Programación Estacional Definitiva Noviembre 2013 – Abril 2014.
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Programación Estacional Definitiva
Noviembre 2013 – Abril 2014
Evolución de la Demanda
• Record de Verano 22169 MW. Record de Invierno 22552 MW.
•
Máximos de Potencia
Potencia Verano 2007
Invierno 2007
Verano 2008
Invierno 2008
Verano 2009
Invierno 2009
Verano 2010
Invierno 2010
Verano 2011
Invierno 2011
Record Verano 2012
Invierno 2012
Record Verano
2013
Record Invierno
2013
Potencia MW 17881 18345 17930 19126 18596 19566 19370 20843 20913 21564 21949 20978 22169 22552
Día Miercoles Jueves Miercoles Lunes Jueves Jueves Viernes Martes Jueves Lunes Jueves Jueves Viernes Lunes
Fecha 18-abr 14-jun 20-feb 23-jun 19-feb 23-jul 29-ene 03-ago 10-mar 01-ago 16-feb 07-jun 01-feb 22-jul
Temperatura °C 24.8 10.0 28.1 8.4 29.2 5.1 30.1 5.95 27.7 5.9 27.6 5.5 30.6 5.2
Hora 19.47 19.56 22.10 19.37 22.00 19.59 14.52 19.45 20.31 20.18 15.10 20.35 15.35 20.26
8000
10000
12000
14000
16000
18000
20000
22000
24000
9035
9325
10104
10213
11243
11776
12269
12730
13754
14061
13481
14359
15032
16143
17395
18345
19126
19566
20843
21564
21949
22552
Jul Jul Jul Jul Jun Jun Jun Jul Jul Feb Feb Jul Dic Nov Jul Jun Jun Jul Ago Ago Feb Jul
1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
MW Potencias Máximas Anuales
Verano
Verano
Verano
Máximos Diarios de Energía:
• Hábiles: Miércoles 30 de enero de 2013 con 455.7 GWh y 28.5 °C.
• Hábiles de Invierno: Lunes 22 de julio de 2013 con 451.9 GWh y 5.2 °C.
• Sábado: 16 de Febrero de 2013 con 415.5 GWh y 28.8 °C.
• Domingo: 21 de Julio 2013 con 382.5 GWh y 4.2°C.
4
7
10
13
16
19
22
25
28
31
310
320
330
340
350
360
370
380
390
400
410
420
430
440
450
460
OCT NOV DIC Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep
°CGWh Energías Días Hábiles Octubre/12 - Septiembre/13
Energía Temperatura Diaria Temperatura Media Histórica
451.9 GWh455.7 GWh
Consumos de Energía
• El crecimiento medio móvil anual se ubica en el 3.3%, estos valores no incluyen Patagonia y están ajustados a igual cantidad de tipo de días y temperatura media mensual (hasta Septiembre 2013).
-12.0%
-10.0%
-8.0%
-6.0%
-4.0%
-2.0%
0.0%
2.0%
4.0%
6.0%
8.0%
10.0%
12.0%
ene-01
ene-02
ene-03
ene-04
ene-05
ene-06
ene-07
ene-08
ene-09
ene-10
ene-11
ene-12
ene-13
Demanda Neta de Energía Ajustada a Igual Cantidad de Tipo de Día y Temperaturas Medias (sin Patagonia)
Mensual Real Móvil Anual Ajustado
5.0
10.0
15.0
20.0
25.0
30.0
2000
2100
2200
2300
2400
2500
2600
2700
2800
2900
3000
41 43 45 47 49 51 1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 33 35 37 39
°CGWh
Energías y Temperaturas SemanalesSemana 41/2012 a 40/2013
Energías Semanales Temperaturas Medias Semanales
Record de Energía SemanalSemana 7: 2919.3 GWh
Consumos de Energía Semanal
Record de Energía SemanalSemana 7 de 2012: 2919,3 GWh
Previsiones Demanda
Resumen Previsiones de Energía:Para el semestre Noviembre – Abril 2014 los Agentes prevén un crecimiento del 5.5%.
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
5000
6000
7000
8000
9000
10000
11000
jun-02 oct-03 feb-05 jul-06 nov-07 abr-09 ago-10 dic-11 may-13 sep-14
GWh Demandas Netas Desestacionalizadas
Jun'02 - Set'08
Oct'08 - Abr'09
May'09 - Sep'13
Valores Previstos por los Agentes
Previsiones por Regiones y Tipos de Agentes:
Para el Semestre Nov’13 – Abr’14 los agentes Distribuidores prevén un crecimiento del 4.9%, mientras que los GUMAS un 8.3%.
