REPORTE MENSUAL DE MERCADO: SEPTIEMBRE 2020

Oferta, Demanda y Costos del MEM

CAMMESA ha publicado la Programación Estacional Provisoria del semestre comprendido entre el 1 de noviembre de 2020 y el 30 de abril de 2021. En tal aspecto se analizará a continuación la demanda, oferta y costos asociados estimados por CAMMESA para el período en cuestión.

En cuanto a la evolución de demanda estimada, como es de público conocimiento el gobierno nacional decretó el aislamiento social preventivo y obligatorio a partir del 20 de marzo debido a pandemia del COVID-19. Bajo este marco solo se ha dado lugar a desarrollar actividades industriales y comerciales declaradas esenciales por lo que la demanda de energía eléctrica a nivel nacional registró una fuerte caída. Si bien la actividad se ha ido normalizando en muchas provincias, la crisis económica actual ocasiona que no se registre la misma actividad que la registrada antes de la cuarentena, por lo que CAMMESA en su previsión de demanda para el semestre Noviembre 20- Abril 21 estima que aún la demanda de energía será un 2,7 % inferior al mismo semestre del año anterior. Sin embargo, en el sector comprendido por Grandes Usuarios Mayores y Autogeneradores del MEM se prevé un incremento del 4,9%, observándose de esta manera alguna recuperación en el sector en cuestión.

 

 

Para poder estudiar la oferta de generación, primero se estima la disponibilidad que habrá en dicho período en cuanto a capacidad del parque de generación e ingresos y egresos al sistema, para poder de este modo estimar el riesgo de suministro y los costos estimados asociados:

  • Disponibilidad térmica: Potencia térmica ingresante hasta fin de Abril de 799 MW, correspondientes a cierre de Ciclos Combinados y Cogeneración por convocatoria según Resolución SEE Nº 287/2017. Se considera a ATUCHA 2 operando limitada hasta su parada programada (octubre – diciembre)

 

  • Combustibles: Despacho por costos.
  • Gas Natural: Los consumos de Usinas son cubiertos con inyección Nacional e importación de Bolivia.
  • Fuel Oil: Límite máximo de consumo dependiendo de la disponibilidad de equipamiento.
  • Gas Oil: con límite de consumo semanal sostenido por logística de 200 mil m3.

 

  • Aportes hidráulicos: Se excluyen crónicas ricas en la región Comahue de acuerdo con las previsiones de la AIC. Para las regiones CUYO, CENTRO y NOA se consideraron las crónicas correspondientes al tercil inferior hasta noviembre y luego las correspondientes a la mitad seca. Para los ríos Paraná y Uruguay se excluyen crónicas ricas hasta fin de año.

 

  • Utilización de Embalses: Operatoria de embalses de acuerdo con las Normas de Manejo de Aguas. Erogado de Piedra del Águila según NMA.

 

  • Energías Renovables: Ingresos previstos hasta abril 2021 de 1.834 MW (256 MW corresponden al MaTER). Del total indicado, 1.082 se refieren a generación Eólica, 639 MW a generación solar, 97 MW a Bio Combustibles y 16 MW a generación Hidráulica.

 

  • Importación/Exportación: No se considera.

 

 

Por lo tanto, para el semestre en cuestión podemos observar un fuerte crecimiento del aporte de energía renovable con respecto al mismo semestre del año anterior al pasar de un 8% a un 14,3%, haciendo retroceder de esta manera el aporte de generación térmica que, se estima, estará cubierto en un 98,5 % por la provisión de Gas Natural a un precio estimado de 3 U$S/MMBTU.

