 de febrero 2013 tiene como objetivo mejorar la remuneración de los generadores y suspende la realización de nuevos Contratos en el Mercado a Término para la demanda base.
- Res SE Nº 2016/12(click aquí). A partir del 1 de noviembre 2012 la Res SE 2016 estableció nuevos Precios de Referencia Estacionales Subsidiados y No subsidiados para cada distribuidoro Prestador del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica.
1) Sin Subsidios: El Precio de Referencia Anual No Subsidiado se mantiene en un valor medio de 320 $/MWh.
2) Con subsidios Establece los Precios de Referencia Estacionales Subsidiados que se definen para cada Agente Distribuidor o Prestador del Servicio de Distribución de Energía Eléctrica. En el ANEXO I van de 54,78 $/MWha 133,25 $/MWh. y para el ANEXO IIde 56,27 $/MWh a133,91 $/MWh
- Res SE Nº 1301/11: A partir de noviembre 2011 la Res SE 1301 establece dos precios estacionales; Sin subsidios del Estado Nacional y Con Subsidios.
El Anexo II de la Resolución estableció los sectores alcanzados en una primera etapa
Luego se agregaron: (con listado de empresas nominadas)
(*) A partir de Nov. 2011 los GU del MEM nominados (aproximadamente es el 20% de la demanda de GU) deben pagar al mes de DICIEMBRE 2013 el siguiente sobrecosto; Sobrecostos Contratos MEM + Sobrecostos Importación de Brasil: 99,35 $/MWh
2) Con subsidios:Los sectores no mencionados en el Anexo II de la
Res SE Nº 2016/12,continúan hasta nuevo aviso (**) con el precio Estacional Sancionado + Quita de subsidios (***), cuyo valor promedio para Diciembre 2013 es de 95,73$/MWh.Como en años anteriores disminuye durante los meses de junio, julio, agosto y septiembre (período invernal) para los usuarios residenciales.
(**) La SE informará mediante resoluciones/notas posteriores las actividades que se vayan incorporando al Anexo II.
(***) En nov. 2012 cambió de Estacionala; Estacional Sancionado + Quita de subsidios
Fuente: AGUEERA
ALGO MÁS SOBRE LA RESOLUCION SE 2016.
Como se menciona al inicio de la nota, dicha resolución modifica los precios al que compran la energía eléctrica los distribuidores (El Precio Estacional). De este modo se cambian los precios determinados por la Res SE 1301/11, que son los mostrados en el gráfico de arriba. La Res SE 1301, establecía en precio estacional único por categoría de usuariocomo muestra el cuadro siguiente.
El criterio de Precio Estacional Único es cambiado por la Res SE 2016, (clickaquí)ya que le asigna a cada distribuidora un Precio de Referencia Estacional Subsidiado quedando en manos de cada agente distribuidor y su ente regulador, el traslado de dicho precio a cada segmento de su demanda.
Así mismo establece que “los precios aplicados sean concordantes con los vigentes inmediatamente antes de la fecha del dictado del presente acto” .