La tasa de crecimiento prevista por los Agentes para el semestre es del 5.5%. El mismo semestre del año anterior registró un crecimiento del 2.0%, de esta manera el crecimiento considerando 2013 con respecto al 2011 sería del 7.5%
El área (GBA + BAS) prevé un crecimiento del 5.7%., mientras que el resto del país un 5.3%.
2012 2013
NOA 5207 5439 4.5%
NEA 4136 4387 6.1%
CUY 4026 4219 4.8%
CEN 5235 5501 5.1%
LIT 7598 7953 4.7%
GBA 22792 24034 5.4%
COM 2468 2647 7.3%
BAS 7131 7592 6.5%
PAT 2278 2434 6.9%
Total 60871 64206 5.5%
GBA + BAS 29924 31626 5.7%
Resto 30948 32580 5.3%
Demandas Netas de Energías
GWh
Nemo Crecimiento
2013 Vs 2012
Semestre Nov-Abr
2012 2013
Distribuidores 50937 53446 4.9% 83%
GUMAs + Autogeneradores
9934 10760 8.3% 17%
Total 60871 64206 5.5%
Semestre Nov-Abr 2014
Nemo Crecimiento ParticipacionGWh
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Hipótesis:Optimización del Despacho acorde a lo estipulado en Nota S.E. N° 5129 del 3 de Septiembre de 2013
Aportes hidráulicos: Para el Comahue se consideraron crónicas concordantes con la previsión de aportes Primavera/Verano de la AIC. Para el río Paraná se consideró la mitad más rica de las crónicas históricas. Uruguay y Futaleufú todas las crónicas.
Disponibilidad térmica: Embalse limitada al 80% hasta su parada prolongada prevista para principios de Junio de 2014. Nuevo Puerto TV 5 E/S principios de enero 2014 y TV 6 F/S a fines del mismo mes. Tucumán TG01 indisponible hasta fines de Octubre. Pilar TG11 F/S hasta diciembre 2013. Las dos unidades de Pluspetrol F/S todo el período.
Gas: Disponibilidad similar al mismo periodo del año anterior.
Fuel Oil: Oferta nacional considerada del orden de las 150.000 ton mensuales .
Gas Oil: Sin restricción para los consumos previstos.
IMP/EXP Brasil: No se consideró.
Energías Renovables: Se consideró E/S el Parque Eólico Loma Blanca IV para el período (50 MW).
Utilización de Embalses: Operatoria de embalses de acuerdo a las Normas de Manejo de Aguas, preservando reservas.
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
14000
16000
18000
20000
22000
24000
26000
07-1
0-13
14-1
0-13
21-1
0-13
28-1
0-13
04-1
1-13
11-1
1-13
18-1
1-13
25-1
1-13
02-1
2-13
09-1
2-13
16-1
2-13
23-1
2-13
30-1
2-13
06-0
1-14
13-0
1-14
20-0
1-14
27-0
1-14
03-0
2-14
10-0
2-14
17-0
2-14
24-0
2-14
03-0
3-14
10-0
3-14
17-0
3-14
24-0
3-14
31-0
3-14
07-0
4-14
14-0
4-14
21-0
4-14
28-0
4-14
ACAJTV07AESPTG01AESPTG02AESPTV01APARTV01ARGETG01ATUCNUCLBBLATV29BBLATV30BLOPTG01BSASTG01BSASTV01COSTTV01COSTTV02COSTTV03COSTTV04COSTTV07
DSUDTG09DSUDTG10EBARTG01EBARTG02
EMBANUCLENSETG01GBELTG01GBELTG02GBELTV01
GEBATG01GEBATG02GEBATG03GEBATV01
GUEMTG01GUEMTV13LDCUTG25LDCUTV15NPUETV05NPUETV06
PILATG11PILATG12PILATV10
PNUETV07PNUETV08PPNOTG01PPNOTG02ROCATG01SMTUTG01SMTUTG02SMTUTV01
SNICTV15SORRTV13TANDTG01TANDTG02TANDTV01TIMBTG02TUCUTG01TUCUTG02TUCUTV01
Programación Estacional Definitiva Nov 13 - Abr 14 Cronograma de mantenimientos – Térmicas más de 80 MW
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Despacho y consumo de combustibles:
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Real Previsto Real PrevistoNoviembre-Enero 2012
Noviembre-Enero 2013
Noviembre-Enero 2012
Noviembre-Enero 2013
Alto 10405 Alto 49.6Medio 9788 Medio 46.2Bajo 9185 (Mm3/dia) Bajo 41.7Alto 5409 Alto 496
Medio 4993 Medio 457Bajo 4552 (Miles Tn) Bajo 432Alto 590 Alto 231
Medio 590 Medio 231Bajo 590 (Miles Tn) Bajo 231Alto 0 Alto 180
Medio 0 Medio 166Bajo 0 (Miles m3) Bajo 152Alto 129
Medio 104Bajo 76
9862TERMICO
Despacho Generación (MW med)
140
CARBON
GASOIL
241
GAS 50.5
FUEL OIL
658
Consumos Combustibles
46.2E.Renovables
INTERCAMBIO 0
HIDRAULICO 4345
NUCLEAR 171