 

 

Como consecuencia de la participación de distintas tecnologías en la generación de energía y de su costo de abastecimiento correspondiente, se puede obtener la siguiente matriz de costos de abastecimiento para el período de análisis:

 

 

Puede apreciarse que la tecnología con mayor incidencia en el precio final de generación eléctrica será la térmica (66 %) aunque es de mucho interés destacar que gracias al fuerte impulso que tuvieron las energías renovables durante estos últimos años, la misma ya queda en el segundo lugar con un 15 % de incidencia sobre el costo final, con perspectivas de que esta incidencia crezca en los próximos períodos a medida que sigan ingresando proyectos en ejecución o eventuales nuevos proyectos.

Otra cuestión de interés resulta ser la proyección de la potencia máxima registrada y la capacidad de respuesta esperada por el sistema para enfrentar tales escenarios, sobre todo en este semestre ya que cuenta con los meses más cálidos del año (meses en donde se tienden a registrar los picos de potencia). A partir de este estudio, se estima que la potencia máxima registrada en los meses de verano podría alcanzar los 27.900 MW mientras que la probabilidad de abastecer ese pico con las reservas disponibles es del 99,8 %. Esto quiere decir que se espera que el parque de generación no tenga mayores dificultades en cubrir los picos de potencia durante los meses más cálidos del año.

Como resultado de este estudio, se estima que el costo medio de abastecimiento durante el semestre comprendido entre noviembre de 2020 y abril de 2021 sería de aproximadamente 55 U$S/MWh para cubrir una energía total de 62.456 GWh.

En tal aspecto, el costo de abastecimiento estimado mes a mes se puede observar en la siguiente tabla:

 

 

En cuanto a los Precios Estacionales publicados, no se observan variaciones respecto de los precios sancionados vigentes según Resolución SE Nº 70/2020:

 

 

En la tabla anterior puede apreciarse que se estima un porcentaje de cobertura del precio mónomico del MEM a través de los precios estacionales del orden del 46%. En tal aspecto, los usuarios de la distribuidora con demandas mayores o iguales a 300 kW (GUDIs) abonarían el 66% del costo total. Por otro lado, los usuarios de las distribuidoras con demandas menores a 300 kW no residenciales (Comerciales e industriales) abonarían aproximadamente el 48% mientras que los usuarios residenciales abonarían un 42%.

Cabe destacar que el porcentaje restante o no cubierto con los precios estacionales estimados deberá ser cubierto mediante subsidios del estado nacional en función de las actuales disposiciones.

 

Licitación Gas Natural para generación de CAMMESA mes de OCTUBRE

 

El 23 de septiembre se realizó una nueva subasta electrónica en el MEGSA para el aprovisionamiento de gas natural interrumpible que utilizarán las centrales térmicas del país durante el mes de octubre. La misma arrojó un precio promedio país de 2,07 U$S/MMBTU en el Punto de Ingreso al Sistema de Transporte (PIST), siendo éste el menor precio resultante del año 2020 por el momento.

En total fueron 74 las ofertas que se presentaron para el aprovisionamiento que realiza la Compañía Administradora del Mercado Mayorista Eléctrico (CAMMESA) que se traducen en un volumen total de 61,5 MMm3 (un 77% mayor que el volumen ofertado en la anterior subasta). Esto refleja en cierta manera el interés de las productoras en colocar en este segmento buena parte de su gas, dejando en claro la intención de asegurarse en el segmento de la generación una buena cuota de su producción. Además, como la industria hidrocarburífera estuvo demandada en el invierno, con el comienzo de la temporada estival la producción entra en un declino que recién se notará en las próximas semanas.

En este sentido, la cuenca con mayor volumen diario ofertado fue la Neuquina con 42,94 MMm3/d, seguida de Tierra del Fuego con 14,95 MMm3/d y por último Santa Cruz, Chubut y Salta con 1,2 MMm3/d cada una.

En cuanto a precios medios ponderados, el menor valor se registró para la provincia de Santa Cruz (1,98 U$S/MMBTU), seguido por Neuquén (2,03 U$S/MMBTU), Tierra del Fuego (2,08 U$S/MMBTU), Chubut (2,35 U$S/MMBTU) y Salta (2,42 U$S/MMBTU).

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