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
9000
10000
11000
12000
13000
14000
15000
16000
17000
18000
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-mediosDemanda Total MEM
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
9500
10000
10500
11000
11500
12000
12500
13000
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-medios
Generación Termica Total (Incluye Nuclear)
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
10
20
30
40
50
60
70
Combustibles Previsto (MMm3 equivalente)Nov 2013 - Abr 2014
Gas Nacional + Bol CM FO Nacional GNL Resultante GNL Adicional o FO Importado GNL Adicional y/o GO
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
5
10
15
20
25
30
35
40
45
50
55
60
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
Mm3/díaConsumos de gas previstos
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
10
20
30
40
50
60
70
80
90
100
110
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
Miles de Ton / SemConsumo Previsto F. Oil
Alto
Medio
Bajo
Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2500
2750
3000
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
Miles de TonConsumo Acumulado F.Oil
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
25
50
75
100
125
150
175
200
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
Miles de m3 / Sem
Consumo Previsto de G. Oil
Alto
Medio
Bajo
Real2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
250
500
750
1000
1250
1500
1750
2000
2250
2500
2750
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
Miles de m3 Consumo Acumulado G.Oil
Alto
Medio
Bajo
Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-mediosGeneración HidráulicaTotal
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
500
1000
1500
2000
2500
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-mediosGeneración Hidráulica Comahue
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-mediosGeneración Hidráulica Salto Grande
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
0
500
1000
1500
2000
2500
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
MW-medios Generación Hidráulica Yacyretá
Alto Medio Bajo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
692
694
696
698
700
702
704
706
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
msnm Evolución Esperada de Alicura
Alto Bajo Atenuación Med Niv Mínimo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
564
566
568
570
572
574
576
578
580
582
584
586
588
590
592
594
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
msnm Evolución Esperada de Piedra del Aguila
Alto Bajo Atenuación Med Niv Mínimo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
367
368
369
370
371
372
373
374
375
376
377
378
379
380
381
382
383
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
msnm Evolución Esperada de Chocón
Alto Bajo Atenuación Med Niv Mínimo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
410
412
414
416
418
420
422
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
msnm Evolución Esperada de P.Banderita
Alto Bajo Atenuación
Med Niv Mínimo
464
467
470
473
476
479
482
485
488
491
494
497
42 43 44 45 46 47 48 49 50 51 52 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17
Nov Dic Ene Febr Mar Abr
2014
msnm Evolución Esperada de Futaleufú
Alto Bajo Atenuación Med Niv Mínimo Real 2012/13
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Mantenimiento de toda la Central semanas 11 y 12 condiciona cota de operación del embalse
Principales Resultados: Valores orientativos
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Pico Resto Valle Medio10% 120.00 120.00 120.00 120.00
25% 120.00 120.00 120.00 120.00
40% 120.00 120.00 120.00 120.00
50% 120.00 120.00 120.00 120.00
70% 120.00 120.00 120.00 120.00
80% 120.00 120.00 120.00 120.00
P.Exc.Nov'13 - Ene'14
Monómicos Medios Resultantes Nov'13 - Ene'14A Distribuidores SPOT SPOT SPOT
$/MW-mes $/MWh $/MWh $/MWh $/MWhProbabilidad de Excedencia 10% 10% 50% 80%
Energía 120.00 120.00 120.00 120.00SCTD + Adicional SCTD 256.44 80.67 74.02 71.24
Energía Adicional 9.23 3.28 3.28 3.28Sobrecosto Combustible 15.72 7.70 7.65 7.60
Sobrecosto Contratos Abast. MEM 228.01Potencia Despachada 4600 6.90 6.90 6.90 6.90Reserva de Potencia 3919 7.55 1.25 1.25 1.25
Servicios Asociados a la Potencia 6900 15.35 2.28 2.28 2.28Servicio Reserva Instantánea 18 0.04 0.01 0.01 0.01
TOTAL 659.24 222.09 215.40 212.56
Principales Resultados: Valores orientativos
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Estimación Resultado Trimestral Total de Fondos y Cuentas (Millones de $) a partir del estado de Fondos según nota S.E. 4391 del 06/ 08/ 13
Para diferentes Precios Sancionados y Precios Resultantes en el Trimestre Trimestre: Nov'13 - Ene'14 Provisoria
Pico Resto Valle Total6,492 14,788 6,558 27,838
Precio Sancionado ($/MWh) Precio Resultante en el Trimestre ($/MWh)
Pr.Exc. 10% 25% 40% 50% 70% 80%
Energía 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00 120.00
SCTD Spot Dem Base 80.67 77.04 74.75 74.02 72.05 71.24
E.Adic.+SCComb+ SCAMEM(*) 92.24 92.23 92.21 92.20 92.17 92.14
Potencia 10.45 10.45 10.45 10.45 10.45 10.45
Monómico 303.36 299.72 297.40 296.67 294.67 293.83
10% 120.00 256.44 253.14 29.85 659.42 9,912 10,013 10,078 10,098 10,154 10,177
25% 120.00 256.44 253.13 29.85 659.41 9,912 10,013 10,078 10,098 10,154 10,177
40% 120.00 256.44 253.10 29.85 659.38 9,911 10,012 10,077 10,097 10,153 10,176
50% 120.00 256.44 253.09 29.85 659.38 9,911 10,012 10,077 10,097 10,153 10,176
70% 120.00 256.44 253.07 29.85 659.35 9,910 10,011 10,076 10,096 10,152 10,17680% 120.00 256.44 253.04 29.85 659.32 9,909 10,011 10,075 10,096 10,151 10,175
96.00 -5,772 -5,671 -5,607 -5,586 -5,531 -5,507
(*)SCAMEM Previsto ($/MWh)= 81.3 Pr.Exc. ($/MWh) 10% 25% 40% 50% 70% 80%SCAMEM Cobrado($/MWh) = 228.0 SCTD Spot Dem Exc 686.55 634.29 618.86 613.64 606.56 606.56
SC
TD
Ene
rgía
Sanción Actual Res. SE. N° 2016/2012
Pr.
Exc
.
Mo
nó
mic
o
Pot
enci
a
Demanda Fuera de Contrato [GWh]
E.A
dic.
+S
CC
omb+
S
CA
ME
M C
obra
do
Monómico Medio Resultante + Transporte
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
Probabilidad de ExcedenciaEnergía
SCTD + Adicional SCTDEnergía Adicional
Sobrecosto Combustible Sobrecosto Contratos Abast. MEM
Potencia DespachadaReserva de Potencia
Servicios Asociados a la PotenciaServicio Reserva Instantánea
Sin Ac. Inst. Con Ac. Inst.
Transp. Alta Tensión 1.36 2.71Transp. Distro 1.82 3.70
TOTAL Monómicos Medios + Transporte 218.57 221.81
6.901.252.280.01
Monómicos Medios Resultantes + Transporte
50%120.0074.02
Nov'13 - Ene'14SPOT
$/MWh
3.287.65
Programación Estacional Definitiva Nov 13 – Abr 14
RESUMEN DE OBSERVACIONES REALIZADAS
A LA PROGRAMACION ESTACIONAL NOVIEMBRE 2013 – ABRIL 2014
EMPRESA OBSERVACIÓN PROPUESTA DE RESPUESTA
Central Dock SudEndesa Costanera
Observan la Programación Estacional en lo que respecta a la Remuneración Variable No
Combustible instruida por la Resolución 95/2013 y utilizada en el calculo de CVP y del Monómico
Medio resultante, por no ajustarse a los costos del presente año 2013 de acuerdo a lo solicitado por dichas Empresas a la SE, solicitando una nueva
publicación con los costos actualizados y el quebranto asociado.
La Programación fue realizada de acuerdo al marco regulatorio e instrucciones de la autoridad
regulatoria vigentes.Se remitirán las observaciones a la autoridad regulatoria a sus efectos.